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UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTIN DE AREQUIPA
ESCUELA DE POSGRADO
UNIDAD DE POSGRADO DE LA FACULTAD DE INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN
Y SERVICIOS
TITULO DE LA TESIS
“Optimización de procesos comerciales en empresas de distribución de
energía eléctrica, implementando Smart Grid, validado en la empresa de
distribución eléctrica de Arequipa”.
Tesis presentado por el Bachiller: Saúl
Willy Yanqui Yanque, para optar el Grado
Académico de Maestro en Gestión de la
Energía con mención en Electricidad.
Asesor: Dr. Miguel Ocharan Pichu
AREQUIPA - PERU
2014
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Resumen
La creciente demanda de electricidad y los elevados picos en la curva de carga
hacen necesarias fuertes inversiones en infraestructura para poder suplir las
necesidades de los usuarios en los cortos periodos de tiempo en los que se dan,
lo que conlleva a que se deba tener gran capacidad instalada solo para periodos
cortos del día. Es por esto que se deben buscar opciones y nuevos desarrollos
que permitan suplir satisfactoriamente estas necesidades y que se utilicen los
recursos del sistema eficientemente. Debido a esto nacen las Redes Eléctricas
Inteligentes como un enfoque para mejorar las condiciones actuales del sistema
y brindar a los usuarios mayor autonomía en la cadena de suministro. El foco de
este documento es implementar sistemas de medición con medición remota en
las diferentes etapas de la empresa de distribución como son los puntos de
compra, subestaciones de transmisión, circuitos alimentadores de media tensión,
subestaciones de distribución, grandes clientes y clientes residenciales, ya que
estos se pueden monitorear su demanda y mover una parte de esta lo cual
ayuda a reducir los picos de la curva de carga. Así como optimizar los procesos
comerciales de la empresa de distribución como son control y reducción de
pérdidas de energía técnicas y no técnicas, toma de lectura, monitoreo del
alumbrado público, corte, reconexión y calidad de energía a usuario final. Para
poder hacer esto los usuarios de las diferentes etapas de la cadena de medición
de las empresas de distribución deben usar medidores inteligentes, por medio de
los cuales se puede medir y controlar su demanda horaria. Dado lo anterior se
desea estudiar el posible comportamiento de los usuarios ante la entrada de los
medidores inteligentes en el sistema eléctrico peruano y evaluar cómo sería el
cambio en la optimización de los procesos comerciales de las empresas de
distribución y la curva de carga con los cambios en los hábitos de consumo de
los hogares.
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Abstract
The high growth in electricity demand and the peaks in the load curve make it
necessary to make big investments in infrastructure in order to meet the needs of
users, which causes the necessity of capacity for short periods of time. This is
why it is necessary to look for new developments that allow meeting the needs of
users as well as using the electricity system resources efficiently. This is why we
have researched Smart Grid (SG), which is an approach to improve conditions of
the current system and to allow for users to have autonomy in the electricity
supply chain. The focus of this document is to implement systems of
measurement with measurement remote in the different stages of the company's
distribution such as the points of purchase, transmission substations and feeder
of medium voltage circuit, substations, distribution, large customers and
residential customers, since these can monitor your demand and move a part of
this which helps to reduce the load curve peaks. As well as optimize the
distribution company business processes such as control and reduction of
technical losses of energy and not techniques, making reading, monitoring of
public lighting, cut, reconnection and quality of energy to end user. To do this the
users of the different stages of the chain from measurement of companies of
distribution should use smart meters, through which you can measure and control
your time demand. Given the above you want to study the possible behavior of
users before the entrance of smart Peruvian electrical Meters and assess how
would be the change in the optimization of business processes of distribution
companies and the curve of load changes household consumption habits.
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CAPÍTULO I
1. Introducción
2. Planteamiento del Problema
3. Justificación.
4. Delimitación de la Investigación
5. Objetivo.
1. Objetivo General.
2. Objetivo Especifico
6. Hipótesis.
7. Variables.
1. Variables Dependientes
2. Variables Independientes
8. Metodología.
1. Delimitar y simplificar el objetivo de la investigación.
2. Identificar las variables y plantear las hipótesis
3. Elaborar el diseño de la investigación
4. Realizar la investigación
5. Analizar los resultados.
6. Aplicación del método de gestión producto de la investigación
Capítulo II : Marco teórico
1. Marco Teórico
I. Red Inteligente 8Smart Grid)
II. Convergencia entre la red eléctrica y las telecomunicaciones
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III. Fases hacia una red inteligente.
IV. Medidores Inteligentes (Smart Meter)
V. Mercado
VI. Infraestructura de medición avanzada y la gestión de la demanda
VII. Tecnología de las redes inteligentes Smart Grid
Capítulo III : Descripción de Procesos Comerciales de las Empresas de
Distribución de Energía Eléctrica.
3.1 Empresa de Distribución Eléctrica
3.1.1 Identificación del negocio.
3.1.2 Procesos Comerciales
3.1.3 Políticas y regulación
Capítulo IV : Descripción del Modelo
4.1 Selección del tipo de sistema de comunicación.
4.2 Selección del sistema de medición.
4.3 Selección del sistema de gestión de medición.
4.4 Modelo de gestión de un Smart Grid.
Capítulo V : Validación del modelo en la empresa de distribución eléctrica
de Arequipa (SEAL).
5.1 Conocimiento de la empresa SEAL.
5.1.1 Identificación de la empresa SEAL.
5.1.2 Misión de la empresa SEAL
5.1.3 Visión de la empresa SEAL
5.2 Identificar las necesidades de la empresa SEAL.
5.2.1 Análisis de las necesidades de SEAL
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Capítulo VI : Presupuesto de Ingreso y Egresos.
6.1 Inversión de la Implementación.
6.1.1 Sistema de Medición
6.1.2 Sistema de Comunicación
6.1.3 Sistema de Gestión de la Medición
6.2 Gastos de Operación
6.3 Presupuesto de ingreso por servicios
6.4 Análisis Económico.
Conclusiones
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CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
La tendencia de las empresas de servicios como son los servicios básicos de
energía eléctrica, por mantener un servicio de calidad y optimizar sus procesos
operativos, es necesario que estas empresas implementen las Smart Grid, para
atender el crecimiento de los clientes y en consecuencia el aumento de la
demanda.
La implementación de las Smart Grid, que ofrece la visión de un servicio
universal sobre una infraestructura común que posibilite la convergencia de los
servicios con las tecnologías de la información y las comunicaciones en la Red
inteligente del siglo XXI. Estas nos brindaran beneficios de los procesos
operativos de las empresas de distribución de electricidad.
Esto acompañado de una mejora económica, educativa y de acceso a la
información ha puesto como tema de actualidad la calidad de servicio,
confiablidad de las redes, información hacia el cliente, ya que los usuarios son
cada vez son más exigentes en la forma de presentación de los productos, en los
registros de consumos, en las empresas con responsabilidad social, medio
ambiente y que cumplan con las normas vigentes.
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El presente trabajo se enfoca en un plan de negocios implantando redes
inteligentes, como el medidor inteligente y sistema de comunicación a nivel de
centros de transformación, totalizadoras de distribución, Grandes Clientes y
Clientes Residenciales, para optimizar los procesos comerciales de las empresas
de distribución de servicios. Para que la empresa o un inversionista pueda
invertir en cambiar los medidores tradicionales por medidores inteligentes a
cambio de los ingresos que son reconocidos por el organismo regulador en la
tarifa de las empresas de distribución eléctrica, puedan ser atractivos para que el
proyecto se viable, sostenible y recuperar la inversión en un determinado tiempo.
2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Como lograr que las empresas de distribución eléctrica puedan reducir y
controlar las pérdidas de energía técnicas y no técnicas, disminución de los
costos de operación de la red, optimizar la calidad del servicio y mejorar la
interactividad entre el mercado eléctrico y los usuarios, con el cambio de
tecnología tradicional a la implementación de Smart Grid nos permita optimizar
los procesos comerciales de las empresas de distribución eléctrica y que esta
implementación sea rentable, sostenible para la empresa o inversionista.
3. JUSTIFICACIÓN
i. Tecnológico
Con la optimización de los procesos comerciales en una empresa de
distribución de energía eléctrica, implementando redes inteligentes, se tendrá
una infraestructura de comunicación que permitirá tener la información en
tiempo real de los clientes, ya que estarán conectados de forma que la
información fluya en forma eficiente a lo largo de toda la cadena de valor de la
energía eléctrica. Así mismo las redes inteligentes (Smart Grid) a través de
los medidores inteligentes (Smart Meter) se basan en comunicaciones
bidireccionales con la empresa de distribución eléctrica que permitirá tener
lecturas planificadas en tiempo real, sincronizaciones de fechas y registro
automático de incidentes, detección de fraudes o ataques, así como alarmas
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asociadas a calidad de suministro, personalización de la contratación
(potencia contratada), etc. Que permitirán optimizar los procesos comerciales
de la empresa de distribución eléctrica.
Además es capaz de gestionar todos los recursos de energía distribuida,
considerando no solo la cantidad de flujo de energía sino también el sentido
de la misma.
Con la optimización los procesos comerciales en una empresa de distribución
eléctrica, implementando Smart Grid, permitirá optimizar, planificar y
racionalizar la gestión de la demanda de electricidad para poder aplanar la
curva de demanda. Así como también, la red inteligente ejecuta una auto
evaluación continua y un monitoreo constante destinados a predecir
potenciales problemas, a detectar fallas existentes o emergentes y como
consecuencia realizar la acción correctiva en forma inmediata.
ii. Económico
La optimización de los procesos comerciales en una empresa de distribución
eléctrica, implementando Smart Grid, se mejorara la eficiencia y confiabilidad
de la red, así como también se tendría el efecto de reducir las pérdidas
técnicas y no técnicas, aquellas también relacionadas con interrupciones de
servicio que serán ingresos adicionales que mejora la gestión de la empresa
de distribución eléctrica, que en la presente tesis se validara económicamente
en la empresa de Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. (SEAL) de Arequipa.
Los principales aspectos económicos con el modelo de negocio para
optimizar procesos comerciales en una empresa de distribución eléctrica
implementando Smart Grid, resultantes del acercamiento incluyen:
Optimización de la operaciones y de los recursos de la red eléctrica,
para lograr una mayor eficiencia de sistema; es decir la nueva forma de
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gestionar la operación y los recursos de la red será ajustada de forma
automática para entregar la funcionalidad requerida al menor costo
posible, administrando los recursos disponibles de manera eficiente
para suministrar lo que se necesita cuando se necesita.
Mejora de calidad de la energía eléctrica, ya que los usuarios requieren
un servicio de calidad de energía sin interrupciones y sin
perturbaciones, por lo que los medidores deberán monitorear la calidad
de energía. Ya que es importante para los usuarios para el desarrollo
normal de las actividades económicas.
Habilitación de nuevos mercados, con el Smart Grid Implementado a
través de sus medidores inteligentes que registra energía en ambos
sentidos, por lo que se podrá introducir a la red la generación
distribuida.
iii. Ambiental
La optimización de los procesos comerciales en empresas de distribución
eléctrica, implementando Smart Grid, permitirá reducir emisiones de gases de
efecto invernadero, demostrando así el nivel de conciencia que tienen las
empresas de distribución eléctrica acerca del calentamiento global. Más
detalle de aspectos ambientales que se tiene implementando Smart Grid, se
indica a continuación:
Integración de fuentes renovables y de todo tipo de generación, con las
redes inteligentes permitirá a la red adaptarse mejor a las dinámicas
propias de las energías renovables y de la generación distribuida,
facilitando a las empresas de distribución y a los usuarios un acceso
más directo a los beneficios vinculados con dichos recursos. Las
habilidades de una red inteligente consentirán el control de manera
más fácil y directa del flujo bidireccional de energía eléctrica, además
de permitir las acciones de monitoreo, control y respaldo de los
recursos a nivel de distribución.
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Reducción de emisiones de gases nocivos, una importante ventaja
habilitada por las redes inteligentes es la reducción a nivel agregado de
las emisiones de carbono, lo cual involucra tanto las emisiones
directamente vinculadas con la generación eléctrica como las
indirectas.
4. DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN
El trabajo está delimitado al sector de las empresas de distribución de energía
eléctrica para las actividades técnicas comerciales, y será validado en la
empresa de distribución eléctrica de Arequipa, Sociedad Eléctrica del Sur Oeste
S.A. (SEAL).
La optimización está restringida en los procesos comerciales de las empresas de
distribución de energía eléctrica, desde las subestaciones de distribución, redes
de baja tensión y usuario final.
La implementación de Smart Grid (Redes Inteligentes), se realizara a nivel de
implantación de sistemas de medición inteligentes en los centros de
transformación, subestaciones de distribución y usuario final.
5. OBJETIVO
1. Objetivo General
Optimizar los procesos comerciales como las actividades de reducción
y control de pérdidas de energía, disminución de costos de operación
de la red, mejorar la calidad del servicio, implementando Smart Grid en
las redes de distribución eléctrica en la ciudad de Arequipa.
2. Objetivo Específico
a) Definir el mercado objetivo, para ello se debe identificar a que
empresas de distribución eléctrica se aplicara la optimización de los
procesos comerciales, implementando Smart Grid.
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b) Definir las especificaciones del servicio, es decir las características
para optimizar procesos comerciales en empresas de distribución
eléctrica, implementado Smart Grid.
c) Definir las estrategias generales y específicas a desarrollar para
realizar la optimización de procesos comerciales implementando
Smart Grid.
d) Proponer un modelo de organización y establecer sus recursos,
para optimizar procesos comerciales de empresas de distribución
eléctrica.
e) Describir el proceso productivo para la prestación del servicio, es
decir describir el modelo de optimización de procesos comerciales
implementando Smart Grid a realizar en las empresas de
distribución eléctrica.
f) Determinar la viabilidad económica y financiera de la optimización
de procesos comerciales en empresas de distribución eléctrica,
implementando Smart Grid.
g) Evaluar los resultados de la optimización de procesos comerciales
implementando Smart Grid en varios escenarios del modelo de
negocio.
h) Formular las recomendaciones para la implementación de
optimización de procesos comerciales en empresas de distribución
eléctrica, implementando Smart Grid.
6. HIPÓTESIS
Es posible diseñar el esquema de optimización de procesos comerciales en una
empresa de distribución de energía eléctrica, implementando Smart Grid y que
sean rentables para la empresa de distribución eléctrica.
7. VARIABLES
1. Variables Dependientes
Las variables dependientes para la optimización de procesos comerciales
en una empresa de distribución de servicios, implementando Smart Grid, son
las siguientes:
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Uso eficiente de la energía eléctrica.- con la optimización de
procesos comerciales en una empresa de distribución eléctrica
implantado Smart Grid, se podrá realizar el uso eficiente de la energía
eléctrica a través de la gestión de la demanda de los clientes de
industriales, comerciales y residenciales en hora punta donde la
energía es más costosa para la empresa de distribución ya que se
podrá incentivar a los clientes industriales, comerciales y
residenciales para que puedan optimizar su consumo en los horarios
de hora punta que reflejara una reducción en su factura. Así mismo se
tendrá un control y reducción de pérdidas de energía técnicas y no
técnicas en las redes de transmisión, distribución y redes de baja
tensión.
Reducción de costos operacionales.- con la optimización de
procesos comerciales en una empresa de distribución de energía
eléctrica implantando Smart Grid, se podrá reducir los costos de
energía de las empresas de distribución a través del control a
distancia del alumbrado público, ya que podrá monitorear el tiempo
del alumbrado público en las diferentes estaciones del año y no como
se realiza tradicionalmente con fotocélulas que dependen de la luz
solar para el prendido y apagado de las luminarias del alumbrado
público. Así como también la optimización de las actividades de cortes
y reconexión de los usuarios, lectura de medidores y monitoreo de los
transformadores y redes de distribución.
Proteger el ambiente.- con la optimización de procesos comerciales
en una empresa de distribución eléctrica implantando Smart Grid, se
podrá integrar la generación distribuida como son la generación
fotovoltaicas, eólicas y otras, que ayudaran a optimizar la generación
con combustible fósiles y en consecuencia reducción de emisiones de
CO2. Asi como realizar programas de gestión de la demanda de los
usuarios industriales, comerciales y residenciales.
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2. Variables Independientes
Las variables independientes para la optimización de procesos comerciales
en una empresa de distribución de servicios, implementando Smart Grid, son
las siguientes:
- Pérdidas técnicas en la red.- con la optimización de procesos
comerciales en una empresa de distribución eléctrica implantando Smart
Grid, permitirá realizar balances de energía en tiempo real que se podrá
detectar las redes eléctricas ineficientes como son perdidas de energía
de líneas de transmisión y distribución saturadas, transformadores de
potencia y distribución; y otros elementos que se encuentren con
pérdidas por encima de las reconocida por el organismo regulador, para
que las empresas de distribución puedan tomar acciones de reducir las
pérdidas.
- Pérdidas no técnicas en la red.- con la optimización de los procesos
comerciales en una empresa de distribución eléctrica, implantando Smart
Grid, permitirá detectar perdidas por hurtos de energía, realizar balances
de energía desde a nivel de puntos de compra, centros de
transformación, alimentadores de energía, subestación de distribución y
usuario final.
- Tiempo de encendido de luminarias de Alumbrado Público.- con la
optimización de procesos comerciales en una empresa de distribución
eléctrica implantando Smart Grid, se podrá comandar el alumbrado
público de las subestaciones de distribución así como la toma de lectura,
para realizar el cálculo de la alícuota del alumbrado público. Además se
tendrá un control de las luminarias encendidas.
- Eficiencia de cortes y reconexión de suministros.- con la optimización
de procesos comerciales en una empresa de distribución eléctrica
implantando Smart Grid, se realizará los cortes por deuda de los usuarios
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que tienen una deuda mayor a dos meses así como la eficiencia y
eficacia de la reconexiones de los usuarios que realizan el pago de su
deuda.
- Reducción de consumo de energía.- con la optimización de procesos
comerciales en una empresa de distribución eléctrica implantando Smart
Grid, se podrá gestionar los consumos de los clientes ya que se podrá
tener la información de los clientes para realizar programas de reducción
de consumo de energía.
8. METODOLOGÍA
Este tipo de investigación será exploratorio y descriptivo, es decir cualitativo y
cuantitativo no experimental.
1. Delimitar y Simplificar el Objetivo de la Investigación
Para identificar la problemática, se cuenta con la fuente esencial de los
procesos comerciales de la empresa de distribución de energía eléctrica en
la ciudad de Arequipa.
A partir de esta fuente debe tomarse a la empresa bajo la concepción de
pensamiento sistémico, identificando las restricciones que impiden el
máximo rendimiento esperado de la empresa.
2. Identificar las Variables y Plantear las Hipótesis
Identificadas y definidas las variables, estas nos servirán para entrar a
sustentar la hipótesis que es la respuesta al problema motivo de la
investigación; esta debe fundamentarse con la máxima convicción.
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3. Elaborar el Diseño de la Investigación
En la investigación exploratoria descriptiva, donde el diseño es no
experimental se realiza un análisis retrospectivo sobre hechos y variables
que ya ocurrieron, observándose situaciones en su contexto natural,
permitiendo la identificación y manipulación de las variables observadas para
el objeto de estudio, de manera que se demuestre la hipótesis planteada.
Este diseño comprende:
Estudio del problema.
Definición de las hipótesis.
Desarrollo de la técnica para comprobar las hipótesis.
Análisis del resultado (verificación de la hipótesis).
4. Realizar la Investigación
Es probar y comprobar si los hechos observados concuerdan con la
hipótesis propuesta, para esto se seguirán los siguientes pasos en la
investigación:
Antecedentes del problema.
Definición del problema.
Planteamiento de objetivos generales y específicos.
Identificación de variables.
Planteamiento de las hipótesis.
5. Analizar los Resultados.
Implica el sistema de recolección de datos y análisis de evaluación de los
mismos.
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6. Aplicación del método de gestión producto de la investigación
El plan de negocios para optimizar procesos comerciales en una empresa de
distribución de servicios, implementando Smart Grid, se aplicaran en
empresas de distribución de energía eléctrica de la ciudad de Arequipa.
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CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
1. MARCO TEÓRICO
I. Red Inteligente (Smart Grid) [4].
a. Definición de Smart Grid: No existe una definición general estándar
sobre la definición de Smart Grid, por lo que se expondrá el origen de la
definición y su contenido:
La Smart Grids European Technology Platform, organización que reúne
los stakeholders europeos del sector, ha definido las Smart Grids como
“….una network eléctrica capaz de integrar de manera inteligente las
acciones de todos los usuarios conectados a él – generadores, clientes y
aquellos actores que llevan a cabo ambas operaciones – con la finalidad
de distribuir eficientemente un suministro eléctrico que sea sustentable,
económicamente competitivo y seguro”.
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En los Estados Unidos las definiciones dominantes de Red inteligente son
dos, una del Departamento de Energía (DOE) y la otra del Electric Power
Research Institute (EPRI).
Según el U.S. DOE: “La red del 2030 prevé un network de distribución de
la energía completamente automatizado que monitorea y controla todo
cliente y nodo, asegurando un flujo bi-direccional tanto de informaciones
como de electricidad entre la central y el dispositivo final, y todos los
puntos en ello incluidos”. “Las Redes Inteligentes utilizan tecnología digital
para mejorar la fiabilidad, la seguridad y la eficiencia del sistema
eléctrico”.
Según EPRI: “El término “Smart Grid” hace referencia a la modernización
del sistema de entrega de energía eléctrica de manera que este pueda
monitorear, proteger y optimizar automáticamente las operaciones de sus
elementos interconectados – desde los generadores centralizados y
distribuidos a través del network de alto voltaje y el sistema de
distribución, hasta los usuarios industriales y los sistemas de
automatización de edificios, las instalaciones de almacenaje de energía y
los usuarios finales con sus termostatos, vehículos eléctricos,
electrodomésticos y otros aparatos”.
El World Economic Forum en 2009 en un estudio llevado a cabo en
colaboración con Accenture, ha identificado siete características clave
para llegar a una definición de Smart Grid, estas son:
1. Auto-operación y flexibilidad,
2. Integración de tecnologías avanzadas y a baja emisión de carbono,
3. Mejor capacidad de respuesta a las variaciones de la demanda,
4. Optimización de los recursos y de la eficiencia operacional,
5. Inclusión del cliente,
6. Mejor calidad de la energía,
7. Expansión y surgimiento de nuevos mercados.
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Resumiendo se puede afirmar que una red inteligente corresponde a una
actualización de la red eléctrica tradicional, cuya funcionalidad agrega
múltiples redes, así como múltiples generadores de energía, con variados
actores que emplean diferentes niveles de comunicación y coordinación.
En definitiva las Smart Grids tienen el apreciable efecto de aumentar la
conectividad, la automatización y la coordinación entre los generadores,
los clientes y las propias redes que realizan tanto la transmisión a largas
distancias, así como las tareas de distribución local. Una red inteligente
incluye además un nuevo sistema de control que realiza con precisión el
seguimiento y la medición de toda la electricidad que fluye en el sistema.
También podrá incorporar nuevas líneas de distribución superconductoras
para la reducción de las pérdidas de energía y para la integración a la red
de fuentes alternativas de energía renovable no convencional.
II. Convergencia entre la red eléctrica y las telecomunicaciones.
La necesidad del ahorro de energía es algo fuera de toda duda, pero esto
implica, inevitablemente, automatizar todo el proceso de control mediante una
red convergente de energía – telecomunicaciones – información. Las nuevas
tecnologías permiten crear una única infraestructura física inherentemente
segura, multipunto a multipunto (Se denominan redes multipunto a aquellas
en las cuales cada canal de datos se puede usar para comunicarse con
diversos nodos. En una red multipunto solo existe una línea de comunicación
cuyo uso esta compartido por todas las terminales en la red. La información
fluye de forma bidireccional y es discernible para todas las terminales de la
red.), para la distribución de energía e información, siendo una base
fundamental para la estrategia futura de la convergencia y el ahorro.
Uno de los aspectos más importantes de los sistemas de generación basados
en energías renovables es la correlación temporal entre la demanda y la
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generación, porque cambian los conceptos básicos de los sistemas de
generación convencionales.
La clave para aprovechar estos recursos es la adaptación de la demanda al
suministro (control de la demanda) y no al contrario. Aquí reside el alto
potencial de un acercamiento integrado o convergente a las redes de
electricidad y telecomunicaciones.
Las redes de comunicaciones y la infraestructura de TI de la mayoría de las
empresas de distribución han evolucionado exponencialmente. Existe una
combinación de tecnología obsoleta y heredada que carece de posibilidad de
integración, lo cual hace que la transición hacia una red “conectada” sea más
desafiante.
Las empresas de distribución sirven a mercados geográficamente muy
variados y generalmente tienen una combinación de clientes rurales y
urbanos en los sectores residencial, comercial e industrial. Esa misma
diversidad se extiende a sus activos de comunicaciones, que han
evolucionado en los últimos 50 años.
Muchas empresas de distribución han implementado grandes redes de
comunicaciones que operan redes de voz y datos fijos y móviles en el área de
servicio. Cada uno de estos sistemas tiene distintos requerimientos de ancho
de banda, seguridad y rendimiento, y pueden ser desarrollados sobre distintas
plataformas utilizando protocolos con derechos de propiedad. Algunos tienen
una arquitectura fragmentada, lo cual lleva a costos operativos más altos y
podrían carecer del ancho de banda necesario para la comunicación
bidireccional en tiempo real de la red eléctrica inteligente y de la escalabilidad
necesaria para adoptar una gama de dispositivos y aplicaciones de red en
constante cambio.
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También las empresas de distribución experimentarán en breve una explosión
de datos debido a un crecimiento exponencial de los dispositivos inteligentes,
medidores y monitores que llegan en línea como parte de la red eléctrica
inteligente. La mayoría de las estrategias y sistemas de datos heredados no
están preparados para manejar los volúmenes que se van a generar. Estos
nuevos datos requerirán un mayor almacenamiento, ancho de banda y
seguridad. También deben estar disponibles para funciones analíticas para
ofrecer un análisis más profundo con el fin de entender los nuevos patrones
de uso y desarrollar nuevos modelos de precio.
Los datos del cliente y los temas relacionados con la privacidad son en la
actualidad puntos candentes de contención en la evolución de las redes
eléctricas inteligentes. Existe una creciente preocupación de que estos datos
sean utilizados en formas que los clientes nunca habrían previsto. La
información procedente de estos dispositivos puede ser combinada en formas
inesperadas y revelar información que los usuarios no desean que se
conozca.
A pesar de que las comunicaciones no son el foco principal de concentración
de las empresas de distribución, la red eléctrica inteligente requiere una sólida
red de comunicaciones que permita el soporte de las funciones tradicionales
de las empresas de distribución. También debe contar con la flexibilidad de
adaptarse a los nuevos requisitos. Debe permitir el soporte de respuesta de
demanda, dispositivos avanzados de medidores y fuentes de energía
distribuida. La red de comunicaciones debe proporcionar integración
transparente, comunicación en tiempo real y gestionar el flujo de datos que
está siendo protegido por los componentes de la red eléctrica inteligente a la
vez que mantiene la seguridad.
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III. Fases hacia una red inteligente [4].
El desarrollo e implantación de las Smart Grid se está efectuando en forma
progresiva en la región Latinoamérica y tendrá una fuerte dependencia de los
avances tecnológicos y políticos que hoy en día se está llevando a cabo.
Aunque son numerosos los campos en los que se trabaja actualmente, a
continuación se describen algunos de ellos:
Centros de Transformación.
Generalmente los transformadores son dispositivos muy confiables, con
una vida útil entre 20 y 35 años, con un mínimo de 25 años a una
temperatura de funcionamiento de 65 - 95°C. Sin embargo, en la práctica,
la vida de estos transformadores puede llegar a los 60 años con un
mantenimiento apropiado.
El diagnóstico y optimización de su vida útil de los transformadores como
modelos de predicción y simulaciones de forma que se pueda conocer el
comportamiento de los mismos, pudiendo anticipar metodologías de
mantenimiento adecuadas. Existe una tendencia a instalar sistemas de
monitoreo para la detección de anomalías de funcionamiento, o para la
captura de datos a fin de su seguimiento y evolución.
Un ejemplo de sistemas de monitoreo integral de transformadores, son
aquellos que procesan datos provistos por sensores instalados en el
transformador, mediante la aplicación de algoritmos matemáticos
correspondientes a modelos de cálculo de IEEE e IEC.
El objetivo de estos modelos de cálculo es proveer información en tiempo
real acerca del estado de funcionamiento del transformador, de suma
importancia tanto para el operador como para el personal de
mantenimiento.
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Los beneficios del sistema se centran en la seguridad, mediante la
detección de fallas incipientes y anomalías de funcionamiento del
transformador, reduciendo notablemente el riesgo de fallas catastróficas,
explosiones e incendios y minimizando la posibilidad de salidas de servicio
no programadas, y facilitando la planificación de tareas de mantenimiento
predictivo.
El sistema se ubica junto al transformador y posee comunicación remota
para la integración de la información. Los datos se obtienen en forma
continua desde diferentes sensores:
o Monitor de contenido de humedad y gases disueltos en aceite de
transformador.
o Sensor de temperatura de montaje magnético:
Temperatura del aceite en la parte superior de la cuba del
transformador.
Temperatura del aceite en la parte inferior de la cuba del
transformador.
Temperatura del aceite en el conmutador bajo carga.
Transductores de corriente del núcleo partido.
Sensor de temperatura ambiente.
Posición de conmutador bajo carga.
Estado del circuito de refrigeración.
La información proporcionada por los modelos de cálculo del sistema son
los siguientes:
o Análisis de estado de funcionamiento.
o Monitoreo de corriente de carga.
o Monitoreo de potencia aparente.
o Temperatura del punto caliente del arrollamiento.
o Temperatura de burbujeo y condensación.
o Análisis de humedad en la aislación.
o Calculo de envejecimiento de la aislación.
o Control del circuito de refrigeración.
o Calculo de eficiencia del circuito de refrigeración.
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o Temperatura de conmutador bajo carga.
o Posición de conmutador bajo carga.
o Guía de carga de dinámica.
o Pronóstico y diagnóstico.
Equipos de Alta Tensión.
La creciente demanda está obligando a la red eléctrica a implementar
nuevos métodos en la parte de la generación y transporte de AT. La
optimización y ampliación de la infraestructura existente requiere métodos
de monitoreo y visualización de los parámetros críticos para realizar una
evaluación en forma continua de su evolución.
Como ejemplo, las funciones monitoreadas en ciertos interruptores de AT
son:
o Temperatura del gas/tanque (°C).
o Presión compensada del gas SF6. (psi).
o Tasa de fuga (psi/s).
o Monitoreo de la bobina de cierre.
o Monitoreo de la bobina de disparo ppal.
o Monitoreo de la bobina de disparo sec.
o Tiempo de energización de la bobina de cierre.
o Tiempo de energización de la bobina de disparo principal.
o Tiempo de energización de la bobina de disparo secundaria.
o Temperatura del gabinete y del mecanismo.
o Calentadores (permanentes y controlados por termostato).
o Arranques del motor (total).
o Arranques del motor sin operación.
o Tiempo de operación del motor.
o Conteo de disparos.
o Desgaste de contactos de arco (%).
o Desgaste de tobera auxiliar (%).
o Desgaste de tobera principal (%).
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o Corriente de Línea Arms
Subestaciones.
Las subestaciones resultan una pieza clave en la transformación de
energía. Existe una tendencia a integrar cierta capacidad de computación
y automatización en las subestaciones como primer paso hacia la Smart
Grid. De esta forma según las normativas internacionales se comienza a
aplicar “inteligencia” a estos elementos de la red que serán capaces de
comunicarse directamente con otros elementos. La nueva automatización
de subestaciones ofrece interoperabilidad y la posibilidad de ampliación
mediante el cumplimiento de la norma IEC 61850, y proporciona un cierto
grado de apoyo al antiguo protocolo para los dispositivos de
automatización de las líneas de alimentación existentes.
Protección y automatización de la red.
Los sistemas de automatización en subestaciones, encargados de
interconectar una serie de dispositivos se vienen instalando desde hace
unos 20 años, usando protocolos propietarios, esos sistemas se han
encargado principalmente de la supervisión de ciertos elementos. Hoy en
día, este tipo de sistemas han evolucionado y siguen haciéndolo,
siguiendo como base los protocolos y actuaciones declarados en normas
internacionales, utilizando comunicaciones y habilitando el intercambio de
datos entre sistemas a diferentes niveles y con herramientas diferentes,
permitiendo además de la supervisión, controlar una serie de dispositivos
o variables.
Sistemas de información y telecomunicaciones.
Las tecnologías de la información y las comunicaciones (TIC) son vitales
para el desarrollo de un sistema de distribución que constituya una red
27
inteligente. Esta evolución entraña la necesidad evidente de reunir y
analizar los datos obtenidos con los medidores electrónicos y sensores
distribuidos, y de controlar y coordinar los sistemas de control,
automatización y protección. En este tipo de red, la comunicación ideal
abarca múltiples aspectos:
a. Funcionamiento de la red: para posibilitar la operación inteligente de la
red, la comunicación debe tener una estructura que le permita llegar a
cada componente de los equipos, distribuidos geográficamente por la
totalidad de la red, con un rendimiento adecuado en cuanto al volumen
de información transferida, velocidad de la transferencia y confiabilidad
de la conexión, y
b. Participación de los usuarios: para posibilitar que los usuarios
participen en el mercado mediante la gestión de su propio consumo
eléctrico, el sistema de comunicación debe permitir la interacción entre
los usuarios y el distribuidor o minorista. La puerta de entrada a este
tipo de comunicación es el medidor electrónico.
Respecto de la arquitectura del sistema de comunicación, los exigentes
requerimientos de la amplia y compleja topología de los puntos que deben
unirse y la necesidad de acotar los costos de funcionamiento e
infraestructura reducen el atractivo de las redes de comunicación
especializada y abren la puerta para el uso de canales de comunicación
en conjunto con otros servicios, por ejemplo telefonía, radio, televisión e
Internet. En las últimas décadas, en varios otros campos se ha observado
una clara tendencia a convergir hacia un protocolo de Internet común
usando distintos medios para transmitir la información (fibra óptica, radio,
Wi-Fi, WiMAX, PLC, entre otros), con una única tecnología de red capaz
de integrar varias aplicaciones diferentes sin necesidad de desarrollar o
adoptar protocolos de comunicación específicos de bajo nivel.
28
También puede tenerse en cuenta el uso de la infraestructura IP en
conjunto con todas las demás aplicaciones de Internet en el marco del
sistema de energía eléctrica si se desarrollan herramientas y sistemas
específicos para asegurar que la calidad del servicio y el funcionamiento
cumplan con los requerimientos del sistema de distribución.
Se espera que el volumen de información que deberá transmitirse por la
red a los fines de operar y gestionar el sistema de distribución sea ínfimo
en comparación con los enormes flujos generados por las descargas de
temas musicales o podcasts, pero el nivel de confiabilidad de la conexión
deberá ser mucho mayor que el exigido por el usuario común de Internet.
Además, cabe recordar que el protocolo de comunicación IEC 61850,
usado ampliamente para controlar y automatizar las subestaciones, puede
ser el candidato ideal para las aplicaciones de distribución, pues ya se
encuentra en uso.
Los parámetros más importantes de una red de comunicación son la
capacidad de transmisión de datos (expresada en bits por segundo), el
tiempo que la información demora en ser transmitida desde la fuente
hasta su destinatario y la confiabilidad de la conexión. Dado que la red es
una estructura compartida, la capacidad de transmisión de datos puede
verse afectada por la presencia de otras fuentes de tráfico en las mismas
líneas de comunicación.
En lo que concierne a las aplicaciones inteligentes, se pueden mencionar
tres tipos de mensajes:
a) Aplicaciones de monitoreo: permiten reunir los datos obtenidos
mediante los sensores de la red y de los medidores electrónicos.
Desde el punto de vista de la comunicación, son las aplicaciones que
revisten menor criticidad en cuanto a los tiempos de transmisión de
datos y confiabilidad (porque si la información no se recibe en un
29
momento determinado, no hay consecuencias inmediatas y luego se
puede efectuar una nueva solicitud). Sin embargo, estas aplicaciones
suelen producir enormes cantidades de datos que se deben transmitir
y gestionar, y afectan la magnitud de los canales de comunicación;
b) Aplicaciones de control y gestión: presentan mayor criticidad a causa
de la necesidad de contar con una comunicación bidireccional. No
obstante, en la red de distribución los requisitos no son muy estrictos,
pues los plazos involucrados se encuentran en el rango de algunos
segundos, y
c) Aplicaciones de protección y seguridad: desde el punto de vista de la
comunicación, son las aplicaciones más críticas, dado que exigen
altísimos niveles de confiabilidad y las demoras máximas deben ser
siempre estables y no mayores a algunas décimas de milisegundos.
Sin embargo, cabe observar que es posible adoptar varias medidas
para impedir que algún canal de comunicación no esté disponible,
incluso si se compromete la eficiencia de la gestión del sistema local
en forma temporaria.
Respecto de cuáles serán las tecnologías de comunicación que se
utilizarán en la red inteligente, la respuesta es que dependerán de los
sistemas que ya se estén usando en cada localidad y de las
características intrínsecas de la zona geográfica: área de alta densidad
urbana o zonas rurales muy poco pobladas. La plataforma IP permite
integrar varias tecnologías de comunicación, organizadas en las
siguientes capas:
i. Red doméstica (HAN): red privada que conecta, entre otros
dispositivos, diferentes equipos privados y sensores de artefactos
mediante una interfaz con una puerta de acceso (el medidor
electrónico), también compatible con las aplicaciones de gestión
30
energética (medidores inteligentes). Las tecnologías de comunicación
más comunes en este nivel son Wi-Fi, ZigBee y las redes de
comunicación mediante cable eléctrico de bajo voltaje;
ii. Red de área metropolitana (MAN): red local que cubre una ciudad y
dispone de numerosos puntos de acceso, donde las distancias
habituales de transmisión rondan los 5 km. Las tecnologías usadas en
estas aplicaciones son la línea de abonado digital (DSL) y sus
diferentes versiones (la línea de abonado digital de alta velocidad
(HDSL), la línea de abonado digital asimétrica (ADSL) , ADSL 2, ADSL
2+, la línea de abonado digital de muy alta velocidad (VDSL) y VDSL 2,
entre otras), y
iii. Red de área amplia (WAN): conexiones de larga distancia con centros
de controles regionales y nacionales. En este nivel, se suele utilizar la
comunicación de larga distancia mediante radio o líneas telefónicas,
que revisten menor importancia para los sistemas de distribución que
de transmisión.
iv. Red de Área Vecina (FAN) (Field Área Network)
Figura 1): Tecnología de Comunicaciones.
31
Fuente: Gaudino-2014, Comité de Integración Energética Regional (CIER)
Las comunicaciones entre los diferentes dispositivos de los centros de
distribución y centro de control no han tenido hasta ahora un estándar que
permita una comunicación de datos eficiente, dificultando la implantación de
sistema SCADA en los centros de distribución. Además, la interfaz con los
relés es en muchos casos inexistentes.
Es importante recordar las capas técnicas que componen la red eléctrica
inteligente al desarrollar la estrategia y la hoja de ruta hacia la transformación.
Al nivel más alto, las tecnologías de la red eléctrica inteligente pueden
dividirse en tres capas:
o Capa de energía. Generación de energía, transmisión, subestaciones, red
de distribución y consumo de energía.
o Capa de comunicaciones. Red de área local (LAN) (Local Área Network),
red de área amplia (WAN) (Wireless Área Network), red de área de campo
(FAN)/AMI (Field Área Network/ Advanced Metering Infrastructure) y red
de área residencial (HAN) (Home Área Network), que permiten el soporte
de la infraestructura de TI (Tecnologías de la Información).
o Capa de aplicaciones. Control de respuesta de demanda, facturación,
control de averías, monitoreo de carga, mercados energéticos en tiempo
real y nueva gama de servicios al cliente.
Si bien se requerirán cambios en las tres capas, es probable que la capa de
comunicaciones sea la que más cambios requiera. De las tres capas, la capa
de comunicaciones es la que posibilita la existencia de la red eléctrica
inteligente, aunque la red no será verdaderamente inteligente si no se
desarrolla adecuadamente la capa de aplicaciones. Esta capa actúa como
sistema circulatorio para interconectar los distintos sistemas y dispositivos, la
32
capa de energía con la capa de aplicaciones, para comunicar ambas
completamente con la cadena de suministro de energía.
Figura 2): Modelo de comunicación AMI.
Fuente: Gaudino-2014, Comité de Integración Energética Regional (CIER)
IV. Medidores Inteligente (Smart Meter) [4].
Los medidores pueden clasificarse según sus características:
Tecnológicas, pudiendo ser medidores electromecánicos o electrónicos.
Funcionales, como monofásicos o trifásicos.
Energéticas, como medidores de energía activa y/o medidores de energía
reactiva.
Operativas, como dispositivo de tipo registrador o programables que
permiten la tele gestión.
33
Los equipos del tipo registrador pueden ser de dos tipos de tecnologías:
Electromecánicos que permiten medir solamente un tipo de energía, kWh
acumulados o kVAh acumulados, no poseen discriminación tarifaria siendo los
medidores estándar electromecánicos de inducción. En el caso de que el
cliente disponga de tarifa nocturna, el contador está equipado con un reloj-
conmutador y dos registros, de manera que la energía consumida se acumula
en uno u otro registro, en función de la situación del conmutador.
Electrónicos, Automatic Meter Reading (AMR), permiten medir solamente
energía acumulada, registran la medida de energía total mensual o por
intervalos de tiempo predefinidos. Contemplan comunicación bidireccional
básica entre el medidor y el servidor de datos, permitiendo a partir de esta
tecnología las medidas de tiempo de utilización, Time of Use (ToU).
Con esta primera evolución, permite reemplazar los medidores
electromecánicos por medidores electrónicos, es posible disponer de la
información energética de forma digital. Con este paso dado, es posible
añadir capacidad de comunicación al dispositivo, permitiendo al interesado
usar la tecnología AMR para acceder de forma remota a los datos a través de
la capa de comunicación. Las empresas distribuidoras han desarrollado
diferentes arquitecturas para acceder a la lectura de los medidores.
Los medidores inteligentes en su configuración básica, miden
electrónicamente cuánta energía se consume en períodos determinados y
transmiten estos datos a la empresa de distribución eléctrica. En este tipo de
dispositivo, la mayor parte de la información sobre el nivel de consumo de los
usuarios y las conclusiones elaboradas a partir de ella fluyen del usuario al
operador. En este nivel de implementación, el sistema se denomina lectura
automática de los medidores.
34
Las funciones iníciales proporcionadas por este sistema suelen ser las
siguientes:
Lectura remota del consumo eléctrico, por ejemplo, cada 15 minutos;
Facturación basada en el consumo real;
Capacidad de disparo remoto y consenso remoto para el cierre manual del
interruptor (gestión de aspectos contractuales, como desconexión de
usuarios morosos, reconexión tras el pago de la deuda, entre otras
situaciones);
Modificación remota de los parámetros contractuales, como nuevas tarifas;
Registro de accesos no autorizados a los medidores, por ejemplo, intentos
de manipulación;
Registro de la calidad del suministro energético proporcionado a cada
usuario (número y duración de las interrupciones, entre otros datos);
Registro de las curvas de carga activa y reactiva, y
Balance energético en el transformador de potencia de la red de
distribución, con el objeto de detectar problemas en los transformadores o
hurto de energía. Por otra parte, excepto en el caso del sistema de control
y adquisición de datos, la información fluye sobre todo en forma
ascendente: de los medidores hacia los centros de gestión de datos
centralizados. La necesidad de contar con un flujo de información inverso
—de la empresa hacia los medidores y los usuarios— es limitada, salvo en
caso de modificaciones contractuales, interrupciones del suministro y
reconexiones tras el pago de deudas, entre otras situaciones.
Además del consumo energético durante períodos determinados, por ejemplo
un mes, datos que también se obtienen con los medidores convencionales,
los electrónicos permiten medir las curvas de carga en el extremo
correspondiente a los usuarios y a cada subestación. Los usuarios pueden
usar el primer tipo de información para entender mejor sus conductas relativas
al consumo energético, detectar períodos pico y artefactos críticos, y adoptar
medidas para reducir estos máximos de demanda. Sin embargo, es posible
35
que la estructura de comunicación descripta (donde la información fluye de los
medidores hacia el operador y no en el sentido contrario) no permita poner
estos datos a disposición de los usuarios en forma dinámica ni que puedan
utilizarse directamente para gestionar la demanda.
En las subestaciones, la medición del consumo de cada usuario conectado a
un transformador de la red de distribución puede combinarse con la medición
de la energía total en los terminales del transformador a fin de efectuar un
balance y detectar pérdidas anómalas, hurto y demás posibles problemas en
la red de BT.
Estas dos características sobresalientes del sistema de lectura automática
pueden ser muy beneficiosas para las empresas de distribución eléctrica,
porque reducir las pérdidas no técnicas sigue siendo un objetivo primordial de
todas las empresas de distribución y porque contar con información detallada
sobre los perfiles de carga de los clientes puede resultar de gran interés en el
marco de una liberalización progresiva del mercado energético.
Una arquitectura muy utilizada consiste en concentrar varias medidas de
diferentes viviendas en un dispositivo (concentrador), y capacitar a este de
comunicación inalámbrica para que transmita todos los datos a la empresa
correspondiente.
Entre los equipos programables de medida del tipo electrónico tenemos:
Advanced Meter Infraestructure (AMI), pueden considerarse una
ampliación de los AMR, estos equipos permiten la lectura del consumo “a
la carta” de la energía acumulada o de la potencia instantánea, admiten
opciones de precios diferenciados pro tipo de medida y registros de la
demanda, o programación de intervalos de “carga” previamente acordados
con cada cliente.
36
Smart Meters, estos equipos proporcionan mediante centro de gestión la
información y el control de los parámetros de calidad y de programación
del servicio junto con la actualización del software de medición de forma
telemática. Contempla la comunicación ampliada en red con el gestor y
Home Área Network (HAN) con los equipos locales de consumo.
En ocasiones, los sistemas AMR se sustituyen por AMI (Advanced Metering
Infrastructure). Los sistemas de medida AMI se pueden implementar mediante
tecnologías desde satélites hasta equipos de radio. En la actualidad la
radiofrecuencia y PLC (Power Line Carrier) son los sistemas de comunicación
que se destacan sobre el resto. La mayor ventaja de los sistemas PLC es que
las empresas distribuidoras ya no tienen que depender de un proveedor de
telecomunicaciones externo.
El Smart Meter incluye como mínimo los siguientes suplementos, control de
energía mediante interruptor de control de potencia (ICP) programable que
establece el límite de consumo, un puerto HAN (Home Área Network) y
servicios de tarificación bajo demanda.
La estructura general del contador mantiene los tres elementos principales
como son el sistema de medida, la memoria y el dispositivo de información
principal, que hasta ahora solo era el sistema de comunicaciones. Para
ampliar sus capacidades operativas se le añaden los elementos
complementarios siguientes:
Sistemas de alimentación.
Procesador de cálculo.
Procesador de comunicaciones.
Dispositivo de accionamiento o control.
37
Lectura Automática de Medidores [5]
Para transformar la red de distribución, se puede comenzar instalando
medidores más inteligentes, como puede verse en el gráfico (a). Los
medidores inteligentes están formados por una caja electrónica y un puerto de
comunicación. En su configuración básica, miden electrónicamente cuánta
energía se consume en períodos determinados y transmiten estos datos a la
empresa. En este tipo de dispositivo, la mayor parte de la información sobre el
nivel de consumo de los usuarios y las conclusiones elaboradas a partir de
ella fluyen del usuario al operador. En este nivel de implementación, el
sistema se denomina lectura automática de los medidores [5].
Grafico (a): Comparación de dos generaciones de medidores
Fuente: Elaboración CEPAL-2010
Las funciones iniciales de una lectura automática por este sistema suelen ser
las siguientes [5]:
i. Lectura remota del consumo eléctrico, por ejemplo, cada 15 minutos;
ii. Facturación basada en el consumo real;
iii. Capacidad de disparo remoto y consenso remoto para el cierre del
interruptor (desconexión de usuarios morosos, reconexión tras el pago
de la deuda);
iv. Modificación remota de los parámetros contractuales, como nuevas
tarifas;
v. Registro de accesos no autorizados a los medidores, por ejemplo,
intentos de manipulación;
38
vi. Registro de la calidad del suministro energético proporcionado a cada
usuario (número y duración de las interrupciones, entre otros datos);
vii. Registro de curvas de carga activa y reactiva, y
viii. Balance energético en el transformador de potencia de la red de
distribución, con el objeto de detectar problemas en los
transformadores o robos de electricidad.
En el grafico (b) se puede apreciar la estructura más simple del sistema de
lectura automática en cuanto a las tecnologías de comunicación. La
comunicación entre los medidores electrónicos y el centro de control se divide
en dos etapas. En la primera del medidor a un concentrador, las señales se
envían a las líneas de distribución usando una tecnología denominada
comunicaciones mediante cable eléctrico (Power line Carrier, PLC), donde
una señal de alta frecuencia se superpone al voltaje de la corriente alterna y
luego se desacopla en ambos extremos de la línea. En la segunda etapa del
concentrador al centro de control, sin bien se pueden utilizar diversas
tecnologías, se suelen usar sistemas inalámbricos, como los protocolos GSM
o GPRS, de amplia difusión en la telefonía celular.
Grafica (b): Tecnología de comunicación mixta usada con el sistema de
lectura automática.
Fuente: Elaboración CEPAL-2010
39
Los medidores electrónicos representan un primer gran paso para mejorar el
sistema de distribución: permiten flexibilizar la relación entre el proveedor de
electricidad o su oficina comercial y los usuarios finales.
En las subestaciones, la medición del consumo de cada usuario conectado a
un transformador de la red de distribución puede combinarse con la medición
de la energía total en los terminales de los transformador a fin de detectar un
balance y detectar perdidas anómalas, robos y demás posibles problemas en
la red de bajo voltaje.
V. Mercado
El crecimiento poblacional del Perú, según INEI Junio-2013 es de 30 millones
475 mil personas, de las cuales 1 millón 259 mil personas (4.13%) pertenecen
a la región Arequipa. Debido a este crecimiento se tiene relación directa con
el crecimiento del número de suministros eléctricos ya que se tiene a nivel
nacional 6`062,918 de clientes regulados y 273 de clientes libres, por lo que
Arequipa representa el 5.9% con 354,951 de clientes regulados y 15 clientes
libres, por lo que esta ciudad se dan cada vez más demanda del suministro
eléctrico. Además, según los últimos datos, Arequipa participa en el PBI
nacional a precios corrientes con cifras algo superior al 8%.
Tradicionalmente, el subsector Distribución y Comercialización dentro de la
organización de las empresas eléctricas, ha sufrido un retraso tecnológico con
respecto a los otros 2 subsectores: Transmisión y Generación. La tecnología
de la información (TI) evolucionó muy rápidamente.
En cuanto a la implementación de redes inteligentes, existen muchas
opciones con diferentes niveles de sofisticación. Sin embargo entre las
distintas formas e implementación, son estándares tecnologías avanzadas de
comunicación que permiten un mejor uso de los activos de los sistemas de
energía existentes y el acceso de los consumidores a una amplia gama de
40
servicios. Una red inteligente la combinación de infraestructura eléctrica e
infraestructura de telecomunicaciones.
Las empresas de distribución de servicios públicos de energía eléctrica,
tienen procesos comerciales de las cuales existen las actividades de toma de
lectura, facturación, cobranza, atención al cliente, operaciones comerciales,
de las cuales no han realizado implementaciones de redes inteligentes como
son los medidores inteligentes. Sin embargo si estos medidores son
reemplazados por los medidores inteligentes estos traería una serie de
beneficios que permitirán tener mejores eficiencias en los procesos
comerciales de las empresas de distribución de servicios públicos.
Las empresas concesionarias de electricidad al primer trimestre del año 2014
se han obtenido los siguientes resultados relevantes [7]:
1. Producción de energía eléctrica: la producción de energía eléctrica fue
de 10 211.74 GW.h cifra superior en 4.4% y 8.3% respecto a la
producción de los años 2013 y 2012, respectivamente. El porcentaje de
generación térmica, hidráulica y por sistema eléctrico fue como sigue:
El 54.4% (5 552.12 GW.h) fue generación hidráulica y el 45.6%
(4 659.62 GW.h) fue generación térmica.
El 98.6 % (10 071.33 GW.h) se generó en el sistema
interconectado y el 1.4 %(140.41 GW.h) se generó en los
sistemas aislados.
2. Ventas de energía eléctrica: la venta de energía eléctrica al primer
trimestre del año 2014 fue 9 188.65 GW.h, cifra que significa un
incremento de 5.3% y 11.3% respecto a las ventas efectuadas en los
años 2012 y 2013, respectivamente.
La venta de energía eléctrica en el mercado regulado 5 232.99 GW.h y
en el mercado libre fue 3 955.67 GW.h.
41
Fuente: Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria I Trimestre 2014.
Las empresas con mayor volumen de ventas totales a clientes finales
(libres y regulados) del año 2014 fueron: Luz del Sur con el 19,3%,
Edelnor con el 18,1%, Edegel con el 9,2%, Enersur con el 7,0%, Kallpa
con el 6,9%, Hidrandina con el 4,6%, Electroperú con el 3,9%,
Electronoroeste con el 3,1%, Seal con el 2,6% y Electro Andes con el
2,4%; empresas que representan en conjunto el 77,2% de ventas
finales en el país.
Fuente: Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria I Trimestre 2014.
3. Número de Clientes: el número de clientes en el país, al mes de marzo
de 2014, en 6 215,207 clientes regulados y 278 clientes libres.
Año Clientes Variacion %
mar-12 5,568,428
mar-13 5,912,184 343,756 6.2%
mar-14 6,215,485 303,301 5.1%
647,057 11.3%
Variacion Anual
42
Las empresas que poseen mayor participación en la atención a los
clientes registrados Edelnor con el 20,4%, Luz Del Sur con el 15,6%,
Hidrandina con el 11,7%, Electrocentro con el 10,4%, Electronoroeste
con el 6,9%, Electro Sur Este con el 6,7%, Electronorte con el 6,5% y
Seal con el 5,8%.
Clientes Libre por empresa:
Fuente: Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria I Trimestre 2014.
Clientes regulados por empresa
Fuente: Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria I Trimestre 2014.
43
4. Por tipo de uso: a marzo 2014, los clientes del sector residencial
representan el 92.6% del total de clientes atendidos a nivel nacional,
por su parte el sector comercial representa el 6.8%, el sector industrial
el 0.4% y el alumbrado público el 0.2%.
El número de clientes a marzo del 2014 atendidos en cada
departamento se muestra a continuación:
44
VI. Infraestructura de medición avanzada y la gestión de la demanda [5].
La puesta en práctica de sistemas de medición más avanzados depende de
una comunicación más sólida entre los medidores y el centro de control, y
entre los medidores y los usuarios. Representa la funcionalidad de la gestión
de la demanda, mediante la cual los usuarios, al tener acceso a su perfil de
carga dinámico y otros datos sobre la red y las condiciones de mercado,
pueden modificar su consumo para ayudar a mejorar la confiabilidad y/o
seguridad del sistema eléctrico, programas impulsados por el sistema o
pueden sentirse motivados por los precios del mercado energético, programas
impulsados por el mercado. En general la infraestructura de medición
avanzada tiene las siguientes características:
i. Tarifas basadas en el tiempo de conexión;
ii. Datos sobre el consumo disponibles para los usuarios y la empresa de
servicios públicos;
iii. Medición neta;
iv. Notificaciones de interrupciones y reconexiones del suministro;
v. Operaciones de encendido y apagado remotos;
vi. Limitación de la carga en caso de deudas o para gestionar la demanda;
vii. Suministro energético prepago;
viii. Control de la calidad energética;
ix. Detección de manipulaciones y robos de energía, y
x. Comunicaciones con otros dispositivos inteligentes en los hogares.
Para crear una infraestructura de medición avanzada, se requieren
inversiones proporcionales a las funciones del sistema: en la gráfica c) se
muestra el aumento progresivo de las inversiones, donde las funcionalidades
y la flexibilidad ofrecidas por los medidores electrónicos pasan de una lectura
automática básica de los medidores a una completa infraestructura de
medición avanzada. Según estudios recientes, el costo por punto de medición
de la infraestructura de medición avanzada, incluida la infraestructura de
comunicación y el sistema de gestión de la medición automática, oscila entre
45
los €80 y los €150, dependiendo de las condiciones del sistema de la red
específica (véase el cuadro 1). Sin embargo, actualmente estos costos sean
reducidos considerablemente más de un 50% debido al avance de la
tecnología y de la industria del país de China.
Cuadro 1): Costos de infraestructura de medición avanzada, por
punto (en euros)
Fuente: Elaboración CEPAL-2010
Grafico c) Relación cualitativa entre la funcionalidad de la medición inteligente
y las inversiones
Fuente: Elaboración CEPAL-2010
46
Si se instala una infraestructura de medición avanzada de manera progresiva,
se debe dar prioridad a ciertas áreas, secciones o tramos del sistema donde
se cumplan las siguientes condiciones:
i. Los usuarios presentan niveles de consumo más altos que el
promedio del sistema (estadísticamente, el consumo debería tener
como mínimo una desviación estándar más alta que el promedio).
El consumo de estos usuarios se caracteriza por su gran flexibilidad
en comparación con los consumidores que solo tienen necesidades
energéticas básicas, y
ii. Los usuarios presentan una variabilidad mensual en su perfil de
consumo superior al promedio del sistema (estadísticamente, la
variabilidad del consumo debería tener como mínimo una
desviación estándar más alta que el promedio). Los consumidores
con esta elevada tasa de variabilidad superior a su mínimo pueden
tener una mayor flexibilidad en su consumo, que puede
aprovecharse para gestionar la demanda, como se verá en las
próximas secciones.
Gestión de la demanda
La infraestructura de medición avanzada abre la puerta a la gestión de la
demanda, es decir, aquellas situaciones en que los usuarios pueden
presentar cierta flexibilidad en cómo y cuándo usan la electricidad. Esto
significa que, si tienen la capacidad de administrar con facilidad su consumo
energético y disponen de datos sobre su valor, podrán mostrarse
predispuestos a modificar sus patrones de consumo y cambiar el horario de
ciertas actividades o a suprimir ciertos usos. Entre las típicas cargas flexibles
se encuentran, por ejemplo, la calefacción de ambientes, el calentamiento de
agua, la refrigeración y la ventilación, la iluminación, la carga de vehículos
eléctricos. Los usuarios se convierten en eslabones activos e integrales de la
47
cadena de suministro de energía eléctrica al ayudar a equilibrar la oferta y la
demanda. Para lograr gestionar la demanda, los usuarios deben disponer de
datos clave, como tarifas en tiempo real, la disponibilidad de electricidad en el
sistema, el nivel de consumo energético, perfiles de carga, que pueden
aprovecharse para incrementar la eficiencia energética mediante decisiones
fundamentales. En teoría, dado que casi todo el consumo eléctrico es flexible,
el potencial para gestionar la demanda y alcanzar la eficiencia energética es
gigantesco.
La flexibilidad de la carga puede lograrse mediante contratos o acuerdos de
servicio basados en la adhesión voluntaria de los usuarios a programas
específicos. En la práctica, los consumidores aceptan cumplir los siguientes
objetivos:
i. En el caso de los programas impulsados por sistemas, se requieren
acciones que son obligatoriamente llevadas a cabo por el operador del
sistema o por el distribuidor local como parte de sus responsabilidades
relativas a la seguridad del sistema. Por ende, estas acciones son
inmediatas, a menudo automatizadas y obligatorias para los
participantes una vez que se han suscripto al programa. El brevísimo
tiempo de reacción requerido en general es incompatible con el
funcionamiento del mercado, por lo que la indemnización por el servicio
brindado por cargas interrumpibles —similares a las centrales
eléctricas de reserva— suele estar estipulada en las disposiciones
reglamentarias y se les cobra a todos los usuarios como uno de los
rubros detallados en su factura. Como ejemplo, puede mencionarse
que en Italia el servicio interrumpible funciona de este modo. Este tipo
de programa también está activo en los sistemas eléctricos con
integración vertical, porque son esenciales para su seguridad, y
ii. En el caso de los programas impulsados por el mercado, los usuarios
responden a las señales de los precios, ya sea en forma de tarifas en
48
tiempo real, tarifas estructuradas o contratos, en un plazo compatible
con la tarifa por hora de transmisión y el consumo planificado, que
puede ser por hora o, incluso, días. En este caso, las acciones de los
consumidores son siempre voluntarias y solo dependen de la
sensibilidad individual al nivel de tarifas.
En el gráfico d) puede verse parte de un sistema de distribución de una zona
residencial equipado con infraestructura de medición automática. En este
caso, tanto la energía como la información fluyen en sentido bidireccional y
utilizan tecnologías que permiten el flujo de datos con un ancho de banda
superior y la posibilidad de transmitir mayores cantidades de datos a más
velocidad, lo que allana el camino no solo para medir el consumo energético
en forma remota —flujo ascendente, sino también para enviar a los usuarios
avisos sobre las condiciones del mercado y el sistema —flujo descendente—.
Ello constituye la clave para poner en práctica la gestión de la demanda y
otorgar poder a los usuarios, brindándoles la oportunidad de adaptar su
consumo mediante tarifas dinámicas y de tomar medidas concienzudas para
conservar la energía.
49
Grafico d): Ejemplo de un sistema de distribución equipado con infraestructura
de medición automática.
Fuente: Elaboración CEPAL-2010, HV: Alto voltaje; LV: Bajo voltaje; D.S.M.: Gestión
de sistema de distribución.
VII. Tecnologías de las Redes Inteligentes Smart Grid [6].
El concepto de Smart Grid reúne una serie de tecnologías para alcanzar sus
objetivos y proyecciones, este conjunto de tecnologías abarca a toda la red:
generación, transmisión, distribución y carga.
50
Grafico e): Smart Grid integrando tecnología de información y tecnología de
operación.
Fuente: Tesis de Smart Grid en Ecuador, Irene Cuenca [6]
Las Smart Grid incorporan nuevas tecnologías aplicadas a la medida y supervisión
del sistema y se soporta en la tecnología de la información, para procesar gran
cantidad de datos y convertirlos en información y conocimiento, y las
comunicaciones para proveer un mejor desempeño del sistema para soportar un
nuevo conjunto de servicios adicionales para los usuarios.
La evolución de la red de distribución de electricidad es un punto clave para la
región, que permitirá resolver los problemas locales más graves relativos al acceso
global a la energía eléctrica, reducir las pérdidas, aumentar la eficiencia energética y
brindar un suministro seguro en un contexto de liberación energética.
La operación actual de la red de distribución se caracteriza principalmente por
procedimientos manuales que dependen de la experiencia laboral que envejece.
DMS (Distribution Management System / Sistema para la gestión de la distribución),
es un sistema que proporciona herramientas eficaces para gestionar los procesos de
negocio relacionados con: gestión de la red, gestión de interrupciones, calidad de
energía y otras prácticas de apoyo operacional. Proporcionan las siguientes mejoras:
Redirección del flujo de energía cuando la ruta normal se ha interrumpido de
alguna manera.
51
Optimización de la utilización de los activos por parte de la gestión de la
demanda y la generación distribuida.
Reducción de los costos de mantenimiento por monitoreo de condición en
línea.
Minimización de las pérdidas mediante un mejor control.
Supervisión del estado de la red y gestión de las perturbaciones de la red
para reducir la duración del corte.
Automatización para el aislamiento de detección de fallas y restauración.
Los sistemas relacionados con la arquitectura DMS son:
CIS (Sistema de información comercial). Es un sistema que relaciona
funciones de negocio y tecnología con la finalidad de administrar la
información del cliente, generar facturas y solicitudes de despacho de
servicios.
GIS (Sistema de Información Geográfica). Es una integración organizada
de hardware, software, datos geográficos y personal, diseñada para capturar,
almacenar, manejar, analizar, modelar, y representar en todas sus formas la
información geográficamente referenciada con el fin de resolver problemas
complejos de planificación y gestión. Es necesario que este sistema tenga
actualizada la base de datos para tener una correlación exacta de los clientes
y el sistema eléctrico.
OMS (Sistema de gestión de interrupciones). Se pretende identificar y
restaurar cortes de energía de manera ágil y eficiente. Un OMS permite
atención a varios usuarios como: servicio al cliente, planificación, gestión de
activos y los departamentos pueden encontrar información recopilada de la
base de datos.
SCADA (Sistema de adquisición, supervisión y control de datos).
Software diseñado sobre un servidor para el control de la producción, el
mismo puede dotar de comunicación con dispositivos de campo
52
(controladores autónomos) y controlando el proceso de forma automática
desde la pantalla de monitoreo.
WMS (Work Management System / Gestión de Trabajo en Campo). Este
sistema permite la gestión de la construcción mantenimiento y operaciones.
Grafica f): Red de distribución inteligente.
Fuente: Tesis de Smart Grid en Ecuador, Irene Cuenca [6]
MDM (Meter Data Management / Gestor de datos medidos). Este sistema
permite gestionar un crecimiento exponencial en el volumen de datos,
generado por el AMI (Infraestructura de Medición Avanzada). Mejorando la
eficiencia operativa, servicio al cliente, la confiabilidad del sistema de
distribución y la gestión de la demanda.
SAT (Sistema de Análisis Técnico). Son sistemas programables, que
poseen interfaz a sistemas matemáticos con la finalidad de realizar flujos de
carga óptima.
AMS (Sistema de Gestión de Activos). La gestión de activos es la solución
que permite a las empresas crear tácticas para: alcanzar los objetivos de
53
fiabilidad, rendimiento y cumplimiento, dar prioridad a los equipos y/o
instalaciones para la reparación, reemplazo, optimizar la fuerza de trabajo la
productividad, eficiencia y eficacia. Minimizar los costos de mantenimiento y
reparación, maximizar el rendimiento de la red, reducir el riesgo de
insuficiencia de activo, gestionar el envejecimiento y la capacidad de los
activos restringidos al minimizar las interrupciones, recoger los datos sobre el
estado de los activos en el campo, analizar los datos para determinar el
estado de los activos y acciones recomendadas y gestionar la ejecución de
mantenimiento preventivo y predictivo.
54
CAPÍTULO III
DESCRIPCIÓN DE PROCESOS COMERCIALES DE LAS EMPRESAS DE
DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA.
3.1 Empresa de Distribución de Energía Eléctrica.
3.1.1 Identificación del negocio.
Las empresas de distribución de energía eléctrica en el Perú también
realizan la comercialización de la energía eléctrica a los usuarios
residenciales, comerciales, industriales y alumbrado público en las diferentes
regiones del país.
Al II Trimestre del 2014, se tiene 21 empresas de distribución eléctrica que
atienden a 6`279,901 clientes, que atienden el mercado regulado y libre,
cuya participación se indica a continuación:
55
Item Empresa TotalMercado
Libre
Mercado
Regulado
Participacion
(%)
1 Edelnor 1,276,673 77 1,276,596 20.33%
2 luz del Sur 976,480 23 976,457 15.55%
3 Hidrandina 733,228 5 733,223 11.68%
4 Electrocentro 652,170 652,170 10.39%
5 Electronoroeste 433,691 2 433,689 6.91%
6 Electro Sur Este 422,830 5 422,825 6.73%
7 Electronorte 412,444 2 412,442 6.57%
8 Seal 364,890 4 364,886 5.81%
9 Electro Oriente 252,701 1 252,700 4.02%
10 Electro Puno 238,378 238,378 3.80%
11 Electro Dunas 211,142 13 211,129 3.36%
12 Electrosur 144,468 144,468 2.30%
13 Electro Ucayali 72,796 72,796 1.16%
14 Edecañete 36,539 36,539 0.58%
15 Electro Tocache 16,033 16,033 0.26%
16 Sersa 6,296 6,296 0.10%
17 Emseusa 8,679 8,679 0.14%
18 Emsemsa 7,781 7,781 0.12%
19 Chavimochic 7,496 7,496 0.12%
20 Coelvisac 3,406 7 3,399 0.05%
21 Electro Pangoa 1,780 1,780 0.03%
6,279,901 139 6,279,762 100%Total de Distribucion
Fuente: Osinergmin
Estas empresas de distribución tienen sus procesos comerciales donde se requieren
que se implementen diferentes tecnologías para optimizar sus procesos, como son la
implementación de medidores inteligentes donde la información recolectada y en
tiempo real mejora su eficiencia y eficacia de los procesos comerciales.
3.1.2 Procesos Comerciales
3.1.2.1 Facturación
El proceso de facturación consiste en diferentes actividades para
realizar la facturación de los clientes residenciales, comerciales,
industriales y alumbrado público. Estas actividades son las
siguientes:
Lectura de medidores.
Procesamiento de facturación.
56
Emisión de recibos.
Reparto de recibos.
3.1.2.2 Atención al cliente
El proceso de atención al cliente contempla varias actividades
que se enfocan principalmente en:
Reclamos como calidad de producto, exceso de consumo
de energía eléctrica, apagado del alumbrado público,
elevación de tensión e interrupción de suministro.
Solicitudes de nuevos suministros, modificación de
potencia, cambio de tarifa y otros.
Atención telefónica (Call Center).
3.1.2.3 Cobranza
El proceso de cobranza tienen las siguientes actividades que
son las siguientes:
Gestión de la cobranza sobre la facturación mensual.
Gestión de cartera morosa.
Cortes y reconexiones por deuda de 2 a 8 meses.
3.1.2.4 Técnico Comercial
El proceso técnico comercial contempla actividades de Control
de Perdidas, Conexión de suministros residenciales (tarifas
monomias) y conexión de suministros de Grandes Clientes
(tarifas binomiales), están comprendidas de la siguiente manera:
Inspecciones o intervenciones de suministros por control
de pérdidas.
Inspecciones por reclamos de exceso de facturación,
reparto de recibos, elevaciones de tensión, calidad de
producto, alumbrado público y otros.
Inspecciones por factibilidad de solicitudes de nuevos
suministros, modificación de potencia, cambio de opción
57
tarifaria, reubicaciones, etc. de clientes residenciales y
Grandes Clientes.
Venta de suministros de Clientes Residenciales y
Grandes Clientes.
Monitoreo de los sistemas de medición de alumbrado
público, sobre el correcto registro de consumo de los
medidores.
Balance de energía a nivel de punto de compra, centro de
transformación, circuito alimentador, subestación de
distribución, clientes residenciales y grandes clientes.
3.1.3 Políticas y regulación
Actualmente en Perú no se tiene una política de implementación de
redes inteligentes, los organismos del estado como OSINERGMIN y el
Ministerio de Energía y Minas aún están en etapa de estudio para
determinar qué tipo de tecnología y a qué nivel es necesario implementar
las redes inteligentes.
Con respecto a la regulación a nivel de sistema de distribución
OSINERGMIN en su última regulación del valor agregado de distribución
(VAD) no considerado este tipo de tecnologías de redes inteligentes, y
con respecto a los medidores inteligentes a nivel de usuario final no se
presente en el armado de un sistema de medición el medidor inteligente,
por lo que las empresas de distribución eléctricas se encuentran
limitados en realizar las inversiones para implementar a nivel de Smart
meter.
Asimismo no se tiene regulación sobre las redes inteligentes y las
nuevos negocios que se presentan al implementar las Smart Grid.
58
CAPÍTULO IV
DESCRIPCIÓN DEL MODELO
Una de las etapas del Smart Grid que se plantea como AMI, tiene la capacidad de
detectar problemas en el sistema, permitiendo gestionar la demanda y por ende una
operación más eficiente pero desde el punto de vista de las empresas de
distribución, estos aspectos resultan importantes ya que proporcionaran información
casi en tiempo real al consumidor y le permitirán planificar el consumo ya sea por el
usuario o por la empresa eléctrica de distribución. Para la implementación de redes
inteligentes conlleva a gestionar una serie de activos que se tiene en una red de
distribución sin embargo para la presente tesis el alcance lleva a gestionar los
medidores inteligentes en todos los niveles que se tiene en una red de distribución
eléctrica, para poder optimizar los procesos comerciales que conlleva en una
empresa de distribución de energía eléctrica.
Para la implementación de medidores inteligentes en la red de distribución eléctrica
estos medidores inteligentes o Smart meter, deben ser gestionados mediante un
sistema o plataforma de gestión de medidores y a su vez estos medidores deberán
59
tener la comunicación para que la información se tenga en tiempo real, como se
indica en la figura 4.1.
Figura 4.1. Elaboración Propia
4.1 Selección del tipo de sistema de comunicación.
En nuestro análisis de las diferentes arquitecturas y protocolos de
comunicación para la implementación de AMI debemos buscar el
diseño de una red de comunicación que colabore a gestar múltiples
aplicaciones bajo una sola plataforma de comunicación de banda
Ancha redundante, así poder trasmitir diferentes servicios de Misión
Crítica con una confiabilidad de 99.999%
Es decir implementar sobre una sola plataforma de comunicación
otras aplicaciones Smart Grid como por ejemplo la Automatización de
subestaciones que permite reducir las interrupciones en el servicio, las
mismas que al ser representadas en costos resultan significativos por
las diferentes actividades que dependen del insumo eléctrico.
60
FIGURA 1 DIFERENTES APLIACIONES DE SMART GRID EN UNA SOLA PLATAFORMA DE
COMUNICACIÓN
En el siguiente cuadro hacemos una comparación de las diferentes
tecnologías de comunicación que ofrece el mercado con las fortalezas
y limitaciones de cada tecnología.
61
Fuente: Presentación de ABB S.A.
Para la aplicación de Smart Grid (AMI) que queremos implementar
tenemos los siguientes requerimientos que los enumeramos a
continuación:
1. Confiabilidad en la plataforma de comunicación mayor a 99.9%
(Red Redundante).
2. Seguridad de la Información (Plataforma con niveles de
seguridad de acuerdo a los estándares de la normativa vigente).
3. Gran Ancho de Banda (Para poder re-utilizar la misma
plataforma de comunicación en diferentes aplicaciones de Smart
Grid) es decir una plataforma de comunicación para diferentes
aplicaciones o servicios de la empresa.
4. Escalabilidad, poder escalar la plataforma de comunicaciones a
miles de conexiones de acuerdo a nuestro crecimiento.
5. Tecnología de comunicación que no dañe el medio ambiente y
se encuentre dentro de los parámetros exigidos por el Ministerio
de Transporte y Telecomunicaciones.
6. Costo de Inversión de los equipos de comunicaciones se
recupere en 1 año.
Así mismo se ha revisado proyectos de la misma naturaleza a la
nuestra a nivel europeo y norteamericano donde las comunicaciones
dan el soporte básico para que un Smart Grid pueda ser
implementado. Dentro de los casos reales de estudio está el
norteamericano y las iniciativas de Europa.
Smart Metering: Medición Inteligente (AMI).
Smart Cities: Ciudades eficientes e inteligentes (Domótica).
62
Grid Intelligence: Gestión Inteligente de Redes y de los
Sistemas Eléctricos.
A partir de estos antecedentes podemos advertir tres redes de
comunicaciones necesarias, donde se pretende fundamentar el
estudio y colaborar con la sustentabilidad del modelo smart grid,
entonces tenemos:
Home Area Network
Building Area Network
Industrial Area Network
Las necesidades para gestionar servicios adicionales a los
consumidores se basan en la asociación de las redes de
comunicación con la etapa AMI, así estos clientes podrán tener una
gama de beneficios como el monitoreo del uso de energía,
economizar en función del precio de la energía, pero la empresa
distribuidora tendrá acceso directo a la carga y así podrán gestionar
de forma eficiente la demanda.
Entre los avances de uso de redes de comunicación para lograr otros
servicios al consumidor tenemos:
WiMax.- Utilizado para la conectividad de la última milla. Censado de
la red eléctrica, además puede ser utilizado para interconexión de
medidores inteligentes.
Análisis de acuerdo al requerimiento.- Cumple con los requerimientos
puntos 2, 3, 4, 5, 6. No cumple la confiabilidad requerida de contar
con una plataforma de comunicación redundante en todos sus nodos.
3G.- Usado para censado remoto es decir utilizado para control y
monitoreo.
63
Análisis de acuerdo al requerimiento.- Cumple con los requerimientos
puntos 2, 4, 5, 6. No cumple con la confiabilidad requerida de contar
con una plataforma de comunicación redundante en todos sus nodos,
así como no poder reutilizar la misma plataforma para implementar
otra aplicación de Smart Grid.
ZigBee.- Ha estado desarrollando tecnología para comunicación
remota entre medidores incluye gas y agua. Está basada en el IEEE
estándar 802.15.4, tiene una velocidad de 250 kbps, su rango de
transmisión es limitado y debe ser combinado con tecnologías de
comunicación de mayor rango como las del estándar IEEE 802.11.
Análisis de acuerdo al requerimiento.- Cumple con los requerimientos
puntos 2, 5, 6. . No cumple con la confiabilidad requerida de contar
con una plataforma de comunicación redundante en todos sus nodos,
así como no poder reutilizar la misma plataforma para implementar
otra aplicación de Smart Grid.
WiFi [14] y 4G LTE.- También son tecnologías aplicadas para
comunicaciones inalámbricas pero pueden ser usadas para mejorar
cobertura, ancho de banda o velocidad y conseguir así los datos
desde cualquier dispositivo electrónico, es decir es usado para
medición inteligente. También 4G LTE puede ser usado para control y
monitoreo en alto y medio voltaje, conectividad con hogares de
sectores urbanos y para sectores rurales se puede implementar
WiMax ya que debido al empleo de altas frecuencias en 4G no es
recomendable. En lo referente a BAN (Building Area Network) es
posible asociar diferentes tecnologías como son 802.16 WiMAX,
802.11 WiFi, Fibra óptica, 802.15.4/zigbee todo con el interés de dotar
aplicaciones satisfactorias
Análisis de acuerdo al requerimiento.- Cumple con los requerimientos
puntos 1, 2, 3, 4, 5, 6. WIFI la tecnología 4G LTE aún se encuentra en
inicios de implementación por lo operadores en nuestra ciudad, y por
64
experiencia con otros servicios contratados a proveedores celulares
nacionales no cuentan con una infraestructura adecuada para
asegurarnos la confiabilidad requerida en el proyecto.
Por lo tanto se ha decidido implementar una tecnología de
comunicación de una Red Inalámbrica Wifi de Gran Ancho de Banda
con topología en Malla. Con esta plataforma de red de comunicación
inteligente se prevé el uso de medidores digitales avanzados con dos
vías de comunicación que tengan la capacidad de conectar y
desconectar servicios a distancia, registrar formas de onda, vigilar la
tensión y la corriente. Estos deberán sustituir a los medidores actuales
en el mismo lugar para no modificar el diseño en grandes
dimensiones. Este tipo de medidores pueden tener datos a disposición
de los centros de operación y planificación con la finalidad de lograr
una mayor fiabilidad y utilización de recursos (Líneas,
transformadores). De igual manera ofrecen lecturas de tiempo real,
dando la posibilidad de equiparar los patrones de distribución de carga
en el sistema.
A Continuación mostramos la plataforma de comunicación a
implementarse en el presente trabajo.
I. Topología de comunicación general de la aplicación AMI Smart
Grid (Diferentes Fases).
65
Fuente: Presentaciones de ABB S.A.
Fuente: Presentación ABB S.A.
66
II. Topología de Comunicación Propuesto.
i. Topología General.
Fuente: ABB S.A.
67
b. Topología de la malla de comunicación.
Fuente: ABB S.A.
68
III. Ingeniería del Sistema de Comunicaciones a implementar.
Fuente: ABB S.A.
69
Fuente: ABB S.A.
70
Fuente: ABB S.A.
71
4.2 Selección del Sistema de Medición.
En el diseño de una red inteligente en las empresas eléctricas se
prevé el uso de medidores digitales avanzados con dos vías de
comunicación que tengan la capacidad de conectar y
desconectar a distancia, registrar formas de onda, vigilar los
parámetros de tensión y corriente. Estos deberán de sustituir a
los actuales medidores que son electromecánicos o electrónicos
monotarifa. Por lo que los medidores se encuentran en diferentes
lugares de la red como son los puntos de compra, centros de
transformación, circuitos alimentadores, subestaciones de
distribución, clientes mayores y clientes residenciales.
Para los diferentes lugares de la red donde se debe de tener
medidores digitales deben tener características con
comunicación debido al tipo de información que se requiere,
cuyas características se encuentran en el anexo Nº 02, de
acuerdo al siguiente esquema:
Figura 4.2. Elaboración Propia
72
Los medidores en los puntos de compra son aquellos donde el
generador entrega o vende la energía a su cliente (libre o
empresa de distribución), donde este medidor por parte del
generador y del distribuidor o cliente libre es recomendable tener
una clase de precisión mínima de 0.2, con protocolos de
comunicación abiertos como son los estándares de DNP3,
MODBUS, TCP/IP y IEC-61850, que se puedan integrar a otras
plataformas (Scada, GIS, ERP y otros), donde puedan
almacenar la información con perfiles de carga en los cuatro
cuadrantes de potencia activa, reactiva bidireccional, parámetros
de instrumentación como son perfiles de corriente, tensión,
frecuencia, factor de potencia, en las tres fases y parámetros de
calidad.
Algunas de las características de los medidores inteligentes son
(No todas ella se aplican a todos los tipos de medidores
electrónicos):
Capacidad de medición y registro de la demanda máxima
en intervalos de tiempo que deben ser programable.
Valores típicos de intervalo son 5 min, 15 min, 30 min, así
como la determinación del tiempo de ocurrencia de esa
demanda, “ToU”.
Posibilidad de establecer y registrar tarifas y/o consumos
multi-horarios y estacionales, que deben poder ser
configurados remotamente.
Posibilidad de conexión – desconexión remota del usuario
y confirmación de su estado
Tener aplicación y alarmas “anti fraude”.
73
Proporcionar los principales datos y funcionalidades
respecto de la calidad del servicio eléctrico.
Posibilidad de lectura desde el centro de gestión, de los
valores al momento de la solicitud, de voltaje y/o corriente.
Para la implementación de un sistema AMM, debe soportar
comunicación bidireccional.
Posibilidad de medición y registro del flujo de energía en
cualquier dirección y en cualquier cuadrante.
Contar con un sistema de lectura por defecto, que podrá
ser remotamente programable/actualizado.
Capaz de responder a un requerimiento de una fuente
autorizada para informar el voltaje y la corriente presente,
con reportes con campos como: fecha, hora y voltaje.
Debe ser capaz de enviar y recibir, almacenar, registrar y
procesar diferentes tipos de eventos incluyendo
desconexión, reconexión, prepago, invalidar cliente, etc.
Ante un requerimiento, autentifica la fuente del mismo
antes de ejecutar, enviar o mostrar cualquier información o
evento. Si detecta que el requerimiento es de una fuente no
autorizada, debe registrar el evento.
Habilidad de priorizar los mensajes (de eventos o de
información) recibidos del Sistema de Gestión (Ej.:
desconectar/conectar, control de carga, etc.) basándose en
los atributos del mensaje (tipo, fuente, prioridad explicita,
etc.).
74
Posibilidad de conectarse con una herramienta de campo,
independiente del mecanismo normal de comunicaciones y
poder ser programado por medio de ella.
También debe poder transferir a la herramienta de campo
toda la información referida a él mismo o almacenada en
sus registros de medición y los datos correspondientes a su
sistema de comunicaciones.
Debe contar con la capacidad de guardar su configuración
y los datos leídos o calculados por un plazo de tiempo
razonable ante un fallo en la alimentación, normalmente
pueden guardar sus datos por años sin encontrarse
conectados a la red de alimentación eléctrica.
4.3 Selección del Sistema de Gestión de Medición.
El sistema de gestión de medición es un software de
Management de Datos de Medidores (MDM) incluye una serie de
aplicaciones que realizan la interfaz con el sistema AMI a fin de
realizar el proceso de lectura de medidores y almacenar estos y
otros datos del sistema AMI para su uso con el sistema de
información de clientes, con el sistema de facturación de la
empresa, con sistemas GIS, con el sistema SCADA de
automatización de la distribución, con el servidor Web de la
empresa y con las aplicaciones de otros sectores de la empresa.
Dependiendo del diseño funcional y el tipo de sistema de
facturación que se utiliza, la aplicación MDM puede ser usada
para el cálculo de factores determinantes de la facturación.
La implementación de un sistema MDM generalmente debe tener
lugar al principio de la implementación del sistema AMI con el fin
de establecer interfaces oportunas con los otros sistemas de la
75
empresa como la base de datos de cliente, la gestión de las
funciones de corte y para preparar la gestión de grandes
volúmenes de clientes. En soluciones AMI híbridas, múltiples
interfaces con los sistemas de facturación y sistemas de
información de los clientes son necesarios y una implementación
avanzada de una aplicación MDM es necesaria para probar
estas diversas interfaces. El MDM también puede proporcionar
información sobre el funcionamiento del sistema AMI y el estado
de los medidores a fin de realizar la validación, edición, y la
estimación de los datos recibidos diariamente después de que
hayan sido recibidos por el sistema AMI.
El Sistema de Gestión de Medición deberá de cumplir con las
siguientes funciones básicas:
Management de todos los datos del sistema AMI recibidos
vía los diferentes medios y protocolos de comunicación
usados por el sistema.
Integración con proveedores de dispositivos AMI
generalmente usando protocolos estándares de la industria.
Soporte de múltiples servicios (gas, electricidad, agua)
Soporte de múltiples canales (kWh, kW, kVAR)
Validación, edición y estimación permitiendo un control
efectivo de la calidad de los parámetros del medidor.
Agregación.
Capacidad de facturación compleja
Definición de precios en tiempo real.
Soporte para mercados regulados y no regulados
76
Gestión de activos de medición.
Optimización de Activos de distribución.
Soporte para averías y restauración de servicios.
Procesamiento de Eventos y Alarmas de medidor,
concentradores, colectores, repetidores, etc…
Soporte para control de medidor (por ejemplo, lecturas bajo
demanda, conexión / desconexión).
Portal Web de soporte al cliente.
Soporte de actualización de firmware y software de todos los
dispositivos del sistema AMI.
Emisión de reportes, informes.
Integración con sistemas de comunicación del sistema AMI.
4.4 Modelo de gestión de un Smart Grid.
El modelo de gestion de un sistema de redes inteligentes se
observa en la figura Nº 4.4, donde se integra los tres sistemas
como son sistema de medicion, sistema de comunicación y sistema
de gestion de medicion, sin embargo a este sistema se pueden
integrar sistemas Scadas, sistemas comerciales, sistemas GIS,
gestion de activos y otros, que hacen que el sistema sea mas
integral y pueda gestionar la parte operativa y planificacion de las
empresas electricas.
77
Figura 4.2. Elaboración Propia
Las principales ventajas de un sistema Smart Grid a traves de una
implementacion AMI ya fueron presentados en numerosas partes
de este documento pero se resumen a lo siguiente:
Reducción de pérdidas de energía gestionando su energía de
manera autónoma, identificando y controlando el gasto de la
misma. Se estima para SEAL que la solución escogida permitirá
bajar hasta un 90% las perdidas comerciales y un 50% las
pérdidas técnicas.
Eficiencia pudiendo realizar sofisticados análisis de los patrones
de consumo, identificando oportunidades que posibiliten la
reducción del consumo.
78
Optimización de la infraestructura de red. Se ha concluido en
muchos proyectos de implementación de sistemas AMI que la
mayoría de SED`s habían sido sobredimensionados
permitiendo ahorrarse costos en el reemplazo por nuevos
transformadores de menores características y dimensiones.
Ofrece un giro completo al negocio permitiendo ofrecer un mejor
servicio al cliente, con más ventajas comerciales (nuevas
tarifas, pago por uso, etc).
Posibilidad de optimizar el consumo de la energía utilizada para
el alumbrado público.
Minimización de los tiempos de respuesta ante fallas.
Posibilidad de optimizar el trabajo del personal encargado de
reparar las fallas.
Ahorro en conexiones-desconexiones de clientes.
Gran oportunidad de mejorar las relaciones con sus clientes por
la mayor confiabilidad en la medición del consumo y la rapidez
de respuesta ante las inquietudes que se presenten.
79
CAPÍTULO V
VALIDACIÓN DEL MODELO EN LA EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN
ELÉCTRICA DE AREQUIPA (SEAL).
5.1 Conocimiento de la empresa SEAL.
5.1.1 Identificación de la empresa SEAL.
Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. (SEAL) es una
empresa de economía mixta que presta el servicio público
de electricidad, se constituyó el 18 de marzo de 1905. La
escritura de constitución fue firmada en Lima ante el notario
José María Tejeda, con un capital de 60,000 libras.
Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. es una empresa
concesionaria de distribución y comercialización de energía
eléctrica y además desarrolla actividades de generación en
80
sus sistemas aislados. El ámbito de concesión se
encuentra en el departamento de Arequipa.
Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. es una empresa de
derecho privado, integrante de la gestión empresarial del
estado bajo la modalidad de economía mixta. La
distribución de accionariado es de FONAFE el 87.44% y
Accionistas Privados es 12.56%.1
5.1.2 Misión de la empresa SEAL.
La misión de la empresa SEAL es:
“Satisfacer las necesidades de energía de nuestros clientes
con innovación tecnológica y mejora continua; con el
permanente compromiso de aprovechar las sinergias
corporativas, buscar la superación de nuestros
colaboradores y generar valor para las empresas y
personas vinculadas con nuestros servicios, respetando el
medio ambiente y contribuyendo al desarrollo sostenible de
la comunidad y del país”.
5.1.3 Visión de la empresa SEAL.
La visión de la empresa SEAL es:
“Consolidarnos como un modelo de empresa eficiente,
moderna y responsable, brindando un servicio de calidad
con alternativas energéticas que contribuyan al desarrollo
de la sociedad”.
1 Publicaciones en internet, Plan Estratégico de SEAL
81
5.2 Identificar las necesidades de la empresa SEAL.
5.2.1 Análisis de las necesidades de SEAL.
Las empresas de distribución eléctrica como SEAL, tienen
diferentes procesos comerciales donde se pueden
optimizar estas actividades aplicando este modelo descrito
en el capítulo IV del numeral 4.4 del presente documento,
estos procesos fueron descritos en el capítulo III, en el
numeral 3.1.2.
Para SEAL se ha detectado las siguientes actividades de
los procesos comerciales donde se puede optimizar, que se
describirá a continuación:
Proceso de Facturación: en el proceso de
facturación las actividades que se realizarían su
optimización son las de toma de lectura de los
clientes residenciales, comerciales, industriales y
libres, para el caso de SEAL al III Trimestre del 2014
de acuerdo a SEAL, se tiene las siguientes
cantidades:
Tarifa Cantidad
BT2 62
BT3 160
BT4 302
BT5-A 235
BT5-B 365,397
BT5-D 396
BT6 623
MT2 114
MT3 390
MT4 175
Libres 4
Total 367,858
Fuente: SEAL
82
Adicionalmente se tiene los sistemas de medición
que se realizan la toma de lectura de alumbrado
público y totalizador de las subestaciones de
distribución, datos que se requiere para realizar el
balance de energía que para el III Trimestre del
2014, se tiene las siguientes cantidades de
suministros:
Proceso de Atención al Cliente: en el proceso de
atención al cliente con este modelo se puede
optimizar las actividades de inspecciones por
factibilidad de las solicitudes de nuevos suministros,
modificación de potencia, cambio de opción tarifaria
y otros, aquellos requerimientos donde exista red de
distribución eléctrica en BT y MT, donde ya no es
necesario realizar la inspecciones en campo ya que
con la medición en las subestaciones de distribución,
centro de transformación y circuito alimentador se
puede verificar la capacidad de la SED, circuito
alimentado así como la calidad del nivel tensión y
por consiguiente dar la factibilidad del requerimiento
del usuario, por lo que se indica a continuación las
estadísticas de factibilidad del periodo 2013 de
SEAL:
83
Mes Cantidad
Enero 4,235
Febrero 3,619
Marzo 3,699
Abril 4,852
Mayo 4,478
Junio 2,695
Julio 2,547
Agosto 3,087
Setiembre 3,599
Octubre 3,468
Noviembre 3,889
Diciembre 3,373
Total 43,541
2013
Fuente: SEAL
Así mismo se tiene la actividad de Inspecciones por
reclamo por exceso de facturación, por lo que las
cantidades del periodo 2013, se indican a
continuación:
Mes Cantidad
ene-13 973
feb-13 869
mar-13 408
abr-13 799
may-13 1,525
jun-13 1,446
jul-13 1,363
ago-13 1,262
sep-13 1,653
oct-13 1,096
nov-13 986
dic-13 1,903
Total 14,283
Fuente: SEAL
84
Con respecto de los reclamos de alumbrado público
sobre las lámparas apagadas estas pueden ser
monitoreadas con este sistema, ya que si existen
lámparas apagadas se puede detectar y poder
normalizar antes de que el cliente realice su reclamo
o se realice los trabajos de mantenimiento.
Así mismo se tiene diferentes reclamos como
calidad de producto y calidad de suministro donde
los clientes reclaman que sus suministros eléctricos
no les llega el nivel de tensión adecuado de acuerdo
a normativa, con respecto a los reclamos por cortes
y reconexión esto se mitigara ya que los medidores
de los clientes residenciales tiene la opción de
realizar el corte y reconexión a distancia, como
estadística del periodo 2013, se tiene lo siguiente:
Clase Reclamo Recibidos
CALIDAD DE PRODUCTO 660
CALIDAD DE SUMINISTRO 55
CORTE Y RECONEXION 103
DANOS Y PERJUICIOS (DANOS EQUIPOS,ARTEFACTOS) 978
DEUDA DE TERCEROS 6
EXCESIVO CONSUMO FACTURADO 4,722
INSTALACIONES DEFECTUOSAS / PELIGROSAS 8
MEDIDOR MALOGRADO / DEFECTUOSO 3
NUEVOS SUMINISTROS O MODIF. EXISTENTES 47
OTROS 382
POR ALUMBRADO PUBLICO - RECLAMO 59
POR COBRO REEMPLAZO DE ACOMETIDA 1
POR NO ENTREGA DE RECIBO 3,239
RECUPERO 79
RETIRO Y/O REUBICACION DE INSTALACIONES 5
ROBO DE MEDIDOR 1
SOBRE EL PROCESO DE FACTURACION 290
Totales 10,638 Fuente: SEAL
85
Proceso de Cobranza, con el modelo de gestión
propuesto se puede optimizar las actividades de
cortes y reconexiones, debido a que los medidores
de los clientes residenciales, comerciales e
industriales están provistos de un relé con corte y
reconexión que se puede activar o desactivar
remotamente. Con este sistema se podrá
incrementar la recaudación de la empresa
concesionaria así como la mejora de imagen de la
empresa al realizar los cortes y reconexiones en
tiempo real al momento de ejecutar el corte y la
reconexión cuando el cliente realice su liquidación
de su deuda. Se indica a continuación los cortes y
reconexiones que se han realizado en el periodo
2013:
ENERO 17,620 13,676
FEBRERO 19,469 15,150
MARZO 21,649 16,238
ABRIL 18,589 14,738
MAYO 18,855 14,699
JUNIO 18,095 13,606
JULIO 19,060 15,171
AGOSTO 19,038 14,780
SEPTIEMBRE 20,446 15,924
OCTUBRE 21,177 17,048
NOVIEMBRE 19,428 14,884
DICIEMBRE 18,718 15,093
TOTAL 232,144 181,007
CORTES RECONEXIONESMESES
Fuente: SEAL
Proceso de Técnico Comercial, con el modelo de
gestión se podrá optimizar las intervenciones que se
realiza por hurto de energía con manipulación en los
sistemas de medición o los clandestinajes de robo
86
de energía que realizan los usuarios sin autorización
de la empresa eléctrica, por lo que permitirá realizar
el control y reducción de la perdidas no técnicas o
comerciales, así como también se podrá detectar las
pérdidas técnicas de energía que se realizan en la
redes eléctricas a nivel de transmisión, distribución y
baja tensión, así mismo se optimizara las
intervenciones ya que se realizara la intervención de
acuerdo a los balances de energia en línea que se
realizaran con este sistema.
A setiembre-2014 las pérdidas de energía se
encuentran en un porcentaje de 8.07%, ver anexo Nº
01.
87
CAPÍTULO VI
PRESUPUESTOS DE INGRESOS Y EGRESOS.
6.1 Inversión de la Implementación.
Para implementar Smart Grid a través de medidores inteligentes en las
redes eléctricas de la empresa de distribución eléctrica de Arequipa, se
tiene los siguientes niveles:
6.1.1 Sistema de Medición: los medidores inteligentes a instalar en la
cadena del sistema eléctrico en la empresa de distribución de
Arequipa es de la siguiente manera:
Fuente: Elaboración propia.
Medidores
Inteligentes
Centros de
Transformación y
puntos de Compra.
Totalizadores de
Subestación de
Distribución y
Grandes Clientes.
Clientes
Residenciales.
88
Las características de los medidores en los centros de
transformación y puntos de compra deberán ser de última
generación y de una clase de precisión de 0.2, ver anexo Nº 02, por
lo que la cantidad para la empresa de distribución de Arequipa es la
siguiente:
Fuente: SEAL
Item SET y Puntos de CompraMedidor
Multifuncion
1 Bellaunion 4
2 Callalli 5
3 Chilina 10
4 Convertidor 7
5 Mollendo 5
6 Reparticion 5
7 Socabaya 10
8 Base Islay 6
9 Jesus 14
10 Parque Industrial 35
11 Challapampa 8
12 San Lazaro 4
13 Cono Norte 4
14 Alto Cayma 6
15 Punta Colorada 5
16 Chuquibamba 5
17 Majes 10
18 Pionero 5
19 Matarani 5
20 Agua Lima 4
21 Mejia 2
22 La Curva 2
23 Cocachacra 4
24 Chucarapi 4
25 Marcona 1
26Orcopampa-Huancarama,
Arcata y Caylloma3
27 Parque Lambramani 4
28 Porongoche 5
29 Real Plaza 4
30 Tres Palmeras 3
31 Charcani I 1
32 Santuario-Charcani V 1
33 Cotahuasi 3
34 Ocoña 3
197Total
89
El sistema de comunicación que se requieren en estos medidores ya
se encuentra en los Centros de Transformación a través de
comunicación vía Ethernet, por lo que se requieren que se integren
con el sistema de Gestión de Medición. Los costos de estos
medidores de los diferentes proveedores en el mercado oscilan
alrededor de $/ 2500.00 dólares americanos.
Para los sistemas de medición de los totalizadores de la
subestaciones de distribución y grandes clientes, sus
características técnicas ver anexo Nº 03, deben tener comunicación
vía Ethernet para que sea integrado al sistema de comunicaciones y
sistema de gestión de medición. El costo de estos tipos de
medidores multifunción delos diferentes proveedores del mercado
oscilan entre $/ 350.00 dólares americanos, cuyo parque de
medidores de totalizadores de la subestaciones de distribución y
clientes importantes son 5650 unidades.
Con respecto a los medidores para sistemas de medición de
alumbrado público son de simple medición con la opción de salidas
de pulsos, para que el medidor multifunción de los totalizadores de
las subestaciones de distribución tengan salidas y entradas digitales
de control para controlar los contactores del circuito de fuerza del
alumbrado y pueda programarse el horario de corte y reconexión del
alumbrado de acuerdo a la estación que tiene el año. Asimismo con
las entradas puede registrar cada 15 minutos los pulsos de los
medidores de energía de alumbrado público.
Para los clientes residenciales, los medidores de los sistemas de
medición se opta con la tecnología de PLC (Power Line Carrier) ya
que los medidores no van a depender de un proveedor de
telecomunicaciones externo, sin embargo estos medidores deberán
de tener un medidor concentrador que deberán estar instalado en las
90
subestaciones de distribución, estos concentradores tiene la
capacidad para registrar medidores residenciales de 200, 500 y 1000
medidores, la cual deberán tener la opción de comunicación para
que sea integrado en el sistema de comunicación y sistema de
gestión de medición. Estos medidores con tecnología PLC, con la
opción de corte y reconexión, la comunicación se realiza por la red
de baja tensión de la subestación de distribución que es comandada
con el medidor concentrador. La cantidad de clientes residenciales
de la empresa de distribución de Arequipa es de 365,793.00 que son
las tarifas BT5-B y BT5-D.
6.1.2 Sistema de Comunicación: el sistema de comunicación que se ha
optado implementar se describe en el capítulo IV numeral 4.1, ya
que este sistema es escalable para implementar otro tipos de activos
(equipos) que se requieren en la red para escalar e integrar a un
Smart Grid, por lo equipos a integrar se tienen a los medidores de
las subestaciones de distribución, clientes mayores y concentradores
que estarán instalados en las subestaciones de distribución, por lo
que de acuerdo a lo descrito en el capítulo IV y numeral 4.1, para la
empresa de distribución eléctrica de Arequipa esta consta de tres
capas de comunicación, como se indica a continuación:
Primera Capa: consiste en poner tres antenas en centro del
sistema de gestión de medición, que cubren una área de 120
grados y que sirven para recepcionar las información de la
segunda capa, son de punto a punto y están en la frecuencia
de 5.0 – 5.8 MHz, están antenas recepcionan la información
de los medidores y sean almacenadas en el servidor.
Segunda Capa: Consiste en las antenas de multipunto a
multipunto que trabajan en malla en las frecuencias en 2.4 y
5.8 MHz, estas antenas tienen un radio de acción de 8 a 10
Km, por lo que esta segunda capa recepcionan la información
91
de la tercera capa donde se encuentran los activos
(medidores). De acuerdo a la información de la empresa de
distribución eléctrica de Arequipa consiste en lo siguiente:
Arequipa: 100 equipos.
Camana: 30 equipos.
Mollendo: 30 equipos.
Corire: 30 equipos.
Tercera Capa: Esta capa consiste antenas que estarán
directamente con los equipos (medidores) la cual estarán
instaladas en las subestaciones de distribución, grandes
clientes de baja tensión y subestaciones particulares,
actualmente se tiene 5847 subestaciones, estas antenas se
comunicaran con la segunda capa, así mismo a esta se
pueden integrar cualquier equipo que tenga comunicación.
6.1.3 Sistema de Gestión de la Medición: El sistema de gestión de la
medición consiste en un software que gestiona la información
recabada de cada medidor, así como realiza alertas de acuerdo a los
eventos, los balances de energía y otros. Los costos de este sistema
es por licencia por cada medidor, por lo que se tiene que tener
licencias para los centros de transformación y puntos de compra,
totalizadores de la subestaciones de distribución, grandes clientes,
concentradores de los clientes residenciales. Por lo que se debe de
tener las siguientes licencias:
Sistemas de Medicion Cantidad de
Licencias
SET y Puntos de Compra 197
Subestaciones de Distribucion 4,200
Grandes Clientes 1,450
Concentradores 4,200
Total 10,047
92
6.2 Gastos de operación.
Los Gastos de operación para operar el modelo de gestión que optimizara
los procesos comerciales de la empresa de distribución eléctrica de
Arequipa, se tiene en el mantenimiento de los tres sistemas que se indica a
continuación:
Sistema de Medición: para la operación de los sistemas de medición, es el
mantenimiento que se realiza cada 10 años de acuerdo a la resolución de
OSINERGMIN 227-2013-OS/CD de Procedimiento de “Supervisión de la
Contrastación de Medidores de Energía Eléctrica” y la norma DGE
“Contraste de Sistema de Medición de Energía Eléctrica”, resolución
ministerial Nº 496-2005-MEM/DM, estos gastos ya se encuentran
reconocidos en el valor agregado de distribución (VAD) por lo que no se
considerara como gasto en esta implementación.
Sistema de Comunicación: para la operación del sistema de comunicación
es realizar el mantenimiento de las antenas, Este mantenimiento es casi
nulo, sin embargo las empresas de distribución de Arequipa realizan una
inspección de mantenimiento a los sistemas de medición de los centros de
transformación, subestaciones de distribución y grandes clientes por cada
10 años.
Sistemas de MedicionCantidad de
Medidores
Precio
Unitario
(S/.)
Subtotal
(S/.)
SET y Puntos de Compra 197 116 22,767
Subestaciones de Distribucion 4,200 116 485,394
Grandes Clientes 1,450 116 167,577
675,738 Total (S/.)
93
Sistema de Gestión de Medición: para realizar el mantenimiento al
sistema de gestión de medición son las actualizaciones que se requiere
este software multivendor, estas actualizaciones son anuales y tienen un
costo de $/ 15,000.00 por año.
6.3 Presupuesto de ingreso por servicios.
Los ingresos que se realizarían para optimizar los procesos comerciales a
través del modelo de gestión de Smart Grid descrito en el capítulo IV
numeral 4.4 a través de los Medidores Inteligentes, son aquellas
actividades descritas en el capítulo V en el numeral 5.2, que se optimizaría
al aplicar este modelo de gestión, por lo que se describirá a continuación:
Toma de Lectura de los medidores:
Actualmente los medidores de diferente opción tarifaria se realiza
manualmente, por lo que utilizando este modelo de gestión esta se
realizara de manera automática y las veces que uno requiere.
Tarifa CantidadPrecio Unitario
(S/.)
Subtotal por
mes (S/.)
BT2 62 10.2 630.5
BT3 160 10.2 1,627.1
BT4 302 10.2 3,071.2
BT5-A 235 10.2 2,389.8
BT5-B 365,397 0.20 74,318.0
BT5-D 396 0.20 80.5
BT6 623 0.20 126.7
MT2 114 10.2 1,159.3
MT3 390 10.2 3,966.1
MT4 175 10.2 1,779.7
Libres 4 10.2 40.7
89,190
1,070,276.34 Ingreso Anual (S/.)
Total Mes (S/.)
Fuente: SEAL
Con respecto a la lectura de los totalizadores de las subestaciones de
distribución eléctrica y el alumbrado público, se indica a continuación:
94
LocalidadCantidad de
Subestaciones
Costo
Unitario de
Toma de
Lectura (S/.)
Subtotal
(S/.)
Arequipa 2997 10.17 30,477.97
Atico 11 10.17 111.86
Bella Union-Chala 100 10.17 1,016.95
Camana 219 10.17 2,227.12
Caraveli 16 10.17 162.71
Caylloma 10 10.17 101.69
Chuquibamba 163 10.17 1,657.63
Cotahuasi 66 10.17 671.19
Huanca 17 10.17 172.88
Islay 302 10.17 3,071.19
Majes-Sihuas 527 10.17 5,359.32
Ocoña 50 10.17 508.47
Orcopampa 39 10.17 396.61
Reparticion-La Cano 390 10.17 3,966.10
Valle de Majes 150 10.17 1,525.42
Valle del Colca 88 10.17 894.92
Alumbrado Publico 5145 0.20 1,046.44
53,368.47
640,421.69
Total Mes (S/.)
Ingreso Anual (S/.)
Fuente: SEAL
Factibilidades para solicitudes de nuevos suministros: Las
factibilidades de solicitudes de nuevos suministros se realizan
mediante inspecciones a los lugares donde solicitan el requerimiento,
para verificar si existe red eléctrica, si tiene capacidad en la red de
baja y media tensión así como la capacidad de los transformadores de
las subestaciones de distribución, por lo que con este sistema de
gestión se podrá tener la información de los transformadores para
verificar su factor de utilización, por lo que se optimizara las
factibilidades que se realizan en campo, si se valoriza las inspección
por factibilidad realizadas en el periodo 2013 y al gasto que realiza la
empresa de distribución eléctrica se tiene lo siguiente:
95
Mes CantidadCosto
Unitario (S/.)
Subtotal
(S/.)
Enero 4,235 3.18 13,467
Febrero 3,619 3.18 11,508
Marzo 3,699 3.18 11,763
Abril 4,852 3.18 15,429
Mayo 4,478 3.18 14,240
Junio 2,695 3.18 8,570
Julio 2,547 3.18 8,099
Agosto 3,087 3.18 9,817
Setiembre 3,599 3.18 11,445
Octubre 3,468 3.18 11,028
Noviembre 3,889 3.18 12,367
Diciembre 3,373 3.18 10,726
138,460Total Anual (S/.)
Fuente: SEAL
Inspección por reclamos por exceso de facturación: Las
factibilidades por exceso de factura con el sistema de gestión se
reducirían debido a que se tendría en on-line el sistema de medición
por lo que las inspección o verificación de los sistemas de medición se
realizarían con este sistema gestión, si se valoriza las inspecciones
realizadas en el periodo 2013, se optimizaría lo siguiente:
Mes CantidadPrecio
Unitario (S/.)
Subtotal
(S/.)
ene-13 973 7.29 7,093
feb-13 869 7.29 6,335
mar-13 408 7.29 2,974
abr-13 799 7.29 5,825
may-13 1,525 7.29 11,117
jun-13 1,446 7.29 10,541
jul-13 1,363 7.29 9,936
ago-13 1,262 7.29 9,200
sep-13 1,653 7.29 12,050
oct-13 1,096 7.29 7,990
nov-13 986 7.29 7,188
dic-13 1,903 7.29 13,873
104,123Total Anual (S/.)
Fuente: SEAL
96
Reclamos de Recuperos, Cortes, Reconexión y Alumbrado Público:
con el nuevo sistema de gestión se puede optimizar los reclamos por
recupero, corte, reconexión y alumbrado público, ya estos se pueden
realizar remotamente, por lo que si se valoriza los reclamos en el
periodo 2013 se tiene lo siguiente:
Clase Reclamo RecibidosCosto
Unitario (S/.)
Subtotal
(S/.)
CORTE Y RECONEXION 103 7.92 816
POR ALUMBRADO PUBLICO - RECLAMO 59 7.29 430
RECUPERO 79 23.98 1,894
3140.29Total Anual (S/.)
Fuente: SEAL
Cortes y Reconexiones: los cortes y reconexiones que se realiza a los
usuarios por la deuda de dos meses a mas, estas se pueden realizar
remotamente con este sistema de gestión, por lo que se optimizaría los
costos generados actualmente, por lo que si valorizamos las
actividades del periodo 2013 se tiene lo siguiente:
ENERO 17,620 13,676 31,296 5.46 170,876.16
FEBRERO 19,469 15,150 34,619 5.46 189,019.74
MARZO 21,649 16,238 37,887 5.46 206,863.02
ABRIL 18,589 14,738 33,327 5.46 181,965.42
MAYO 18,855 14,699 33,554 5.46 183,204.84
JUNIO 18,095 13,606 31,701 5.46 173,087.46
JULIO 19,060 15,171 34,231 5.46 186,901.26
AGOSTO 19,038 14,780 33,818 5.46 184,646.28
SEPTIEMBRE 20,446 15,924 36,370 5.46 198,580.20
OCTUBRE 21,177 17,048 38,225 5.46 208,708.50
NOVIEMBRE 19,428 14,884 34,312 5.46 187,343.52
DICIEMBRE 18,718 15,093 33,811 5.46 184,608.06
2,255,804.46
Total
Costo
Unitario
(S/.)
Subtotal (S/.)
TOTAL ANUAL (S/.)
CortesReconexio
nesMeses
Fuente: SEAL
97
% Perdidas de Energía: con este sistema de gestión se podrá realizar
balances de energia en tiempo real, por lo que permitirá realizar
intervenciones acertadas aquellos suministros que están realizando
hurto de energía, esto permitirá reducir el porcentaje de pérdidas a
nivel de distribución por lo a setiembre 2014 se tiene un 8.07% de
pérdidas que representan 62494.315 Mwh. de acuerdo Anexo Nº 1. Sin
embargo si se realiza una disminución de 1% se optimizaría las
pérdidas de energía como se indica a continuación:
Fuente: SEAL
6.4 Análisis Económico.
El análisis económico para la implementación de Smart Grid a través de
Medidores Inteligentes en la empresa de Distribución Eléctrica de Arequipa,
se tiene un VAN y TIR positivo como se indican en el anexo Nº 04, que
garantizan la implementación de Smart Grid sea rentable, como se indica a
continuación:
VAN 38,388,069.44
TIR 12.3%
% Perdidas 8.07%
Perdidas de Energia (Mwh) 62,494.310
Reduccion de % Perdidas 1.0%
Energia (Mwh) 7744.028501
Costo S/. /Kwh 0.21
Total Anual (S/.) 19,514,951.82
98
CONCLUSIONES
1. La implementación de un sistema de gestión implementando Smart Grid
a través de Medidores Inteligentes nos permite optimizar los procesos
comerciales de una empresa de distribución eléctrica, esto se ha
aplicado a la empresa de distribución eléctrica de Arequipa teniendo los
parámetros del VAN y TIR positivos, garantizando su rentabilidad.
2. Este sistema de gestión propuesto que procesa la información del
sistema de medición en tiempo real, nos permite monitorear, evaluar,
analizar los parámetros eléctricos permite optimizar los procesos de
balance de energía, calidad de energía, gestión de alumbrado público,
lectura de medidores, corte y reconexión a clientes con deuda en su
facturación y otros procesos que son aplicados en las empresas de
distribución eléctrica.
3. Los altos costos de implementación de un sistema de gestión de Smart
Grid a través de Medidores Inteligentes, es un inconveniente para la
empresas de distribución así como la limitación de la normativa del
reconocimiento de los costos de implementación a nivel de usuario final,
por lo que se recomienda realizar la implementación por etapas como
los puntos de compra, circuitos alimentadores, subestaciones de
distribución, clientes mayores y clientes residenciales; asi como
gestionar con el ente regulador y organismos del estado para el
reconocimiento de la implementación en la tarifa.
4. El sistema de comunicación aplicado o propuesto en este sistema de
gestión es escalable y puede integrar otras aplicaciones para llegar a
Smart Grid, ya que el sistema de comunicación no requiere de
mantenimiento y no tiene costos de operación ya que se crea una red
interna de las empresas de distribución.
99
5. Los cambios en las condiciones de los sistemas eléctricos y en las
exigencias de los usuarios ocasionan de que se debe buscar nuevos
enfoques y desarrollos para la mejora y actualización del mismo, ya que
se busca la confiabilidad, seguridad y calidad en el suministro de energía
eléctrica.
6. La entrada de medidores inteligentes a los hogares pueden traer
grandes beneficios a los usuarios y al sistema, sin embargo es necesario
la participación activa de los consumidores, las empresas eléctricas
y los organismos del estado, que emitan normativas para que se
implementen medidores inteligentes en los hogares.
7. Actualmente existe un inconveniente para las empresas de distribución
eléctrica de implementar medidores inteligentes en los hogares debido a
que no existe normativas para su desarrollo, la parte de regulación no
reconoce los costos de estos medidores inteligentes, que son obstáculos
que se tiene que desarrollar para empezar a realizar estas
implementaciones.
8. La inversión que se requiere para implementar medidores inteligentes es
muy alta que las empresas de distribución eléctrica, requieren de
capitales que no podrán asumirlas por lo que deben de realizar estas
implementaciones en varias etapas, o dar las condiciones para un
proyecto de asociación público privado (APP) realicen las inversiones y
tener los resultados en menor tiempo.
9. Con este sistema propuesto se optimiza varias actividades de los
procesos comerciales de las empresas de distribución eléctrica, que
garantizan una mejor atención a los clientes.
100
10. Por medio de la obtención de medidores inteligentes y del cambio en los
patrones de consumo en los hogares pueden obtener beneficios
económicos reflejados en los costos de su factura.
11. Con el sistema de gestión propuesto de implementar medidores
inteligentes esto permitirá tener la información para brindar nuevos
servicios a los clientes de las empresas de distribución eléctrica.
12. La entrada de estos medidores inteligentes incentiva a los usuarios para
que cambien sus hábitos de consumo y trasladen una parte de su
demanda para las horas en la que se tiene menos precios.
101
9. BIBLIOGRAFÍA
1. [Castaño, 2013] Natalia Castaño Jaramillo, Una Aproximación a la
adopción de medidores inteligentes en el mercado eléctrico
Colombiano y su influencia en la demanda. Tesis para optar título de
Magister en Ingeniería de Sistemas. Universidad de Colombia,
Medellín Colombia 2013.
2. [Lee, 2012] Yuri Lee, Las redes inteligentes de energía y su
implementación en ciudades sostenibles. Banco Interamericano de
Desarrollo. 2012.
3. [Tegucigalpa, 2011] Tegucigalpa M.D.C. Plan estratégico Empresa
Nacional de Energía ELectrica2011-2014.Honduras 2011.
4. [Gaudino, 2014] Gabriel Ángel Gaudino, Smart Grids (Redes
Inteligentes), Comité de Integración Energética Regional (CIER).
5. [Michelle, 2010] Michelle de Nigris y Federico Bernardilli, Redes
Inteligentes de Energía (Smart Grid) en América Latina y el Caribe
(CEPAL).
6. [Cuenca, 2013] Irene Alexandra Cuenca Yaguana, Tesis de Smart
Grids en el Ecuador, Escuela Politécnica Nacional, Quito 2013.
7. [OSINERGMIN] Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria División
de Distribución Eléctrica, Procesamiento y Análisis de la Información
Comercial de las Empresas de Electricidad 2014-I Trimestre,
http://www2.osinerg.gob.pe/Publicaciones/pdf/InfoComercial/IC2014
T1.pdf
102
Anexo Nº 01
Balance de Energía de la Empresa de distribución de Arequipa.
103
EMPRESA: AREQUIPA + ZONALES
( EN MWh )
Enero
2014
Febrero
2014
Marzo
2014
Abril
2014
Mayo
2014
Junio
2014
Julio
2014
Agosto
2014
Setiembre
2014
AÑO
2014
1. Energía generada y/o comprada 90,366.081 81,940.761 91,428.596 89,930.871 91,980.844 88,960.893 91,115.350 91,125.621 90,347.808 807,196.824
1.1 Compra de energía 89,785.604 81,427.855 90,845.404 89,367.811 91,470.489 88,494.834 90,615.664 90,626.255 89,992.065 802,625.980
1.2 Generación de energía 580.477 512.906 583.192 563.060 510.355 466.059 499.686 499.366 355.743 4,570.844
- Térmica 422.302 361.422 403.070 378.000 317.283 281.412 297.442 291.348 179.119 2,931.398
- Hidráulica 158.175 151.484 180.122 185.060 193.072 184.647 202.244 208.018 176.624 1,639.446
2. Consumo propio en subestaciones 64.389 57.965 64.218 62.041 63.911 61.498 63.566 63.809 61.356 562.753
3. Pérdidas de subtransmisión,transformación y generación 2,268.558 2,554.290 2,713.201 2,804.808 2,798.411 2,642.917 2,477.949 2,574.465 2,618.780 23,453.380
3.1 Pérdidas de generación 14.512 12.823 14.580 14.077 12.760 11.651 12.492 12.483 8.894 114.272
3.2 Pérdidas de subtransmisión y transformación 2,254.046 2,541.467 2,698.621 2,790.731 2,785.651 2,631.266 2,465.457 2,561.982 2,609.886 23,339.108
4. Energía total disponible [1-2-3] 88,033.133 79,328.505 88,651.177 87,064.022 89,118.522 86,256.477 88,573.835 88,487.346 87,667.672 783,180.691
5. Venta de energía a clientes en MAT y AT 1,063.295 879.377 998.565 1,014.978 1,034.110 949.202 990.583 1,046.365 1,205.816 9,182.291
5.1 Venta a empresas de servicio público 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000
5.2 Venta a usuarios finales en MAT 44.773 41.209 47.349 47.122 48.076 45.493 46.698 44.540 46.982 412.243
5.3 Venta a usuarios finales en AT 1,018.522 838.167 951.216 967.856 986.034 903.709 943.885 1,001.825 1,158.834 8,770.048
6. Energía disponible en MT y BT [4-5] 86,969.838 78,449.129 87,652.612 86,049.044 88,084.412 85,307.275 87,583.252 87,440.981 86,461.856 773,998.399
7. Venta de energía a clientes en MT y BT 80,705.709 72,936.564 80,665.510 79,756.821 81,375.996 78,263.870 80,768.865 80,364.606 79,361.404 714,199.344
7.1 Venta a usuarios finales en MT 29,316.342 26,632.174 29,345.800 29,160.820 29,782.703 27,898.080 28,457.911 28,406.885 28,765.723 257,766.437
7.2 Venta a usuarios finales en BT 46,569.766 41,870.942 46,405.195 45,646.170 46,475.104 45,183.153 47,123.411 46,782.222 45,681.211 411,737.174
7.3 Consumo de Alumbrado Público 4,535.719 4,110.233 4,670.374 4,594.326 4,855.693 4,764.241 4,929.734 4,879.615 4,660.539 42,000.474
7.4 Venta a servicios temporales 283.882 323.215 244.142 355.506 262.497 418.396 257.808 295.883 253.931 2,695.259
8. Recuperos de energía 117.281 158.981 121.912 351.224 76.514 362.757 23.674 31.606 44.117 1,288.068
8.1 Recuperos de energía 117.281 158.981 121.912 351.224 76.514 362.757 23.674 31.606 44.117 1,288.068
9. Pérdidas de distribución (sin recuperos, con temporales) 6,264.129 5,512.565 6,987.101 6,292.223 6,708.416 7,043.405 6,814.388 7,076.376 7,100.452 59,799.056
Pérdidas de distribución ( % ) 7.20% 7.03% 7.97% 7.31% 7.62% 8.26% 7.78% 8.09% 8.21% 7.73%
9. Pérdidas de distribución (sin recuperos, sin temporales) 6,548.011 5,835.779 7,231.243 6,647.728 6,970.913 7,461.801 7,072.196 7,372.259 7,354.383 62,494.315
Pérdidas de distribución ( % ) 7.53% 7.44% 8.25% 7.73% 7.91% 8.75% 8.07% 8.43% 8.51% 8.07%
9. Pérdidas de distribución (con recuperos, con temporales) 6,146.848 5,353.584 6,865.189 5,940.998 6,631.901 6,680.648 6,790.713 7,044.770 7,056.335 58,510.988
Pérdidas de distribución ( % ) 7.07% 6.82% 7.83% 6.90% 7.53% 7.83% 7.75% 8.06% 8.16% 7.56%
BALANCE DE ENERGIA ELECTRICA
CONCEPTO
104
Anexo Nº 02
Características de Medidores Multifunción para Centros de
Transformación y Puntos de Compra.
105
ESPECIFICACIONES TECNICAS
SISTEMA DE MEDICIÓN AVANZADO
No. DESCRIPCION UNIDAD Valor Requerido
1.1 Fabricante ---
1.2 Procedencia
2.0 CARACTERÍSTICAS
PRINCIPALES
2.1 Diseño --- Numerico
2.2 Clase de precision % 0.2
2.3 Instalación ---
2.4 Sistema --- Trifásico
2.5 Conexión --- Indirecta
2.6 Número de hilos --- DUAL: 3 y 4 hilos
2.7 Medición ---
Potencia y Energia
Activa y Reactiva,
Voltajes RMS de fase
y de line, Corrientes
RMS de fase, Flicker,
Armonicos de Voltaje
y Corriente por fase
hasta el 50 avo
armonico, Voltaje
Sag/Swell/Interrupcion
Recorder
106
2.8 Voltaje nominal del sistema L-L VAC 0 - 520 VL-L
2.9 Corriente nominal A 0.15 a 20
2.10 Consumo propio para circuitos de
tensión VA
0.003 VA @ 120 Vac
0.02 VA @ 240 Vac
2.11 Consumo propio para circuitos de
intensidad VA
0.25 VA @ 5 A
1.5 VA @ 20 A
2.12 Frecuencia nominal Hz 60
2.13 Alimentación VAC/DC 85-265
2.14 Direccionalidad --- Medición en los 4
cuadrantes
2.15 Pantalla
6 LEDs Configurables,
Display LCD de alto
brillo de 2 líneas x 8
Dígitos
2.16 Tasa de Muestra
8000 muestras por
segundo para valores
rms y armónicos
2.17 LED Pulso Wh infrarojo SI
2.18 Tipos de Integración
Fin de intervalo (EOI),
En el Intervalo (COI),
Promedio (AVG),
Maximo (Max),
Minimo (Min)
2.19 Periodo de integración seg / min
3-59 seg, 1, 5, 10, 15,
30, 60 minutos
simultaneos
107
2.20 Reset Demanda y Energía desde
panel fontal / Password Indicar
SI, además
automaticamente via
programación
3.0 CUMPLIMIENTOS
3.1 IEC-687 (0.2% Precisión) --- SI
3.2 ANSI C12.20 (0.2% Precisión) --- SI
3.3 ANSI (IEEE) C37.90.1
(Resistencia a sobrecargas) --- SI
4.0 CARACTERISTICAS ADICIONALES
4.1 Número de dígitos en el display dígitos 8
4.2 Número de dígitos enteros y
decimales de la pantalla ---
Configurable por
software
4.3
Permite visualizar unidades de
medición en panel frontal (kW,
kWh, V, A, Hz, PF, etc.)
---
Todos los parametos
configurables via
software
4.4 Garantía contra defectos de
fabricación Años 10
5.0 MEMORIA DE REGISTROS
5.1 Capacidad de memoria de
registros Megabytes 128 MB
5.2
Periodo de grabación del Perfil de
Carga, Energía, Demanda, Amps,
Volts, Hz, PF en 20 canales con
periodos de integración de 15
minutos
Días
Consecutivos mayor a 1000 días
108
6.0 CARACTERISTICAS DEL SOFTWARE
6.1 Idioma del software del medidor --- Ingles
6.2
Software para:
La configuración de reportes y
comunicación por cada medidor.
Administración para usuarios con
diferentes niveles de acceso al
medidor.
Comunicación local y remota con
el medidor
Incluido
Gratuito y actualizable
constantemente vía
página WEB
6.3 Software permite la visualización
de diagrama fasorial ---
Además debe mostrar
valores de secuencia
6.4
Software permite exportar los
registros a formatos Microsoft
Office (Excel, Word, Wordpad,
Database, etc)
---
Si y además en
formato propio del
equipo (Encriptado)
6.5
Compatibilidad con Sistema
Operativo (español e inglés):
Windows XP, Windows Vista
---
Windows XP,
Windows Vista,
Windows 7
7.0 REPORTE DE PARAMETROS
7.1 En Pantalla Medidor ---
Voltaje 3Ø L-L
Voltaje 3Ø L-N
Corriente 3Ø
Wh/Varh/Vah
W/Var/Va,
Frecuencia,
FP,
Límites,
% de Carga,
109
Valores Max/Min
7.2 En Software ---
Voltaje 3Ø L-L
Voltaje 3Ø L-N
Corriente 3Ø
Wh/Varh/Vah
W/Var/Va,
Frecuencia,
FP,
Límites,
% de Carga,
Valores Max/Min,
Fasores y valores de
secuencia, Armonicos
de voltajes y
corrientes por fase,
Flicker
PST/PLT/Interrupción
Recorder
8.0 OPCIONES DE COMUNICACIÓN
8.1 Puerto de comunicacion frontal
optico ANSI C12.18 Tipo 2 --- SI
8.2 Puerto de comunicación RS-232 --- SI
8.3 Puerto de comunicación 10/100
BaseT Ethernet --- SI
110
8.4 Protocolos de Comunicación --- DNP3.0 y MODBUS
serial y sobre Ethernet
9.0 Aprobación de Osinergmin para aplicación de la
NTCSE - Calidad De Producto Tensión y Calidad de
Suministro
SI
10.0 CAPTURA DE EVENTOS OSCILOGRAFICOS
10.1 Número de registros
oscilograficos ---
> 3000 eventos a 1
kHz
10.2
Almacenamiento de eventos
secuenciales con precisión de 1
milisegundo
--- > 21000 eventos
secuenciales
10.3
Configurable ante variación de
variable análoga (voltajes,
corrientes, frecuencia, etc)
--- SI
11.0 Indicadores del Equipo
11.1 Vida útil de la batería interna Años 10
11.2 Tiempo medio entre fallas Años mayor a 300
11.3 Garantía Años 10
111
Anexo Nº 03
Características de Medidores Multifunción para Subestación de
Distribución y Grandes Clientes.
112
ÍTEM CARACTERÍSTICAS UNIDAD VALOR REQUERIDO
1 Información General
(*)
1.1 Fabricante --- (*)
1.2 País de procedencia de la
fabricación --- (*)
1.3 Certificado ISO 9001 de
fábrica de origen --- Si
1.4 Modelo --- (*)
2 Características Eléctricas
2.1 Clase de precisión --- 0.5s
2.2 Parámetros de medición --- Energía activa,
Energía reactiva
2.3 Tensión nominal V 100-400
2.4 Frecuencia nominal Hz 60
2.5 Corriente nominal A 5
2.6 Corriente máxima A 10
2.7 Número de hilos --- 4 hilos
2.8 Numero de fases --- Trifásico
2.9 Tipo de instalación --- Indirecta
113
2.10
Tensión de impulso a una
forma de onda 1.2/50 micro
s. de impulso a una
resistencia de 500 Ohm +/-
50 Ohms.
kV ≥ 6
2.11
Tensión de prueba de
aislamiento a corriente
alterna durante 1 minuto,
clase de aislamiento II
kV rms 4
2.12 Consumo del circuito de
corriente por fase VA ≤ 0.01
2.13 Consumo del circuito de
tensión por fase W y VA ≤ 0.8 y 1.2
2.14
Corriente mínima de
arranque a factor de
potencia unitario
% In ≤0.1
3 Características de diseño
y construcción
3.1 Fabricación --- Presente año
3.2 Dimensiones mm Largo x ancho x altura
(*)
3.3 Tipo de diseño --- Electrónico
3.4 Fuente de alimentación
interna del medidor --- Trifásica redundante
3.5 Precisión del reloj según
norma de fabricación --- < 0.5 segundos
114
3.5 Vida útil de la batería de
reserva años >= 10
3.6 Numero de entrada de
control >= 02
3.7
Numero de salida de control
(rele max. 250 V AC/DC 100
mA)
>= 02
3.8
El medidor deberá funcionar
con tipos de cargas
inductivas, capacitivas y/o
resistivas, o combinación de
estas.
--- Si
3.9
Led emisor de impulsos
para ensayos metrológicos
para energía activa y
reactiva
Si/No Si
3.10
Esquema de conexiones
impresa, pintada o grabada
en la caja de bornes o en la
placa de características del
medidor
Si/No Si
3.11
Ubicación de la batería de
reserva
en la parte frontal del
medidor
Si/No Si
3.12
Demanda máxima actual e
históricos con registro de
fecha y hora
--- Si
115
3.13
Parámetros mínimos
disponibles:
- kWh Del
- kWh Rec
- kVAR Del
- kVAR Rec
Si/No
Si
3.14
Parámetros mínimos
disponibles:
- Frecuencia
- Corriente por fases
- Tensión por fases
- Potencia activa por fases
- Potencia reactiva por fases
- FP Total
Si/No
Si
3.15 Registro de armonico Si/No THD de voltaje y
corriente por fase
3.16
Cantidad mínima de registro
de Históricos de consumo
de energía y máximas
demandas
--- 15
116
3.17
Almacenamiento de eventos
de seguridad, cambios en la
configuración o registros del
medidor, cortes y reposición
del servicio del servicio, etc.
con registro de fecha, hora.
--- Si
4 Características de
Comunicación
4.1 Puerto Óptico Si
4.2
Módulo de comunicación
plug & play para puerto
Serial RS485 o Ethernet
Si
4.3 Protocolo de comunicación IEC 62056-21 o
DLMS/COSEM
4.4 Velocidad máxima de
transmisión de data baudios Hasta 19200
5 Características Mecánicas
5.1
Grado de protección contra
penetración de polvo y agua
(según IEC 60529)
--- IP 51 o superior
5.2 Material de la base, caja de
bornes y tapa de bornes ---
Policarbonato auto-
extinguible
5.3
Material de la tapa que
permita visualizar el
numerador, datos de placa y
la pantalla electrónica
--- Policarbonato auto-
extinguible
6 Perfil de carga
117
6.1
Cantidad de canales
disponibles programables
vía software
canales ≥ 6
6.2
Periodo de integración
configurable por software: 1,
2, 3 , 5, 6, 10, 12, 15 20, 30
ó 60 min minutos
--- Si
6.3
Periodo de grabación del
perfil de carga en 4 canales
con periodos de integración
de 15 minutos
días ≥ 100
6.4 Configurable vía software --- Si
6.5
Parámetros mínimos
disponibles: kWh entregado
y recibido, kVarh en los
cuatro cuadrantes
--- Si, indicar
7 Pantalla
7.1 Tipo de pantalla --- Pantalla de cristal
líquido
7.2 Dimensiones (ancho x alto) (Indicar)
7.3 Número de dígitos de la
pantalla dígitos ≥ 8
7.4 Número mínimo de
decimales en pantalla --- 3
7.5 Altura de los dígitos
principales del Display mm ≥ 7
118
7.6 Pantalla de buen contraste y
visible en ángulo --- Si
7.7 Pantalla resistente a
exposición directa solar --- Si
7.8
Permite visualizar unidades
de medición en el display
(kW, kWh, V, A, etc.)
--- Si
8 Características del
Software
8.1 Idioma del software del
medidor --- Español
8.2 Manual del software --- Español
8.3
Compatibilidad del sistema
operativo: Windows 2000,
Windows XP, Windows
Vista y Windows 7 o 8 en
idioma español
--- SI
8.4
Número de licencias del
software para la
programación,
configuración, lectura y
comunicación con el
medidor.
--- Ilimitadas
8.5
Actualizaciones gratuitas del
software y/o migración a
versiones superiores
--- Si
119
8.6
Seguridad de acceso al
medidor en diferentes
niveles
--- Si
8.7
Permite la administración
para usuarios con diferentes
niveles de acceso al
medidor mediante el uso de
contraseñas
--- Si
8.8
Permite exportar el perfil de
carga en formato Excel o
texto plano en una sola hoja
Excel o archivo TXT para
todo el periodo
seleccionado.
--- Si
8.9
Permite la comunicación
local y remota con el
medidor
--- Si
8.10
Permite la configuración del
día y hora del reseteo
automático de la máxima
demanda
--- Si
8.11
Permite actualizar la fecha y
hora del medidor sin afectar
los registros almacenados
del medidor
Si
8.12
Permite programar los
valores de CT y VT vía
software
Si
120
8.13
Permite mostrar el diagrama
fasorial de las tensiones y
corrientes en tiempo real y
almacenarlas.
Si
9 Garantías
9.1
Garantía contra defectos de
fabricación de calidad
técnica por un período
mínimo de 2 Años.
SI
9.2
Garantía de calibración por
un período mínimo de 15
años, emitidos por el
fabricante y su
representante en el Perú.
SI
9.3
Garantía de vida útil por un
período mínimo de 15 años,
emitidos por el fabricante y
su representante en el Perú.
SI
10 Cumplimiento de
normativa
10.1
El fabricante cuenta con
certificación ISO 9001, para
la fabricación de medidores
(Indicar)
121
10.2 Certificado de aprobación
de modelo.
Deberán presentar
copia simple del
certificado de
aprobación de modelo
en idioma original y
traducción oficial al
castellano
10.3 Certificado de aferición
Cada medidor deberá
ser empacado junto a
2 ejemplares del
certificado
correspondiente en
idioma castellano,
cumpliendo lo
establecido en el
presente documento
10.4 Normas de fabricación --- IEC 62052-11, IEC
62053-22
14 Otros
Manual de instalación,
operación y mantenimiento
del medidor (idioma
español)
Si
122
Anexo Nº 04
Análisis Económico
123
I. Datos Generales
CALCULO DE INVERSION
Sistema de Medicion
Sisstema de Medicion CantidadCosto Unitario
(S/.)Subtotal (S/.)
Centros de Transformacion 197 7375 1,452,875.00
Subestacion de Distribucion 4200 1032.5 4,336,500.00
Grandes Clientes 1450 1032.5 1,497,125.00
Clientes Comunes 365793 88.5 32,372,680.50
Concentradores 4200 885 3,717,000.00
43,376,180.50
Sistema de Comunicación
Sisstema de Comunicación CantidadCosto Unitario
(S/.)Subtotal (S/.)
Antenas capa 1 3 8850 26,550.00
Antena Capa 2 190 4425 840,750.00
Antena capa 3 5847 2360 13,798,920.00
14,666,220.00
Sistema de Gestion de Medicion
Sisstema de Gestion de la
MedicionCantidad
Costo Unitario
(S/.)Subtotal (S/.)
Licencias 10,047.00 206.5 2,074,705.50
2,074,705.50
Costo de Instalacion y Supervision
CantidadCosto Unitario
(S/.)Subtotal (S/.)
10,047.00 350.00 3,516,450.00
10,047.00 206.50 2,074,705.50
1.00 500,000.00 500,000.00
6,091,155.50
66,208,261.50
12.0% efec anual
10 años
30%
INGRESOS: Se entiende como ingresos aquellas actividades que se dejarian de realizar al ejecutar este proyecto.
Toma de Lectura de Medidores Residenciales, Comerciales e Industriales
Costo Total (S/.)
1,070,276.34
Tasa Impositiva
Total (S/.)
Total (S/.)
Total (S/.)
IMPLEMENTACION DE MEDIDORES INTELIGENTES EN LA EMPRESA DE DISTRIBUCION ELECTRICA DE AREQUIPA
Descripcion
Supervision
Instalacion del Sistema de Medicion
Total (S/.)
Instalacion del Sistema de Comunicación
Descripcion
Lectura de Medidores Residenciales, Comerciales e Industriales
Inversión en Activo Fijo (S/.)
Tasa de InterésNúmero de Períodos
124
Toma de Lectura de Medidores Totalizadores y Alumbrado Publico
Costo Total (S/.)
640,421.69
Factibilidades por Nuevo Suministro
Costo Total (S/.)
138,460.00
Inspecciones por Reclamos por Exceso de Facturacion
Costo Total (S/.)
104,123.00
Reclamos por Recuperos, Cortes, Reconexiones y Alumbrado Publico
Costo Total (S/.)
3,140.29
Cortes y Reconexiones
Costo Total (S/.)
2,255,804.46
Reduccion de % Perdidas de Energia
% Perdidas 8.07%
Perdidas de Energia (Mwh) 62,494.310
Reduccion de % Perdidas 1.0%
Energia (Mwh) 7744.028501
Costo S/. /Kwh 0.21
Total Anual (S/.) 19,514,951.82
EGRESOS
Costo de Mantenimiento de los Equipos
Costo Total
675,738.00
Actualizacion del Sistema de Gestion de Medicion
Costo Total
44,250.00
Lectura de Medidores Totalizadores y Alumbrado Publico
Descripcion
Descripcion
Cortes y Reconexiones
Factibilidades de Inspeccion por Nuevo Suministro
Descripcion
Inspeccion de Reclamos por Exceso de Facturacion
Descripcion
Inspeccion de Reclamos por Recuperos, Cortes, Reconexiones y Alumbrado Publico
Descripcion
Actualizacion del software por año (S/.)
Sistema de Medicion y Comunicación por cada 10 años (S/.)
Descripcion
Descripcion
125
II. Estado de Ganancias y Pérdidas
Ingresos 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1. Lectura de Medidores Residenciales, Comerciales e Industriales 1,070,276 1,070,276 1,070,276 1,070,276 1,070,276 1,070,276 1,070,276 1,070,276 1,070,276 1,070,276
2. Lectura de Medidores Totalizadores y Alumbrado Publico 640,422 640,422 640,422 640,422 640,422 640,422 640,422 640,422 640,422 640,422
3. Factibilidades de Inspeccion por Nuevo Suministro 138,460 138,460 138,460 138,460 138,460 138,460 138,460 138,460 138,460 138,460
4. Inspeccion de Reclamos por Exceso de Facturacion 104,123 104,123 104,123 104,123 104,123 104,123 104,123 104,123 104,123 104,123
5. Inspeccion de Reclamos por Recuperos, Cortes, Reconexiones y Alumbrado Publico 3,140 3,140 3,140 3,140 3,140 3,140 3,140 3,140 3,140 3,140
6. Cortes y Reconexiones 2,255,804 2,255,804 2,255,804 2,255,804 2,255,804 2,255,804 2,255,804 2,255,804 2,255,804 2,255,804
7. Reduccion de % Perdidas de Energia 19,514,952 19,514,952 19,514,952 19,514,952 19,514,952 19,514,952 19,514,952 19,514,952 19,514,952 19,514,952
Total de ingresos 23,727,178 23,727,178 23,727,178 23,727,178 23,727,178 23,727,178 23,727,178 23,727,178 23,727,178 23,727,178
Egresos
1. Costo por mantenimiento de Equipos 675,738
2. Actualizacion de Sistema de Gestion 44,250 44,250 44,250 44,250 44,250 44,250 44,250 44,250 44,250 44,250
3. Gastos Administrativos 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000 7,000
4. Depreciación 6,620,826 6,620,826 6,620,826 6,620,826 6,620,826 6,620,826 6,620,826 6,620,826 6,620,826 6,620,826
7. EGRESOS TOTALES 6,672,076 6,672,076 6,672,076 6,672,076 7,347,814 6,672,076 6,672,076 6,672,076 6,672,076 6,672,076
8. UT. ANTES DE IMP 17,055,101 17,055,101 17,055,101 17,055,101 16,379,363 17,055,101 17,055,101 17,055,101 17,055,101 17,055,101
9. Imp a la Renta 30% -5,116,530 -5,116,530 -5,116,530 -5,116,530 -4,913,809 -5,116,530 -5,116,530 -5,116,530 -5,116,530 -5,116,530
10. UTILIDAD NETA 11,938,571 11,938,571 11,938,571 11,938,571 11,465,554 11,938,571 11,938,571 11,938,571 11,938,571 11,938,571
III. Flujo de Caja
Ingresos 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1. Ingresos anuales 23,727,177.60 23,727,177.60 23,727,177.60 23,727,177.60 23,727,177.60 23,727,177.60 23,727,177.60 23,727,177.60 23,727,177.60 23,727,177.60
INGRESO OPERATIVO 23,727,178 23,727,178 23,727,178 23,727,178 23,727,178 23,727,178 23,727,178 23,727,178 23,727,178 23,727,178
Egresos
1. Egresos costo por mantenimiento - - - - -675,738 - - - - -
2. Actualizacion del Sistema de Gestion -44,250 -44,250 -44,250 -44,250 -44,250 -44,250 -44,250 -44,250 -44,250 -44,250
3. Gastos Administrativos -7,000 -7,000 -7,000 -7,000 -7,000 -7,000 -7,000 -7,000 -7,000 -7,000
4. Imp a la Renta -5,116,530 -5,116,530 -5,116,530 -5,116,530 -4,913,809 -5,116,530 -5,116,530 -5,116,530 -5,116,530 -5,116,530
EGRESO OPERATIVO - -5,167,780 -5,167,780 -5,167,780 -5,167,780 -5,640,797 -5,167,780 -5,167,780 -5,167,780 -5,167,780 -5,167,780
FLUJO DE CAJA OPERATIVO - 18,559,397 18,559,397 18,559,397 18,559,397 18,086,381 18,559,397 18,559,397 18,559,397 18,559,397 18,559,397
INVERSIONES -66,208,262
FLUJO DE FONDOS -66,208,262 18,559,397 18,559,397 18,559,397 18,559,397 18,086,381 18,559,397 18,559,397 18,559,397 18,559,397 18,559,397
VAN 38,388,069.44
TIR 12.3%