contenido - upme final.pdf · 1. introducción actualmente, el sector eléctrico se encuentra bajo...

1

Universidad Nacional de Colombia Facultad de Ingeniería

Departamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica

Definición de Funcionalidades Mínimas de un Medidor Inteligente en

Colombia

Grupo de Investigación: Electrical Machines & Drives, EM&D


Contenido 1. Introducción ...................................................................................................................................... 3

2. Requerimientos de funcionalidades .................................................................................................. 5

2.1 Requerimientos por parte de los Usuarios Finales ......................................................................... 5

2.1.1 Acceso a la información ...................................................................................................... 5

2.1.2 Frecuencia de actualización ................................................................................................ 5

2.1.3 Medición bidireccional ....................................................................................................... 6

2.2 Requerimientos de los operadores de red ...................................................................................... 6

2.2.1 Lectura Remota del Medidor .............................................................................................. 6

2.2.2 Operación sobre el medidor ................................................................................................ 6

2.2.3 Detección de manipulación ................................................................................................. 6

2.2.4 Medición de Calidad de Potencia ........................................................................................ 6

2.2.5 Frecuencia de actualización ................................................................................................ 6

2.3 Requerimientos de los comercializadores ...................................................................................... 7

2.3.1 Soportar diferentes esquemas de tarificación ...................................................................... 7

2.3.2 Operación sobre el medidor ................................................................................................ 7


2.3.4 Detección de manipulación ................................................................................................. 7

2.4 Requerimientos de los organismos de control ............................................................................... 7


2.4.2 Medición de Calidad de Potencia ........................................................................................ 8

3. Criterios de selección para la definición de funcionalidades ............................................................ 8

3.1 Costos ............................................................................................................................................. 8

3.2 Beneficios de las funcionalidades .................................................................................................. 8

3.3 Criterios regulatorios para la implementación CREG 038 - NTC 6079 ........................................ 8

3.4 Nivel de implementación ............................................................................................................... 8

3.5 Interoperabilidad ............................................................................................................................ 9

2



3.6 Comunicaciones con protocolos estándares y abiertos .................................................................. 9

3.7 Criterios de seguridad .................................................................................................................... 9

3.8 Uso de la funcionalidad por parte de los agentes del sistema involucrados .................................. 9

4. Evaluación de criterios ...................................................................................................................... 9

5. Definición de funcionalidades mínimas .......................................................................................... 19

6. Conclusiones ................................................................................................................................... 20

7. Referencias ...................................................................................................................................... 21

3



1. Introducción

Actualmente, el sector eléctrico se encuentra bajo un proceso de evolución, en el cual se están integrando

las nuevas tecnologías dentro de las redes eléctricas convencionales, que fueron desarrolladas durante

los últimos años. Ahora la red eléctrica se ha convertido en un desafío multidisciplinario que abarca no

solamente componentes eléctricos, también debe tener en cuenta la utilización de infraestructura de

comunicación de última tecnología y el desarrollo de aplicaciones de software.

Por otra parte, los equipos de medición de energía eléctrica han evolucionado paralelamente con la

aparición de nuevos dispositivos de cómputo que brindan una mejor capacidad de procesamiento, una

mayor velocidad de ejecución de tareas y un reducido tamaño. Esto ha permitido a los equipos de medida

ofrecer un mayor número de servicios, aumentando su utilidad dentro de un sistema eléctrico de potencia.

El viejo medidor que únicamente llevaba el registro de la energía consumida está condenado a

desaparecer, siendo remplazado por equipos electrónicos que abren la posibilidad de ofrecer un número

de aplicaciones adicionales, basadas en la integración de las tecnologías de la información y las

comunicaciones.

Como consecuencia, ahora es posible encontrar gran variedad de equipos de medición que ofrecen un

gran número de funcionalidades que se adaptan a los requerimientos de los usuarios. En este punto, es

importante aclarar la diferencia entre una funcionalidad y una tecnología, debido a que frecuentemente

estos términos se pueden llegar a confundir. Una funcionalidad en un equipo, se toma como la capacidad

del mismo de efectuar una acción. Por ejemplo, un equipo de medida moderno tiene la funcionalidad de

efectuar medición de energía Activa, Reactiva y Aparente tanto la que es importada, como la que es

exportada. Por otra parte, una tecnología, hace referencia a la forma como es realizada dicha medición,

es decir, el equipo puede utilizar dispositivos de conversión análogo digital o algún otro tipo de

dispositivos para obtener la información.

Generalmente, los medidores inteligentes tienen integradas diversas funcionalidades que fácilmente

pueden ser clasificadas de la siguiente manera

Funciones inherentes al medidor: Bajo esta categoría se encuentran todas las funcionalidades

relacionadas a la operación del medidor, bajo un esquema AMI. Es decir, únicamente abarcan las

funcionalidades necesarias para que el equipo pueda integrarse con los demás equipos. Es

importante mencionar que las funcionalidades bajo esta categoría, no comparten información con

los diferentes agentes que hacen parte del sector.

Funcionalidades soportadas por el medidor: Bajo esta categoría, se clasifican todas las

funcionalidades que producen la información requerida para el correcto funcionamiento de las

aplicaciones desarrolladas por los demás agentes.

En la Tabla 1 se observan las funcionalidades que fueron seleccionadas en [1] a partir del estudio de los

casos de estudio internacionales y del conjunto mínimo de funcionalidades definido por la comunidad

europea a través de [2].

4



Tabla 1. Conjunto de funcionalidades consideradas para el estudio. Tomado de [1]

Grupo

Funci. SImbolo Descripción de la funcionalidad

Inh

eren

tes

al

med

idor

Almacenamiento de datos en el medidor

Permite la comunicación bidireccional por diferentes medios

Soporta unas comunicaciones de datos seguras

SIN

Permite la sincronización de tiempos del medidor con el sistema de

medida

Permite la configuración (intervalos de lectura, tarifas, etc.) y

actualización (Software, firmware, etc.) remota del medidor

Sop

ort

ad

as

por

el m

edid

or

Fu

nci

on

ali

dad

es s

op

ort

ad

as

por

el m

edid

or

USU Acceso del usuario a la información del medidor

LRM Lectura remota del medidor

TAR Soporta esquemas de tarificación avanzada

CDL Conexión y desconexión del suministro de energía y/o limitación

de potencia de forma remota

FRA Prevención y detección de fraudes

Soporta la importación y exportación de energía

Proporciona medidas de calidad de potencia

Soporta la implementación de modo prepago

Soporta la integración de Redes de Automatización del Hogar

(HAN)

Como se puede observar, se tienen en cuenta funcionalidades de todo tipo que permiten obtener el mayor

beneficio de la implementación de tecnología. Sin embargo, es necesario definir las funcionalidades

mínimas con las que deben contar el medidor inteligente y de esta forma garantizar la viabilidad de la

ALM

COB

SEG

A&C

GD

CAL

PRE

HAN

5



implementación de estos equipos sobre la red eléctrica colombiana sin sacrificar beneficios que puedan

llegar a ser importantes.

2. Requerimientos de funcionalidades

Para explotar al máximo todos los beneficios de un sistema AMI, es necesario contar con una potente

infraestructura en cuanto a equipos de medición, canales de comunicación y desarrollo de software que

permita la interacción, de manera coordinada y eficiente de la información que es registrada en cada

instante. El equipo de medida se destaca por ser la base fundamental del sistema, teniendo en cuenta que

es el encargado de recolectar la información y ponerla a disposición de los agentes interesados. Por esta

razón, es fundamental efectuar una adecuada selección de las funcionalidades con las que debe contar el

equipo.

Analizando las experiencias internacionales, se ha identificado que los agentes que presentaran un mayor

beneficio con la implementación de esta tecnología serán los usuarios, los operadores de red, los

comercializadores y los entes de control. Cada uno de estos agentes, cuenta con una serie de necesidades

únicas que deben ser analizadas con rigurosidad para plantear las funcionalidades que satisfacen los

requerimientos y las expectativas de cada uno. Por esta razón a continuación se plantearan los

requerimientos que deben ser tenidos en cuenta respecto a cada uno de los agentes mencionados, basado

en la recopilación de experiencias internacionales y conceptos de personas expertas en el tema.

2.1 Requerimientos por parte de los Usuarios Finales

El usuario final será el agente que presentará el cambio más significativo con respecto a su rol en el

esquema actual. Se convertirá en un componente activo dentro del sistema, lo que le abre la posibilidad

de gestionar de manera mucho más eficiente su propio consumo, basándose siempre en las mediciones

que son registradas. Como consecuencia, es necesario que el equipo de medida este en la capacidad de

ofrecer al usuario final ciertas funcionalidades con el fin de satisfacer las siguientes necesidades

2.1.1 Acceso a la información

El usuario debe estar en la capacidad de acceder a las lecturas del equipo de medida y poderlas gestionar

de la manera como el la considere, ya sea a través de un tercero o por su propia cuenta. Esta funcionalidad

permitirá plantear los esquemas de ahorro de energía, respuesta a la demanda y servirá como fuente de

información para sistemas de automatización del hogar entre otros usos. Así mismo, se recomienda que

los equipos de medida cuenten con una interfaz normalizada, que facilite la entrega de la información al

consumidor.

2.1.2 Frecuencia de actualización

Es necesario garantizar una frecuencia de actualización suficiente para que la información se pueda

utilizar para las aplicaciones de ahorro de energía. Así mismo, tener la información actualizada se

convierte en una herramienta fundamental para que el usuario pueda evidenciar la eficacia de sus

estrategias de ahorro en tiempo real.

6



2.1.3 Medición bidireccional

Teniendo en cuenta el creciente número de implementación de soluciones de generación distribuida, es

pertinente que el equipo este en la capacidad de registrar tanto la energía que es importada, como la

energía que es exportada desde el usuario para facilitar el acceso de nuevas fuentes de generación dentro

del sistema que permitan aumentar la confiabilidad y calidad del mismo.

2.2 Requerimientos de los operadores de red

El operador de red debe garantizar el suministro de energía eléctrica a los usuarios cumpliendo con los

estándares de calidad exigidos por la regulación vigente. Para esto, el medidor debe permitir un aumento

en el monitoreo del sistema identificando con facilidad las zonas en donde se ha presentado una falla, o

conociendo de manera clara el número de medidores que se encuentran afectados por algún evento sobre

la red. Así mismo, el operador de red contará con la información del comportamiento y la evolución en

el tiempo de la demanda de los usuarios, lo que facilitara la toma de decisiones al momento de realizar

trabajo de expansión y planificación sobre la red. En este sentido, el medidor frente al operador de red

debe cumplir con los siguientes requerimientos.

2.2.1 Lectura Remota del Medidor

El operador de red, debe contar con la posibilidad de efectuar la lectura de ciertas variables dentro del

medidor, que permita aumentar la observabilidad del sistema y optimizar su gestión. Así mismo, contar

con la información registrada en el medidor, permite mejorar la información con la que cuenta el

operador de la red frente a las acciones que se deben efectuar sobre la red.

2.2.2 Operación sobre el medidor

Es necesario que el operador pueda realizar operación de apertura y cierre así como contar la posibilidad

de limitar la cantidad de potencia de un usuario en caso de que la operación del sistema así lo requiera.

Esto permitirá agilizar las maniobras que deben ser efectuadas sobre la red y podría minimizar el impacto

de algunos eventos presentados sobre el sistema.

2.2.3 Detección de manipulación

El equipo debe estar en la capacidad de identificar cuando está siendo manipulado por personal externo

a la operación, de esta forma se podrá prevenir el fraude o adulteración.

2.2.4 Medición de Calidad de Potencia

El equipo podrá llevar registro de las variables de calidad de potencia que afectan el normal

funcionamiento de un sistema eléctrico. Esto permitirá al operador de red determinar el causante de las

perturbaciones o tomar las acciones necesarias para corregir algún tipo de afectación. Esto impactara

directamente sobre la calidad de servicio ofrecido hacia los usuarios.

2.2.5 Frecuencia de actualización

El equipo debe proporcionar la información con una frecuencia de actualización suficiente para que el

operador de red tenga la información representativa de lo que está sucediendo en el sistema.

7



2.3 Requerimientos de los comercializadores

El comercializador de energía podrá optimizar la forma como realiza su gestión y podrá construir nuevas

oportunidades de negocio a partir de las ventajas de tener un sistema AMI dentro de sus usuarios. Para

esto, es necesario que el medidor de energía cumpla con los siguientes requerimientos

2.3.1 Soportar diferentes esquemas de tarificación

Actualmente, se busca poder controlar el comportamiento de la curva de demanda ofreciendo incentivos

a los usuarios para que realicen su consumo de energía en los horarios donde se presenta menor demanda

y evitar utilizar el servicio en los momentos en donde el sistema está sometido a un mayor estrés. En este

sentido, es necesario que el medidor ofrezca la posibilidad de registrar el consumo de energía eléctrica

con respecto a la hora del día en la que se está efectuando para permitir que la facturación se realice con

respecto a los precios ofrecidos en cada una de las franjas horarias o la posibilidad de efectuar cambios

en la tarifa del medidor de manera remota.

2.3.2 Operación sobre el medidor

El comercializador debe contar con la posibilidad de controlar de manera remota el estado de suministro

de energía hacia un cliente o limitar la cantidad de potencia que es suministrada a un usuario con base en

el estado de cuenta del mismo. Esto aumentara la eficiencia del proceso de facturación, teniendo en

cuenta que se reducirá la necesidad del envío del recurso humano para efectuar el corte del suministro.


El comercializador requiere acceder al registro de energía eléctrica del medidor para poder llevar a cabo

el proceso de facturación de una manera mucho más eficiente. Así mismo podrá verificar el cumplimiento

de lo pactado en los contratos en cuanto a demanda de energía se refiere.

2.3.4 Detección de manipulación

Para el comercializador es fundamental garantizar que el equipo de medida no ha sido alterado o

modificado y que los registros que son leídos del equipo son lo suficientemente confiables para realizar

una facturación correcta.

2.4 Requerimientos de los organismos de control

Tienen la función de regular el comportamiento de los diferentes actores del sistema en la prestación del

servicio de energía eléctrica y está encargada de garantizar un servicio de calidad para la totalidad de los

usuarios entre otras funciones. En este caso, los organismos de vigilancia y control requieren que el

equipo de medida cumpla con los siguientes requerimientos:


Los organismos de control deben contar con la posibilidad de acceder a la información de los

medidores en busca de realizar vigilancia y control sobre el comportamiento de la demanda y enviar

8



señales de alerta que permita anticipar al colapso del sistema.

2.4.2 Medición de Calidad de Potencia

Los organismos de control son los encargados de llevar el registro del cumplimiento de las reglas para

cada uno de los agentes. En este caso, contar con la información de los registros de calidad de potencia

de los equipos permitirá verificar el cumplimiento de la normatividad en cuanto a parámetros

establecidos en las regulaciones.

3. Criterios de selección para la definición de funcionalidades

3.1 Costos

Este criterio se debe tener en cuenta con el fin de determinar la viabilidad económica en la

implementación de un sistema de medición avanzada. Asimismo, la comisión de la Unión Europea

sugiere la utilización de indicadores cuantificables para la evaluación costo/beneficio.

Este criterio se evaluará teniendo en cuenta el cumplimiento de las funcionalidades establecidas por parte

de, como mínimo, 4 referencias de medidores de cada empresa fabricante participante en el estudio,

incluyendo el costo de los equipos referenciados con el fin de determinar un costo por funcionalidad de

grupo de medidores bajo estudio, a través de un modelo de reducción del sistema de ecuaciones formado

a partir del cumplimiento de la funcionalidad y el precio total del medidor inteligente.

3.2 Beneficios de las funcionalidades

Este criterio resulta de suma importancia a la hora de la implementación de la tecnología y más aún en

la selección de las funcionalidades mínimas de un medidor inteligente, teniendo en cuenta los beneficios

presentados con su implementación para cada agente involucrado.

En general se espera que la implementación del sistema de medición avanzada traiga consigo la mejora

en la eficiencia del sistema, lo que se verá reflejado, entre otras, en el costo de operación del mismo.

3.3 Criterios regulatorios para la implementación CREG 038 - NTC 6079

Se busca la identificación anticipada de barreras regulatorias que afecten la viabilidad de la

implementación del sistema de medición avanzada, teniendo en cuenta las funcionalidades de los equipos

de medida que conformarán la infraestructura.

Asimismo, se busca determinar el conjunto de funcionalidades que han sido incluidas dentro de la

regulación vigente, con el fin de dar posible vía libre a la implementación del sistema AMI.

Por otra parte, teniendo en cuenta que la normatividad referente a los sistemas AMI se encuentra

actualmente en desarrollo, se pretende identificar la necesidad de establecer nueva normatividad o

realizar modificaciones de la vigente.

3.4 Nivel de implementación

Es necesario consultar las apreciaciones sobre el nivel de implementación de las funcionalidades y las

opciones tecnológicas existentes, con el fin de establecer las limitaciones operativas de la

implementación del sistema y los requerimientos de mantenimientos futuros. Todo esto con el fin de

9



estimar costos de operación y la viabilidad de una implementación gradual de la tecnología.

3.5 Interoperabilidad

La interoperabilidad con dispositivos de terceros para el acceso a la información disponible para los

clientes y terceros designados por los clientes; en este caso el sistema de gestión de medida.

Bajo un panorama de implementación masiva este criterio se convierte en uno de los aspectos

determinantes y de mayor relevancia, debido a la gran conglomeración de las diferentes tecnologías que

se espera sean implementadas.

3.6 Comunicaciones con protocolos estándares y abiertos

Este criterio está enfocado en evaluar, por medio de pruebas a la tecnología disponible para el desarrollo

del proyecto, los aspectos de confiabilidad del sistema de comunicación y sus diferentes componentes,

esquemas, arquitecturas, entre otras. Esto permitirá establecer y analizar los requerimientos de

interoperabilidad del sistema.

3.7 Criterios de seguridad

Por medio de pruebas se busca la verificación de los criterios de seguridad y protección de la información

transmitida, referente a las mediciones realizadas por los dispositivos. Es importante mencionar que ante

este aspecto, hoy en día, se desarrollan esfuerzos importantes en el ámbito de Cyber seguridad, dada la

vulnerabilidad que han presentado los sistemas informáticos relacionados, tales como el robo de

contraseñas, acceso a información confidencial, entre otras.

3.8 Uso de la funcionalidad por parte de los agentes del sistema involucrados

Se hace importante determinar las funcionalidades que serán empleadas por cada uno de los actores del

sistema eléctrico de acuerdo a sus necesidades particulares. En este orden de ideas, se hace alusión a que

no todas las funcionalidades del medidor inteligente representan el mismo interés para cada agente

involucrado.

4. Evaluación de criterios

Para la evaluación de los criterios seleccionados se tuvo en cuenta la información proveniente de los

talleres de expertos realizados a lo largo del proyecto, la ronda Delphi, las respuestas de las encuestas

realizadas a representantes de los fabricantes de medidores inteligentes, comercializadores y operadores

de red; al igual que, los resultados de las pruebas realizadas a los medidores suministrados para el

desarrollo del proyecto.

Costo: Este criterio evaluó las opiniones obtenidas de un taller de expertos, en el que se dio una

calificación frente a cada funcionalidad. Teniendo en cuenta que un valor cercano a 10 representa

un menor costo de la tecnología y por ende, una mayor viabilidad en la implementación de la

funcionalidad evaluada.

10



No obstante, se tendrán en cuenta los resultados de la matriz “costo vs funcionalidad”, una vez la

información completa sea suministrada por parte de los fabricantes.

Beneficio: Fue evaluada teniendo en cuenta los resultados del primer taller realizado en el marco

del proyecto, en el cual se indagaba sobre la opinión, de los agentes involucrados, acerca de los

beneficios que presentaba cada una de las funcionalidades consideradas; en términos económicos,

de confiabilidad, ambientales, de seguridad y regulatorios. Dando como resultado una votación

de la cantidad de beneficios presentados por funcionalidad.

Para la evaluación de criterio en conjunto con los demás definidos, se realizó una normalización

de la votación a un rango entre 0 y 10. Donde 10 corresponde a la funcionalidad que mayores

beneficios presentó; que en este caso fue: la lectura remota del medidor.

Regulación colombiana para la implementación: para este criterio se tuvo en cuenta la revisión

de la normatividad vigente en Colombia. Se realizó la búsqueda de las funcionalidades a evaluar

en la resolución Creg 038 de 2014 y la norma técnica colombiana NTC 6079 (Requisitos para

sistemas de infraestructura de medición avanzada (AMI) en redes de distribución de energía

eléctrica). Dando como resultado una calificación de 10, en la matriz de evaluación de criterios,

a las funcionalidades que se ajustan a la normatividad vigente (resolución CREG 038), ya que

esto determina una vía libre a la implementación de la tecnología.

Por otro lado, una calificación de 0 corresponde a una barrera regulatoria presente para una

funcionalidad. Este es el caso de la funcionalidad A&C - Permite la configuración (intervalos de

lectura, tarifas, etc.) y actualización (Software, firmware, etc.) remota del medidor. La cual se ve

obstaculizada en el artículo 32, ya que se define que para efectos de programación de medidor

debe seguirse el procedimiento de visita de revisión conjunta establecido en los artículos 47 y 48

de la Resolución CREG 156 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya. En este

caso la configuración remota del medidor no está considerada.

Además, se hizo la revisión de las funcionalidades bajo estudio en la NTC 6079, dando una

calificación de 9 a aquellas que aparecen en esta norma técnica. Calificación dada debido a que

la presencia de la funcionalidad en una norma técnica no corresponde a su obligatorio

cumplimiento.

En la Tabla 2 se muestra un cuadro comparativo de los aspectos regulatorios y normativos que se

incluyen en la resolución CREG 038-2014 y NTC 6019 respectivamente, para cada una de las

funcionalidades bajo estudio.

11



Tabla 2. Tabla comparativa de aspectos regulatorios y de normatividad por funcionalidad – CREG 038-2014 y NTC 6019

ÍTEM CREG 038-2014 CÓDIGO DE MEDIDA NORMA NTC 6019

1 USUAcceso del usuario a la

información del medidor.

6.1.3 Las unidades de medida pueden contar con

visualizaciones para que el cliente pueda leer su

consumo, algunos de estos están incorporados en el

medidor y otros son dispositivos separados del

medidor.

Artículo 15. Registro y lectura de la información.: a)

Los medidores deben contar con un dispositivo de

intercambio de información que permita la descarga

local de las mediciones realizadas y de los parámetros

configurados en el medidor, además de un sistema de

visualización de las cantidades registradas, así como, la

fecha y hora. El sistema de visualización puede o no

estar integrado a los medidores.

6.1.2. Los requisitos de operación y mantenimiento

local deben permitir tomar lecturas localmente y q el

usuario no se vea afectado.

b) Para la lectura remota de la información, cada

medidor debe contar con la infraestructura necesaria

que permita el cumplimiento de los plazos y

requerimientos establecidos en el artículo 37 de la

presente resolución.

6.3.1.2 Requisitos para administración de información:

El software del sistema AMI debe permitir la lectura

local y remota, acompañado de la fecha y hora.

3 TARSoporta esquemas de

tarificación avanzada

4 CDL

Conexión, desconexión y/o

limitación de potencia de

forma remota

6.1.5 Cuando las unidades de medida disponen de

mecanismos de conexión y/o desconexión se debe

tener comunicación bidireccional entre el sistema de

gestión y el dispositivo de corte para las operaciones

de forma remota

6.1.7.3 Los sistemas de medición centralizada debe

suspender el suministro al detectar manipulación,

acceso no autorizado y alertas con propósitos de

seguridad y proteger los equipos de medida.

6.3.3 Requisitos de gestión de eventos y alarmas: el

software de gestión del sistema AMI debe permitir a

detección de intervenciones no autorizadas al equipo.

6 GDSoporta la importación y

exportación de energía

Artículo 8. Requisitos generales de los sistemas de

medición: e) En los puntos de medición en los que se

presenten o se prevean flujos de energía en ambos

sentidos se deben instalar medidores bidireccionales

para determinar de forma independiente el flujo en cada

sentido.

7 CAL

Proporciona medidas de la

calidad de potencia (y

eventos)

6.3.2 Requisitos de configuración, control y operación

de componentes: El sistema pueda permitir la gestión

de calidad de la energía.

8 PRESoporta la implementación

de modo prepago

6.3.4 El sistema podrá contar con la posibilidad de

servicio prepago y el cambio a pospago o viceversa,

cuando se requiera. Este cambio se podrá hacer de

forma remota o local.

9 HANIntegración de Redes de

Automatización del Hogar

Prevención y detección de

fraudes FRA5

Artículo 27. Sellado de los elementos del sistema de

medición: a) Suministrar e instalar sellos y mantener el

registro correspondiente, para detectar manipulaciones

e interferencias sobre los medidores, los

transformadores de medida, las borneras de prueba y

demás elementos susceptibles de afectación y

protección mediante un sello.

2

FUNCIONALIDADES

LRMLectura remota del medidor

(y local)

Funcionalidades soportadas por el medidor

12



Tabla 2. Tabla comparativa de aspectos regulatorios y de normatividad por funcionalidad – CREG 038-2014 y NTC 6019 (continuación)

Nivel de implementación: Este criterio se evaluó teniendo en cuenta los resultados del segundo

taller de expertos realizado en el marco del proyecto, llevado a cabo el 10 de noviembre de 2016.

En este se planteó la calificación de las funcionalidades frente al nivel de implementación de la

tecnología (básica, media y avanzada) con respecto a 4 criterios (viabilidad económica,

potencialidad, factibilidad operativa y de mantenimiento y la factibilidad técnica). Para esta

evaluación de criterios se consideró el nivel de implementación medio para cada funcionalidad.

La descripción del nivel de implementación para cada funcionalidad se presenta en la tabla xxx.

Se aclara que se consideraron algunas funcionalidades con un único nivel de implementación.

ÍTEM CREG 038-2014 CÓDIGO DE MEDIDA NORMA NTC 6019

10 ALMAlmacenamiento de datos en

el medidor

Artículo 15. e) El almacenamiento de los datos

registrados en los medidores, principal y de respaldo,

debe ser como mínimo de 30 días con intervalo de

lectura cada 60 minutos, incluyendo la etiqueta de

tiempo.

6.2 Requisitos de la Unidad Concentradora: La unidad

concentradora de proporcionar funcionalidad para

almacenar durante un periodo de tiempo la información

y eventos de todas las unidades de medida asociada a

este, si aplica.

11 COBComunicación bidireccional

por diferentes medios


de componentes: el sistema debe estar orientado a

servicios que permitan la conectividad e interfaces con

otros sistemas bajo los modelo de integración de

información CIM (IEC 61968, IEC 61979) o

MultiSpeak.

12 SEGSoporta comunicaciones de

datos seguras

Artículo 17. Protección de datos. Los representantes

de las fronteras deben asegurar que los medidores,

tanto el principal como el de respaldo, de las fronteras

comerciales con reporte al ASIC cuenten con un

sistema de protección de datos.

13 SIN Sincronización de tiempo

Artículo 16. Sincronización del Reloj. El desfase

máximo permitido del reloj del medidor, con respecto a

la hora oficial para Colombia es: para tipo 1 y 2 30 seg,

y para tipo 3,4 y 5 es de 60 seg.


de componentes: El sistema debe permitir la

sincronización de reloj cuando aplique, en cumplimiento

con el código de medida.

14 A&CActualización y configuración

remota del equipo

Artículo 32. Cambios en la programación del medidor.

Para efectos de modificar la programación del medidor

debe seguirse el procedimiento de visita de revisión

conjunta establecido en los artículos 47 y 48 de la

Resolución CREG 156 de 2011 o aquella que la

modifique, adicione o sustituya.


de componentes: El sistema debe permitir el acceso

remoto al concentrador para realizar

actualizaciones, programaciones y/o configuración.

15 INT Interoperabilidad

6.3.4 Recomendaciones de administración y operación

de las comunicaciones del sistema: se recomienda que

la gestión de las comunicaciones permita

interoperabilidad a nivel de aplicación.

16 CDCSoporta esquemas de

control de carga


de componentes: El sistema pueda permitir la gestión

de la carga.

17 ULT

Detección y reporte

automático de la pérdida de

suministro

6.3.3. Requisitos de gestión de eventos y alarmas: el

sistema debe identificar y reportar la pérdida del

suministro de energía y el restablecimiento de éste.

Funcionalidades adicionales consideradas en la normatividad

Funcionalidades Inherentes al medidor

FUNCIONALIDADES

13



FUNCIONALIDADES

NIVELES DE IMPLEMENTACIÓN

1. Básica 2. Media 3. Avanzada

USU Acceso del usuario a la

información del medidor

Visualización de la

información a

través de display en

el medidor

Consulta de información

detallada a través de

página Web

Descarga de información a

través de un puerto o de

forma inalámbrica en tiempo

real e integrarla a un IHD (In

Home Display) y/o EMS

(Energy Management System)

LRM Lectura remota del medidor (y

local)

TAR Soporta esquemas de

tarificación avanzada

Que el medidor

admita 2 franjas

horarias (valle y

pico)

Que el medidor permita al

menos 8 franjas horarias

Que el medidor permita

esquemas de tarificación en

tiempo real

CDL

Conexión, desconexión y/o

limitación de potencia de forma

remota

Corte y

desconexión

Corte y desconexión y

limitación de potencia

FRA Prevención y detección de

fraudes

Alarmas por

apertura o

manipulación de

equipos

Reporte de eventos

cuando se presentan

alteraciones en los perfiles

de tensiones y corrientes

Detección y reporte en tiempo

real de intentos de acceso no

autorizado a los registros del

medidor

GD Soporta la importación y

exportación de energía

CAL Proporciona medidas de la

calidad de potencia (y eventos)

Máximos y

mínimos de tensión

y frecuencia

mensual

Máximos y mínimos de

tensión y frecuencia

mensual con un reporte de

eventos.

Máximos y mínimos de

tensión, frecuencia,

armónicos, sags y swells

mensual con un reporte de

eventos.

PRE Soporta la implementación de

modo prepago

HAN Integración de Redes de


ALM Almacenamiento de datos en el

medidor

Almacenamiento de

kwh y eventos por

mes

Almacenamiento de

variables eléctricas

(potencia activa y

reactiva, tensión, energía)

semanalmente

COB Comunicación bidireccional

por diferentes medios

SEG Soporta comunicaciones de

datos seguras

Solicitud de

identificación para

el acceso al sistema

Solicitud de identificación

para el acceso al sistema y

encriptación de la

información

SIN Sincronización de tiempo

C&A Actualización y configuración

remota del equipo

14



Interoperabilidad, Comunicaciones y Seguridad como aspectos relacionados con los

resultados a las pruebas realizadas a los medidores inteligentes suministrados para el desarrollo

del proyecto. Estos criterios no han sido evaluados todavía.

Uso de la funcionalidad por parte de los agentes involucrados en el sistema eléctrico (usuario

final/cliente, operador de red y comercializador) En este criterio se determinó el número de

funcionalidades que podría ser usado por cada uno los agentes y que representa un beneficio

directo (cliente, operador de red y comercializador)

Para cada caso se le ha dado una calificación entre 0 y 10 para cada funcionalidad de acuerdo a cada

criterio establecido, donde

0 Corresponde a la calificación donde se presenta mayor dificultad al implementar la

funcionalidad o existe una limitación regulatoria

10 Representa la mayor viabilidad. Es decir que la implementación de la funcionalidad es

factible

- Simboliza que la evaluación de ese criterio frente a la funcionalidad es indiferente / No

aplica / Indeterminado o no fue considerada en el estudio.

15



FUNCIONALIDADES CRITERIOS DE EVALUACIÓN TOT

AL

Grupo de

funcionalida

des

Símbo

lo

Descripció

n de la

funcionali

dad

Costo Beneficio

Regulaci

ón para

la

impleme

ntación

Nivel de

implementa

ción

Interopera

bilidad

Comunica

ciones

Segurida

d

Uso por

parte de

agentes

%

Inh

eren

tes

al

med

idor

Almacenamie

nto de datos

en el medidor 1 8.49 10 5.61

Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

2.5 35%

Permite la

comunicación

bidireccional

por diferentes

medios

5 9.33 9 5.78 Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

7.5 46%

Soporta

comunicacion

es de datos

seguras

- 5.25 10 5.95 Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

2.5 30%

Permite la

sincronizació

n de tiempos

del medidor

con el

sistema de

medida


Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

2.5 43%

Permite la

configuración

(intervalos de

lectura,

tarifas, etc.) y

actualización

(Software,

firmware,


Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

5.0 24%

ALM

COB

SEG

A&C

16




AL

Grupo de

funcionalida

des

Símbo

lo

Descripció

n de la

funcionali

dad

Costo Beneficio

Regulaci

ón para

la

impleme

ntación

Nivel de

implementa

ción

Interopera

bilidad

Comunica

ciones

Segurida

d

Uso por

parte de

agentes

%

etc.) remota

del medidor

Sop

ort

ad

as

por

el m

edid

or

Acceso del

usuario a la

información

del medidor


Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

2.5 44%

Lectura

remota del

medidor 10 10.00 10 7.06

Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

7.5 56%

Soporta

esquemas de

tarificación

avanzada

6 5.21 - 5.10 Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

7.5 30%

Conexión y

desconexión

del

suministro de

energía y/o

limitación de

potencia de

forma remota


Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

5.0 40%

Prevención y

detección de

fraudes 10 3.00 10 6.31

Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

5.0 43%

17




AL

Grupo de

funcionalida

des

Símbo

lo

Descripció

n de la

funcionali

dad

Costo Beneficio

Regulaci

ón para

la

impleme

ntación

Nivel de

implementa

ción

Interopera

bilidad

Comunica

ciones

Segurida

d

Uso por

parte de

agentes

%

Soporta la

importación y

exportación

de energía


Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

10.0 55%

Proporciona

medidas de

calidad de

potencia


Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

5.0 37%

Soporta la

implementaci

ón de modo

prepago


Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

7.5 40%

Soporta la

integración

de Redes de

Automatizaci

ón del Hogar

(HAN)


Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

5.0 17%

Ad

icio

nale

s

ADD

Consulta y

parametrizaci

ón local del

equipo


Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

2.5 37%

ADD

Reconexión

del servicio

de forma

local


Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

2.5 37%

GD

CAL

PRE

HAN

18




AL

Grupo de

funcionalida

des

Símbo

lo

Descripció

n de la

funcionali

dad

Costo Beneficio

Regulaci

ón para

la

impleme

ntación

Nivel de

implementa

ción

Interopera

bilidad

Comunica

ciones

Segurida

d

Uso por

parte de

agentes

%

INT Interoperabili

dad 2 - 9 -

Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

2.5 17%

CDC

Soporta

esquemas de

control de

carga

1 - 9 - Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

2.5 16%

ULT

Detección y

reporte

automático de

la pérdida de

suministro

3 - 9 - Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

Resultado Pruebas

2.5 18%

19



5. Definición de funcionalidades mínimas

Para la selección de las funcionalidades mínimas de un medidor inteligente, en el contexto colombiano,

se tuvo en cuenta la evaluación de 8 criterios para cada una de las funcionalidades definidas para el

presente estudio. Los criterios seleccionados fueron: Costo, beneficio, regulación para la implementación

de la funcionalidad en Colombia, los resultados del taller de expertos relacionado con la priorización de

las funcionalidades para un nivel de implementación “medio” de la tecnología, los resultados de las

pruebas a los medidores inteligentes (suministrados por los fabricantes para el proyecto) referentes a

Interoperabilidad, Comunicaciones y Seguridad; finalmente, se consideró el criterio de uso de la

funcionalidad por parte de los agentes involucrados en el sistema eléctrico (usuario final/cliente, operador

de red y comercializador).

Se tomó como base el conjunto mínimo de funcionalidades definido por la Comunidad Europea en la

Directiva 2012/148/UE y demás casos internacionales encontrados en el estado del arte de los proyectos

pilotos y regulación internacional.

Las funcionalidades mínimas seleccionadas, teniendo en cuenta la evaluación de los criterios definidos,

se muestran en la Tabla 3.

FUNCIONALIDADES MÍNIMAS SELECCIONADAS TOTAL

Grupo de

funcionalidades Símbolo Descripción de la funcionalidad %

Inh

eren

tes

al

med

idor

Lectura remota del medidor 56%

Soporta la importación y exportación de

energía 55%

Sop

ort

ad

as

por

el

med

idor

Permite la comunicación bidireccional por

diferentes medios 46%

Acceso del usuario a la información del

medidor 44%

Prevención y detección de fraudes 43%

COB

GD

20



FUNCIONALIDADES MÍNIMAS SELECCIONADAS TOTAL

Grupo de

funcionalidades Símbolo Descripción de la funcionalidad %

Permite la sincronización de tiempos del

medidor con el sistema de medida 43%

Conexión y desconexión del suministro de

energía y/o limitación de potencia de

forma remota 40%

Soporta la implementación de modo

prepago 40%

Tabla 3. Funcionalidades mínimas seleccionadas de acuerdo a la evaluación de los criterios establecidos

6. Conclusiones

Las funcionalidades mínimas seleccionadas deben someterse a evaluación periódica, en busca de efectuar

actualizaciones como producto de la evolución de la tecnología o el contexto del país.

Las funcionalidades mínimas seleccionadas, permiten obtener los beneficios de un sistema AMI dentro

del sistema eléctrico colombiano.

La implementación masiva de equipos de medida con las funcionalidades que fueron seleccionadas,

permite a los agentes involucrados obtener beneficios en la ejecución de sus roles. Así mismo, con estas

funcionalidades se abre la puerta a la participación activa por parte del cliente.

Los comercializadores de energía eléctrica, con el uso de equipos con las funcionalidades mínimas

descritas previamente, tendrán la oportunidad de expandir y generar nuevos modelos de negocios,

basados en TIC.

Los operadores de red podrán mejorar su eficiencia operativa, teniendo en cuenta que, con el uso de las

funcionalidades mínimas seleccionadas, podrán contar con acceso a información con la que actualmente

no cuentan.

Con la habilitación de la medición bidireccional en los equipos, se estaría dando un impulso adicional a

la utilización de esquemas de generación distribuida en el país.

La funcionalidad de prevención y detección de fraude jugara un papel muy importante al momento de

PRE

21



reducir las pérdidas que presentan las compañías eléctricas por este tipo de hechos. El reflejo de este

beneficio se obtendrá de manera inmediata, una vez los medidores entren en funcionamiento.

7. Referencias

[1] Análisis de experiencias internacionales con funcionalidades de medición inteligente.

[2] Recomendación de la comisión relativa a los preparativos para el despliegue de los sistemas de

contador inteligente. (2012/148/UE)

Informes parciales del estudio de definición de funcionalidades mínimas de un medidor inteligente para

Colombia.

Universidad Nacional de Colombia, Bogotá D.C.

Facultad de Ingeniería


Informe de instalación de medición inteligente en el campus universitario

EM&D Cra. 30 No 45-03. T. +57 1 316 5000 Ext. 14085. Email: [email protected]

1/12

Informe de instalación y puesta en servicio de medidores inteligentes en

el campus universitario de la Universidad Nacional de Colombia, sede

Bogotá



1. Resumen

El presente documento presenta un reporte del proceso de instalación y puesta en servicio de los

equipos de medición inteligente en el campus de la Universidad Nacional de Colombia, sede Bogotá a la

fecha del 19 de diciembre de 2016.

El presente informe incluye un inventario de los equipos de medición que están siendo utilizados en

el proyecto, una descripción general de la tecnología de los equipos aportados por las empresas, el modo

de participación de las empresas adscritas al proyecto, la cantidad de medidores aportados y su estado

actual de instalación, asimismo se presenta el cronograma de instalación de los puntos Ethernet donde se

concentrarán las medidas de los diferentes puntos.

2. Inventario de equipos de medición inteligente en el marco del proyecto

En el marco del proyecto de funcionalidades de medidores inteligentes en Colombia las empresas

fabricantes han participado de diferentes modos. Según lo anterior se han recibido equipos en calidad de

préstamo y donación de diferentes empresas para probar la tecnología con la cual se suministran los

servicios de medición inteligente.

Los equipos en calidad de donación se han instalado al interior del campus universitario con el fin de

evaluar sus funcionalidades en continua operación. Por el contrario, los equipos de las empresas que

participan en modo de préstamo se destinan para pruebas de laboratorio.

La Tabla 1 muestra el inventario de los equipo de medición inteligente en el marco del proyecto de

“Definición de funcionalidades mínimas de medidores inteligentes en Colombia”.

Tabla 1. Inventario de los equipos de medición inteligente en el marco del proyecto UPME-UNAL

Empresa Modo de

Participación

Cantidad

de

Medidores

Recibidos Instalados Observaciones

Schneider Donación 1 1 1 Falta la entrega de

Gateway

ENEL Donación 21 21 13

Quedan por instalar 2

concentradores y 8

medidores monofasicos

Landis + Gyr Donación 3 1 0

Caja concentradora de 12

medidores monofásicos

más dos medidores AMI.

SIEMENS Préstamo 3 3 Laboratorio






2/12

Empresa Modo de

Participación

Cantidad

de

Medidores

Recibidos Instalados Observaciones

INPEL

(Circutor) Préstamo 3 3 Laboratorio

Adicional se envía

concentrador PLC.

ELSTER Préstamo 4 4 Laboratorio Dos cajas concentradoras y

dos medidores AMI

Primestone Préstamo -- -- -- Suministran software de

gestión por tres años.

PILOT Compra 26 26 26

Medidores comprados con

dineros del proyecto.

Además, existe otros 70

medidores monofásicos

para circuitos específicos

de los edificios para estos

es necesario hacer una

identificación de los

circuitos más importantes

para asignarles medición.

Circutor Compra 1 1 1

En la Tabla 2 se especifica el lugar de instalación de los equipos de medida donados, y en caso de

no estar instalados, su posible lugar de instalación.

Tabla 2. Lugar de instalación de equipos de medición inteligente

Empresa Lugar de instalación

Schneider 1. Subestación Calle 26. Frontera comercial.

ENEL

1. Subestación parque Humboldt

2. Subestación de arquitectura

3. Subestación Biblioteca Central

4. Subestación Observatorio

Landis+Gyr 1. Subestación Camilo Torres

EDMI

1. Matemáticas

2. Biblioteca central

3. Manuel Ancizar

4. Laboratorio de Veterinaria

PILOT

1. Subestación ensayos hidráulicos

2. Subestación Talleres de Mantenimiento

3. Subestación edificio de hidráulica

4. IEI

5. UPME

6. Subestación Genética

7. Subestación Uriel Gutiérrez






3/12

Empresa Lugar de instalación

8. Subestación Economía

9. Subestación Medicina

10. Subestación Almacén Auxiliar

11. Subestación posgrado de ciencias humanas

12. Subestación química

13. Subestación de Farmacia

14. Diseño Gráfico

15. Edificio Antonio Nariño

16. Servicios de Computo

17. Facultad de Veterinaria y Zootecnia

18. Laboratorios Eléctrica y Mecánica

19. Aulas de ingeniería

20. Conservatorio

21. Museo de Historia Natural

Circutor 1. Subestación Posgrados de Veterinaria

Los equipos que son para el laboratorio no tienen como tal sitio de instalación permanente y solo

serán usados en el Laboratorio de máquinas eléctricas de la universidad.

3. Descripción de los equipos

La Tabla 3 se presenta una breve descripción de los equipos aportados por cada empresa participante

en el proyecto.

Tabla 3. Descripción general de los equipos de medición inteligente del proyecto

Empresa Equipo Medidas

Comunicac

ión Observaciones

Schneider ION7650

Potencia Activa, Reactiva,

tanto generada como

demandada, Corrientes,

Tensiones, THD, Sags,

Swells, Factor Potencia,

Frecuencia

RS485,

Ethernet,

RS232.

Independien

tes

El medidor cuenta con

almacenamiento, tiene alarmas

configurables. 4 entradas y

salidas análogas y 7 pulsos de

control. Tarifas de tiempo de

uso

EDMI Mk6E

Potencia Activa, Reactiva,

tanto generada como

demandada, Corrientes,

Tensiones, THD, Sags,

Swells, Factor Potencia,

Frecuencia

RS485,

RS232 y

con

capacidad

para GPRS

El medidor cuenta con

almacenamiento, tiene 10 I/O

digitales configurables.

Detección de fraude

ENEL CERS Potencia Activa, Reactiva,

Tensiones, Corrientes PLC

Estructura multitarifaria,

Cambio remoto de capacidad

instalada en contratos






4/12


Comunicac

ión Observaciones

ENEL CERT Potencia Activa, Reactiva,


Conexión y desconexión

remota. Estructura

multitarifaria, Cambio remoto

de capacidad instalada en

contratos

ENEL CERM Potencia Activa, Reactiva,


Conexión y desconexión

remota. Estructura

multitarifaria, Cambio remoto

de capacidad instalada en

contratos

ENEL CERCO NA PLC/GPRS/

Ethernet

Equipo concentrador encargado

de gestionar los medidores

ENEL por medio de PLC.

Cuenta con la posibilidad de

GPRS o Ethernet para

comunicación con el centro de

control

Landis

Gyr

SGP+MI

II

Potencia Activa,

Tensiones, Corrientes RF/GPRS

Cuenta con corte y reconexión.

También con verificación de

retorno de potencial.

Landis

Gyr E650 BE

Potencia Activa,

Tensiones, Corrientes RF

Es un equipo para hacer

balance de energía en los

transformadores de distribución

SIEMENS IM300

Potencia activa y reactiva,

generada y demandada,

tensiones, corrientes

Zigbee, RF,

PLC o

GPRS

Detección de fraude, múltiples

tarifas, múltiples niveles de

seguridad, desconexión y

reconexión remota

SIEMENS IM100

Potencia activa y reactiva,

generada y demandada,

tensiones, corrientes

Zigbee, RF,

PLC o

GPRS


tarifas, múltiples niveles de

seguridad, desconexión y

reconexión remota

ELSTER

(Honeywell) A1800

Medición de energía activa

y reactiva, generada y

demandada, tensión

corriente, factor potencia,

frecuencia

RS232,

RS485


tarifas, umbrales para

monitoreo de calidad de

energía, 4 relés de salidas de

pulsos

ELSTER

(Honeywell) A1440



demandada, estimación de

RF, PLC,

GPRS


tarifas, las interfaces de

comunicaciones son






5/12


Comunicac

ión Observaciones

uso de transformadores,

máxima demanda activa,

reactiva y aparente

intercambiables

ELSTER

(Honeywell) A150



demandada, tensión

corriente, factor potencia,

frecuencia

Serial

Detección de fraude con los

medidores instalados en una

caja concentradora que se

comunica por RF.

INPEL

(Circutor)

Cirwatt

B 410 D

Medida de energía activa y

reactiva, generada y

demandada, Corriente,

Tensión, Frecuencia.

RS232,

RS485,

Ethernet,

PLC

Detección de fraude,

multitarifa, tarjeta de expansión

opcional con reles y/o entradas

de impulsos

PILOT SPM33



demanda, tensiones,

corrientes, THD, factor

potencia.

RS485 Cuenta con I/O configurables,

configuración de alarmas.

Circutor CVM-

C10



demanda, tensiones,

corrientes, THD, factor

potencia.

RS485

Cuenta con multitarifa,

generación de alarmas, I/O

configurables, suministra

costos y emisiones según la

configuración establecida.

4. Instalación de equipos de medición inteligente y configuración

4.1 Descripción red eléctrica de la Universidad Nacional de Colombia, sede Bogotá

La sede Bogotá de la Universidad Nacional de Colombia cuenta con 125 edificios, de los cuales 17

han sido declarados monumento nacional. El Laboratorio de Redes Inteligentes LAB+i, ha permitido

desarrollar visualizaciones de la información conforme se han podido instalar los puntos de

comunicaciones de acuerdo a las directrices de la oficina de tecnologías de la información y

comunicaciones (OTIC).

El sistema eléctrico del campus está conformado por una red de media tensión independiente,

conectada con el sistema eléctrico nacional por medio de 2 circuitos externos. El primero de estos, que

se conecta con la subestación de la Registraduría Nacional y el segundo con la subestación de la calle 26

con carrera 39. Ambos circuitos se conectan a la red de la universidad por medio de la subestación de la

calle 26.

La topología en anillo de la red eléctrica del campus, con una longitud aproximada de 3 km, se

distribuye internamente por ductos subterráneos. La red se conforma por 33 subestaciones






6/12

interconectadas por medio de 53 líneas. Veintiocho de las subestaciones se encuentran ubicadas en locales

contiguos a los edificios del campus y cinco, de tipo encapsulado, se encuentran ubicadas a la intemperie

a las afueras de los edificios.

Cada subestación cuenta con un transformador trifásico con conexión Dyn5, 30 de estos refrigerados

por aceite y los 3 restantes por aire. Además cada una, tiene sus respectivas celdas de protección y de

medida. Los niveles de tensión de los transformadores son de 11.4 kV por el lado de alta tensión y 214

V o 440 V por el lado de baja. Su potencia nominal oscila entre los 75 kVA y 400 kVA. El diagrama de

la red eléctrica de media tensión del campus se muestra en la Figura 1.

Figura 1. Diagrama de la red eléctrica del campus de la Universidad Nacional de Colombia – Sede Bogotá

4.2 Ubicación de los medidores inteligentes en el campus

La Figura 2 presenta el mapa donde se muestran los puntos donde se han instalado los medidores que

actualmente se encuentran en funcionamiento en la Universidad Nacional de Colombia identificados por

una estrella.

Los puntos que se encuentran con una bandera están contemplados, pero aún no se ha llevado a cabo

la instalación, debido a que representan instalaciones de difícil interrupción. Los edificios que no están

contemplados son debido a que representan un consumo poco significativo según medidas preliminares

en campo.






7/12

Figura 2. Medidores instalados en el campus universitario

4.3 Avance de instalación de medidores

La instalación de los medidores se puede contar en tres etapas, montaje de medidor, montaje de

transformadores de corriente y montaje de medio de comunicaciones.

4.3.1. Montaje de Medidor

Comprende la instalación que recibe las señales de tensión y corriente y permite obtener la energía

consumida durante cada instante de tiempo.

4.3.2. Montaje de Transformadores de Corriente

Comprende la instalación de un transductor que permite obtener una tensión en bornes proporcional






8/12

a la corriente que pasa por el centro de un toroide. Generalmente es usado cuando los niveles de corriente

superan los límites permitidos por los medidores comunes (generalmente entre 80 a 100 [A]). Los

medidores instalados en el campus universitario son de tipo cerrado por lo que es necesario una apertura

del circuito y por tanto una falta de suministro de energía mientras se instalan los transformadores.

4.3.3. Montaje del medio de comunicaciones

El montaje del medio de comunicaciones es el último paso en el sistema de medición inteligente del

campus universitario ya que permite enviar los datos de medida al centro de gestión. Actualmente la

universidad cuenta con una infraestructura con fibra óptica entre edificios, por lo que los equipos que se

están integrando simplemente permiten una interfaz entre el medidor y la red existente además de que se

debe instalar el punto de Ethernet específico para cada punto de concentración de datos. Se considerará,

completo este ítem cuando el medidor este enviando los datos de medición al centro de gestión

En la Tabla 4 se muestra el estado actual de cada punto de medición contemplada en el campus. En el

caso de los medidores ENEL la comunicación se realiza vía GPRS y se espera reposición de unas sim

cards para los concentradores, mientras que en el caso de los otros medidores ya se encuentra disponible

la autorización para la instalación y diseño de algunos puntos de red en el campus:

Tabla 4 Situación de instalación de medidores

Nombre de

Subestación Medidor

Montaje de

Medidor

Montaje

de CTs

Montaje de

Comunicaciones

Calle 26 ION7650 X X X

Biblioteca central EDMI2000 6E X X

Biblioteca central ENEL CERCO X NA

Biblioteca -Central-Alumbrado Publico ENEL Trifásico CERT X NA

Biblioteca -Central-Alumbrado Publico ENEL Trifásico CERT X NA

Facultad de Derecho ENEL Trifásico CERS X X

Polideportivo ENEL Trifásico CERT X NA

SINDU ENEL CERCO X NA

Facultad de Arquitectura

ENEL CERS X X

Facultad de Arquitectura-Alumbrado Publico

ENEL Trifásico CERT X NA

Facultad de Artes ENEL Trifásico CERS X X

Posgrados de Arquitectura SINDU ENEL Trifásico CERS X X

Posgrados de Matemática y Física EDMI2000 6N X X

Cine y televisión PMU SEL X X






9/12

Nombre de


Montaje de

Medidor

Montaje

de CTs

Montaje de

Comunicaciones

Edificio Facultad de Ingeniera LEGRAND X X

Edificio nuevo Facultad Enfermería SIEMENS PAC3100 X X X

UPME Pilot SPM33 X X X

ELECTRONICA DE POTENCIA Pilot SPM33 X X X

Parque Humbolt ENEL CERS X X

Parque Humbolt - Alumbrado Publico ENEL Trifásico CERT X NA

Facultad de Ciencias ENEL CERCO X NA

Observatorio Astronómico ENEL CERS X X

Observatorio Astronómico-Alumbrado

ENEL CERT X NA

Observatorio Astronómico-Alumbrado

ENEL CERT X NA

Servicios de cómputo

Pilot SPM33 X

Facultad de Filosofía PMU SEL 2240 X X

Sociología SIMEAS P50 X X

Aulas de Ciencias Humanas PILOT SPM93 X X

Edificio Manuel Ancizar

EDMI2000 6E X X

Auditorio León de Greiff

Medidor Existente X X

Almacén Auxiliar Pilot SPM33 X X

Facultad de Agronomía

Pilot SPM93 X X

Posgrados de Veterinaria

Circuitor X X

Economía Pilot SPM33 X X

Uriel Gutiérrez Pilot SPM33 X X

Facultad de Medicina

Pilot SPM33 X X

Resistencia de materiales (IEI)

X






10/12

Nombre de


Montaje de

Medidor

Montaje

de CTs

Montaje de

Comunicaciones

Laboratorio de veterinaria

EDMI 2000 6E X X

Edificio de química Pilot SPM33 X X

Edificio de farmacia Pilot SPM33 X X

S/E Edificio de hidráulica

Pilot SPM33 X X

Edificio Hidráulica Bombas Pilot SPM93 X X

Posgrados en Materiales y Procesos de Manufactura

Pilot SPM93 X X

Genética Pilot SPM33 X X

Talleres de mantenimiento Pilot SPM33 X X

IICA SPECTRUM NANSEN S

X X

Posgrado de ciencias humanas Pilot SPM33 X X

CyT SATEC PM130EH X X

Odontología PAC3100 X X

Laboratorios de Ingeniería Química SPM93 X X

Laboratorios de Ingeniería Eléctrica y Mecánica

Pilot SPM93 X X

Museo de Historia Natural

Pilot SPM93 X X

Museo de Arte Pilot SPM93 X X

Diseño Gráfico PILOT SPM93 X X

Edificio Antonio Nariño

PILOT SPM93 X X

Facultad de Veterinaria y Zootecnia

PILOT SPM93 X X

Aulas de Ingeniería Pilot SPM93 X X

Ensayos Hidráulicos SPM33 X X

Departamento de Lenguas Extranjeras

X

ICTA






11/12

Nombre de


Montaje de

Medidor

Montaje

de CTs

Montaje de

Comunicaciones

Archivo X

Camilo Torres 1

Aulas de Informatica

Resistencia de materiales (IEI)

X

Clinica de Pequeños Animales

Ciencias Naturales X

Ciencias Naturales - Alumbrado

NA

CyT Alumbrado ENEL CERCO NA

CyT - Alumbrado Edificio 2 Piso ENER CERM NA



CyT - Alumbrado Publico

ENER CERM NA

MARENGO 1

MARENGO 2

Estación Roberto Franco

Casa Museo Jorge Eliecer Gaitan

Claustro de San Agustin

Hospital Universitario

Conservatorio X

Facultad de Medicina

ENEL CERCO NA

Facultad de Medicina - Alumbrado Piso 1

ENEL CERM NA


ENEL CERM NA






12/12

Nombre de


Montaje de

Medidor

Montaje

de CTs

Montaje de

Comunicaciones


ENEL CERM NA


ENEL CERM NA

5. Conclusiones y comentarios generales

La instalación física de medidores disponibles para monitoreo ya se encuentra en un 100% de

ejecución. Faltan algunos medidores que no se encuentran actualmente en el laboratorio.

Ya se encuentran disponibles las autorizaciones para la instalación de algunos puntos de Ethernet

por lo que se espera que para febrero se tenga el monitoreo en línea de la universidad.

Elaboró: Ing. William Montaño Salamanca e Ing. Jorge A. Restrepo

Revisó: Javier Rosero García, PhD

Informe de monitoreo e indicadores Campus UNAL

Javier Rosero García, PhD

Cra 30 No 45-03 Edificio 453 Oficina 208, T. +57 1 316 5000 Ext 11153. Email: [email protected]



Informe de Monitoreo e Indicadores en el Campus de la Universidad

Nacional de Colombia, Sede Bogotá



Contenido 1. Introducción ...................................................................................................................................... 2

2. Estado actual de monitoreo ............................................................................................................... 2

3. Indicadores de desempeño del sistema ............................................................................................. 4

3.1 Confiabilidad .................................................................................................................................. 6

3.2 Calidad de energía .......................................................................................................................... 6

3.3 Viabilidad ....................................................................................................................................... 8

3.4 Misceláneos .................................................................................................................................. 10

4. Conclusiones ................................................................................................................................... 12

5. Anexo 1. Detalle del cálculo de los indicadores ............................................................................. 13






1. Introducción

El Laboratorio Nacional de Redes Inteligentes en el Campus Universitario (LAB+i) permite realizar

monitoreo, supervisión y gestión de información en tiempo real de sistemas de energía, agua y/o gas;

basado en el modelo de referencia de redes inteligentes de 6 capas planteado por el profesor Renato

Céspedes. Este modelo concibe una direccionalidad de la información, desde la capa física (en donde se

encuentran los sistemas locales y/o remotos a supervisar, de los cuales se obtienen las variables de interés

a medir), pasando por los sistemas de comunicación, el sistema de gestión en tiempo real (PI System)

hasta llegar a las capas superiores de modelado de sistemas, toma de decisiones y optimización.

Al tener la información recolectada, de los sistemas locales y/o remotos, en los servidores del sistema de

gestión en tiempo real; es necesario definir indicadores de desempeño – KPI de sus siglas en inglés Key

Performance Indicator – para cada uno de los sistemas conectados a la plataforma. Teniendo en cuenta

que el valor de cada indicador se asocia a un objetivo definido previamente, con el fin de evaluar el

desempeño de un proceso. En general, estos indicadores pueden establecerse para áreas diferentes en una

misma entidad u organización, por ejemplo en operación, mantenimiento, área financiera, comercial,

gestión humana, sostenibilidad, calidad, usuario final, entre otras.

Por lo anterior, este informe presenta los indicadores de desempeño de la red eléctrica del campus

universitario de Universidad Nacional de Colombia, Sede Bogotá, empleando la información recolectada

en tiempo real del sistema. Para esto se requiere la definición, cálculo y análisis de dichos indicadores,

considerando que estos deben ser: específicos, medibles, alcanzables, relevantes y temporales (asociado

al seguimiento de la evolución en tiempo real).

Se hace la clasificación de los indicadores seleccionados para las siguientes categorías: confiabilidad,

calidad de energía, viabilidad y misceláneos. Adicionalmente se presenta el estado actual del sistema de

monitoreo de la red eléctrica del campus.

2. Estado actual de monitoreo

El equipo de trabajo de redes inteligentes del grupo de investigación EM&D ha hecho un trabajo

importante en la realización del monitoreo del comportamiento del consumo energético del campus, con

el fin de caracterizar los perfiles de carga de cada subestación del campus y establecer estrategias para el

ahorro de energía eléctrica.

Esto ha sido posible a través del Laboratorio de Redes Inteligentes LAB+i, en donde se han desarrollado

visualizaciones de la información que se recoge a través de los equipos de medida instalados en el

campus.

Básicamente, la arquitectura que permite el manejo de la información se puede observar en la Figura 1.






Figura 1. Arquitectura sistema AMI implementado en el campus universitario

El estado actual del monitoreo de las variables eléctricas medidas en las diferentes subestaciones del

campus se presenta en la Figura 2.






Figura 2. Estado actual de las subestaciones eléctricas del campus universitario monitoreadas. Curvas de demanda

3. Indicadores de desempeño del sistema

Actualmente existen gran variedad de indicadores que permiten determinar el estado de un sistema y

verificar la forma como se ha venido desempeñando a lo largo del tiempo. La selección de los

indicadores, se convierte en parte fundamental a la hora de conformar un sistema de monitoreo teniendo

en cuenta que con los indicadores apropiados, se podrán efectuar las acciones necesarias para mantener

un sistema bajo control.

En este sentido, para realizar la selección de los indicadores encargados de monitorear el Campus

Universitario, fue necesario establecer un marco referencial en el cual se identificaron los indicadores de

desempeño que se acomodaban al proceso. Posteriormente, se realizó una selección basada en criterios

que permitieran obtener la mejor representación del campus y su comportamiento teniendo como

referencias el ahorro del consumo de energía y su desempeño económico.






Finalmente, se establecieron 4 categorías en donde se clasificaron cada uno de los indicadores

seleccionados teniendo en cuenta su utilidad dentro del sistema. A continuación se presentaran cada una

de las categorías establecidas y los indicadores que la conforman.

Dentro de las visualizaciones web desarrolladas en el LAB+i, la Figura 3 presenta la que corresponde a

los indicadores de desempeño de todo el sistema de la Universidad. En esta se muestra la clasificación

de los indicadores en: confiabilidad, confiabilidad de la interfaz de comunicaciones, calidad de energía,

viabilidad y misceláneos.

Como dato relevante se encuentra que la confiabilidad del sistema de comunicaciones se ve afectado por

la cantidad y duración de las interrupciones de la interfaz de comunicaciones, esto se debe a labores de

mantenimiento de los servidores del sistema de gestión, fallas en la red de comunicaciones de la

universidad, configuración de los tags en dónde se almacena la información y los periodos de lluvias

intensas, en los cuales la red de comunicación ZigBee se ve afectada, repercutiendo negativamente en la

confiabilidad del sistema.

Para una descripción más detallada del cálculo de los indicadores ver el Anexo 1. Detalle del cálculo de

los indicadores.

Figura 3. Indicadores de desempeño globales para el campus universitario






3.1 Confiabilidad

En esta categoría, se agruparon los indicadores que mide el desempeño en cuanto a la disponibilidad del

servicio. Para esto, es necesario realizar las mediciones de la frecuencia y la duración con la que ocurren

las interrupciones y llevar un registro de la indisponibilidad del servicio. Esto puede suponer una

dificultad, teniendo en cuenta que al momento de perder el servicio de energía eléctrica, algunos

medidores se apagan en su totalidad, perdiendo la comunicación con el dispositivo desde el servidor.

En primera instancia, se lleva un registro de las veces que el medidor reporta ausencia de tensión en cada

una de sus fases, en ese momento, se suma una unidad al conteo de interrupciones. Así mismo, se tiene

en cuenta la duración que los medidores reportaron ausencia de tensión para totalizar el tiempo sin

servicio.

Sin embargo, como se mencionó anteriormente, el sistema presenta la dificultad de perder todo tipo de

comunicación en el momento en que el mismo es des energizado, evento que ocurre simultáneamente

cuando se presenta un corte en el suministro. Por esta razón se programó una serie de indicadores que

vigilan el comportamiento del comportamiento de las comunicaciones en cuanto a cortes y frecuencia de

ocurrencia. La Figura 4 muestra el comportamiento de las variables mencionadas durante la etapa de

pruebas

Figura 4. Comportamiento de número de interrupciones y frecuencia

3.2 Calidad de energía

Bajo esta categoría se monitorea el comportamiento de la red eléctrica en cuanto a eventos de calidad de

energía. Este registro solo puede ser llevado por equipos con la capacidad de identificar y clasificar este

tipo de eventos desde su configuración de fábrica, debido a que en su gran mayoría, los eventos de calidad

de potencia transcurren en intervalos de tiempo muy cortos (mS).

Para los registros de los eventos tipo SAG o SWELL, se consulta directamente dentro del medidor el

valor que lleva almacenado dentro de su memoria interna para verificar su comportamiento. Debe quedar

claro que el monitoreo de este tipo de eventos, únicamente se puede llevar a cabo en equipos que cuenten






con la capacidad de identificar estos fenómenos desde la fábrica.

Por otra parte, la medición del desbalance de tensión se realiza utilizando las medidas que son

almacenadas dentro de la plataforma de gestión de la información y efectuando el cálculo a través de un

pequeño script de programación. En la Figura 5 se observan los resultados obtenidos de desbalance de

tensión para un periodo de un mes, en uno de los circuitos del campus universitario.

Figura 5. Desbalance de tensión

Así mismo, se obtienen los registros de los medidores respecto al cálculo de la afectación de los

harmónicos dentro del circuito que se encuentra en medición. A través de las variables de THD-V y THD-

I se efectúa el monitoreo y se lleva el registro del comportamiento histórico de estos parámetros. Es

importante mencionar que estas variables únicamente pueden ser adquiridas desde los equipos que

cuenten con esta funcionalidad de fábrica. En la Figura 6 se muestra el comportamiento del registro de

THD-V y THD-I de un equipo de medida con la capacidad de efectuar este registro.

Figura 6. THD-V y THD-I






La Figura 7 muestra el comportamiento más detallado de la distorsión armónica de tensión del sistema,

para las semanas entre el 07 y 21 de diciembre de 2016. Se observa que para el tiempo monitoreado, los

valores no superan el 5% de THDv.

Figura 7. Distorsión armónica de tensión del sistema

A su vez, la Figura 8 muestra el porcentaje de desbalance de tensión del sistema, el cual tiene valores

inferiores a 2,25%.

Figura 8. Desbalance de tensión del sistema

3.3 Viabilidad

En esta categoría se agrupan los indicadores que vigilan el comportamiento económico y ambiental del

campus universitario. Como la información requerida para realizar el cálculo de estos indicadores se

encuentra almacenada dentro del software de gestión, fácilmente se pueden programar procedimientos






que entreguen los resultados, según la necesidad. En la Figura 9 se observa una visualización del

comportamiento de los indicadores de consumo de energía eléctrica y el costo. En este caso, se utilizaron

visualizaciones que permitieran verificar el comportamiento del precio que se paga y la energía que es

consumida en diferentes intervalos de tiempos.

Figura 9. Visualización de indicadores

De la misma forma, se puede monitorear el comportamiento de la energía acumulada durante todo el año,

lo que permite verificar si la demanda de energía eléctrica ha aumentado o disminuido a causa de

estrategias implementadas dentro del campus.

Por otra parte, fácilmente se puede obtener el valor de la energía que se ha ahorrado y de esta forma

realizar el cálculo del total de CO2 que se ha dejado de emitir al ambiente según tablas estimativas a

causa de este ahorro. Otra gran herramienta dentro del desarrollo realizado, consiste en una comparación

entre la información de energía que está siendo consumida y su comparación con respecto al día

precedente. De esta forma se obtiene un indicativo de cómo ha sido el comportamiento de la demanda

de energía para cada uno de los días de la semana. Esta información se puede observar de forma mucho

más clara en la Figura 10.






Figura 10. Indicadores de ahorro

3.4 Misceláneos

Finalmente, bajo esta categoría se encuentran los indicadores que no pueden ser clasificados en ninguna

de las categorías presentadas anteriormente pero que de igual forma se deben tener en cuenta debido a

su gran importancia o su gran valor informativo.

En primer lugar se presenta el indicador de regulación de tensión que representa la perdida de tensión

entre la subestación de alimentación que se ubica en la calle 26 y el nodo que está siendo medido. A partir

de este indicador, se pueden hacer estimaciones del comportamiento de las perdidas en el conductor y

verificar el cumplimiento de los límites establecidos en la regulación vigente. Adicionalmente, es posible

evidenciar que, de acuerdo a la topología del circuito de distribución interno que en su mayoría es

subterráneo y a la demandad de energía que se realiza dentro del campus, la regulación de tensión varia.

Esta información se puede evidenciar de forma más clara en la Figura 11.






Figura 11. Regulación de tensión para una semana

Por otra parte, para verificar el comportamiento de las comunicaciones y evaluar su desempeño, se

implementó un indicador encargado de verificar que, de la cantidad de información que es recibida en el

servidor, cuantas contienen información en buen estado y cuanta contiene información defectuosa. De

esta manera se puede evaluar el comportamiento del canal de comunicaciones. En la Figura 12 se presenta

a manera de ejemplo el comportamiento de este indicador para un periodo de 24 horas.

Figura 12. Comportamiento del indicador de Comunicaciones






4. Conclusiones

El diseño y cálculo de indicadores de desempeño en tiempo real permite verificar de manera inmediata

las acciones que se están desarrollando en el sistema eléctrico. A su vez garantiza la evaluación de las

estimaciones frente a ahorros energéticos, económicos y de reducción de emisiones de CO2, los cuales

facilitarán la toma de decisiones frente a los hábitos de consumo de la comunidad universitaria.

Actualmente el sistema de indicadores de desempeño del campus universitario se encuentra en proceso

de desarrollo en paralelo con el sistema de monitoreo AMI, por esta razón algunas fuentes de datos,

necesarios para el cálculo de indicadores, aún no se encuentran disponibles.

La confiabilidad del sistema de comunicaciones se ve afectado por la cantidad y duración de las

interrupciones de la interfaz de comunicación de los medidores conectados en las subestaciones eléctricas

del campus, esto se debe principalmente a labores de mantenimiento de los servidores del sistema de

gestión, fallas en la red de comunicaciones de la universidad, configuración de los tags en dónde se

almacena la información y los periodos de lluvias intensas, en los cuales la red de comunicación ZigBee

se ve afectada, repercutiendo negativamente en la confiabilidad del sistema.

La inclusión de nuevos procesos en el sistema trae como consecuencia la implementación de indicadores

adicionales que permitan evaluar el desempeño global de la red eléctrica, por ejemplo al incluir sistemas

de generación fotovoltaica surge la necesidad de supervisar su comportamiento y su integración con la

red existente. Asimismo, es posible verificar el comportamiento del sistema de generación cuando opera

de manera aislada de la red.






5. Anexo 1. Detalle del cálculo de los indicadores

N Name Description Formula Limits or range Reference Category Actors Selected

1 Average = 1.19 1 and 7 Rel iabi l i ty Al l X

2 Average = 1.97 1 and 7 Rel iabi l i ty Al l X

3min = 0

max = 11 Rel iabi l i ty Al l X

4 Line loss rate Line loss rate 1 OtherGrid

operatorX

5 CO2 reduced

Total CO2

reduced by

clean

dis tributed

energy

resources

Any pos i tive

or nul l va lue1 Savings Al l X

6

Is landing

operation

times

Is landing

operation

times

Microgrid i s landing operation timesAny pos i tive

or nul l va lue1 Other Generator X

7Voltage

imbalance

Relation

between

pos i tive

sequence

voltage and

negative

sequence

voltage

Any pos i tive

or nul l va lue1 and 5 Qual i ty

Customer

Regulation

Marketer

Grid

operator

System

operator

X

System Average Interruption

Frequency Index (SAIFI)

System Average Interruption

Duration Index (SAIDI)

System rel iabi l i ty rate (1-

CAIDI)






8 Total costs Total costs

min = 0

max = Total

Energy

Consumed *

Buying Price

of p.u

3 Savings

Customer

Regulation

Marketer

Grid

operator

System

operator

X

9 Throughput ThroughputAny pos i tive

or nul l va lue3 Qual i ty Generator X

10 Share of RES

Share of

Renewable

Energy Sources RESHC: RES Hosting Capacity

min = 0

max = 14 Savings

Superintend

ence

Marketer

Grid

operator

System

operator

X

11

Power

Interconnecti

on for TSOs

Power

Interconnectio

n for

Transmiss ion

System

Operators

PintTSO: maximum power transferable to a neighbour TSO

min = 0

max = 14 Other

Superintend

ence

Marketer

Grid

operator

System

operator

X

12

Total

Harmonic

Dis tortion of

Voltage

(THDV)

Indicator of

the total

harmonic

dis tortion of

voltage, from

the s tandard

wave,

expressed in

percentage

IEEE 519 [1992] p64

According to

IEEE 519,

harmonic

voltage

dis tortion on

power

systems 69 kV

and below is

l imited to

5.0% total

harmonic

dis tortion

(THD) with

each

individual

harmonic

5 and 7 Qual i ty

Customer

Regulation

Marketer

Grid

operator

System

operator

X






13Frequency of

interruptions

Frequency of

interruptions

of more than 1

minute

Any pos i tive

or nul l va lue5 Rel iabi l i ty Al l X

14

Total duration

of

interruptions

Total duration

of

interruptions

of more than 1

minute

Any pos i tive


15

Stationary

deviation of

RMS variation

Stationary

deviation of

RMS variation

of more than 1

minute

Number of deviations and total duration

Between 90%

and 110% of

the nominal

tens ion

5 Qual i ty Al l X

16Harmonic

Dis tortion

Harmonic

Dis tortionHarmonic Dis tortion

Any pos i tive

or nul l va lue7 Qual i ty Al l X

I L=Maximum demand load current

Table 10.3,

IEEE 519-1992

s tandard, p78

IEEE 519-1992 [B24] s tandard, p78 Copy page 6

18

Average

System

Interruption

Frequency

(ASIFI)

Average

System

Interruption

Frequency

(ASIFI)

Any pos i tive


19

Average

System

Interruption

Duration

(ASIDI)

Average

System

Interruption

Duration

(ASIDI)

min = 0

max = total

duration of

service

7 Rel iabi l i ty Al l X

20Regulación de

tens iónAl l X

21

Confiabi l idad

de

comunicación

Al l X

22Factor de

uti l i zación

Operador de

redX

Customer

Regulation

Marketer

Grid

operator

System

operator

X17

Total Demand

Dis tortion

(TDD)

Accounts

current

magnitude in

addition to

dis tortion

7 Qual i ty

Informe Propuesta Regulación Medidores inteligentes Javier Rosero García, PhD Cra 30 No 45-03 Edificio 453 Oficina 208, T. +57 1 316 5000 Ext 11153. Email: [email protected]

Universidad Nacional de Colombia Facultad de Ingeniería Departamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica

Documento de Trabajo

Propuesta base de regulación de Infraestructura de Medición Avanzada



Resumen

Este documento presenta el resultado del estudio, análisis y evaluación de la normatividad nacional actual

referente a infraestructura de medición avanzada en el sistema eléctrico colombiano y plantea las

generalidades para un marco regulatorio futuro que permita integrar las funcionalidades mínimas

definidas en el proyecto desarrollado por la UPME junto a la Universidad Nacional de Colombia.

Inicialmente se realiza una introducción conceptual al tema de medición inteligente, resaltando los

beneficios para los diferentes actores involucrados. De esta forma se justifica la necesidad de un nuevo

marco regulatorio y normativo en Colombia. Se presentan de forma resumida las principales leyes y

normas que existen actualmente acerca de medición inteligente, detallando las funcionalidades asociadas

al medidor. Finalmente se presentan las generalidades de un nuevo marco regulatorio y normativo que

permita dar cumplimiento a los objetivos y escenarios futuros en Colombia, relacionados con medición

inteligente.

1. Introducción

Las redes eléctricas tradicionales están en proceso de evolución gradual gracias a la vinculación de

elementos asociados a nuevas tecnologías, convirtiéndose en Redes Inteligentes. De esta forma, la cadena

de la energía eléctrica obtiene valores agregados al originarse nuevos mercados y servicios que permiten

dar solución a las necesidades actuales de los sistemas y afrontar nuevos retos [1], [2]. Un elemento clave

dentro de esta transformación es el medidor inteligente, que permite articular la relación entre el sistema

eléctrico y el consumidor final de energía. El medidor, y todo el sistema de comunicación y control

relacionado con él, son las piezas clave del proceso de comercialización y determinan el tipo de relación

comercial y técnica entre los agentes involucrados [3], [4] .

Una infraestructura de Medición Inteligente (Advanced Metering Infraestructure – AMI) puede definirse

como la integración de varias tecnologías que crean una conexión inteligente entre los operadores del

sistema y los consumidores, para brindar a estos últimos la información que necesitan para tomar

decisiones que redunden en mayores beneficios [5].

Los proyectos e iniciativas asociados a sistemas AMI son centro de atención del sector eléctrico a nivel

mundial, especialmente en países desarrollados en los que existen programas y casos de éxito

relacionados con la implantación de estas tecnologías. En Colombia, están definidos los objetivos

energéticos que se esperan alcanzar al año 2050 [6] y los ejes estratégicos de la iniciativa Colombia

Inteligente[7] ; también se cuenta con un mapa de ruta [8] que define fases de implementación graduales

para los sistemas AMIs en Colombia al año 2030, y con las primeras iniciativas regulatorias con un

proyecto de decreto para establecer políticas públicas que incentiven la autogeneración a pequeña escala,

mailto:[email protected]



la gestión de la demanda y la medición inteligente [9]. Actualmente se están desarrollando pilotos que

involucran Medidores Inteligentes; algunas empresas distribuidoras y comercializadoras de energía han

realizado despliegues iniciales con diferentes niveles de desarrollo de infraestructura de medición

avanzada, en ciudades como Bogotá, Medellín y Cali [10].

2. Justificación

Ya que los sistemas AMIS brindan una interacción bidireccional entre los consumidores finales y los

operadores y comercializadores de red, se generan nuevas posibilidades de operación y control de la red,

sino que se crean escenarios para nuevos mercados energéticos que redundan en beneficios para todos

los actores del sistema eléctrico [11]:

2.1 Usuarios finales

El rol del consumidor deja de ser pasivo para participar del mercado activamente sobre su consumo y

también como productor de energía; el término prosumidor [12] fusiona las funciones de productor y

consumidor para referirse a este fenómeno.

Mediante sistemas AMI se pueden controlar y gestionar las fuentes de generación distribuida y los

sistemas de almacenamiento de energía. El consumidor final que cuente con estas tecnologías puede

ofertar al mercado sus excedentes de energía.

El Cliente dispone de diversos canales de interacción con el Comercializador que tienen disponibilidad

24 horas/7 días durante todo el año. Esto permite el manejo de información de consumos y tarifas en

tiempo real para optimizar el consumo; también habilita nuevos productos y servicios. Los medidores

inteligentes pueden interactuar con otras tecnologías, por ejemplo Home Display, que le permitan

visualizar específicamente sus consumos energéticos y tomar decisiones óptimas frente a las señales de

precio [13].

2.2 Operadores de Red

La lectura automatizada de los medidores de energía reduce los costos y recursos asociados a este

proceso. La disponibilidad en tiempo real de información detallada de la red de distribución permite

detectar las fallas en tiempos más cortos y así restaurar el sistema más rápido; también posibilita la el

monitoreo online de la calidad de la energía mejorando así el diagnóstico y resolución de problemas para

influir positivamente en los indicadores correspondientes.

Con la participación de la Generación Distribuida se pueden suplir localmente necesidades energéticas,

disminuyendo así el flujo de potencia total en las redes de distribución; esto disminuye las pérdidas del

sistema y el costo de los activos. La creación de islas y microrredes aumenta la confiabilidad del sistema.

El ingreso de micro-generación distribuido renovable de clientes específicos impacta sobre la curva de

carga de un sector (barrio, localidad, etc.)

Al contar con la información del sistema AMI se pueden hacer predicciones cortas de carga del sistema

de distribución. De esta forma se puede prever como alimentar el sistema para garantizar la continuidad

del servicio al cliente final.

La disponibilidad de sistemas AMI permite la ejecución de programas de Gestión de la Demanda; esto




disminuye el nivel de cargabilidad de los transformadores de distribución, mejora la regulación de tensión

en las colas de los circuitos, disminuye la restricción de la transmisión de energía entre nodos, reduce

corrientes de falla y libera capacidad del sistema, entre otros beneficios técnicos.

2.3 Comercializadores de Energía

El proceso de facturación de energía consumida amplía sus capacidades y cobertura a la vez que reduce

los costos, recursos y tiempos requeridos para su ejecución.

Mediante el análisis y gestión de históricos de consumo se pueden detectar anomalías y fraudes de la red.

También se pueden ofrecer nuevos servicios específicos sectorizados según el tipo de usuario final.

El uso de medidores inteligentes permite reducir los errores de lectura de la medición y del envío de la

información correspondiente al sistema de gestión del Comercializador.

La infraestructura AMI genera nuevos mercados y servicios, por ejemplo la comercialización de energía

prepago. Esto permite ampliar la cobertura del servicio y también facilita la elaboración de un mapa de

fraudes de la red de distribución. De esta forma se disminuyen las pérdidas negras del sistema y se reduce

el tiempo de retorno de la inversión en infraestructura.

Mediante el uso de medidores inteligentes se posibilita la conexión de nuevos tipos cargas conectadas al

sistema, como los vehículos eléctricos (EV). El sistema de recarga de los EV es una carga para la red,

pero a través de la tecnología Vehicle to grid (V2G) también puede entregar energía al sistema

Al disponer de la información del sistema AMI, la empresa comercializadora puede implementar un

sistema de tarifas que no tenga en cuenta sólo la Potencia sino también la Energía. Así mismo, para el

mercado minorista la empresa puede tener ingresos no sólo por la energía consumida sino también por

la contratada. Esto influye positivamente en la sostenibilidad económica de la empresa.

La infraestructura AMI permite cambiar el concepto de distribución pasiva a distribución activa. Esto es

importante para la empresa comercializadora principalmente porque justifica un cambio tarifario, que

podría ser similar al modelo tarifario de transmisión, en donde se pagan peajes por el uso de la

infraestructura.

Con los sistemas de medición convencionales la curva Precio vs Consumo de energía eléctrica es

completamente inelástica. Esto quiere decir que la tarifa a la que se transa la energía para el usuario final

es independiente de la cantidad consumida. La infraestructura AMI puede modificar esta situación,

contribuyendo a la elasticidad de oferta de energía [14].

Una infraestructura de Medición Avanzada habilita el rol de Agregador, que se encarga de agrupar

múltiples usuarios residenciales, industriales, comerciales e institucionales para presentarlos al sistema

de distribución como una sola entidad. Así, se pueden ofrecer servicios relacionados con la posibilidad

de ejercer acciones de control sobre la demanda y la generación articulando el mercado mayorista y

minorista de la energía eléctrica [15].

2.4 Sociedad y Medio Ambiente

El aumento de la eficiencia energética del sistema eléctrico tiene impactos positivos en el medio ambiente

ya que optimiza los procesos de generación de energía, dando participación a fuentes de energía




renovables y en la reducción de la huella de carbono.

La apropiación y uso de nuevas tecnologías promueve la necesidad de recurso humano capacitado, lo

que fomenta la especialización de profesionales en estas áreas. También eleva el nivel educativo y

tecnológico de la sociedad, que debe estar en contacto con las nuevas tecnologías.

La integración de medidores inteligentes en las redes de distribución abre la puerta a la inclusión de otras

tecnologías de Smart Grids en el sistema que permitirá que éste evolucione a otros escenarios de

operación. Esto representa desarrollo tecnológico para el país.

Para que el sistema eléctrico colombiano se adapte a los cambios y retos que actualmente afronta el

negocio de la medición de energía en los sistemas de distribución debido a la implementación de los

sistemas AMI, es necesario establecer los lineamientos y ajustes regulatorios necesarios.

3 Análisis de las funcionalidades de medidores inteligentes

Para que esta infraestructura AMI opere adecuadamente, los equipos de medición deben cumplir con

determinadas funcionalidades, entendidas como un paquete de características que aseguren que todo el

esquema AMI opere como está especificado. La lista completa de funcionalidades se muestra en la Tabla

1, estas se dividen en dos categorías:

Tabla 1. Funcionalidades para el medidor inteligente

Inherentes al medidor: Permiten la operación del medidor sin suministrar información a los Agentes

externos. Pueden considerarse como características propias del medidor que éste debe tener y que

debe garantizar el fabricante Algunos ejemplos son: Almacenamiento de datos, comunicación

bidireccional, sincronización de tiempo, actualización y configuración remota del equipo.

Soportadas por el medidor: Son las encargadas de suministrar a los Agentes toda la información

HAN

SIN

CDL

SEG

Integración de Redes de Automatización del Hogar (HAN)

Sincronización de tiempo del Medidor y el sistema de Gestión

Comunicación bidireccional por diferentes medios

Soportar comunicaciones de datos seguras

ALM

A&C

FRA

COB

Almacenamiento de datos en el medidor

Actualización y configuración remota del Medidor

Prevención y detección de fraudes

Acceso del usuario a la información del medidor

Sop

ort

adas

USU

LRM

TAR

GD

Lectura Remota del Medidor

Conexión/Desconexión. Limitación remota de potencia

Soportar esquemas de Tarificación Avanzada

Inh

eren

tes

Soportar la importación y exportación de energía

CAL Proporcionar medidas de la calidad de potencia

PRE Soportar la implementación de modo Prepago

Funcionalidades asociadas al medidor




que ellos requieren para poder aprovechar los beneficios de esta tecnología. Cada funcionalidad

soportada se asigna a un operador, según corresponda. Por ejemplo: Acceso del usuario a la

información del medidor (Cliente), lectura remota del medidor (Operador), Soportar esquemas de

tarificación diferenciada (Comercializador), Conexión, desconexión y/o limitación de potencia en

forma remota (Operador y Comercializador). El medidor, en interacción con el sistema AMI y las

condiciones de cada Agente, debe garantizar las funcionalidades soportadas.

Se espera que el sistema AMI cumpla con otras funcionalidades como: Detección de manipulación de

los contadores y aviso a la compañía, Alerta de consumo anormal de energía, Medida de generación

distribuida y Gestión Activa de cargas.

4. Panorama actual regulatorio

En Colombia actualmente existen regulaciones, leyes y normas para los sistemas de medición de energía;

estas incluyen parcialmente aspectos que promueven sistemas de medición inteligente. A continuación

se relacionan las principales:

4.1 Ley 142 de 1994: Servicios públicos domiciliarios [16]

En referencia a la medición del servicio de energía eléctrica se resalta:

Artículo 9– Derecho de los usuarios, numeral 9.1: Especifica que el usuario tiene derecho a

obtener de la empresa la medición de sus consumos reales mediante instrumentos tecnológicos

apropiados.

Artículo 11– Función social de la propiedad en las entidades prestadoras de servicios

públicos, numeral 11.4: Especifica que es obligación de la empresa informar a los usuarios

acerca de la manera de utilizar con eficiencia y seguridad el servicio de energía.

Artículo 97 -Masificación del uso de los servicios públicos domiciliarios: Menciona que con

el propósito de incentivar la masificación del servicio, las empresas prestadoras otorgarán plazos

para amortizar los cargos de conexión domiciliaria. También que estos costos podrán ser

subsidiados por el Municipio o la Nación.

Artículo 144 – De los medidores individuales: Especifica que los usuarios pueden adquirir los

equipos de medida que a bien tengan siempre y cuando cumpla con las características solicitadas

por la empresa prestadora del servicio. También que es obligación del usuario reemplazarlos

cuando “ el desarrollo tecnológico ponga a sus disposición instrumentos de medida más precisos”

4.2 Ley 143 de 1994: Ley Eléctrica [17]

Esta ley incluye aspectos relacionados con los sistemas AMI y todo su entorno:

Artículo 6: Establece que el Estado debe prestar el servicio público de energía eléctrica con

eficiencia, calidad, continuidad, adaptabilidad, entre otros.




Artículo 23– Funciones de la Comisión Regulatoria de Energía y Gas (CREG), numeral f:

La CREG debe establecer las tarifas para venta de electricidad a los usuarios regulados.

Artículo 38– Manejo de la información: Determina que las empresas comercializadoras y

distribuidoras deben suministrar de forma fiel y oportuna la información requerida para el

planeamiento y operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Artículo 44– Tarifas a usuarios regulados: El régimen tarifario para usuarios finales regulados

de una misma empresa estará orientado por los criterios de eficiencia económica, suficiencia

financiera, neutralidad, solidaridad y redistribución del ingreso, simplicidad y transparencia

Artículo 68: Los proyectos relacionados con la comercialización tendrán en cuenta criterios de

ahorro, conservación y uso eficiente de la energía.

4.3 Ley 1715 de 2014: Integración de sistemas renovables al SIN

Esta ley incluye aspectos relacionados con los sistemas AMI y la utilización de fuentes no convencionales

de energía.

Capítulo I, Artículo 1– Objeto: Uno de los propósitos principales de esta Ley es promover la

eficiencia energética y la gestión de la demanda.

Capítulo I, Artículo 6 – Competencias administrativas. Numeral 2b: Determina que la CREG

debe establecer los mecanismos regulatorios para incentivar la Respuesta de la Demanda.

Capítulo I, Artículo 6 – Competencias administrativas. Numeral 3c: Establece que la UPME

debe realizar programas de divulgación masiva focalizada al uso eficiente de la energía.

Capítulo II, Artículo 8- Promoción de la autogeneración a pequeña y gran escala y la

generación distribuida. Ítem a: Define que los autogeneradores pueden entregar generadores a

la red que serán reconocidos mediante un esquema de medición bidireccional

Capítulo III, Artículo 31- Respuesta de la demanda. Define que la CREG debe establecer

mecanismos regulatorios para incentivar la Respuesta de la Demanda.

Capítulo IV, Artículo 38- Respuesta de la demanda en ZNI. Establece que el Fondo Fenoge

puede fomentar esquemas para incentivar la Respuesta de la Demanda.

Capítulo VII, Artículo 41-Acciones ejemplares. El gobierno nacional debe adoptar acciones

ejemplares encaminadas, entre otros propósitos, a la concientización de los consumidores de

energía para aumento de la eficiencia energética.

Capítulo VIII, Artículo 42-Ciencia y Tecnología, Numeral 4c. Los sistemas de fomento a la

investigación deben orientarse, entre otros aspectos, a impulsar el desarrollo de tecnologías

promisorias que se encuentran en fase de demostración y/o comercial.




4.3 Proyecto de decreto: Autogeneración a pequeña escala, Gestión de la Demanda y

Medición Inteligente [9]

Establece lineamientos de política pública para incentivar la Autogeneración a pequeña escala, Gestión

de la Demanda y Medición Inteligente.

Artículo 1– Medición Inteligente: El Ministerio de Minas y Energía debe definir la gradualidad

para implementar sistemas AMI considerando que el 95% de los usuarios urbanos deberán contar

con esos sistemas al año 2030.

Artículo 6– Remuneración de excedentes de energía: Decreta que este mecanismo de

remuneración deberá facilitar la liquidación periódica, teniendo en cuenta las capacidades

técnicas de la medida.

Artículo 7– Reportes de información de capacidad de autogeneración: Especifica los reportes

que los distribuidores deben entregar a la UPME en relación a este tema.

4.4 Resolución CREG 038 de 2014: Nuevo Código de Medida [18]

Define las características técnicas que deben cumplir los sistemas de medición para el registro de los

flujos de energía, definiendo los requerimientos que deben cumplir los componentes del sistema en

relación con la exactitud, certificación de conformidad de producto, instalación, pruebas, calibración,

operación, mantenimiento y protección del mismo. Se determinan las responsabilidades de los agentes y

usuarios en el proceso de medición de energía eléctrica.

Artículo 5-Propiedad del Sistema de Medición. Establece que las partes que ser relacionan en

las fronteras de medida, determinan la propiedad de los elementos de medición. Se puede exigir

al usuario.

Artículo 15-Registro y Lectura de la información. Define los requisitos mínimos para los

medidores, entre los que se destacan: Dispositivos de intercambio de información que permita la

descarga local, procedimiento de interrogación remota de los medidores, almacenamiento de

datos registrados

Artículo 16-Sincronización del reloj. Establece los desfases máximos permitidos del reloj del

medidor con respecto a la hora oficial colombiana.

Artículo 17-Protección de datos. Define condiciones asociadas a la seguridad de la información

y manejo de bases de datos.

Artículo 22-Acceso al sistema de medición. Establece condiciones de aseguramiento de acceso

a la información del medidor por interrogación local y/o remota.

Artículo 24-Procedimiento técnico de verificación de los sistemas de medición. Define las

condiciones y actividades asociadas para verificar el adecuado funcionamiento bajo requisitos del

medidor.




Artículo 27-Sellado de los elementos de los sistemas de medición. Establece procedimientos

para garantizar la protección y manipulación de los elementos del sistema.

Artículo 32-Cambios en la programación del medidor. Define los procedimientos que deben

realizarse para modificar la programación del medidor.

Artículo 35-Falla o hurto de los sistemas de medición. Establece que estos casos deben ser

informados por los interesados en la medida

4.5 Resolución CREG 096 de 2014: Comercialización de Sistema Prepago [19]

Dicta las disposiciones sobre el sistema de comercialización de energía prepago.

Artículo 1-Definiciones. Entre otras definiciones, establece los sistemas de comercialización y

medición prepago junto con sus actividades asociadas.

Artículo 9-Condiciones técnicas. Establece aspectos como disponibilidad de plataformas

tecnológicas, visualización de consumos netos y pagados entre otras.

4.6 Resolución CREG 024 de 2016: Remuneración de la actividad de distribución [20]

Establece la metodología para la remuneración de la distribución de energía eléctrica.

Artículo 4-Criterios generales. Se establecen las definiciones, relaciones y criterios que

permiten calcular el valor a cobrar por distribuir energía

Artículo 5-Información base para el cálculo de los ingresos. Se definen los activos que se

incluirán para el cálculo de los ingresos del Operador de Red.

Artículo 9-Indices de pérdidas de energía y planes de gestión de pérdidas. Se establecen las

remuneraciones a los operadores de red que alcancen los índices de referencia correspondientes

Artículo 10-Calidad del servicio de distribución. Determina que la calidad del servicio será

determinada con la información recolectada en el Centro Nacional de Despacho, y así mismo las

remuneraciones y sanciones correspondientes a los Operadores de Red por incumplimiento de

parámetros.

4.7 Resolución CREG 172 de 2011: Implementación de planes de reducción de pérdidas

Establece la metodología para la Implementación de planes de reducción de pérdidas no técnicas en los

Sistemas de Distribución Local.




4.8 Resolución CREG 070 de 1998: Reglamento de distribución de energía eléctrica

Artículo 3.3-Criterios para desarrollar la planeación de la expansión de los Operadores de

Red. Establece los principios en los cuales debe fundamentarse la planeación de los sistemas de

distribución. Incluye la adaptabilidad, asociada a incorporar avances de la ciencia y la tecnología

que aporten mayor calidad y eficiencia en la prestación del servicio.

Artículo 5-Operación de los Sistemas de transmisión regional y/o Distribución local.

Proporciona las regulaciones necesarias para asegurar el funcionamiento seguro, confiable y

económico del SIN.

Artículo 6- Calidad del Servicio de los Sistemas de transmisión regional y/o Distribución

local. Establece los criterios e indicadores asociados a la calidad del servicio.

A continuación se presenta una matriz que resume la aplicación de las leyes y resoluciones anteriores

frente a cada una de las funcionalidades del medidor.




USU9.1

11.4

LRM 9.1 15, 22

TAR 23f III, 31

CDL 15 9

FRA 27, 35 4

GD II, 8 a

CAL 11.4 10

PRE 9

HAN 11.4 I, 6,3c

ALM 15

COB II, 8 a 15, 17

SEG 15, 17

SIN 11.4 16

A&C 17, 24, 32

Funcionalidades

S

O

P

O

R

T

A

D

A

S

I

N

H

E

R

E

N

T

E

S

Numerales

Ley

17

15

de

20

14

: In

tegr

ació

n d

e en

ergí

as

ren

ova

ble

s al

SIN

Sistema AMI

Re

solu

ció

n C

REG

02

4 d

e 2

01

6:

Rem

un

erac

ión

de

la a

ctiv

idad

de

dis

trib

uci

ón

Re

solu

ció

n C

REG

17

2 d

e 2

01

1:

Imp

lem

enta

ció

n

de

pla

nes

de

red

ucc

ión

de

pér

did

as

Matriz Panorama Actual Regulatorio

Medición Inteligente

Leyes Resoluciones CREG

Ley

14

2 d

e 1

99

4:

Serv

icio

s p

úb

lico

s

do

mic

iliar

ios

Ley

14

3 d

e 1

99

4:

Ley

Eléc

tric

a

Pro

yect

o d

e d

ecr

eto

: A

uto

gen

erac

ión

a

peq

ueñ

a es

cala

, Ges

tió

n d

e la

Dem

and

a y

Med

ició

n In

telig

ente

Re

solu

ció

n C

REG

03

8 d

e 2

01

4 (

Có

dig

o d

e

Med

ida)

Re

solu

ció

n C

REG

09

6 d

e 2

01

4:

Co

mer

cial

izac

ión

de

Sist

ema

Pre

pag

o




5. Panorama actual normativo

La medición inteligente de energía es una tecnología que se ha venido implementando en el país desde

hace 10 años aproximadamente. Las empresas distribuidoras de energía en su mayoría son las que han

impulsado diversos proyectos pilotos con el fin de probar la tecnología, evaluar los beneficios y respuesta

de los usuarios así como los riesgos a los que están expuestos tanto los usuarios como la empresa y el

equipo de medida. En el mercado se encuentra una amplia gama de equipos de medida que ofrecen

variadas funcionalidades asociadas que aunque generan diferentes beneficios también incrementan su

costo; por tal razón se hace necesario definir y reglamentar los estándares de medición inteligente en el

país.

La regulación nacional de sistemas de medición de energía está sujeta a las normas técnicas colombianas

que buscan establecer características y metodologías técnicas para garantizar la calidad de los productos

y actividades en el sistema eléctrico.

Por esta razón el Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación (ICONTEC) que representa

a Colombia ante organismos de normalización regionales e internacionales, conformó el Comité Técnico

144 de Medidores de Energía Eléctrica. En él participan profesionales de empresas del sector eléctrico,

laboratorios, instituciones de educación superior y organismos de control; éste Comité tiene a cargo la

generación de Normas Técnicas Colombianas (NTCs) relacionadas con: TC 13 - Electrical energy

measurement, tariff- and load control y TC 38 – Instrument Transformers. También ha trabajado durante

los últimos años en la generación e impulso del uso de las NTC relacionadas con medidores de energía.

Actualmente Colombia cuenta con varias NTC de amplio uso por el sector eléctrico para soportar el

proceso de medición de la energía con los equipos electromecánicos tradicionales, las normas se orientan

a:

• Fabricación: Se realizan ensayos de tipo y se obtiene un certificado de conformidad de producto

o un certificado de aprobación de modelo.

• Selección: Se aplican los criterios de la NTC 5019.

• Recepción de Lotes: Se realizan ensayos de recepción y se obtiene un certificado de aceptación

o de rechazo del lote.

• Verificación Inicial: Se realizan ensayos de rutina según Norma NTC 4856.

• Instalación: Se aplican disposiciones del RETIE o normas del OR.

• Verificación Posterior: Para verificación en laboratorio se aplica la NTC 4856.

La normatividad que se ha establecido a nivel internacional ha servido como base para la definición de

la normatividad colombiana, como se observa en la Figura 1. Este proceso en Colombia ha tardado más

años.




Figura 1. Comparación en línea de tiempo normatividad internacional y colombiana

A continuación se presentan un análisis de las principales normas-

5.1 Norma NTC 5019: Selección de equipo para medición de energía eléctrica

La norma NTC 5019 [21] tiene como propósito establecer las características adecuadas de los equipos

utilizados para medición de energía eléctrica (medidores, transformadores para instrumentos de medida,

equipos auxiliares de medida, etc.). Las características de los equipos están definidas en función de las

características propias de la instalación eléctrica en el punto de conexión y de las características propias

de la carga a medir. Esta norma hace una clasificación del medidor de acuerdo a su complejidad, plantea

criterios generales para la selección de equipos de medida, los tipos de conexión y las pruebas y ensayos

necesarios de los equipos de medida antes de la instalación de acuerdo a las normas NTC 4856, NTC

2205, NTC 2207 y el ANSI/IEEE 57.13.

5.2 Normas para medidores de energía postpago

Actualmente existen pocas normas colombianas en esta área, sin embargo el mercado se basa en los

siguientes estándares internacionales de acuerdo a los requisitos expuestos en cada uno.

Requisitos generales, ensayos y condiciones de ensayo

SERIE IEC 62052-11 (NTC 5226): Equipo de medida (medidor),- 21: Equipo para tarifa y control

de carga, -31: Requerimientos de seguridad




Requisitos particulares medidores electromecánicos

IEC 62053-11 (NTC 2288): Activa Clases 0,5; 1 y 2, IEC 60145 (NTC 2148): Reactiva Clase 3

Requisitos particulares medidores estáticos (Electrónicos)

SERIE IEC 62053-21 (NTC 4052): Activa Clases 1 y 2, -22 (NTC 2147): Activa Clases 0,2S y

0,5S, -23 (NTC 4569): Reactiva Clases 2 y 3, -24: Reactiva Clases 0,5 y 1.

5.3 Normas para medidores de energía prepago

La medición prepago inicio en el país hace aproximadamente 10 años con proyectos pilotos con el fin de

probar tanto tecnología como resultados, aunque aún no se ha desarrollado una norma colombiana se

tienen los estándares europeos, bajo la serie IEC 62055.

IEC 62055-21: Framework for Standatization, -31: Medidores Prepago de Activa Clases 1 y 2, -41:

Standard Transfer Specification (STS). Application layer protocol for one-way token carrier systems, 5-

51: Standard Transfer Specification (STS). Physical layer protocol for one-way numeric and magnetic

card token carriers, -52: Standard Transfer Specification (STS). Physical layer protocol for a two-way

virtual token carrier for direct local connection (Proyecto).

5.4 Normas para intercambio de datos, tarifa y control de carga

En Colombia se generó la norma NTC 4440 que es una traducción de la IEC 62056-21, la cual describe

las especificaciones de hardware y de protocolo para el intercambio local de datos de los medidores.

Algunas temáticas incluídas son: velocidad de transmisión de datos, modos de comunicación, tiempo

entre la recepción de un mensaje y la transmisión de una respuesta de los modos de comunicación, entre

otros.

La SERIE IEC 62056 además incluye las secciones -31: Utilización de redes locales sobre par trenzado

con señal portadora, -41: Data exchange using wide area networks: Public switched telephone network

(PSTN) with LINK+ protocol, -42: Servicios de la capa física y procedimientos para el intercambio de

datos asíncrono orientado a la conexión, -46: Capa de enlace de datos utilizando el protocolo HDLC, -

47: COSEM transport layers for IPv4 networks, -51: Application layer protocols, -52: Communication

protocols management distribution line message specification (DLMS) serve, -53: COSEM application

layer, -61: Object identification system (OBIS) y -62: Interface clases.

5.5 Norma NTC 6079; Requisitos para sistemas de infraestructura de medición avanzada

(AMI) en redes de distribución de energía eléctrica.

Para la normalizar los componentes del sistema AMI y sus funcionalidades, a nivel internacional las

normas existentes son: IEC 61850 Redes y sistemas de comunicación en subestaciones, IEC 61968

Integración de aplicaciones para prestadores del servicio – interfaces del sistema para administración de

la distribución, IEC 61334 Automatización de la distribución usando sistemas de línea de distribución

portadora, IEC 62056 Medición de electricidad – intercambio de datos para lectura de medidas, tarifas y

control de carga, IEC 62058 Equipo de medición de electricidad.

A nivel nacional para responder a las necesidades del sector en medición inteligente, el comité 144




elaboró la NTC 6079 [22], que establece los requerimientos mínimos que deben cumplir los sistemas

AMI para su operación y gestión. Su alcance incluye los equipos y sistemas que conforman la medida

eléctrica de corriente alterna para sistemas AMI que incluyen funcionalidades como lectura automática

de medidores, gestión de alarmas y gestión de conexión y desconexión del servicio en forma remota.

Además aplica a unidades de medida para usos interiores o exteriores, en configuración individual o

concentrada con medidores monocuerpo o bicuerpo. Así mismo para medidores bifásicos y trifásicos de

igual manera para medida directa, semidirecta e indirecta. Esta norma permite tener un panorama claro

y general para su uso en Colombia por parte de las empresas del sector eléctrico.

Con el listado general de las funcionalidades con que deben contar los equipos de medida inteligente se

analizó la norma NTC 6079 para establecer cuáles de estas funcionalidades están inmersas o cuales se

deben incluir mediante una actualización

Tabla 3. Funcionalidades incluidas en NTC 6079

FUNCIONALIDADES NORMA NTC 6019


USU Acceso del usuario a la información

del medidor

6.1.3 Las unidades de medida pueden contar con visualizaciones para que el cliente pueda leer su consumo, algunos de estos están incorporados en el medidor y otros son dispositivos separados del medidor.

LRM Lectura remota del medidor (y local)

6.1.2. Los requisitos de operación y mtto local deben permitir tomar lecturas localmente y q el usuario no se vea afectado.

6.3.1.2 Requisitos para administración de información: El software del sistema AMI debe permitir la lectura local y remota, acompañado de la fecha y hora.

TAR Soporta esquemas de tarificación

avanzada

CDL Conexión, desconexión y/o

limitación de potencia de forma remota

6.1.5 Cuando las unidades de medida disponen de mecanismos de conexión y/o desconexión se debe tener comunicación bidireccional entre el sistema de gestión y el dispositivo de corte para las operaciones de forma remota


6.1.7.3 Los sistemas de medición centralizada debe suspender el suministro al detectar manipulación, acceso no autorizado y alertas con propósitos de seguridad y proteger los equipos de medida.

6.3.3 Requisitos de gestión de eventos y alarmas: el software de gestión del sistema AMI debe permitir a detección de intervenciones no autorizadas al equipo.

GD Soporta la importación y exportación de energía




CAL Proporciona medidas de la calidad

de potencia (y eventos)

6.3.2 Requisitos de configuración, control y operación de componentes: El sistema pueda permitir la gestión de calidad de la energía.

PRE Soporta la implementación de

modo prepago

6.3.4 El sistema podrá contar con la posibilidad de servicio prepago y el cambio a pospago o viceversa, cuando se requiera. Este cambio se podrá hacer de forma remota o local.





medidor

6.2 Requisitos de la Unidad Concentradora: La unidad concentradora de proporcionar funcionalidad para almacenar durante un periodo de tiempo la información y eventos de todas las unidades de medida asociada a este, si aplica.

COB Comunicación bidireccional por

diferentes medios

6.3.2 Requisitos de configuración, control y operación de componentes: el sistema debe estar orientado a servicios que permitan la conectividad e interfaces con otros sistemas bajo los modelo de integración de información CIM (IEC 61968, IEC 61979) o MultiSpeak.

SEG Soporta comunicaciones de datos

seguras

SIN Sincronización de tiempo 6.3.2 Requisitos de configuración, control y operación de componentes: El sistema debe permitir la sincronización de reloj cuando aplique, en cumplimiento con el código de medida.

C&A Actualización y configuración

remota del equipo

6.3.2 Requisitos de configuración, control y operación de componentes: El sistema debe permitir el acceso remoto al

concentrador para realizar actualizaciones, programaciones y/o configuración.


INT Interoperabilidad 6.3.4 Recomendaciones de administración y operación de las comunicaciones del sistema: se recomienda que la gestión de las comunicaciones permita interoperabilidad a nivel de aplicación.

CDC Soporta esquemas de control de

carga 6.3.2 Requisitos de configuración, control y operación de componentes: El sistema pueda permitir la gestión de la carga.

ULT Detección y reporte automático de

la pérdida de suministro

6.3.3. Requisitos de gestión de eventos y alarmas: el sistema debe identificar y reportar la pérdida del suministro de energía y el restablecimiento de éste.




5.6 Creg 038 de 2014: Nuevo Código de medida

La resolución CREG 038 de 2014 surgió como modificación del Código de Medida contenido en el

Anexo general del Código de Redes (Res. CREG 025 de 1995) y que tiene como objetivo asegurar la

precisión de la medición de la energía en las fronteras comerciales que hacen parte del SIC. El nuevo

código de medida define las características técnicas que deben cumplir los sistemas de medición para el

registro de los flujos de energía, definiendo los requerimientos que deben cumplir los componentes del

sistema en relación con la exactitud, certificación de conformidad de producto, instalación, pruebas,

calibración, operación, mantenimiento y protección del mismo. Se determinan las responsabilidades de

los agentes y usuarios en el proceso de medición de energía eléctrica.

Aunque este código no constituye un estímulo regulatorio para adoptar los medidores inteligentes para

uso o instalación a pequeños consumidores, sí lo es para las fronteras comerciales, ya que establece que

en aquellas fronteras comerciales ubicadas en los puntos de red donde hay flujos de potencia en ambos

sentidos, se deben instalar medidores bidireccionales. Adicionalmente se menciona que las transacciones

de energía en todas las fronteras comerciales deben ser registradas en forma horaria; los medidores

inteligentes se ajustan a estos requerimientos establecidos en el Código de Medida.

Tabla 2. Funcionalidades incluidas en Creg 038

FUNCIONALIDADES CREG 038-2014 CÓDIGO DE MEDIDA



del medidor.


Artículo 15. Registro y lectura de la información.: a) Los medidores deben contar con un dispositivo de intercambio de información que permita la descarga local de las mediciones realizadas y de los parámetros configurados en el medidor, además de un sistema de visualización de las cantidades registradas, así como, la fecha y hora. El sistema de visualización puede o no estar integrado a los medidores. b) Para la lectura remota de la información, cada medidor debe contar con la infraestructura necesaria que permita el cumplimiento de los plazos y requerimientos establecidos en el artículo 37 de la presente resolución.


avanzada

CDL Conexión, desconexión y/o limitación






Artículo 27. Sellado de los elementos del sistema de medición: a) Suministrar e instalar sellos y mantener el registro correspondiente, para detectar manipulaciones e interferencias sobre los medidores, los transformadores de medida, las borneras de prueba y demás elementos susceptibles de afectación y protección mediante un sello.

GD Soporta la importación y exportación

de energía

Artículo 8. Requisitos generales de los sistemas de medición: e) En los puntos de medición en los que se presenten o se prevean flujos de energía en ambos sentidos se deben instalar medidores bidireccionales para determinar de forma independiente el flujo en cada sentido.

CAL Proporciona medidas de la calidad de

potencia (y eventos)

PRE Soporta la implementación de modo

prepago





medidor

Artículo 15. e) El almacenamiento de los datos registrados en los medidores, principal y de respaldo, debe ser como mínimo de 30 días con intervalo de lectura cada 60 minutos, incluyendo la etiqueta de tiempo.


diferentes medios


seguras

Artículo 17. Protección de datos. Los representantes de las fronteras deben asegurar que los medidores, tanto el principal como el de respaldo, de las fronteras comerciales con reporte al ASIC cuenten con un sistema de protección de datos.

SIN Sincronización de tiempo Artículo 16. Sincronización del Reloj. El desfase máximo permitido del reloj del medidor, con respecto a la hora oficial para Colombia es: para tipo 1 y 2 30 seg, y partipo 3,4 y 5 ees de 60 seg.

C&A Actualización y configuración remota

del equipo

Artículo 32. Cambios en la programación del medidor. Para efectos de modificar la programación del medidor debe seguirse el procedimiento de visita de revisión conjunta establecido en los artículos 47 y 48 de la Resolución CREG 156 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.


INT Interoperabilidad




CDC Soporta esquemas de control de carga

ULT Detección y reporte automático de la

pérdida de suministro

6. Marco regulatorio y normativo propuesto

Para alcanzar los objetivos planteados a escenarios futuros de medición inteligente en Colombia, es

necesario contar con un soporte regulatorio y normativo adecuado y funcional. Es necesario tener en

cuenta que en el Mapa de Ruta para las principales tecnologías de Smart Grids al año 2030, en el que se

incluyen los sistemas AMIs, plantea 3 fases de implementación, cada una de 5 años de duración, iniciando

en el año 2015. Para cada fase se definen metas de cobertura para la medición inteligente y las

funcionalidades esperadas.

Para la Fase I se proponen las funcionalidades de Lectura remota de la información del medidor,

detección de manipulación y fraude, acceso del usuario a la información del medidor, limitación de la

potencia y gestión de la demanda para usuarios comerciales e industriales. En la Fase II, entre los años

2020 y 2025 se espera que los sistemas AMI puedan manejar tarificación horaria y estén en capacidad de

medir la energía proveniente de generación distribuida. Para la Fase III se debe hacer gestión de la

demanda en usuarios residenciales y se espera un aplanamiento de la curva de carga diaria.

Teniendo en cuenta lo anterior, en el Mapa de Ruta - Parte III [23] plantea Medidas de política pública y

medidas regulatorias recomendadas relacionadas con la privacidad de los consumidores, la

ciberseguridad en redes inteligentes.

Se requiere un marco regulatorio y normativo que permita alcanzar el escenario esperado; éste debe

comprender lineamientos de políticas, regulaciones, códigos, normas y planes de acción. Partiendo del

análisis del marco regulatorio existente y la matriz presentada anteriormente, a continuación se plantean

las temáticas principales a incluir como base para ese marco regulatorio, junto con aspectos que

propendan por la continuidad y estabilidad del mismo. En los casos que aplique, se identifican también

las funcionalidades del medidor inteligente que se involucran en cada caso.

6.1 Implementación gradual de sistemas de Medición Inteligente

Es necesario considerar los siguientes aspectos:

Definición de propiedad del equipo de medida: Actualmente los usuarios son dueños de los

medidores de energía convencionales que tiene instalados en sus hogares. Según las experiencias

de las empresas comercializadoras, la mayoría de los usuarios no están dispuestos a adquirir un

equipo de medida inteligente aunque se le den a conocer los beneficios. Debido a lo anterior, para

implementación de sistemas de medición avanzada se evalúa la opción que las empresas

distribuidoras sean las dueñas de los equipos de medida. Para esto se requiere una remuneración

o tasa de retorno por parte del Estado, por su inversión en activos incluyendo hardware y software.

También debe estudiarse un cambio en el sistema tarifario que permita reconocer la asignación de la

responsabilidad por los costos incurridos en la implementación de sistemas eléctricos y de

comunicación para medición inteligente.




Definición de propiedad de la información medida: Tradicionalmente se reconoce al usuario

como dueño de la información medida en su predio, ya que trae implícito detalles de sus hábitos

de consumo, horarios y cargas importantes al interior del hogar. Sin embargo, esta información

debe estar disponible para las empresas comercializadoras las cuales son las encargadas de

facturar, y obtener sus indicadores de gestión. Es necesario revisar experiencias internacionales

y establecer la propiedad y manejo de la información

Características técnicas mínimas y las funcionalidades de los medidores: Es necesario

determinar las características fundamentales tanto del equipo de medida como de todos los demás

elementos asociados y que conforman el sistema AMI. Se deben establecer detalladamente las

funcionalidades requeridas del medidor junto con los valores mínimos y máximos para los

parámetros correspondientes, en los casos que aplique (GB, COB). Se requiere establecer

condiciones técnicas que fomenten el manejo remoto del medidor (LRM).

Seguridad de la información: Se deben incluir todos los aspectos relacionados con protección

de datos, seguridad de la información y manejo de bases de datos. Es necesario establecer todas

las condiciones técnicas (COB, SEG, A&C).

Contexto de los usuarios finales: el contexto local de los usuarios urbanos es determinante para

determinar acciones específicas y planes de acción que garanticen la Respuesta de la Demanda

en cada caso. También es necesario clasificar y jerarquizar los tipos de redes de distribución y la

disponibilidad y viabilidad técnica de los sistemas de comunicaciones que permitan el adecuado

funcionamiento de los sistemas AMI

Viabilidad financiera de la implementación de sistemas AMI: Para garantizar la viabilidad

financiera de los sistemas AMI se sugiere el reconocimiento de los activos de estos sistemas como

Unidades Constructivas (UC) del sistema de distribución. Así estos activos se incluirían en los

cargos de distribución de energía eléctrica y en toda la remuneración de la actividad de

distribución.

La definición de conexión domiciliaria debe modificarse para incluir el sistema de comunicación

del medidor y la infraestructura de redes inteligentes necesaria. Esto representa un alto porcentaje

de los costos de inversión asociados a medición inteligente

Mejora de la percepción del usuario final: Con el propósito de sensibilizar el usuario final frente

al uso de tecnologías asociadas a medición inteligente, la empresa prestadora podría justificar que

el usuario reemplace su medidor tradicional por uno inteligente dado las nuevas funcionalidades

que estos incluyen. Se debe resaltar que la implementación de sistemas AMI promueve los principios

de eficiencia, calidad, continuidad, adaptabilidad, entre otros.

Actualización de resoluciones vigentes: Es necesario realizar una revisión detallada de los

conceptos técnicos incluidos en la regulación actual y asegurarse de que incluyan las

funcionalidades y beneficios asociados a los sistemas AMI. Algunos ejemplos son: Cambios en

la programación del medidor que se simplifican mediante el uso de medidores inteligentes

(A&C), la detección de fallas y hurtos en los sistemas de medición que pueden detectarse de

forma automática (FRA), garantizar la visualización y cumplimiento de la calidad del servicio




(CAL).

6.2 Generación Distribuida


Modelos de Negocio: Los lineamientos bajo los cuales se realizan actualmente los procesos de

comercialización y distribución de energía no permiten afrontar los retos asociados al uso de

nuevas tecnologías, como el ingreso de Generación Distribuida. Dentro de los nuevos modelos

se deben considerar estrategias que permitan desacoplar los ingresos de las empresas

distribuidoras y comercializadoras de la energía vendida. La tarifa debe reflejar los activos de la

empresa [22].

Esquemas de remuneración: deben incluirse los mecanismos para la remuneración de

excedentes de energía, teniendo en cuenta que el manejo en tiempo real y la disponibilidad online

de la información de autogeneración. Asimismo, con la entrada de los sistemas AMI a la red eléctrica

es necesario incorporar nuevos aspectos en el planeamiento, supervisión operativa y manejo de la

red

6.3 Gestión de la Demanda


Pedagogía del consumo energético: De acuerdo a las políticas energéticas y teniendo en cuenta

las experiencias internacionales, es necesario tener en cuenta que el usuario modifica

voluntariamente su consumo cuando dispone de la información de su consumo en tiempo real y

se divulgarán públicamente valores de consumos históricos y proyecciones. El marco regulatorio

debe incluir campañas de sensibilización frente a buenas prácticas de consumo y mecanismos de

visibilización de impactos económicos, energéticos y ambientales asociados a los cambios en las

dinámicas de consumo del usuario. (HAN)

Tarifas diferenciadas y esquemas de incentivos: Una herramienta necesaria para garantizar el

éxito de programas AMI son los esquemas tarifarios y de incentivos hacia los usuarios no

regulados del sistema. Actualmente no se dispone de este portafolio. Es necesario contar con

esquemas de precios en los que el cliente modifique voluntariamente su consumo de acuerdo a

las señales de precio y con esquemas de incentivos en los que el comercializador pueda ofrecer

al cliente un incentivo adicional por desconectar su carga bajo condiciones pactadas previamente.

Se deben analizar las técnicas de Respuesta a la Demanda que se pueden aplicar exitosamente en

cada contexto final del usuario final de energía. (TAR)

También deben incluirse los mecanismos para la remuneración de excedentes de energía, teniendo

en cuenta que el manejo en tiempo real y la disponibilidad online de la información de

autogeneración




Legislación de actores: No existe un marco regulatorio ni una normatividad completa que

permita y legisle la participación de los actores asociados a la medición inteligente. Es necesario

dar cabida a nuevos roles como el Agregador.

A continuación se presentan algunas propuestas específicas frente a las normas existentes:

Tabla 3. Modificaciones propuestas a Creg 038

FUNCIONALIDADES CREG 038-2014 CÓDIGO DE MEDIDA



del medidor.

Se requiere incluir la descripción de cómo se debe realizar el acceso o visualización de la información por parte del usuario, así como que información es relevante para su conocimiento.


Se requiere incluir que las fronteras comerciales sin reporte a la ASIC, como es el caso de los usuarios finales también deben contar con infraestructura necesaria que permita realizar la lectura local y remota del medidor


avanzada

Se requiere solicitar que los equipos de medición avanzada garanticen estructuras de tarificación avanzada, registros del tiempo de uso para llevar a cabo el proceso de facturación, cuando se requiera.

CDL Conexión, desconexión y/o limitación


Se requiere especificar que el sistema AMI debe soportar y permitir la desconexión y conexión (reconexión) del suministro tanto de forma local como remota por medio del contrato de suministro. El dispositivo debe ser capaz de interrumpir y restablecer el flujo de energía eléctrica, el cual puede estar ubicado en el interior de la unidad de medida o ser un elemento independiente.

FRA Prevención y detección de fraudes Se requiere solicitar el uso de alarmas o reporte automático.

GD Soporta la importación y exportación

de energía

Se requiere solicitar que el sistema de medición inteligente debe soportar por defecto la importación y exportación de energía y permitir la posibilidad de activarla o desactivarla de conformidad con los deseos y necesidades del consumidor

CAL Proporciona medidas de la calidad de

potencia (y eventos)

Especificar que el sistema de medida debe permitir la lectura remota de los registros de los parámetros relativos a la calidad del servicio, el registro de dicha información sera mediante pedido.

PRE Soporta la implementación de modo

prepago Se requiere incluir que el sistema de medición inteligente y de gestión debe permitir la gestión del pago anticipado (prepago)






Se sugiere incluir que el sistema de medición inteligente puede contar la opción de integración de redes de automatización del hogar, disponiendo de al menos un canal para la transmisión de datos desde el medidor a un dispositivo de usuario. La transmisión a los dispositivos de usuario será activada sólo a petición del usuario, mediante el sistema de control remoto.



medidor

Se requiere aclarar que el almacenamiento de datos también aplica para los puntos de medición de los usuarios finales y que éste se puede realizar en el medidor, el contador, o el sistema de gestión según la tecnología, conservando la frecuencia.


diferentes medios

Se requiere especificar que el sistema AMI debe tener como mínimo comunicaciones bidireccionales, para esto debe contar con una serie de interfaces de comunicación que permiten la comunicación entre la unidad de medida, el concentrador o el sistema de gestión y operación.


seguras

Se requiere aclarar que para las fronteras comerciales sin reporte al ASIC, como son los puntos de medición de los usuarios finales el sistema de medición inteligente debe soportar comunicaciones de datos seguras.

SIN Sincronización de tiempo Se requiere Incluir que el sistema de gestión debe permitir la sincronización periódica con los elementos del sistema de forma remota, y la frecuencia mínima que se debe realizar la sincronización.

C&A Actualización y configuración remota

del equipo Se requiere incluir que el sistema de telegestión debe permitir la Parametrización del medidor de forma remota y o local


INT Interoperabilidad

Se requiere especificar que el sistema debe ser interoperable y que para esto se recomienda adoptar una estructura de comunicaciones descentralizada, que utilice un protocolo de acceso y lectura local única y estándar.

CDC Soporta esquemas de control de carga

Se puede incluir que el sistema de medida puede disponer de capacidad de gestión de cargas, con el objeto de reducir la demanda en momentos críticos cuando exista la base normativa, legal y contractual para ello.

ULT Detección y reporte automático de la

pérdida de suministro

Se requiere solicitar que todos los sistemas AMI incluyan un medio de detección de pérdida de suministro de los medidores. Cuando se detecte una pérdida de suministro o interrupción en el medidor esta debe ser reportada al sistema de gestión de la información tan pronto como sea posible de acuerdo al tipo de tecnología.




7 Conclusiones

El uso masivo de medidores inteligentes permite que todos los agentes involucrados obtengan beneficios

en la ejecución de sus roles, y que el Cliente participe activamente en la cadena de valor de la energía

eléctrica generando así nuevos mercados y posibilidades de negocio.

Para garantizar el éxito de los programas de implantación masiva de sistemas AMI, es necesario contar

con políticas de orden nacional que direccionen dichas iniciativas y un marco normativo y regulatorio

que promueva la inversión en estas tecnologías. También es fundamental la definición de las

funcionalidades asociadas a los medidores inteligentes, de acuerdo al contexto local de uso final.

Es necesario desarrollar estrategias articuladas que permitan superar las barreras regulatorias, técnicas y

de mercado asociadas a los implementación de medidores inteligentes.

4 Referencias

[1] P. Palensky and D. Dietrich, “Demand Side Management : Demand Response , Intelligent

Energy Systems , and Smart Loads,” IEEE Trans. Ind. Informatics, vol. 7, no. 3, pp. 381–388,

2011.

[2] L. Gelazanskas and K. A. A. Gamage, “Demand side management in smart grid: A review and

proposals for future direction,” Sustain. Cities Soc., vol. 11, pp. 22–30, Feb. 2014.

[3] United States Department of Energy - DOE, “Benefits of Demand Response in Electricity

Markets and Recommendations for Achieving Them,” U.S. Dep. Energy, no. February, p. 122,

2006.

[4] C. Tasks, C. Tasks, and N. Initiatives, “Task 25 – Business Models for a more effective market

uptake of DSM energy services ( http://www.ieadsm.org/task/task-25-business-models-for-a-

Subtasks,” 2016. .

[5] National Energy Technology Laboratory and DOE- Delivery and Energy Reliability, “Advanced

metering infrastructure,” 2009.

[6] UPME, “Plan Energetico Nacional Colombia: Ideario Energético 2050,” Unidad Planeación

Min. Energética, Repub. Colomb., p. 184, 2015.

[7] Red Inteligente, “Iniciativa Colombia Inteligente Red Inteligente para la Gente Somos Colombia

Inteligente,” 2013, p. 28.

[8] Grupo Técnico Proyecto BID, “Smart Grids Colombia Vision 2030 Parte II - Mapa de Ruta:

Construcciòn y Resultados (Componente I),” Bogotá-Colombia, 2016.

[9] Ministerio De Minas Y Energía, Proyecto de Decreto: “Por el cual se establecen lineamientos

de política pública para incentivar la autogeneración a pequeña escala, la gestión de la

demanda de energía eléctrica y la medición inteligente.” Colombia, 2016, p. 4.

[10] SGI&C - FNCER, “Redes Inteligentes en Colombia,” UPME, 2016. [Online]. Available:




http://www1.upme.gov.co/sgic/?q=content/redes-inteligentes-en-colombia.

[11] Grupo Técnico Proyecto BID, “Grupo Técnico Proyecto BID. (2016). Smart Grids Colombia

Vision 2030 Parte I: Antecedentes y Marco Conceptual del Análisis, Evaluación y

Recomendaciones para la Implementación de Redes Inteligentes en Colombia.Smart Grids

Colombia Vision 2030 Parte I: Ant,” 2016.

[12] ZPRYME Research & Consulting, “The prosumer energy market place,” Austin, Texas, 2014.

[13] J. Anderson, “Experiences from the Consumer Behavior Studies on Engaging Customers,”

September, 2014.

[14] S. Téllez and O. Duarte, “Gestión de la Demanda en redes eléctricas inteligentes : Revisión y

futuras estrategias,” in V CIUREE: Congreso de Eficiencia y Gestión Energética, 2016, p. 7.

[15] C. A. Ramírez Escobar, “Los Precios del Mercado Mayorista de Electricidad como Expresión de

la Participación Activa de la Demanda: Aplicación de la Economía Experimental,” 2012.

[16] Comisión Regulatoria de Energía y Gas de Colombia, Ley 142 de 1994: Servicios Públicos, vol.

1994, no. 41.433. Colombia, 1994, p. 597.

[17] Ministerio de Minas y Energía de Colombia, Ley 143 de 1994: Ley Eléctrica, vol. 1994, no. 41.

Colombia, 2002, p. 347.

[18] “Creg038-2014.pdf.” .

[19] R. No, “RESOLUCIÓN No.096 ( 14 DIC. 2004 ),” no. 45, pp. 1–7, 2016.

[20] “Creg024-2016.pdf.” .

[21] Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación, Norma Técnica Colombiana NTC

5019, vol. 5019. 1998, pp. 1–16.

[22] Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación, Norma Técnica Colombiana NTC

6079, no. 571. 2014.

[23] Grupo Técnico Proyecto BID, “Grupo Técnico Proyecto BID. (2016). Smart Grids Colombia

Vision 2030 Parte III: Política y Regulación,” 2016.





Buenas prácticas de instalación de medidores inteligentes

EM&D Cra. 30 No 45-03. T. +57 1 316 5000 Ext. 14085. Email: [email protected] 1/8

Buenas Prácticas de Instalación de Medidores Inteligentes

Universidad Nacional de Colombia, sede Bogotá



1. Resumen

Este documento se presenta de manera resumida un conjunto de buenas prácticas para el montaje de

medidores inteligentes. A pesar de que este manual está enfocado en la medición por medio de

infraestructura AMI muchas de las consideraciones son aplicables a cualquier medidor y aún más a

cualquier instalación eléctrica y como consideraciones adicionales se encuentra la comunicación entre

los distintos dispositivos de medición.

El documento se encuentra dividido de la siguiente manera, en la sección 2 se hace la mención a la

normatividad nacional aplicable en instalaciones eléctricas, en la sección 3 se presenta el montaje del

medidor donde se incluye lugar de instalación, espacio de trabajo, acometida eléctrica, caja de medidor,

puesta a tierra y comunicaciones y en la sección conclusiones y comentarios generales.

2. Conformidad

Todas las instalaciones de medidores inteligentes y el material usado deben ser de conformidad con el

RETIE. Y por tanto cumplir con la NTC 2050 o la norma IEC según se especifique en la instalación a

realizar, utilizando personal debidamente capacitado para las labores.

3. Montaje de medidor

Dependiendo de la tecnología AMI es posible encontrar diferentes arquitecturas, medios de

comunicación y gamas de medidores que comprenden diferentes funcionalidades, por lo se deben

presentar diferentes criterios de montaje para cada caso.

3.1 Lugar de Instalación

El medidor de energía debe ser instalado en lugares que no representen un peligro para los

usuarios ni el personal técnico que manipula el medidor. Además, debe ser de fácil acceso para

los comercializadores y operadores de red, ya que si bien la integración de las comunicaciones

evita la lectura local de medidores es necesario para casos de pérdidas de comunicaciones y/o

para labores de configuración y mantenimiento del equipo de medida.

En el caso de la unidad de medida concentrada se debe asegurar que el display que permite

que el usuario tenga acceso a la información se encuentre dentro del rango alcanzable por la

unidad concentradora ya sea PLC o RF. Además, debido a que esta solución está planteada para

tener el medidor lejos de las manos del usuario para evitar que existan robos de energía

generalmente estos medidores se instalan en postes, por lo que es necesario que estos cuenten con

los equipos de sujeción adecuados para su instalación.






Figura 1 Instalación de unidad concentradora en poste

3.2 Espacio de trabajo

El medidor debe ser instalado respetando un espacio de trabajo que permita al personal que

realiza mantenimientos y/o configuración de la red trabajen sin problemas, en [1] se recomienda

un espacio frontal de 36 pulgadas, 9 pulgadas hacia arriba y 48 pulgadas hacia abajo como se

muestra en la Figura 2, mientras que en normas de distribuidores locales se CODENSA y EPM

se sugiere un espacio libre desde las partes vivas de 1 y 0.9 metros respectivamente, asegurando

de esta manera que sea posible la apertura completa de las puertas de los armarios.

Figura 2 Espacio de trabajo (Tomado de [1])






3.3 Acometida Eléctrica

La acometida al medidor puede ser aérea (para cargas menores a 35 kW) o subterránea y debe

cumplir los siguientes requisitos:

1. El cable desde la caja de distribución o transformador debe ser completo sin ninguna clase

de empalmes o enmendaduras hasta las terminales del medidor.

2. Tubería metálica IMC para la llegada a la caja donde se encuentra el medidor o medidores.

Figura 3 Llegada de acometida aérea y subterránea en tubería metálica IMC

3. En el caso de usar la tecnología PLC se recomienda que la longitud de la acometida no

supere las distancias especificadas por el fabricante entre el medidor y el concentrador para

garantizar la operatividad de las comunicaciones. Esto debido a que si no se requiere el

uso de un dispositivo en serie como repetidor aumentando el costo de instalación y

disminuyendo la confiabilidad al tener elementos en serie con una mayor probabilidad de

falla de la infraestructura.

Figura 4 Arquitectura PLC de comunicaciones AMI






4. Las conexiones eléctricas con el medidor deben ser firmes aplicando el torque permitido

además se deben usar las terminales adecuadas evitando de esta manera puntos calientes,

fallas de los equipos y accidentes a quienes operan la instalación.

5. Las conexiones de entrada deben estar debidamente marcadas según el código de colores

en su nivel de tensión. El código de colores se observa en la Tabla 1. Tabla 1 Código de colores (Tomado de RETIE 2015)

Esto es de especial importancia ya que permite conocer el consumo por fase si se

encuentran bien identificadas y corresponden en toda la instalación, además solo una de las

fases lleva las comunicaciones PLC cuando se usa esta tecnología.

6. El cableado debe ser ordenado permitiendo identificar fácilmente cada circuito y

proporcionar seguridad a quien realiza mantenimientos y operación del sistema eléctrico.

En la Figura 5 se observa un ejemplo de un cableado incorrecto que genera peligros para

los usuarios y el personal que manipula el sistema.

Figura 5 Cableado poco ordenado sin tableros de distribución






3.4 Caja de Medidor

1. La caja para medidor o medidores debe permitir el acceso al usuario para verificar su

consumo y en caso de que sea posible descarga de información, como curva de carga,

precios de energía y eventos. Los sellos contra fraude serán colocados directamente en el

medidor no en la caja que lo contiene evitando el acceso a los terminales de entrada y

salida.

2. En caso de que el medidor sea semidirecto se deberá contar con una caja independiente

para los transformadores de corriente la cual contara con los sellos correspondientes. En la

¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. se observan cajas usadas para la

nstalación de transformadores de corriente.

Figura 6 Cajas para contener CTs de medición semidirecta

3. Para los medidores de medida concentrada no se requiere una caja, ya que por diseño estos

medidores vienen en una.

3.5 Puesta a Tierra

La instalación debe contar con puesta a tierra según lo establece el RETIE permitiendo una

operación segura de los dispositivos eléctricos.

Los medidores pueden no contar con una conexión directa a tierra en sus terminales, sin

embargo, cuenta con un neutro que va aterrizado en el tablero general y en el transformador

proporcionando la referencia para las medidas. En la ¡Error! No se encuentra el origen de la

eferencia. se observa un ejemplo de esto.






Figura 7 Ejemplo de conexión a tierra en una acometida aérea

La resistencia de puesta a tierra solicitada en Colombia es de 10 Ohmios, sin embargo, la regla

general es que las tensiones de paso y de contacto no sean peligrosas para el ser humano debido

a que puede resultar inviable económicamente conseguir una resistencia de este valor en algunos

lugares.

3.6 Comunicaciones

Debido a que las comunicaciones son una parte esencial de los despliegues de medición

inteligente es necesario especificar buenas prácticas para su instalación junto al sistema de

medición considerando las distintas arquitecturas:

3.6.1 Arquitectura Comunicación celular directa desde el medidor

En el caso de utilizar comunicación celular la única consideración adicional en

comunicaciones que debe ser tomada en cuenta es que exista cobertura de un operador de red y

la señal que se obtenga en el punto de instalación permita enviar los datos con la frecuencia

necesaria para obtener los beneficios de la medición inteligente.

Figura 1 Comunicación celular directa desde el medidor

3.6.2 Comunicación por medio de PLC

En el caso de usar una arquitectura con PLC, se cuenta generalmente con un concentrador de






datos el cual permite enviar todas las medidas al centro de gestión por medio de comunicación

celular (caso en el cual tendría que cumplir con el mismo requisito anterior de tener cobertura

celular y una buena señal) o por medio de Ethernet o fibra óptica si se encuentra disponible.

Además, la acometida eléctrica al servir de canal de comunicaciones de la información

idealmente no debe ser de una distancia mayor a la especificada por el fabricante ya que requeriría

la utilización de equipos repetidores en medio de la línea y tampoco debe presentar empalmes o

enmendaduras debido a que esto dificulta la transmisión de la señal.

Figura 8 Arquitectura de comunicación PLC y ejemplo de empalmes comúnmente encontrados en las instalaciones

3.6.3 Comunicación por RF

La comunicación por RF (Radio Frecuencia) permite una gran flexibilidad en las redes

pudiendo encontrar caminos alternativos para enviar la información en redes malladas de

comunicaciones sin embargo debe asegurarse que la distancia y obstáculos no afecten la calidad

de la señal, por lo cual se recomienda instalar los equipos de manera que exista línea de vista

entre ellos.






3.6.4 Comunicación por puerto serial

Algunas tecnologías utilizan comunicación por medio de puerto serial RS485 permitiendo

crear un bus serial entre los equipos. Esta comunicación debe ser instalada en canaleta, bandeja

o tubería independiente de los cables de potencia, esto debido a que el ruido electromagnético

que le puede aplicar la red eléctrica puede afectar los datos transmitidos. La longitud teórica

alcanzable por medio de la comunicación serial RS485 hasta más de un kilómetro, sin embargo,

en aplicaciones reales resulta más costoso debido a que requiere la instalación de cables y

acometidas independientes del sistema de potencia tradicionalmente requerido.

Como en los demás casos en caso de usar tecnología celular en el concentrador de datos o

Gateway donde se envía la información al centro de gestión debe existir cobertura de un operador

celular y garantizar un buen nivel de señal.

Figura 9 Cableado eléctrico y de datos

4. Conclusiones

En la instalación y posterior operación y mantenimiento de equipos eléctrico puede presentarse

una serie de inconvenientes que pueden ser mitigados e incluso evitados siempre que se cumpla un

debido protocolo que estandarice los procesos. En el caso específico de los medidores es necesario

cumplir con una correcta selección de materiales, acometida y montaje, así como también

recomendar a los usuarios cuyas instalaciones no se encuentran dentro de las normas técnicas

vigentes a actualizar su sistema eléctrico en caso de que represente riesgos insalvables a la seguridad

de los usuarios y técnicos que interactúan con la instalación.

Finalmente, los requisitos mostrados en este documento son aplicables ya sea que el medidor sea

o no inteligente excepto por las secciones de comunicación que hacen parte exclusiva de un sistema

de medición AMI.

Elaboro: Ing. Jorge A. Restrepo

Revisó: Javier Rosero García, PhD

Informe Definición de funcionalidades de medidores inteligentes





Informe

Factor de utilización de las Subestaciones Eléctricas de la Universidad

Nacional de Colombia, Sede Bogotá



Contenido 1. Resumen ............................................................................................................................................ 2

2. Red eléctrica de la Universidad Nacional de Colombia, Sede Bogotá ............................................. 2

2.1 Capacidad instalada........................................................................................................................ 4

2.2 Modelo de la red eléctrica .............................................................................................................. 4

3. Factor de utilización de las Subestaciones Eléctricas ....................................................................... 6

3.1 Factor de utilización calculado a partir de mediciones .................................................................. 6

3.2 Factor de utilización calculado a partir de simulaciones ............................................................... 9

4. Referencias ........................................................................................................................................ 9







1. Resumen

Este informe presenta una descripción de la red eléctrica de media tensión del campus universitario con

información actualizada al año 2016, presentando la capacidad instalada del campus de la sede Bogotá,

el cual llega a los 8,43 MVA aproximadamente. Posteriormente se presenta el modelo de simulación del

circuito de la red eléctrica, desarrollado en el software Neplan® para emplearlo posteriormente en el

cálculo de los factores de uso de los transformadores que conforman la red a través del flujo de potencia

del sistema. Por otra parte, se presentan las gráficas del factor de utilización horario de los

transformadores de las subestaciones a las cuales se le realizaron mediciones y se almacenaron en la

plataforma LAB+i [1]-[3].

2. Red eléctrica de la Universidad Nacional de Colombia, Sede Bogotá

La red de media tensión del campus de la sede Bogotá de la Universidad Nacional de Colombia alimenta

alrededor de 125 edificios (de los cuales 17 han sido declarados monumento nacional), en los que se

realizan labores académicas, investigativas y administrativas, por cerca de 24.668 estudiantes de

pregrado, 6.244 de posgrado, 1933 docentes de planta activos y 1920 cargos administrativos; para un

total de 34.765 personas que permanecen en las instalaciones del campus.

El sistema eléctrico del campus está conformado por una red de media tensión independiente, conectada

con el sistema eléctrico nacional por medio de 2 circuitos externos. El primero de estos, que se conecta

con la subestación de la Registraduría Nacional y el segundo con la subestación de la calle 26 con carrera

39. Ambos circuitos se conectan a la red de la universidad por medio de la subestación de la calle 26.

La topología en anillo de la red eléctrica del campus, con una longitud aproximada de 7,4 km, se

distribuye internamente por ductos subterráneos. Actualmente, la red está conformada por 35

subestaciones eléctricas, interconectadas por medio de 38 líneas.

Adicionalmente, el 27 de octubre de 2016, la División de Administración, Mantenimiento y Control de

Espacios de la Universidad Nacional de Colombia - Sede Bogotá informó a la comunidad universitaria,

que se realizaría la interconexión de la Hemeroteca Nacional Universitaria a la red de media tensión del

Campus Universitario para el día domingo 06 de noviembre de 2016, entre las 7:00 a.m. y las 6:00 p.m.

No obstante, no se ha recibido notificación acerca de la realización de esta maniobra. Por ende, no se

incluye todavía esta subestación eléctrica en el modelo de la red del campus.

31 de las subestaciones se encuentran ubicadas en locales contiguos a los edificios del campus y las

restantes 5, de tipo pedestal, se encuentran ubicadas a la intemperie a las afueras de los edificios

(incluyendo la S/E de la Hemeroteca).

Cada subestación del campus universitario cuenta con un transformador trifásico con conexión Dyn5 y

con sus respectivas celdas de protección y de medida. Sin embargo, las subestaciones eléctricas de

Ensayos Hidráulicos (Hangar) y de Observatorio Astronómico-LABE cuentan con dos (02)

transformadores cada una. La subestación eléctrica del Edificio de Hidráulica cuenta con tres (03)

transformadores, dos (02) de 150 kVA y uno (01) de 75 kVA. Para un total de 40 transformadores.







Treinta y siete (37) de estos transformadores son refrigerados por aceite y los 3 restantes por aire. Los

niveles de tensión de los transformadores son de 11.4 kV por el lado de alta tensión y 214 V o 440 V por

el lado de baja. Su potencia nominal oscila entre 45 kVA y 500 kVA.

La Tabla 1 reúne las características principales de cada subestación, la cual se ha elaborado gracias a

las visitas realizadas a cada una de estas, teniendo en cuenta la actualización de la red eléctrica del

campus y correspondiendo a la información actualizada de la red al año 2016 [1].

Tabla 1. Características de las subestaciones de la red eléctrica del campus universitario

Potencia Nivel de tensión

[kVA] [kV / V]

1 Calle 26 (Principal) 4.6325 -74.0838 Local aceite 150 11.4/214

2 Sociología (Ciencias Humanas) 4.6342 -74.0840 Local aceite 112.5 11.4/214

3 Edificio Manuel Ancizar 4.6335 -74.0849 Local aceite 225 11.4/214

4 Torre de enfermería 4.6351 -74.0824 Local aceite 225 11.4/214

5 Almacén auxiliar 4.6353 -74.0876 Local aceite 300 11.4/214-123

6 Matadero ICTA 4.6356 -74.0877 Pedestal aceite 500 11.4/214

7 Posgrados de veterinaria (antiguo VECOL) 4.6374 -74.0874 Local aceite 150 11.4/214

8 Biblioteca central 4.6355 -74.0835 Local aceite 400 11.4/214

9 Facultad de arquitectura 4.6370 -74.0821 Local aceite 225 11.4/214-124

10 Economía 4.6370 -74.0805 Local seco 225 11.4/214

11 Uriel Gutiérrez 4.6400 -74.0894 Pedestal aceite 400 11.4/216

12 Camilo Torres 4.6407 -74.0910 Local aceite 300 11.4/214-123

13 Parque Humboldt 4.6379 -74.0858 Local aceite 150 11.4/214

14 Facultad de medicina 4.6368 -74.0850 Local aceite 400 11.4/228-132

15 Posgrados de matemáticas y física 4.6379 -74.0819 Local aceite 300 11.4/227-131

16 Ensayos hidráulicos (Hangar) 4.6388 -74.0820 Local aceite 150 11.4/214 -11.4/440

17 Resistencia de materiales - IEI 4.6393 -74.0824 Local aceite 150 11.4/440 - 11.4/214

18 Centro de cómputo 4.6373 -74.0801 Local aceite 150 11.4/214

19 Laboratorio de veterinaria - Veterinaria 4.6362 -74.0859 Local aceite 112.5 11.4/214

20 Cine y televisión 4.6404 -74.0855 Local aceite 75 11.4/214

21 Edificio de química 4.6373 -74.0848 Local aceite 225 11.4/214-124

22 Edificio de farmacia 4.6375 -74.0837 Local aceite 150 11.4/214-124

23 Edificio de hidráulica 4.6389 -74.0821 Local aceite 375 11.4/474-214-214

24 Observatorio Astronómico / LABE 4.6398 -74.0832 Local aceite 525 11.4/214

25 Ciencias Naturales 4.6370 -74.0857 Local aceite 112.5 11.4/214

26 Genética 4.6429 -74.0835 Local aceite 300 11.4/214

27 Talleres de mantenimiento 4.6414 -74.0836 Local aceite 112.5 11.4/214

28 IICA 4.6347 -74.0881 Pedestal aceite 75 11.4/220

29 Posgrado de Ciencias Humanas 4.6342 -74.0864 Local aceite 225 11.4/214

30 Unisalud 4.6404 -74.0897 Pedestal aceite 112.5 11.4/214

31 CyT 4.6383 -74.0844 Local seco 300 11.4/214

32 Odontología 4.6343 -74.0852 Pedestal aceite 150 11.4/214-123

33 Edificio Facultad de Ingeniera (el viejo)* 4.6371 -74.0830 Local (*) aceite 225 (*) 11.4/214

34 Guardería_Jardín Infantil 4.6443 -74.0838 Local seco 45 11.4/214

35 Enfermería Nuevo (*) (*) Local aceite 300 11.4/214

36 Hemeroteca (*) (*) Local (*) 500 (*)

8432.5CAPACIDAD INSTALADA TOTAL [kVA]

No. Subestación Eléctrica Latitud Longitud TipoTipo de

Aislamiento







Los espacios que aparecen con el símbolo (*), en la Tabla 1, corresponden a los valores que están en

proceso de confirmación por parte de la Oficina de Infraestructura de la Universidad Nacional de

Colombia - Sede Bogotá.

El diagrama de la red eléctrica de media tensión del campus se muestra en la Figura 1.

Figura 1. Diagrama de la red eléctrica del campus de la Universidad Nacional de Colombia – Sede Bogotá

2.1 Capacidad instalada

La capacidad de potencia instalada en el campus, sin incluir la capacidad del transformador de la

subestación de la Hemeroteca, corresponde a 7932,5 kVA (7,9 MVA aproximadamente). No se incluye

este valor ya que estamos a la espera de que se realice la interconexión de la Hemeroteca Nacional

Universitaria a la red de media tensión del Campus.

Al incluir este valor de potencia, la capacidad instalada ascendería a 8,43 MVA.

2.2 Modelo de la red eléctrica

El diseño del modelo de la red eléctrica del campus se realizó en el software especializado en análisis de

sistemas eléctricos de potencia NEPLAN®. El modelo fue construido teniendo en cuenta la información

recolectada en las visitas a las subestaciones eléctricas. El diagrama unifilar de la red de media tensión

elaborado se muestra en la figura 02. Está constituido por las 35 subestaciones eléctricas del campus y

las respectivas líneas que las interconectan. Los valores de carga de algunas subestaciones corresponden

a valores medidos en tiempo real y los demás a la estimación de carga realizada por medio de

simulaciones [1].

Las subestaciones eléctricas que cuentan con mediciones en tiempo real son:

Ciencia y tecnología

Sociología

Parque Humbolt







Medicina

Economía

Química

Centro de cómputo

Edificio nuevo de enfermería

Frontera comercial de Universidad Nacional

El modelo de la red eléctrica del campus universitario, actualizado al año 2016, se muestra en la Figura

2.

Figura 2. Modelo de la red eléctrica del Campus construido en NEPLAN®. Tomado de [1]

SE_01_Calle_26

SE_02_Soc_CH

SE_08_Biblioteca_Central

SE_04_Torre_Enfermeria

SE_09_Fac_Arquitectura

SE_15_Pos_Mat_Fisica

SE_16_Ens_Hidra

SE_17_Resis_Materiales_IEI

SE_23_Ed_Hidra_Patios

SE_18_Centro_Computo

SE_28_IICA

SE_24_Obs-Astro_LABE

SE_25_C-Naturales

SE_26_Genetica

SE_27_Taller_Mtto

SE_20_Cine-Television

SE_14_Medicina

SE_21_Quimica

SE_22_Farmacia

SE_19_Lab_Veterinaria

SE_12_Camilo-Torres

SE_13_Parque_Humbolt

SE_11_Uriel-Gutierrez

SE_30_UnisaludSE_07_Pos_Veterinaria

SE_05_Almacen-Aux_Agronomia

SE_06_Mata_ICTA

SE_29_Pos_CHumanas

SE_03_Manuel-Ancizar

SE_10_Economia

SE_31_CyT

Nodo_Base

SE_32_Odontologia

SE_33_Fac_Ingenieria

SE_34_Guarderia_Jardin

Nodo_0

SE_35_Enfermeria_New







3. Factor de utilización de las Subestaciones Eléctricas

Este factor indica el porcentaje de uso del transformador, de acuerdo a la demanda máxima suministrada

por el sistema eléctrico al cual está conectada la red eléctrica del campus universitario.

Este factor se calculó tomando como base la potencia nominal de los transformadores de la red eléctrica

como capacidad instalada y la carga máxima por hora que se presentó durante un día habitual de clases.

Cabe aclarar que para el cálculo de este factor de utilización se tuvieron en cuenta los valores de potencia

consumida medidos en las subestaciones de:

Ciencia y tecnología

Sociología

Parque Humbolt

Medicina

Economía

Química

Centro de cómputo

Edificio nuevo de enfermería

Frontera comercial de Universidad Nacional

Los demás factores de uso se calcularon de acuerdo a la estimación de carga máxima por medio de

simulaciones de flujo de potencia del sistema.

3.1 Factor de utilización calculado a partir de mediciones

Los factores de utilización de las subestaciones eléctricas de las cuales se han realizado mediciones se

calcularon para un día habitual de clase, empleando los valores almacenados en el sistema de gestión de

información en tiempo real del LAB+i.

Para estos casos se presenta un factor de utilización hora a hora de las subestaciones y el factor de

utilización al momento de la demanda máxima, de la Figura 3 a la Figura 6.

Figura 3. Factor de utilización Subestación de Economía







Figura 4. Factor de utilización Subestaciones: Medicina, Parque Húmbolt, Química y Centro de Cómputo







Figura 5. Factor de utilización Subestaciones: Sociología, Ciencia y tecnología y Enfermería nuevo

Se observa que los transformadores menos utilizados son los de las subestaciones eléctricas del edificio

nuevo de Enfermería y economía, con un 13% y un 15% respectivamente.

Por otra parte, los transformadores más utilizados son los de las subestaciones de Centro de Cómputo y

Sociología con un 48%. Cabe anotar que la potencia máxima, para cada uno de estos casos, se presentó

en diferentes horas del día; a las 03:00 pm para Centro de Cómputo y a las 12:00 m para sociología. Esto

debido al uso y carácter de los edificios. Mientras que Sociología está constituido por salomes de clase,

las cargas del Centro de Cómputo tienen su comportamiento característico debido a la presencia de los

servidores de la red del campus universitario.







3.2 Factor de utilización calculado a partir de simulaciones

A partir de las simulaciones del flujo de potencia de la red eléctrica del campus universitario se obtiene

la gráfica de cargabilidad de los transformadores (ver Figura 6).

Figura 6. Factor de utilización de las subestaciones a partir de simulaciones (flujo de carga)

Se observa que para las subestaciones del campus, a partir del flujo de carga del sistema, se estima que

el factor de utilización no supera el 20%.

4. Referencias

[1] W. Montaño Salamanca. Documento de tesis de Maestría “Plataforma computacional para modelos

de flujo de potencia en tiempo real, utilizando medición inteligente y un sistema de gestión de

información”

[2] S. Tellez, D. Alvarez, W. Montano, C. Vargas, R. Cespedes, E. Parra, and J. Rosero, “National

Laboratory of Smart Grids (LAB+i) at the National University of Colombia-Bogota Campus,” in

Transmission Distribution Conference and Exposition - Latin America (PES T D-LA), 2014 IEEE PES,

2014, pp. 1–6.

[3] W. Montaño Salamanca and J. A. Rosero García, “Computing Platform for Power Flow Models in

Real Time,” in Transmission & Distribution Conference and Exposition - Latin America (PES T&D-LA),

2016 IEEE PES, 2016, pp. 1–8.


Carrera 30 No. 45 - 03, FACULTAD DE INGENIERÍA, Edificio de Aulas 453, Oficina 208 Conmutador: (57-1) 316 5000 Ext. 10696

Correo electrónico: [email protected] Bogotá, Colombia, Suramérica

Formulario de propuesta de proyectos

Grupo de investigación Electrical Machines & Drives – EM&D (COL0120979)

Título del proyecto

Esquemas de precios para mercados energéticos flexibles

Proponente Nombre del proponente y sus datos de

identificación

Nombre: Julio César Chinchilla Guarín, EE, M.Sc. (c)

Identificación: 1.030.613.607 de Bogotá

E-mail: [email protected]

Línea de investigación, desarrollo

tecnológico o innovación del

proyecto Seleccione a qué tipo de proyecto

corresponde y defina la temática general

de investigación

Investigación

Científica

Investigación

Aplicada

Desarrollo

Tecnológico Innovación

Por ejemplo:

Desarrollo urbano

sostenible

Director del proyecto Nombre del director y sus datos de

identificación

Nombre: Javier Rosero García, Ph.D.

Identificación:


Objetivo general

Proponer un esquema tarifario de energía eléctrica que pueda aplicarse a un mercado flexible

colombiano.




UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA, SEDE BOGOTÁ, FACULTAD DE INGENIERÍA, DEPARTAMENTO DE

INGENIERÍA ELECTRICA Y ELECTRÓNICA, GRUPO DE INVESTIGACIÓN ELECTRICAL MACHINES AND DRIVES EM&D.

2/16



1. Parte A – Formulación del proyecto


Esquemas de precios para mercados energéticos flexibles

Breve resumen del proyecto En máximo 200 palabras explicar lo que el

proyecto pretende lograr y cómo

(establezca cómo los resultados cumplen

con el Propósito/Objetivo, y cómo las

actividades permitirán entregar cada

resultado correspondiente), y ¿cuál será la

diferencia sobre el terreno en los próximos

años? Esta cuestión se examinará de nuevo durante cualquier

evaluación de este proyecto, y cuando se realice un

informe de impacto. El éxito del proyecto será juzgado en gran parte por lo que se dice aquí.

La tecnología del sector eléctrico está en un proceso de mejoramiento continuo debido a la llegada

de la red eléctrica inteligente. En varios países se han desarrollado pilotos e implementación

masiva; estos proyectos ejecutados están relacionados con regulaciones que permiten establecer las

reglas de la operación de la red. Dentro de las regulaciones se encuentran metodologías para

remunerar el CAPEX de los operadores de red debido a implementación de redes inteligentes. Esta

implementación se realiza con base en cumplir objetivos estratégicos y mejorar la operación del

sistema. Una de las aplicaciones de las redes inteligentes consiste en un esquema de precios

combinado con uno de incentivos para controlar la carga de usuarios regulados y no regulados. Este

proyecto busca establecer los esquemas requeridos para la implementación de un mercado

energético flexible en el sector eléctrico colombiano. Se plantea llegar a este propósito haciendo uso

de las funcionalidades de los equipos de la red inteligente que se están implementando en

Colombia. Se seleccionarán y adecuarán al escenario colombiano los esquemas de precios, de

incentivos y los esquemas tarifarios de comercialización de energía junto a la infraestructura

necesaria para la implementación de este mercado. Al final se espera entregar como resultado

general una metodología para la implementación del mercado energético flexible en Colombia.

Palabras clave Incluir máximo seis (6) palabras clave que

describan el objeto del proyecto.

Comercialización, esquemas, incentivos, mercados energéticos, precios, redes inteligentes

Introducción

Los usuarios regulados del sistema eléctrico colombiano se comportan de manera inelástica frente al

precio de energía; a su vez el precio de la energía que reciben los usuarios en la tarifa mensual es

independiente del consumo que éste realice. Con el desarrollo de las redes inteligentes se han

elaborado esquemas de precios donde el cliente modifica voluntariamente su consumo de energía ante

alertas de precio, esquemas de incentivos donde el comercializador de energía ofrece estímulos a sus

clientes para desconectarlos.

Estos esquemas requieren una inversión inicial y por eso se debe plantear un esquema tarifario de

comercialización de energía que refleje la inversión de los activos de distribución. En Colombia hay

una propuesta de proyecto de remuneración de inversión de activos (CREG 176 de 2016) por

renovación tecnológica y que permitan reducir pérdidas, aumentar la calidad del servicio o mejorar

la operación del sistema partiendo de inversiones eficientes, metas e indicadores establecidos [1].




3/16



Este proyecto plantea proponer un esquema de precios, de incentivos y tarifario para un mercado

flexible colombiano.

Identificación del problema -

Contexto y necesidad del proyecto En máximo 200 palabras, proporcionar los

antecedentes de la problemática que este

proyecto va a cambiar, cual es el resultado

final esperado y (cuando aplique) la razón

por la que la institución, entidad o empresa

debería financiar este proyecto.

Los usuarios regulados colombianos deben pagar el consumo de energía a un precio estático al mes;

por otro lado ellos consumen energía de forma independiente al costo que les lleva. Se han

planteado esquemas de precio como Tiempo de Uso (TOU por sus siglas en inglés), Precio Pico

Crítico (RPP por sus siglas en inglés), Precio en Tiempo Real (RTP por sus siglas en inglés) y

esquemas de incentivos para utilizar herramientas como Control Directo de Carga, Cortes

Programados, Medidas de Emergencia para cambiar el comportamiento inelástico de la demanda de

los usuarios regulados.

La problemática a resolver es cuáles esquemas de precios, incentivos y tarifarios se pueden aplicar

al sector energético colombiano considerando sus características y particularidades para el

comportamiento óptimo de su sistema eléctrico.

Finalidad Esta no debe ser más que una frase, que

establezca claramente el "cambio" que

hará posible la entrega del proyecto.

Se seleccionará el(los) esquema(s) tarifario(s) para remuneración de activos del sistema de

distribución para la implementación de los esquemas de precios e incentivos escogidos para

cambiar el comportamiento de los usuarios regulados según las necesidades del sistema

eléctrico colombiano.

Justificación Factores que hacen necesario y pertinente

la realización del proyecto.

El sistema eléctrico colombiano está empezando a evolucionar a un sistema eléctrico inteligente. En

cada parte del sistema se debe buscar las nuevas funcionalidades, procesos, modelos y aplicaciones a

desarrollar. Desde el punto de vista del usuario regulado se debe buscar estrategias para que el

consumo y el precio de la energía sean elásticos. Esto ayudará a prevenir racionamientos totales en

escenarios de baja hidrología (Fenómeno del Niño), evitar planes de expansión por incremento de la

demanda en hora pico, entre otros.

Breve estado del arte Se solicita un breve estado del arte del

estado actual y lo más relevante

relacionado con la temática. El estado del

arte completo deberá ser parte de una de las

actividades a desarrollar en el proyecto.

Revisión actual de la temática en el contexto

nacional e internacional, avances,

Actualmente los operadores de red (OR) se encargan de distribuir el servicio de energía eléctrica a

los usuarios. Los usuarios consumen energía de indistintamente de la hora. Por estas razones, la

relación entre el pico de la curva de carga y la demanda promedio (factor de carga) ha crecido. Los

OR planean su sistema de distribución local (SDL) según las necesidades y proyecciones del sistema.

Dentro de la planeación se busca principalmente reducir pérdidas técnicas y no técnicas, aumentar la

confiabilidad y seguridad del SDL y atender nueva demanda.

Hoy en día se han desarrollado proyectos de resoluciones que permitan remunerar a los OR para

actualizar sus activos; se presentan los casos de las resoluciones CREG 024 de 2016 [2] y CREG 176




4/16



desarrollos y tendencias, en cuya

elaboración se deberán tener en cuenta

estudios de prospectiva y vigilancia

tecnológica.

de 2016 [1] (la cual es una mejora de la Res. CREG 024 de 2016 según comentarios de los expertos

de la industria).

Este proyecto de resolución propone cuatro tipos de remuneración de inversión de activos por parte

de los OR. Dos de estos tipos de remuneración se relacionan con la atención de nueva demanda;

mientras que los otros dos tipos de proyectos se relacionan con actualización de los activos del sistema

eléctrico [1], [2]. Estos últimos se pueden relacionar con proyectos de Redes Inteligentes [3] (SG, por

sus siglas en inglés) si se utilizan aplicaciones para disminuir las pérdidas de energía y se aumenta la

confiabilidad del sistema. Este proyecto de resolución es la forma más reciente que se ha considerado

en Colombia sobre el reconocimiento de inversión al OR de infraestructura para SG.

Cuando se tenga un esquema de reconocimiento de inversión en infraestructura en SG, que también

puede ser mediante un cambio en la tarifa de la comercialización de la energía, se procede a

seleccionar los esquemas de precios y de incentivos adecuados para los usuarios regulados de

Colombia. Se plantean esquemas de precios para que los usuarios modifiquen sus hábitos de consumo

de energía eléctrica con base en el precio de la energía. Dentro de los esquemas de precios que más

se han utilizado en casos internacionales y de los cuales se han utilizado en casos de estudio de gestión

de la demanda (DSM, por sus siglas en inglés) en Colombia [4]:

Tiempo de uso (TOU): El precio varía según la franja de hora pico y de hora valle.

Precio en tiempo real (RTP): El precio de la energía varía en tiempo real según las condiciones

operativas del sistema.

Precio de pico crítico (RPP): El precio tiene un costo diferente en horas denominadas picos por ser el

mayor consumo de energía eléctrica durante el día.

A la vez que existen esquemas de incentivos para que el usuario se comporte según las necesidades

inmediatas del OR para la correcta operación del sistema como:

Control directo de carga: Los OR pueden conectar o desconectar cargas remotamente con previa

autorización del usuario. Los usuarios reciben un incentivo en el próximo recibo de la energía.

Cortes programados: Debido a históricos y predicciones del sistema se programan cortes de energía.

Los usuarios afectados recibirán una retribución por la ausencia del suministro del fluido eléctrico.

Medidas de emergencia: Los OR al tener el control de las cargas pueden conectar o desconectar

usuarios inmediatamente después de que los usuarios han sido notificados y ellos han aceptado. En

este caso el reconocimiento económico al usuario es mayor que en un corte programado.

Según las necesidades del sistema se plantean esquemas de precios e incentivos que permitan el

correcto funcionamiento de técnicas de gestión de la demanda como conservación estratégica,

eficiencia energética, entre otros [4].




5/16



Objetivos específicos Agregar tantos como se considere

necesario.

1. Seleccionar, y posiblemente adecuar, los esquemas de precios de energía eléctrica para

usuarios regulados en un mercado energético flexible colombiano.

2. Determinar los esquemas de incentivos que se deben aplicar a los usuarios regulados

colombianos para el funcionamiento óptimo del sistema eléctrico.

3. Relacionar los esquemas planteados con la tecnología existente para determinar la

infraestructura de redes inteligentes necesaria en el mercado energético flexible colombiano.

4. Establecer una metodología de remuneración del CAPEX de los operadores de red respecto

a infraestructura de redes inteligentes para aplicar los esquemas seleccionados.




6/16



2. Parte B – Plan del proyecto y formulación metodológica

Plan de proyecto Basado en la información proporcionada en el resumen, utilice la siguiente tabla para establecer el propósito, los resultados y las actividades

que se entregarán. Suministre el/los indicador(es) para el propósito y para cada resultado, junto con la información de línea de base, cuál es

la meta a ser alcanzada, y cuando será entregada, junto con hitos (puntos de control) que permitan medir (evaluar) el progreso.

Esto le permitirá controlar y medir el progreso a lo largo de todo el proyecto, y ofrecen una clara evidencia del éxito del proyecto.

Indicador = lo que va a medirse (por ejemplo, el número de personas que serán capacitados; el aumento de las percepciones positivas de un problema)

Línea de base = el estado actual (por ejemplo, no existe capacitación; las percepciones actuales son x% positivas)

Fuentes = de donde provienen la información de los datos de la línea de base y las metas (por ejemplo, datos de la investigación realizada por el ejecutor, datos de

fuente libre-abierta)

Hitos = los puntos clave en los que se realizará un seguimiento del progreso (puede ser fechas/eventos determinados o los informes trimestrales regulares - pero se

deben proporcionar posibles fechas para este último)

Objetivo = lo que el proyecto va a entregar (por ejemplo 100 personas capacitadas, aumento del 50% en las percepciones positivas)

Fecha = la fecha en la que se entregarán.

Propósito/Objetivo: Proponer un esquema tarifario de energía eléctrica que pueda aplicarse a un mercado flexible colombiano

Indicador(es) Línea de base Fuentes Hitos Objetivo y fecha

1. Metodología de

remuneración del

CAPEX

2. Esquemas de precios e

incentivos para usuarios

regulados

1. Existen

metodologías

realizadas por la

CREG para

remuneración de

inversión activos a

los OR debido a

atención de nueva

demanda o

aumento de la

confiabilidad del

sistema.

2. En febrero de 2016

salió una

resolución de la

CREG que

castigaba a los

Bases de datos científicas

Información de los OR

1. Selección y adecuación de

los esquemas de precios que

tendrían mayor influencia en


2. Selección y adecuación de

los esquemas de incentivos

que tendrían mayor

influencia en los usuarios

regulados.

3. Selección de herramientas y

equipos tecnológicos para la

implementación de los

esquemas de precio e

incentivos.

4. Planteamiento de un(os)

esquema(s) de remuneración

del CAPEX para los OR

debido a infraestructura

1. Esquemas de precios que

permitan modificar mínimo el

comportamiento del 40% de


Duración: 7 meses.

2. Esquemas de incentivos que

permitan mantener la óptima

operación del sistema

eléctrico ante contingencias

N-1, estabilidad de tensión,

etc. Duración: 7 meses.

3. La relación beneficio-costo

de los OR al aplicar la

metodología de remuneración

de inversión en tecnología de

redes inteligentes es mayor a

1. Duración: 16 meses.




7/16



usuarios que

pasaran el consumo

de un mes

asignado.

relacionada con redes

inteligentes.

Resultado 1: Esquemas de precios de energía eléctrica para usuarios regulados colombianos.


1. 40% de los usuarios

regulados en una zona de

estudio cambian su

comportamiento de

consumo de energía

eléctrica.

El consumo de energía

en el país es inelástico

respecto al precio.

Bases de datos científicas

Datos del OR del Sistema

Interconectado Nacional o

del OR de la zona de

estudio.

1. Revisión de los

esquemas de precios

aplicados a nivel

internacional.

2. Selección de los

esquemas que tendrán mayor

poder de decisión sobre el

comportamiento del consumo

energético de los usuarios.

40% de los usuarios regulados

en la zona de estudio cambian su

comportamiento del consumo de

energía en escenarios de

simulación. Duración: 7 meses

Actividades vinculadas al

resultado 1

1.1 Revisión del estado de arte sobre esquemas de precios para modificar los hábitos de consumo de energía.

1.2 Selección de esquemas de precios con mayor impacto en escenarios internacionales.

1.3 Adecuación de escenarios de simulación de la zona a analizar en Colombia.

1.4 Selección de indicadores de desempeño (KPI) a fin de cumplir el objetivo.

1.5 Evaluación de los esquemas de precios seleccionados mediante los KPI.

1.6 Acoplamiento de los esquemas de precios seleccionados al escenario colombiano.

1.7 Selección de herramientas y equipos tecnológicos que permitan la implementación de estos esquemas.

Resultado 2: Esquemas de incentivos para usuarios regulados en Colombia.


2. El sistema eléctrico

colombiano funciona en

el punto óptimo de

operación ante cualquier

evento que se presente.

Los sistemas de

protección aíslan los

circuitos donde se

presentan los eventos

haciendo deslastre de

carga.

Bases de datos científicas.

Datos de casos de éxito a

nivel internacional.

1. Revisión de los

esquemas de incentivos

aplicados en casos de éxito

internacionales.

2. Selección de los

esquemas que tendrán mayor

impacto en la operación del

sistema eléctrico

colombiano.

Los indicadores de calidad del

servicio y las pérdidas técnicas

se reducen 25% y 20%

respectivamente. Duración: 7

meses.

Las actividades vinculadas al

resultado 2

2.1 Revisión del estado de arte sobre esquemas de incentivos para controlar las cargas de los usuarios regulados.

2.2 Selección de esquemas de incentivos con mayor impacto en escenarios internacionales.

2.3 Adecuación de escenarios de simulación de la zona a analizar en Colombia.




8/16



2.4 Selección de indicadores de desempeño (KPI) a fin de cumplir el objetivo.

2.5 Evaluación de los esquemas de incentivos seleccionados mediante los KPI.

2.6 Acoplamiento de los esquemas de incentivos seleccionados al escenario colombiano.

2.7 Selección de herramientas y equipos tecnológicos que permitan la implementación de estos esquemas.

Resultado 3: Relación tecnologías – esquemas para la implementación de redes inteligentes en Colombia.


Listado de equipos y

herramientas tecnológicas

con sus funcionalidades para

la implementación de los

esquemas de precios e

incentivos escogidos para el

escenario colombiano.

La selección de

equipos está

estandarizado según

los requerimientos

actuales del sistema.

Estos equipos (con

excepción de los

equipos de las

subestaciones y los

elementos de corte

telecontrolados)

carecen de un sistema

de comunicaciones o

un control remoto.


Información de los

fabricantes de los

equipos/herramientas.

1. Listado de

equipos/herramientas

seleccionadas con sus

funcionalidades.

Cantidad de equipos y/o

herramientas por usuario, por

circuito, por subestación y en el

centro de control del OR para la


esquemas. Duración: 4 meses.


resultado 3 3.1 Cruce de equipos y herramientas necesarias para la implementación de los esquemas de precios e incentivos.

3.2 Selección final de los equipos y/o herramientas para un usuario regulado y sus funcionalidades.

3.3 Selección final de los equipos y/o herramientas para un circuito y sus funcionalidades.

3.4 Selección final de los equipos y/o herramientas para una subestación eléctrica y sus funcionalidades.

3.5 Selección final de los equipos y/o herramientas para el centro de control del OR y sus funcionalidades.

Resultado 4: Esquema tarifario para la remuneración del CAPEX de los OR por infraestructura invertida para redes inteligentes.


Metodología de

remuneración del CAPEX a

los OR por infraestructura

para redes inteligentes.

La CREG realiza cada

5 años (período

tarifario) esquemas de

remuneración de

inversión para que los

OR mejoren su

operación del sistema.


Resoluciones de la CREG.

Información de los OR.

1. Esquema tarifario

propuesto. 2. Informes bimestrales

del avance de la

metodología.

Una metodología de

remuneración del CAPEX

donde la relación beneficio-

costo sea mayor a 1 para los

OR. Duración: 12 meses.




9/16




resultado 4 4.1 Revisión de las metodologías establecidas anteriormente y la actual para la remuneración de las inversiones de los

OR.

4.2 Revisión de los programas de implementación de redes inteligentes en países con casos de éxito.

4.3 Identificación de los medios que generan ingresos a los OR.

4.4 Selección de los medios de ingresos de los OR que tienen mayor impacto al realizar inversiones en redes

inteligentes.

4.5 Desarrollo de un esquema tarifario para la remuneración de inversiones enfocadas a redes inteligentes.

4.5 Desarrollo de una metodología de remuneración de las inversiones de los OR debida a infraestructura de redes

inteligentes mediante esquema(s) tarifario(s).

4.6 Evaluación de la metodología desarrollada que garantice una relación beneficio-costo mayor a 1.

Sostenibilidad ¿Cómo el proyecto garantizará

que los beneficios sean

sustentables una vez termine la

financiación del proyecto?

La metodología establecida garantizará una relación beneficio-costo mayor a 1.

Seguimiento Por favor tenga en cuenta que el

contrato de subvención

especifica la necesidad de (al

menos) los informes trimestrales

sobre los avances y las finanzas

Reuniones e informes bimestrales por parte de la Universidad ante el financiador del proyecto.




10/16



Productos esperados Evidencian el logro en cuanto a generación de

nuevo conocimiento, fortalecimiento de

capacidades científicas y apropiación social del

conocimiento, incluir indicadores verificables y

medibles acordes con los objetivos y alcance del

proyecto. Es fundamental que dichos productos

se ajusten a las normatividad técnica existentes

Fortalecimiento de

capacidades científicas

Apropiación social del

conocimiento

Generación de nuevo

conocimiento

Formación de personal,

estudiantes de pregrado y

maestría y jóvenes

investigadores.

Publicación de libros, artículos

y participación en eventos del

sector eléctrico colombiano e

internacional.

Desarrollo de una propuesta de

resolución sobre esquemas de

precios, incentivos y tarifarios.

Cursos, capacitaciones,

misiones tecnológicas,

ponencias y talleres.

Carácter novedoso del proyecto En relación con el aporte al desarrollo de

innovaciones de sistemas, productos, procesos o

servicios, así como al mejoramiento

significativo de los mismos. Este deberá estar

sustentado en el estado del arte

Los esquemas propuestos incluirán al usuario como un agente activo del sector eléctrico y será

una variable más para mantener la operación del sistema eléctrico colombiano.

Alcance del proyecto

Durante el estudio se escogerá la zona del país que será el escenario de estudio.

Habrá un procedimiento que permitirá extrapolar el procedimiento a otras zonas del país.

Las inversiones relacionadas con redes inteligentes que se considerarán para remuneración

serán solamente aquellas relacionadas con los esquemas seleccionados.

Impactos potenciales Incluir año y descripción de cada uno

Medio ambiente y

sociedad

Científico y

tecnológico

Energía Sector productivo y

competitivo

La mayoría de

esquemas se enfocan

en disminuir el

consumo de energía;

esto a su vez

representa

disminución de la

emisión de CO2 en la

generación.

Aumenta el capital

intelectual de la

Aumentará el capital

intelectual y permitirá

el avance en producción

e investigación de las

áreas del sector

eléctrico.

Mejorará la seguridad y

continuidad del servicio

de energía eléctrica.

Esto se verá reflejado al

momento de la


esquemas.

Los productores de

equipos y herramientas

para redes inteligentes

aumentarán sus ventas.

Esto hará que el pecio

disminuya en un futuro

y la relación beneficio-

costo para los OR

aumentará.

Este impacto dependerá

de la implementación




11/16



sociedad debido a la

inclusión de nuevas

tecnologías y nuevas

herramientas para la

toma de decisiones.

Estos impactos se

verán en el momento

que se implementen

los esquemas más un

período de 6 meses

teniendo en cuenta la

curva de aprendizaje.

de la parte regulatoria

de estos esquemas.

Cronograma Distribución de actividades a lo largo del tiempo

de ejecución del proyecto. Asociar a cada

actividad el o los objetivos (numerados)

relacionados con estos.

Incluir cronograma de actividades al final de la propuesta como anexo.

Cobertura Incluir porcentaje de cobertura, cuando haya

cobertura de más de una región, departamento,

universidad, dependencia o ciudad.

Regiones Departamentos Universidades Dependencias

100%




12/16



2. Parte C – Financiación

Costo ¿Cuál es el costo total del proyecto?

Por favor, detalle el costo a la FCO y, si es

relevante, el costo para co-financiadores

Si procede, indique los costos para años financieros

futuros. Por favor tenga en cuenta que no puede

garantizar la financiación para los años futuros

Los fondos del proyecto se pagan por trimestres

vencidos.

FY 16/17

COP

Costo a el

FCO

COP Costo para co-

financiadores

COP

FY 17/18

COP

Costo a el

FCO

COP Costo para co-

financiadores

COP

Co-Financiamiento ¿Se ha buscado financiación para este proyecto de

otros donantes (UE, DFID, otros países),

instituciones privadas o del gobierno anfitrión?

En caso afirmativo, indique los detalles incluyendo

la fuente y la cantidad. Si no, ¿por qué no? y

¿estudiaron opciones para hacerlo?

Sí / No

Calendario

Fecha de

inicio

planificada:

Fecha de

finalización

planificada:

ADJUNTE UN PRESUPUESTO BASADO EN ACTIVIDADES COMPLETAS (en formato Excel). Propuestas sin un presupuesto basado en actividades no

será considerada

El presupuesto basado en actividades debe coincidir con las actividades y horarios establecidos a continuación

¿El socio de ejecución sub-contratará a cualquier

otro organismo para llevar a cabo partes de las

actividades del proyecto?

En caso afirmativo, por favor proporcione los

detalles.

Se deben seguir los buenos procedimientos de

contratación, por favor refiérase al Anexo C del

contrato de subvención FCO

Sí/No




13/16



-

Organismo de Ejecución Nombre, dirección, números de teléfono,

correo electrónico, sitio web

Riesgos ¿Cuáles son los principales

riesgos en la implementación de

este proyecto y cómo se van a

gestionar?

Añadir tantas líneas como sea

necesario

Los proyectos de alto valor

requerirán una estrategia

completa de gestión de riesgos.

Usted debe considerar si una es

necesaria para este proyecto.

Usted también debe pensar aquí

acerca de cuándo los riesgos

deben ser escalados

Riesgo Impacto Bajo/ Media/

Alto

Probabilidad Baja/ Media/

Alta

Gestión ¿Cómo deberá el riesgo ser gestionado

y supervisado, cuáles son las acciones

de mitigación, y quién es el propietario

de riesgo?

Punto de

escalamiento ¿En qué etapa de la

gestión de este

riesgo debe ser

escalado?

Cálculo erróneo de los

usuarios regulados que

responderán a los

esquemas de precios

Medio Baja El esquema deberá estar en la

capacidad de aprender en línea

de los eventos que ocurren.

El riesgo depende de los

usuarios y de la comunicación

efectiva y asertiva que tengan

los OR.

Cuando el

sistema no

pueda encontrar

un punto

óptimo con los

esquemas

escogidos.

Los usuarios regulados

respondan de forma

totalmente inelástica ante

los esquemas de precios e

incentivos

Alto Baja Se debe dar a conocer los

esquemas y los beneficios a las

personas mediante campañas

educativas.

Se buscarán otros esquemas a

aplicar.

El riesgo depende de los

usuarios y de la comunicación

efectiva y asertiva que tengan

los OR.

Cuando los

usuarios

regulados sean

totalmente

indiferentes a

los esquemas.




14/16



Partes interesadas ¿Quiénes son las personas o

grupos con un interés en este

proyecto? y ¿quiénes se verán

afectados por este y/o pueden

influir en su éxito de manera

positiva o negativa?

¿Cómo va a gestionar su

compromiso con ellos?


necesario



completa de compromiso de las

partes interesadas y de

comunicaciones. Usted debe

considerar si una es necesaria

para este proyecto.

Partes interesadas Interés Bajo/ Media/

Alto

Influencia Baja/ Media/

Alta

Compromiso / Plan de

comunicaciones (Cómo participar, con qué frecuencia y

que por/OMS)

Propietario

Ministerio de Minas y

Energía Alto Alta Mediante la financiación del

proyecto y acompañamiento al

desarrollo del mismo.

Gobierno

Nacional

Comisión de Regulación

de Energía y Gas (CREG) Alto Alta Mediante la financiación del



Gobierno

Nacional

Unidad de Planeación

Minero Energética

(UPME)

Alto Alta Mediante la financiación del



Gobierno

Nacional

Operadores de red (OR) Alto Media Mediante la financiación del



El Estado o la

empresa privada

que los dirige

-

Grupos beneficiarios. Describir el nivel de

participación del grupo o

grupos beneficiarios en la

planificación del proyecto

¿El plan refleja los deseos y

necesidades de los

beneficiarios?

[Los beneficiarios son

aquellas organizaciones,

grupos o individuos que se

benefician de los cambios que

el proyecto entregará]

En el proyecto se beneficiarán:

- Los OR porque tendrán una variable más (control de las cargas) para mantener la operación del sistema

en las condiciones óptimas. Esto permitirá disminuir las compensaciones debido a las fallas que se

puedan presentar en el sistema. Adicionalmente las pérdidas técnicas disminuirán.

- Los usuarios regulados porque podrán tomar decisiones de su consumo de energía con base en el precio

en cuasi tiempo real. Si se toman buenas decisiones, los usuarios podrían percibir una disminución en el

precio de la factura de la energía eléctrica.




15/16



Firma del contacto

principal del

organismo de ejecución

Fecha

Referencias bibliográficas

Fuentes bibliográficas empleadas en cada uno de los ítems del proyecto. Se hará referencia únicamente a aquellas fuentes empleadas en el

suministro de la información del respectivo proyecto. No se incluirán referencias que no se citen. Las citas, en cada uno de los campos del

formulario, se harán empleando el número de la referencia dentro de paréntesis cuadrados (p. ej. [1]).

[1] “Por la cual se establece la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el sistema

interconectado nacional”, Res. CREG 176 de 2016, 2016.

[2] “Por la cual se establece la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el sistema

interconectado nacional”, Res. CREG 024 de 2016, 2016.

[3] S. Téllez, D. Álvarez, W. Montaño, C. Vargas, R. Céspedes, E. Parra and J. Rosero, "National Laboratory of Smart Grids (LAB+i) at the

National University of Colombia-Bogotá Campus," Transmission & Distribution Conference and Exposition - Latin America (PES T&D-

LA), 2014 IEEE PES, Medellin (Colombia), 2014, pp. 1-6.

[4] S. Tellez, J. Chinchilla, O. Duarte, J. Rosero, “Demand Side Management through LAB+i Platform: Case Study”, Transmission &

Distribution Conference and Exposition – Latin America (PES T&D-LA), 2016 IEEE PES, Morelia (México), 2016, pp. 1-6.

Enlaces útiles

Oficina del Programa: http://ubs.sharepoint.fco.gov.uk/sites/ops/OU/SPF_Office/default.aspx


http://ubs.sharepoint.fco.gov.uk/sites/ops/OU/SPF_Office/default.aspx



16/16



Compras corporativas: http://ubs.sharepoint.fco.gov.uk/sites/finance/procurement/default.aspx

Comunicación y compromiso: http://restricted.sharepoint.fco.gov.uk/sites/comms/default.aspx

Realizado por: Julio César Chinchilla Guarín, EE, M.Sc.(c)

Revisado por: Javier A. Rosero García, PhD.


http://ubs.sharepoint.fco.gov.uk/sites/finance/procurement/default.aspx



Formulario de propuesta de proyectos

Grupo de investigación Electrical Machines & Drives – EM&D (COL0120979)


Flexibilización y Participación de la demanda activa en los mercados de corto plazo

Proponente Nombre del proponente y sus datos de

identificación

Nombre: Sandra Milena Téllez G

Identificación: 52.190.361


Línea de investigación, desarrollo

tecnológico o innovación del

proyecto Seleccione a qué tipo de proyecto

corresponde y defina la temática general

de investigación

Investigación

Científica

Investigación

Aplicada

Desarrollo

Tecnológico Innovación

Gestión de la Demanda Mercados eléctricos

Regulación de energía

Redes eléctricas

inteligentes

Director del proyecto Nombre del director y sus datos de

identificación

Nombre: Javier Rosero García, PhD

Identificación: 98.337.913


Objetivo general

Establecer criterios técnicos y regulatorios prioritarios para flexibilizar la demanda regulada de

energía eléctrica en Colombia mediante la inclusión de Sistemas de Medición Avanzada-AMI

(Advance Metering Infrastructure). Aumentar la participación de esta demanda activa en los

mercados de energía de corto plazo.


UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA, SEDE BOGOTÁ, FACULTAD DE INGENIERÍA, DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELECTRICA Y ELCTRÓNICA,

GRUPO DE INVESTIGACIÓN ELECTRICAL MACHINES AND DRIVES EM&D.

2/17



1. Parte A – Formulación del proyecto


Flexibilización y Participación de la demanda activa en los mercados de corto plazo

Breve resumen del proyecto En máximo 200 palabras explicar lo que el

proyecto pretende lograr y cómo

(establezca cómo los resultados cumplen

con el Propósito/Objetivo, y cómo las

actividades permitirán entregar cada

resultado correspondiente), y ¿cuál será la

diferencia sobre el terreno en los próximos

años? Esta cuestión se examinará de nuevo durante cualquier

evaluación de este proyecto, y cuando se realice un

informe de impacto. El éxito del proyecto será juzgado en gran parte por lo que se dice aquí.

Actualmente en Colombia, los usuarios finales se conectan a la red de distribución a través de

medidores de energía convencionales que no permiten conocer sus dinámicas de consumo diarias;

por otro lado en los mercados eléctricos nacionales no existe elasticidad tarifaria para los clientes

regulados y la demanda regulada se considera constante durante el proceso diario del mercado de

corto plazo (spot).

Este proyecto establecerá los criterios técnicos y regulatorios prioritarios para que la demanda

regulada sea flexible, es decir que responda a señales de precio, y para que pueda aumentar su

participación en el mercado spot. El eje operativo del proyecto es el uso de medidores inteligentes y

su infraestructura de comunicaciones y gestión de información asociada. También establecerá las

condiciones mínimas de un marco regulatorio de tarifas diferenciadas de energía. Se estimarán las

técnicas de respuesta de la demanda aplicables en los principales contextos de consumo colombianos.

Adicionalmente, se determinarán las funciones y características de agentes agregadores de demanda,

junto con la evaluación de sus modelos de negocios.

La articulación de la disponibilidad de información de consumos en tiempo real, la Gestión de la

Demanda y el rol de los agregadores que permitan crear mercados intradiarios de energía, permitirá

que la demanda regulada sea activa y flexible, aumentando así su participación en el mercado spot.

.

Palabras clave Incluir máximo seis (6) palabras clave que

describan el objeto del proyecto.

Medidores Inteligentes, Agregador, demanda activa, mercado de corto plazo, flexibilidad de la

demanda, usuario regulado.

Introducción

La cadena de energía eléctrica tradicional está siendo modificada gradualmente por la vinculación de

elementos de Redes Inteligentes (RI) que dan valores agregados a la prestación de los servicios y que

permiten afrontar nuevos retos, como la vinculación a la red de sistemas de generación distribuida y

de prosumidores[1]; también fomentan la creación de nuevos mercados eléctricos. El manejo

bidireccional de la información en tiempo real posibilita la participación activa de los usuarios en la

red [2-4]. De esta forma es posible cambiar el esquema tradicional de relación entre el consumidor y

el comercializador de energía eléctrica que, en el caso de los usuarios regulados, actualmente sólo se

realiza a través de una factura mensual. La red eléctrica evolucionada ofrece múltiples canales de

comunicación con el usuario final, a través de los cuales se puede manejar información de consumos

y tarifas en tiempo real; esto permite la participación activa del cliente sobre el proceso energético.




3/17



Así, se habilita el papel activo de la demanda durante la operación en tiempo real del sistema eléctrico

[5].

Por otro lado, en un mercado eléctrico convencional como el colombiano en la actualidad, no existe

elasticidad tarifaria para los clientes regulados. Se considera un usuario final regulado como aquellos

en el que las ventas de electricidad a usuarios finales regulados son retribuidas por medio de tarifas

previamente establecidas y sujetas a regulación. En Colombia, estas tarifas son establecidas por la

Comisión Regulatoria de Energía y Gas (CREG) [6], [7]. Las características del mercado

convencional no permiten que la consolidación de precios se realice de la forma clásica (punto de

cruce entre las curvas de oferta y demanda) sino que se presenta un esquema totalmente inelástico

[8]. Para la demanda la inelasticidad representa que la cantidad de energía consumida es

independiente del precio, mientras que la oferta perfectamente inelástica muestra que al usuario final

se le vende cualquier cantidad de energía al mismo precio.

Otro aspecto importante a tener en cuenta es que los agentes del mercado eléctrico existentes pueden

desempeñar un nuevo rol: el de agregador. Este se encarga de agrupar múltiples usuarios

residenciales, industriales, comerciales e institucionales para presentarlos ante el sistema como una

sola entidad. Así, puede ofrecer servicios relacionados con la posibilidad de ejercer acciones de

control sobre la demanda. Los intereses económicos del agregador se identifican con el lado de la

demanda y cumple una función articuladora entre el mercado regulado y el no regulado [9]. El

agregador debe ser un agente activo del mercado eléctrico, apoyado en un marco regulatorio adecuado

[10].

Identificación del problema -

Contexto y necesidad del proyecto En máximo 200 palabras, proporcionar los

antecedentes de la problemática que este

proyecto va a cambiar, cual es el resultado

final esperado y (cuando aplique) la razón

por la que la institución, entidad o empresa

debería financiar este proyecto.

El problema actual comprende dos frentes: 1) Los esquemas de medición de energía actuales no

permiten conocer las dinámicas de consumo diaria de los usuarios finales. 2) No existe un marco

regulatorio de tarifas diferenciadas de energía que permita que la demanda sea flexible, respondiendo

a señales de precio. 3) En el Mercado de corto plazo el despacho real de energía se da mediante el

cruce de la oferta y la demanda, que se asume como un valor constante diario porque no se cuenta

con información necesaria para crear mercados intradiarios.

Como resultado final de este proyecto se esperan los criterios y condiciones prioritarias para que la

demanda regulada sea activa, flexible y participe en el mercado spot.

Finalidad Esta no debe ser más que una frase, que

establezca claramente el "cambio" que

hará posible la entrega del proyecto.

Los usuarios regulados participarán activamente en el mercado de corto plazo mediante el uso de

sistemas AMI, gestión de la demanda, un marco regulatorio de tarifas diferenciadas y la

participación de agentes agregadores.




4/17



Justificación Factores que hacen necesario y pertinente

la realización del proyecto.

Los sistemas AMI están incluidos en el Mapa de Ruta para las principales tecnologías de Smart Grids

al año 2030 en Colombia [11]. El concepto de Demanda activa también forma parte de los objetivos

energéticos definidos en el Ideario Energético de la UPME [12].

Breve estado del arte Se solicita un breve estado del arte del

estado actual y lo más relevante

relacionado con la temática. El estado del

arte completo deberá ser parte de una de las

actividades a desarrollar en el proyecto.

Revisión actual de la temática en el contexto

nacional e internacional, avances,

desarrollos y tendencias, en cuya

elaboración se deberán tener en cuenta

estudios de prospectiva y vigilancia

tecnológica.

El mercado de corto plazo ha considerado la demanda como un valor que depende de la hora del día

y no se presenta una dependencia del precio de la energía; por esta razón los usuarios pagan a un

mismo valor la energía independientemente de su consumo [13]. En Colombia los usuarios

residenciales reciben el precio de la energía, mientras que los usuarios no regulados pueden pagar a

precio de bolsa o pueden establecer contratos de energía de largo plazo. Se han buscado estrategias

para que la demanda residencial pase de ser un agente pasivo a un agente activo del mercado de bolsa.

Para que los usuarios puedan responder a las señales de precio de energía debe haber una

infraestructura de redes inteligentes [14] en el sistema de distribución, por ejemplo AMI, ADA, entre

otros.

En otros países se han desarrollado estrategias para demanda flexible residencial [15-16] donde se

proponen esquemas tarifarios dinámicos y con base en estos escenarios se realiza el pronóstico de

demanda. Se busca que el agente agregador, quien va a representar a los usuarios residenciales en el

mercado de corto plazo, pueda establecer una curva de demanda óptima que permita maximizar los

beneficios de los usuarios residenciales y los diferentes factores de riesgo.

En los últimos años algunos países han liderado la implementación de sistemas AMIs con diversos

propósitos, entre ellos el control de la demanda de energía eléctrica [17]. Se destacan algunas

experiencias relacionadas con la definición de los sistemas de medición y de marcos regulatorios que

apoyan la implementación masiva de Medidores Inteligentes: Australia [18], España [19], [20],

Francia [21], Italia [22], y Estados Unidos [23]. También iniciativas conjuntas como la de la Unión

Europea, cuyo objetivo es sustituir el 80% de los contadores de electricidad por medidores

inteligentes al año 2020, siempre que sea rentable hacerlo. Con esta medida se espera reducir el

consumo, y las emisiones asociadas, hasta en un 9% [24]. Se han adoptado paquetes de medidas

legislativas con el fin de armonizar y liberar el mercado interior de la energía [25].

Los agentes agregadores deben tener un esquema de toma de decisiones con el fin de lograr la curva

de demanda total. Se han propuesto dos modelos para el funcionamiento del agregador: Modelo de

predicción de demanda grupal y modelo de planeación para construcción de curvas de demanda.

Además para utilizar el máximo potencial de los agregadores, se recomienda tener cargas controladas

o circuito de dedicación exclusiva.

Objetivos específicos 1. Determinar los criterios técnicos, regulatorios y operativos prioritarios para que la demanda

regulada sea flexible, respondiendo a señales de precio del mercado.




5/17



Agregar tantos como se considere

necesario. 2. Definir las funciones y características de agentes agregadores de demanda, junto con la

evaluación de sus modelos de negocios que permitan aumentar la participación de la demanda

regulada en el mercado spot.

3. Establecer las condiciones mínimas de un marco regulatorio de tarifas diferenciadas de

energía

4. Estimar las técnicas de respuesta de la demanda aplicables en los principales contextos de

consumo colombianos




6/17



2. Parte B – Plan del proyecto y formulación metodológica

Plan de proyecto Basado en la información proporcionada en el resumen, utilice la siguiente tabla para establecer el propósito, los resultados y las actividades

que se entregarán. Suministre el/los indicador(es) para el propósito y para cada resultado, junto con la información de línea de base, cuál es

la meta a ser alcanzada, y cuando será entregada, junto con hitos (puntos de control) que permitan medir (evaluar) el progreso.

Esto le permitirá controlar y medir el progreso a lo largo de todo el proyecto, y ofrecen una clara evidencia del éxito del proyecto.

Indicador = lo que va a medirse (por ejemplo, el número de personas que serán capacitados; el aumento de las percepciones positivas de un problema)

Línea de base = el estado actual (por ejemplo, no existe capacitación; las percepciones actuales son x% positivas)

Fuentes = de donde provienen la información de los datos de la línea de base y las metas (por ejemplo, datos de la investigación realizada por el ejecutor, datos de

fuente libre-abierta)

Hitos = los puntos clave en los que se realizará un seguimiento del progreso (puede ser fechas/eventos determinados o los informes trimestrales regulares - pero se

deben proporcionar posibles fechas para este último)

Objetivo = lo que el proyecto va a entregar (por ejemplo 100 personas capacitadas, aumento del 50% en las percepciones positivas)

Fecha = la fecha en la que se entregarán.

Propósito/Objetivo: Establecer criterios técnicos y regulatorios prioritarios para flexibilizar la demanda regulada de energía eléctrica en Colombia

mediante la inclusión de Sistemas de Medición Avanzada-AMI (Advance Metering Infrastructure). Aumentar la participación de esta demanda activa

en los mercados de energía de corto plazo.


1. Flexibilización de la

demanda

2. Participación de la

demanda activa regulada

en el mercado spot

1. Curva de carga

diaria por sector o

contexto (por ejemplo

residencial estrato3,

comercial Bogotá, etc.)

2. Cantidad de energía

transada en mercados

intradiarios.

1. Curva de carga

diaria alcanzada por

sector o contexto (por

ejemplo residencial

estrato3, comercial

Bogotá, etc.)

2. Históricos Mercado

Spot

1. Medición mensual

2. Medición mensual

1. Reducción del 5% del

consumo global mensual

por sector o contexto

2. Aumento del 5% de la

participación de la

demanda activa regulada

en mercado spot

Duración: 1 año




7/17



Resultado 1: Criterios técnicos, regulatorios y operativos prioritarios para que la demanda regulada sea flexible y responda a señales de precio del

mercado.


1. % Criterios técnicos

priorizados = Número de

Criterios técnicos escogidos/

Total de Criterios técnicos

aplicables

2. % Criterios regulatorios

priorizados = Número de

Criterios regulatorios

escogidos/ Total de Criterios

regulatorios aplicables

3. %Criterios operativos

priorizados= Número de

Criterios operativos

escogidos/ Total de Criterios

operativos aplicables

1. Número de Criterios

técnicos prioritarios

aplicables y vigentes en

la actualidad


regulatorios

prioritarios aplicables

y vigentes en la

actualidad


operativos prioritarios

aplicables y vigentes

en la actualidad

Entidades

gubernamentales,

UPME, CREG,

Operadores de red,

Empresas

Comercializadoras y

Distribuidoras de

energía eléctrica

Criterios actuales: Primer mes de

ejecución del proyecto

Revisión de avance: Seis meses

1. 25%

2. 25%

3. 25%

Duración: 1 año

Actividades vinculadas al

resultado 1

1.1 Estado del arte de requerimientos técnicos, resoluciones y normatividad vigente, funcionalidades de elementos de

Smart Grids, estándares aplicables, entre otros vigentes en la actualidad en Colombia

1.2 Análisis comparativo de criterios aplicados en casos de éxito a nivel mundial

1.3 Establecimiento del entorno de aplicación de los criterios, mediante análisis PESTAL (Político, Económico, Social,

Tecnológico, Ambiental, Legal)

1.4 Planteamiento de criterios, validación de los mismos a través de herramientas de prospectiva.

Resultado 2: Funciones y características de agentes agregadores de demanda, junto con la evaluación de sus modelos de negocios que permitan

aumentar la participación de la demanda regulada en el mercado spot.


1. Número de características

y requisitos al horizonte

(año) establecido

1. Características y

criterios existentes

actualmente

Entidades

gubernamentales,

Mercado Spot,

Mercado mayorista,

Características y funciones

actuales: Primer mes de ejecución

del proyecto


1. Listado de características y

requisitos mínimos para

agentes agregadores.




8/17



2. Número de Funciones a

cumplir por el agregador al

horizonte (año) establecido

2. Funciones existentes

a cumplir por el

agregador existentes

actualmente

UPME, CREG,

Operadores de red,

Empresas

Comercializadoras y

Distribuidoras de

energía eléctrica

2. Manual de funciones en el

mercado spot colombiano

Duración: 1 año


resultado 2

2.1 Estado del arte del mercado spot en Colombia, agente agregador, características de la demanda agregada


2.3 Establecimiento de características, requisitos mínimos y funciones a cumplir por el agregador

2.4 Estudio de modelos de negocios aplicables a mercados intradiarios de energía

2.5 Ponderación y validación de los modelos de negocios de acuerdo al mercado spot colombiano.

Resultado 3: Condiciones mínimas de un marco regulatorio de tarifas diferenciadas de energía


1. Número de tarifas

diferenciadas aplicables para

cada sector o contexto al

horizonte (año) establecido

2 Directrices de

reglamentación mínima

necesaria para la aplicación

de tarifas diferenciadas.

1. Número de tarifas

diferenciadas

aplicables para cada

sector o contexto

existentes actualmente

2. Directrices aplicadas

en la actualidad

Entidades

gubernamentales,

UPME, CREG,

Operadores de red,

Empresas

Comercializadoras y

Distribuidoras de

energía eléctrica

Estado tarifario actual: Primer mes

de ejecución del proyecto


1. 2 tarifas diarias

diferenciadas para cada

contexto.

2. Un documento con

Directrices de reglamentación

mínima necesaria para la

aplicación de tarifas

diferenciadas

Duración: 1 año Las actividades vinculadas al

resultado 3 3.1 Estado del arte de las tarifas energéticas disponibles para el usuario final en Colombia

3.2 Análisis tarifario de los procesos de comercialización y distribución de energía

3.3 Determinación de condiciones operativas de tarifas diferenciadas para cada contexto

3.4 Establecimiento de Directrices generales para la elaboración de las resoluciones y reglamentos que habiliten las

tarifas diferenciadas

Resultado 4: Técnicas de respuesta de la demanda aplicables en los principales contextos de consumo colombianos





9/17



1. Número de técnicas de

respuesta a la demanda

aplicables para cada

contexto al horizonte (año)

establecido

2 Directrices de

reglamentación mínima

necesaria para la aplicación

de tarifas diferenciadas.

1 Número de técnicas

de respuesta a la

demanda aplicables

para cada actualmente

2. Directrices aplicadas

en la actualidad

Entidades

gubernamentales,

UPME, CREG,

Operadores de red,

Empresas

Comercializadoras y

Distribuidoras de

energía eléctrica

Estado actual: Primer mes de

ejecución del proyecto


1. Dos técnicas de respuesta a

la demanda para cada

contexto.

2. Un documento con

Directrices de reglamentación

mínima necesaria para la

aplicación de tarifas

diferenciadas

Duración: 1 año


resultado 2

4.1 Estado del arte de las técnicas de respuesta a la demanda disponibles para el usuario final en Colombia


4.3 Estimación de potencial de cada técnica aplicable por contexto

Sostenibilidad ¿Cómo el proyecto garantizará

que los beneficios sean

sustentables una vez termine la

financiación del proyecto?

Una vez establecidos los mecanismos, criterios y regulaciones necesarias para la flexibilización de la demanda

y su participación en el mercado spot colombiano, se espera que las acciones y estrategias establecidas puedan

seguirse aplicando sin requerimiento de otra inyección de capital.

Seguimiento Por favor tenga en cuenta que el

contrato de subvención

especifica la necesidad de (al

menos) los informes trimestrales

sobre los avances y las finanzas

El seguimiento se realizará mediante:

Informe inicial, finalizado el primer mes

Informes trimestrales de avance.

Informe final de resultados.

Reuniones periódicas.




10/17



Productos esperados Evidencian el logro en cuanto a generación de

nuevo conocimiento, fortalecimiento de

capacidades científicas y apropiación social del

conocimiento, incluir indicadores verificables y

medibles acordes con los objetivos y alcance del

proyecto. Es fundamental que dichos productos

se ajusten a las normatividad técnica existentes

Fortalecimiento de

capacidades científicas

Apropiación social del

conocimiento

Generación de nuevo

conocimiento

Formación de 2 estudiantes de

pregrado y 1 de maestría

Publicación de 1 artículos en

revista indexada y 2 en

congresos internacionales

Difusión a nivel nacional de los

resultados obtenidos.

Taller de expertos

internacionales

.

Carácter novedoso del proyecto En relación con el aporte al desarrollo de

innovaciones de sistemas, productos, procesos o

servicios, así como al mejoramiento

significativo de los mismos. Este deberá estar

sustentado en el estado del arte

De acuerdo a la revisión de la literatura disponible, en Colombia no se evidencian registros de

esfuerzos orientados a la flexibilización de la demanda ni su participación activa en los mercados

de Corto Plazo

Alcance del proyecto

Impactos potenciales Incluir año y descripción de cada uno

Medio ambiente y

sociedad

Científico y

tecnológico

Energía Sector productivo y

competitivo

2020:

Cambios en los

patrones de consumo

de los usuarios finales,

demanda regulada

activa

2025:

Implementación de

sistemas de Gestión de

la Demandas, creación

de nuevos mercados

energéticos.

2025:

Disminución del 10%

del pico de la demanda

de energía, posterior a

la implementación de

las estrategias.

2020: aumento en la

eficiencia de procesos

industriales

Cronograma Distribución de actividades a lo largo del tiempo

de ejecución del proyecto. Asociar a cada

actividad el o los objetivos (numerados)

relacionados con estos.

Incluir cronograma de actividades al final de la propuesta como anexo.

Cobertura Incluir porcentaje de cobertura, cuando haya

cobertura de más de una región, departamento,

universidad, dependencia o ciudad.

Regiones Departamentos Universidades Dependencias

El alcance del

proyecto pretende

El alcance del proyecto

pretende tener

La universidad aporta

generación de

conocimiento y brinda

El proyecto cobija

entidades de orden




11/17



tener aplicación y

cobertura nacional

aplicación y cobertura

nacional

espacio para el

desarrollo de nuevos

pilotos para la

validación de nuevas

estrategias DMS

nacional: Ministerio de

Minas, UPME, CREG




12/17



3. Parte C – Financiación

Costo ¿Cuál es el costo total del proyecto?

Por favor, detalle el costo a la FCO y, si es

relevante, el costo para co-financiadores

Si procede, indique los costos para años financieros

futuros. Por favor tenga en cuenta que no puede

garantizar la financiación para los años futuros

Los fondos del proyecto se pagan por trimestres

vencidos.

FY 16/17

COP 900.000.000,oo

Costo a el

FCO

COP Costo para co-

financiadores

COP 650.000.000,oo

FY 17/18

COP

Costo a el

FCO

COP Costo para co-

financiadores

COP

Co-Financiamiento ¿Se ha buscado financiación para este proyecto de

otros donantes (UE, DFID, otros países),

instituciones privadas o del gobierno anfitrión?

En caso afirmativo, indique los detalles incluyendo

la fuente y la cantidad. Si no, ¿por qué no? y

¿estudiaron opciones para hacerlo?

Sí / No

Calendario

Fecha de

inicio

planificada:

Enero 2017 Fecha de

finalización

planificada:

Diciembre 2018

ADJUNTE UN PRESUPUESTO BASADO EN ACTIVIDADES COMPLETAS (en formato Excel). Propuestas sin un presupuesto basado en actividades no

será considerada

El presupuesto basado en actividades debe coincidir con las actividades y horarios establecidos a continuación

¿El socio de ejecución sub-contratará a cualquier

otro organismo para llevar a cabo partes de las

actividades del proyecto?

En caso afirmativo, por favor proporcione los

detalles.

Se deben seguir los buenos procedimientos de

contratación, por favor refiérase al Anexo C del

contrato de subvención FCO

Sí/No




13/17



-

Organismo de Ejecución Nombre, dirección, números de teléfono,

correo electrónico, sitio web

Riesgos ¿Cuáles son los principales

riesgos en la implementación de

este proyecto y cómo se van a

gestionar?


necesario



completa de gestión de riesgos.

Usted debe considerar si una es

necesaria para este proyecto.

Usted también debe pensar aquí

acerca de cuándo los riesgos

deben ser escalados

Riesgo Impacto Bajo/ Media/

Alto

Probabilidad Baja/ Media/

Alta

Gestión ¿Cómo será el riesgo ser gestionado y

supervisado, cuáles son las acciones de

mitigación, y quién es el propietario de

riesgo

Punto de

escalamiento ¿En qué etapa de la

gestión de este

riesgo debe ser

escalado?

Partes interesadas ¿Quiénes son las personas o

grupos con un interés en este

proyecto? y ¿quiénes se verán

afectados por este y/o pueden

influir en su éxito de manera

positiva o negativa?

¿Cómo va a gestionar su

compromiso con ellos?

Partes interesadas Interés Bajo/ Media/

Alto

Influencia Baja/ Media/

Alta

Compromiso / Plan de

comunicaciones (Cómo participar, con qué frecuencia y

que por/OMS)

Propietario

UPME Alto Alto El interés radica en que la

Medición Inteligente es un eje

estratégico para lograr los

objetivos del Plan Energético

Nacional




14/17




necesario



completa de compromiso de las

partes interesadas y de

comunicaciones. Usted debe

considerar si una es necesaria

para este proyecto.

Puede promover y fomentar la

aplicación de las estrategias DSM

El compromiso se logrará a través

de la participación en paneles de

expertos y rondas Delphi.

CREG Medio Alto Es la entidad encargada de emitir

las resoluciones que hagan

factible esquemas tarifarios de

energía. Su participación es

fundamental.

El compromiso se logrará a través

del cierre de brechas con otras

entidades, para fomentar la

construcción colectiva de los

requisitos previos a las

regulaciones.

Participación en paneles de

expertos y rondas Delphi.

Comercializadoras de

Energía Eléctrica Bajo Alto Son el principal canal de

comunicación con el usuario

final. Encargadas de aplicar

localmente las estrategias a nivel

operativo.

-

Grupos beneficiarios. Describir el nivel de

participación del grupo o

grupos beneficiarios en la

planificación del proyecto

¿El plan refleja los deseos y

necesidades de los

beneficiarios?




15/17



[Los beneficiarios son

aquellas organizaciones,

grupos o individuos que se

benefician de los cambios que

el proyecto entregará]

Firma del contacto

principal del

organismo de ejecución

Fecha

Referencias bibliográficas

[1] ZPRYME Research & Consulting, “The prosumer energy market place,” Austin, Texas, 2014

[2] M. Alizadeh, X. Li, Z. Wang, A. Scaglione, and R. Melton, “Demand-Side Management in the Smart Grid,” IEEE Signal Process.

Mag., no. September, pp. 55–67, 2012.

[3] L. Gelazanskas and K. A. A. Gamage, “Demand side management in smart grid: A review and proposals for future direction,” Sustain.

Cities Soc., vol. 11, pp. 22–30, Feb. 2014.

[4] Z. Baharlouei and M. Hashemi, “Demand Side Management Challenges in Smart Grid : a Review,” in 2013 Smart Grid Conference

(SGC), 2013, no. Dlc, pp. 96–101.

[5] S. Téllez and O. Duarte, “Gestión de la Demanda en redes eléctricas inteligentes : Revisión y futuras estrategias,” in V CIUREE:

Congreso de Eficiencia y Gestión Energética, 2016, p. 7.

[6] Comisión de Regulación de Energía y Gas, “Resolución 029 de 2016.” 2016.

[7] Comisión Regulatoria de Energía y Gas de Colombia, Ley 142 de 1994: Servicios Públicos, vol. 1994, no. 41.433. Colombia, 1994, p.

597.

[8] M. Parkin and D. E. Loria, Microeconomia. Versión para Latinoamérica, 9° ed. México, 2010.

[9] C. A. Ramírez Escobar, “Los Precios del Mercado Mayorista de Electricidad como Expresión de la Participación Activa de la

Demanda: Aplicación de la Economía Experimental,” 2012.

[10] Marcela Jiménez Castrillón, “Estudio de la viabilidad de implementación de tecnologías Smart Grids en el mercado eléctrico

colombiano,” Universidad Pontificia Bolivariana, 2013.

[11] Grupo Técnico Proyecto BID, “Smart Grids Colombia Vision 2030 Parte II - Mapa de Ruta: Construcciòn y Resultados (Componente

I),” Bogotá-Colombia, 2016.




16/17



[12] UPME, “Plan Energetico Nacional Colombia: Ideario Energético 2050,” Unidad Planeación Min. Energética, Repub. Colomb., p.

184, 2015.

[13] XM – Expertos del Mercado, Descripción del Sistema Eléctrico Colombiano [online]. Colombia: XM – Medellín, 2016. Disponible

en: http://www.xm.com.co/Pages/DescripciondelSistemaElectricoColombiano.aspx

[14] S. Téllez, D. Álvarez, W. Montaño, C. Vargas, R. Céspedes, E. Parra and J. Rosero, "National Laboratory of Smart Grids (LAB+i) at

the National University of Colombia-Bogotá Campus," Transmission & Distribution Conference and Exposition - Latin America (PES

T&D-LA), 2014 IEEE PES, Medellin, 2014, pp. 1-6.

[15] M. Song; M. Amelin, "Purchase bidding strategy for a retailer with flexible demands in day-ahead electricity market," in IEEE

Transactions on Power Systems , vol.PP, no.99, pp.1-1

[16] B. Mattlet and J. C. Maun, "Assessing the benefits for the distribution system of a scheduling of flexible residential loads," 2016 IEEE

International Energy Conference (ENERGYCON), Leuven, 2016, pp. 1-6.

[17] V. Balijepalli, V. Pradhan, S. A. Khaparde, and R. M. Shereef, “Review of demand response under smart grid paradigm,” in Innovative

Smart Grid Technologies-India (ISGT India), 2011 IEEE PES, 2011, pp. 236–243.

[18] Victorian Government, Rule Change Proposal: Advanced Metering Infrastructure Rollout, no. August. Australia, 2007.

[19] T. y C. Ministerio de Industria, Real Decreto 809/2006, de 30 de junio, por el que se revisa la tarifa eléctrica a partir del 1 de julio de

2006. España, 2006, pp. 1–10.

[20] T. y C. Ministerio de Industria, Real Decreto 1110/2007, por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema

eléctrico. España, 2007, pp. 1–11.

[21] Legislación Francesa, Decreto de 4 de enero de 2012 relativa a los dispositivos de medición a las redes públicas de electricidad. Francia,

2012.

[22] L’autoritá per l’energia elettrica e il gas, Direttive per l’introduzione di indicatori di prestazione e di grado di utilizzo dei sistemi di

telegestione. 2007, pp. 1–6.

[23] California Public Utilities Commission, Joint assigned commissioner and administrative law judge’s ruling providing guidance for the

advanced metering infrastructure business case analysis. United States, 2004, pp. 1–25.

[24] European Commission, “Benchmarking smart metering deployment in the EU-27 with a focus on electricity,” Brusseles, 2014.

[25] Comision Europea, Directiva 2012/148/UE: Recomendación de la comisión relativa a los preparativos para el despliegue de los sistemas

de contador inteligente. Diario Oficial de la Unión Europea, 2012, pp. 1–14.

Enlaces útiles

Oficina del Programa: http://ubs.sharepoint.fco.gov.uk/sites/ops/OU/SPF_Office/default.aspx

Compras corporativas: http://ubs.sharepoint.fco.gov.uk/sites/finance/procurement/default.aspx


http://ubs.sharepoint.fco.gov.uk/sites/ops/OU/SPF_Office/default.aspx

http://ubs.sharepoint.fco.gov.uk/sites/finance/procurement/default.aspx



17/17



Comunicación y compromiso: http://restricted.sharepoint.fco.gov.uk/sites/comms/default.aspx

Realizado por: Sandra Milena Téllez Gutiérrez, PhD(c)

Revisado por: Javier A. Rosero García, PhD.


contenido - upme final.pdf · 1. introducción actualmente, el sector eléctrico se encuentra bajo...

Documents