TECNOLOGIAS DE INFORMACION APLICADAS A REDES INTELIGENTES DE DISTRIBUCION ELECTRICA

Transcripción

1 TECNOLOGIAS DE INFORMACION APLICADAS A REDES INTELIGENTES DE DISTRIBUCION ELECTRICA ESPECIALIDAD: ELECTRICA Luis Rancé Comes Ingeniero Mecánico Electricista México, D.F. 15 de Marzo de 2012

2 CONTENIDO Resumen Ejecutivo..03 Introducción..04 Entorno Global.06 Hacia la optimización.09 Soluciones diversas.10 Integración única..23 Conclusiones..27 Referencias.29 Curriculum Vitae.30 APENDICE I (Glosario) Especialidad: Eléctrica!!!2!

3 RESUMEN EJECUTIVO El presente trabajo pretende aportar a la Academia de Ingeniería una visión de lo que debe ser una solución integrada y avanzada de las tecnologías de la información para convertir las redes eléctricas de distribución en una auténtica red inteligente. El término tan en boga de Smart Grid puede tener muchas interpretaciones y servir como pretexto publicitario para la venta e instalación de una gran variedad de equipos y productos que, sin duda, podrán formar parte de soluciones modernas para conseguir que las redes de distribución sean más eficientes, seguras e interactivas con los usuarios. Sin embargo sin un concepto informático integral, todos estos equipos y productos no podrán constituirse por si mismos en una red inteligente o Smart grid. En este trabajo se plantea la conceptualización del cerebro de la red inteligente. Especialidad: Eléctrica!!!3!

4 I. INTRODUCCIÓN 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, desde los años 70, hacia sistemas de monitoreo y control en tiempo real de las redes de potencia de las empresas eléctricas de todo el mundo, al incrementarse la gran complejidad de las redes, las grandes interconexiones, y la cantidad de centrales generadoras involucradas en las mismas redes, de diversos tamaños, de diferentes fuentes primarias de energía (nuclear, hidrocarburos, hidráulica, etc.). Esas causas históricas fueron el detonante para esa gran evolución tecnológica en sistemas de control en tiempo real, y en los destacados avances en los programas de aplicación: tales como: estimador de estado de la red, flujos óptimos, cálculo de corto-circuito en línea, pronóstico de la demanda, despacho económico, análisis de contingencias, etc. etc. Por su lado, el área de Distribución, por su naturaleza misma de ser redes independientes que suministran el servicio eléctrico en determinadas regiones, o ciudades, fueron desarrollando herramientas, sistemas, y productos que les permitieran suministrar el servicio de la forma más segura y rentable posible, pero con bastante independencia del resto de la organización en los niveles de Transmisión y Generación. Eso permitió que florecieran muchas aplicaciones, tecnologías, procedimientos, productos, etc., pero sin un objetivo claro de integración con el resto de la empresa. Además la infraestructura existente, generalmente obsoleta y deteriorada, permitía sin embargo, seguir realizando la función de distribuir y comercializar el servicio eléctrico, a pesar del mal estado de las instalaciones. Los presupuestos de Distribución solían ser los más castigados e incomprendidos, la Especialidad: Eléctrica!!!4!

5 mayoría de las veces. Sobre todo, esta situación se daba cuando la empresa eléctrica es un monopolio, y se agudizaba más cuando el monopolio es en todo un entorno nacional. Actualmente se están haciendo esfuerzos mundialmente para hacer más eficiente el suministro eléctrico a nivel del cliente final. Inclusive ya no se les llama usuarios, o abonados, ahora se está haciendo énfasis en llamarles Clientes, y en concentrar las políticas y la aplicación de las tecnologías de la información en acercarse más al cliente, buscando su satisfacción, y al mismo tiempo optimizando el servicio, y minimizando los gastos y las pérdidas, tanto técnicas cono no técnicas. En otras palabras, este subsector de la distribución y la comercialización de la electricidad está recibiendo un gran impulso con la aplicación de nuevas tecnologías, y cuyo nombre genérico que se ha puesto de moda es : Smart Grid En la figura 1 se muestran esquemáticamente los 4 niveles básicos de una red eléctrica: Generación, Transmisión, Transformación y Distribución. Es en este último nivel donde está enfocado este trabajo. Especialidad: Eléctrica!!!5!

6 II. ENTORNO GLOBAL Los factores clave que están cambiando radicalmente el modelo de negocio de la distribución y comercialización eléctrica son muchos y muy variados: *Sustentabilidad *Cambios regulatorios *Envejecimiento de la infraestructura *Cambio climático *Interacción de los clientes *Confiabilidad de la red *Sistemas aislados *Generación distribuida *Dificultades financieras *Energías renovables *Envejecimiento de los expertos *Eficiencia de la red *Crecimiento de la demanda Las redes y sus componentes se están acercando, si no es que han rebasado ya con creces, a su ciclo de vida útil, y el personal más capacitado para operar con métodos tradicionales, pero aún en uso, están jubilándose, o cerca de la jubilación. Eso significa altos costos de reemplazo, tanto de la infraestructura como del personal. Especialidad: Eléctrica!!!6!

7 Por otro lado la demanda sigue creciendo, y países con altísimo índice demográfico, como China y la India, siguen creciendo a un ritmo muy acelerado, incorporando millones de seres humanos a la cultura del bienestar y del alto consumo de energía eléctrica. Como consecuencia la construcción de nuevas centrales generadoras y el incremento de líneas de transmisión de alta y media tensión, siguen creciendo también en forma acelerada, con los consiguientes costos y el alto impacto ambiental que ocasionan. El impacto ambiental ya está en la conciencia globalizada de la Humanidad, y se asumen compromisos para disminuir sus consecuencias que implican responsabilidades conjuntas de los países. Es decir, tanto los reguladores, como los productores y comercializadores, y también los consumidores, están involucrados en este compromiso de largo plazo: la sustentabilidad del planeta. Estas tendencias modifican las prioridades que antes se manejaban con un alto índice de ingrediente político. Las presiones que el mundo globalizado e informado en todo momento, obligan a las empresas eléctricas a cambiar sus estrategias y ser más competitivas y eficientes. Los cortes eléctricos, inevitables a veces, tienen cada vez un mayor costo económico, político y social. Hoy en día las redes de distribución eléctrica y sus consumidores ya están dejando de ser pasivos. Una de las razones de esta situación es la instalación, cada vez más frecuente, de pequeñas unidades generadoras en las redes de media y baja tensión (generación distribuida, vehículos eléctricos, recursos renovables, posibilidad de almacenar energía, etc.), con las consecuencias inherentes de un incremento en la aplicación de sistemas de automatización y operación remota. Especialidad: Eléctrica!!!7!

8 La confiabilidad y continuidad del sistema sigue siendo la mayor prioridad, así como los requerimientos de calidad del servicio, y del incremento constante de la capacidad de generación. Los consumidores se interesan cada vez más en participar en el mercado eléctrico y en los programas de administración de carga en los niveles de bajo voltaje. Por lo tanto se están potenciando la administración eléctrica del lado de la demanda (Demand Side Management) y la comunicación bidireccional, así como el desarrollo del modelado de la red y estrategias de control utilizando medidores inteligentes. Sin embargo el incremento de la capacidad instalada de generación se está quedando atrás del incremento generalizado de la demanda, lo que impone la necesidad de soluciones alternativas, y cuyo nombre genérico es Smart Grid. En una encuesta de mercado realizada a nivel mundial por Microsoft en Marzo de 2010, se obtuvieron los siguientes resultados: Solo el 8% de las empresas eléctricas del mundo han completado proyectos de Smart Grid Solo el 37% de las empresas están ejecutando proyectos de Smart Grid Más de la mitad aún no han empezado ningún proyecto El 70% de las empresas piensa que la pieza de software más importante es el DMS (Distribution Management System) En 2013 la mitad de las empresas eléctricas esperan ofrecer tarifas TOU (Time of use) a sus clientes Únicamente el 9% de las empresas creen que la arquitectura de los sistemas que actualmente tienen, podrán soportar las implantaciones de proyectos Smart Grid Especialidad: Eléctrica!!!8!

9 El 75% de las empresas creen que sus presupuestos de sistemas para proyectos Smart Grid aumentará en los próximos 2 ó 3 años. Actualmente se estima que el mercado potencial global para inversiones en Smart Grid es del orden de 90 billones de dólares por año, y de esa cantidad, el 22% será para proyectos de IT (Tecnologías de la Información) (software y hardware). Obviamente hay grandes diferencias entre las distintas economías y las prioridades de cada país. El liderazgo en el mercado para estos proyectos lo llevan en Europa y Norteamérica, sin embargo países como Brasil, China e India han iniciado programas muy agresivos. En Estados Unidos está el 25% del mercado potencial mundial, y ya se han puesto en marcha programas e incentivos del gobierno para activar esas inversiones. III. HACIA LA OPTIMIZACIÓN Prácticamente todas las empresas eléctricas del mundo tienen aplicaciones avanzadas en tecnologías de la información para hacer factible la operación más segura y económica posible de las redes eléctricas, pero la diversidad de las mismas y su naturaleza de aplicaciones aisladas para resolver problemas específicos o puntuales, han generado un problema de integración muy importante para optimizar los objetivos del negocio y del servicio de dichas empresas eléctricas. Por otro lado el crecimiento de la demanda tiende, cada vez más, a ganarle el paso a la capacidad del sistema eléctrico. En la figura 2 se muestra como, aplicando tecnologías de optimización, se incrementa la capacidad del sistema sin que ello implique hacer grandes inversiones en infraestructura. En otras palabras, optimizando la operación de la Especialidad: Eléctrica!!!9!

10 red, pueden diferirse varios años las inversiones necesarias para cubrir la demanda creciente. Figura 2 IV. SOLUCIONES DIVERSAS En paralelo con la red eléctrica en sus diferentes niveles: generación, transmisión, transformación y distribución, debe haber otra red de elementos de hardware, software y telecomunicaciones cuya función integrada es la de monitorear, controlar y administrar dicha red eléctrica, como se muestra en la figura 3, donde las siglas AGC (Automatic Generation Control) es el Control Automático de Generación), EMS (Energy Mangement System) es el Sistema de Especialidad: Eléctrica!!!10!

11 Gestión de la Energía, y Energy Trading son las transacciones de energía en un mercado eléctrico abierto y plural. Pero esos términos y conceptos no se van a tratar en este trabajo. Figura 3 En el dominio de la Distribución, de forma enunciativa y en el órden de prioridades en que deberían ser incorporados estos elementos informáticos, se mencionan a continuación los siguientes: a) Sistemas de Información Geográfica (GIS). Esta aplicación es el punto de partida o la base del modelado de una red de distribución eléctrica. Un Sistema de Información Geográfica se puede definir como un conjunto de funciones automatizadas que Especialidad: Eléctrica!!!11!

12 proporciona capacidades avanzadas de almacenamiento, recuperación, manejo y despliegue de datos localizados geográficamente. Otra definición existente es: un conjunto poderoso de herramientas informáticas para capturar, almacenar, recuperar, modificar y desplegar bajo demanda, los datos ubicados en el espacio en el mundo real. En un GIS se incluye información proveniente de una ingeniería, o datos capturados por sensores remotos, volcados sobre una cartografía representativa de la superficie de la tierra a escala del mundo real y del espacio real. Con la aplicación de los GIS se han elaborado sistemas de información catastral, de imágenes reales de predios, de aplicaciones urbanísticas, de delimitación de propiedades, administración de recursos naturales, y por supuesto de redes de ductos de agua, de gas, de telecomunicaciones, eléctricas, etc. b) Herramientas informáticas de configuración y modelado de una red eléctrica sobre un GIS. Estas aplicaciones son prácticamente indispensables para una configuración ágil y segura de una red de distribución con toda la información necesaria: alimentador, seccionadores, transformadores, equipos de medición, capacitores, restauradores, acometidas, apartarrayos, sistema de comunicaciones (fibra óptica, radio, microondas, satélite, etc.) Debe tener un módulo de diseño con un catálogo de diferentes arreglos eléctricos estandarizados que simplifiquen la elaboración de la base de datos del modelo de la red. También debe tener un módulo administrador de la red de fibra óptica que permitirá el despliegue y análisis de la misma y que optimicen la conectividad en base a las necesidades operativas para generar reportes y diagramas esquemáticos. Especialidad: Eléctrica!!!12!

13 Otra utilería necesaria es un administrador de los ductos (en el caso de cables subterráneos), donde se contemple la infraestructura existente, la necesaria, calibres, etc. Es conveniente tener también un módulo diseñador express para obtener esquemas estandarizados de construcción que permita la estimación aproximada del costo de la misma. Así mismo se necesitará un módulo que concilie las necesidades de la red eléctrica, con la base de datos geográfica. Otro módulo práctico e interesante es el destinado a soluciones óptimas de movilidad, muy útil para el personal de campo. Y finalmente debe haber un módulo que permita la importación automática de la información de la red a un Sistema de Administración de la Distribución (DMS), que se verá más adelante. Estas herramientas deben ser de utilización amigable para el personal de operación, mantenimiento y diseño de las redes de distribución eléctrica, que son, normalmente, muy dinámicas, con muchos cambios y modificaciones. c) Sistema de Control Suprevisorio y Adquisición de datos (SCADA).- (Supervisory Control and Data Acquisition). Son sistemas computarizados que procesan información proveniente de campo, en tiempo real, y que pueden controlar y monitorear infraestructuras industriales, o procesos continuos de producción, transporte, generación, redes eléctricas, de gas, de petróleo, de productos refinados, de agua, de telecomunicaciones, etc. Un SCADA se compone de varios subsistemas: *Interfaz Hombre-Máquina (MMI).-(Man-Machine Interface) Son los dispositivos y elementos de software que le permiten al operador estar en comunicación en tiempo real con el proceso y Especialidad: Eléctrica!!!13!

14 sus variables, fijar límites de supervisión y alarma, tomar decisiones en situaciones críticas, hacer diagnósticos, tendencias, pronósticos, mantenimientos programados, etc. La información se le presenta al operador en forma gráfica, esquemática, o mediante una cartografía coincidente con el entorno a controlar. Así mismo contiene las utilerías de cómputo necesarias para crear o modificar la topología de una red, o el arreglo físico de una instalación *Un sistema de cómputo que adquiere la información proveniente del proceso y envía comandos de control al mismo. (Centro de Control). Normalmente se ha utilizado la práctica de tener redundancia total en estos sistemas, estando una computadora con sus periféricos en línea, y otro conjunto de equipos igual en stand by. Cuando la que está en línea falla, la otra toma automáticamente el control de proceso con la misma base datos y el estado real de las variables antes de la falla. *Unidades Terminales Remotas (RTUs) (Remote Terminal Units), que reciben las señales en tiempo real de todos los sensores del proceso y los convierte en señales digitales enviando los datos al Centro de Control. *Controladores Lógicos Programables (PLCs), que se utilizan en campo por su versatilidad, flexibilidad, facilidad de configuración, y su precio económico. Usualmente los PLCs asi como las RTUs tienen su propia inteligencia para ejecutar en forma autónoma procesos o rutinas en forma independiente de la Computadora Maestra, o Centro de Control. Una de las ventajas de la tecnología actual es que se cuenta con protocolos de comunicación abiertos, es decir que no son propietarios o exclusivos de un fabricante o integrador, y que además cuentan con las facilidades para integrar prácticamente todos los protocolos existentes en el mercado. *Infraestructura de Comunicaciones que permiten la conectividad de las RTUs con el Centro de Control. En este caso también se debe de tener redundancia para no depender de un Especialidad: Eléctrica!!!14!

15 solo sistema de comunicación o canal. Por ejemplo operar con una red de fibra óptica, respaldada por una red de comunicaciones vía satélite. En la actualidad se pueden utilizar con mucha confiabilidad, redes existentes de comunicación celular, utilizando sofisticados métodos de encriptado de las señales. *Instrumentación de campo necesaria para monitorear las variables que participen en el proceso a controlar, los cuales mediante transductores convierten señales analógicas en señales digitales. Un SISTEMA de CONTROL DISTRIBUIDO se diferencia de lo que se conoce como SCADA porque, como su nombre lo indica, el cerebro o sistema de cómputo está distribuido físicamente en diferentes lugares de la planta de proceso, y usualmente intercomunicada mediante una red LAN (Local Area Network). En cambio un SCADA monitorea y controla variables en áreas físicamente alejadas unas de otras en grandes zonas geográficas: redes de ductos de hidrocarburos, redes eléctricas, redes de agua, etc. Un tema importante es la SEGURIDAD en el software de control de estos sistemas. Mediante técnicas que blinden el software operativo contra ataques cibernéticos de hackers, se ha ido consiguiendo una alta confiablidad contra esas contingencias, que hacen vulnerable el control y monitoreo de procesos de misión crítica, como lo son, sin duda, las redes de distribución eléctrica. d) OMS (Outage Management System) Es una aplicación que funciona sobre la infraestructura de un SCADA que monitorea y controla todos los interruptores involucrados en la red de distribución y cuyas funciones primordiales son: Especialidad: Eléctrica!!!15!

16 Localización o predicción del interruptor o seccionador que debe operar cuando exista una falla en el circuito alimentador. Determinar las prioridades y posibilidades de reconexión administrando los recursos disponibles dentro de la estructura de la red para hacer frente a la emergencia, disminuir el área afectada y la duración del apagón. Proveer información sobre el impacto de la falla, el número de usuarios afectados, y los reportes a los administradores de la empresa eléctrica, los medios de comunicación y las autoridades reguladoras, lo que como consecuencia genera confianza y satisfacción de los clientes. Calcular un estimado del tiempo de interrupción. Gestión de las cuadrillas de campo que participen en la normalización del servicio. Calcular el número de elementos necesarios y equipos de transporte requeridos para la reparación de la falla. Llevar estadísticas e índices de comportamiento del servicio, que determinarán el grado de confiabilidad del servicio. El corazón de un módulo moderno de OMS está basado en un modelo detallado de la red de distribución, y obviamente soportado por la base de un GIS. Combinando las llamadas o quejas de los clientes afectados volcadas sobre el modelo de la red se puede predecir el área donde se localiza la falla, y dado que las redes de distribución eléctrica tienen forma de árbol o son radiales, todas las llamadas sobre un área en específico llevarán al OMS a determinar cuál es el interruptor o seccionador que deberá ser operado para aislar la falla y poder restaurar el servicio al mayor número de clientes posible. Las llamadas de los clientes, normalmente se atienden en un Call Center utilizando un CIS (Customer Information System). Los afectados usualmente estarán ligados a la misma fuente o transformador que Especialidad: Eléctrica!!!16!

17 alimentará sus residencias o sus negocios, lo cual también permite llevar estadísticas muy precisas de la calidad del servicio desde el punto de vista de continuidad. Para que este módulo (OMS) tan importante para la operación eficaz de la red sea efectivo, debe tener el modelo de la red continuamente actualizado, para que la determinación de los clientes afectados sea precisa y pueda saberse en tiempo real qué clientes siguen fuera de servicio y cuáles ya han sido normalizados. Los INDICES que se manejan para medir la confiabilidad del servicio de una red de distribución eléctrica son los siguientes: *SAIFI (System Average Interruption Frequency Index). Este índice mide el promedio de interrupciones por cliente durante un año. O sea: num. total de interrupciones / num. total de clientes. *SAIDI (System Average Interruption Duration Index). Es el promedio de la duración de las interrupciones por cliente durante un año. Si la duración se mide en minutos, el índice se mide en minutos-cliente. O sea: duración total de las interrupciones en un año / num. total de clientes. (En México, la Comisión Federal de Electricidad maneja el índice equivalente TIU, tiempo de interrupción por usuario) Estos dos índices son los más usados para medir la confiabilidad del servicio de distribución eléctrica. Como ejemplo comparativo, los últimos datos registrados muestran que en Estados Unidos el SAIDI es de 1.5 horas al año, mientras que en Singapur es de 3 minutos al año. e) DMS (Distribution Management System). El Sistema de Administración de la Distribución eléctrica es una poderosa herramienta que suministra en forma dinámica, y en tiempo real, la visualización, monitoreo y control de las redes apoyándose en un conjunto de módulos muy poderosos para la planeación, operación, análisis y optimización de dichas redes. Los operadores y planificadores del sistema eléctrico necesitan información Especialidad: Eléctrica!!!17!

18 detallada, rápida y precisa del estado actual e histórico de la red de distribución. Además la información debe presentarse en un formato útil, que permita decisiones estratégicas y tácticas optimizando la explotación del sistema de distribución, a la vez que disminuye el personal necesario para la operación y planificación. Un DMS de última generación consiste en un paquete de software que facilite la ejecución de todas las tareas de distribución en las empresas eléctricas en forma óptima y eficiente. Todas las aplicaciones de un DMS están basadas en un modelo único de red almacenado en la base de datos relacional que es común para todas las funciones. Debe ser capaz de facilitar a la operación de las redes con las siguientes funciones: Monitoreo y control dinámico de la red con las nuevas particularidades de microgeneración incluida. Alcanzar el mejor conocimiento de sus propias redes Desarrollar, diseñar y utilizar en forma más eficiente dichas redes Reducir sustancialmente las pérdidas eléctricas y los costos de operación Aumentar el rendimiento económico de la empresa eléctrica Mejorar la calidad y la cantidad del suministro de energía eléctrica a los consumidores. Administrar en forma más eficiente el mantenimiento Permitir un entrenamiento en simuladores de la red derivados de la base de datos en tiempo real del DMS. El DMS debe estar integrado a un SCADA y a un GIS convirtiéndose en el cerebro de la operación segura y eficiente de la red. Especialidad: Eléctrica!!!18!

19 A continuación se enumeran los módulos básicos que debería conter un DMS de última generación: Modelo de la RED Analizador de la Topología Flujos de carga Estimador de estado Índices de comportamiento Administración de fallas Rutinas de restablecimiento del servicio Restablecimiento de las fuentes de energía Secuencia de eventos Desconexiones bajo carga Tiro de carga (desconexiones programadas) Monitoreo de puntos calientes Administración de órdenes de trabajo Administración de llamadas (OMS) Control de voltajes Control de reactivos (VAR) Reconfiguraciones de la red Pronóstico de demanda a corto y mediano plazo Administración de cargas Pérdidas de energía (técnicas y no técnicas) Análisis de Confiabilidad Especialidad: Eléctrica!!!19!

20 Calculo de fallas (corto-circuito) Ajustes de relevadores de protección Capacidad de seccionadores y fusibles Administración del mantenimiento Valoración de la seguridad Planeación del desarrollo de la red Localización de capacitores Localización de RTUs Simulador de entrenamiento para el despachador f) Infraestructura de Medición Avanzada (AMI) (Advanced Metering Infrastructure). Consiste en una arquitectura de medición automatizada bidireccional, o sea medidores con comunicación entre la empresa eléctrica y el usuario o cliente. Esta modalidad, de reciente aplicación, permite a la empresa eléctrica tener información en tiempo real de la energía consumida por cada cliente, y a su vez permite al cliente estar informado de sus usos de energía y decidir sus consumos y tiempos en base a las diferentes tarifas existentes, o que deberían existir, en diferentes horarios. El concepto Smart Grid muchas veces se confunde con esta única aplicación, aunque sin duda es una parte importante del concepto integral, pues sin esa interacción de la empresa eléctrica con el cliente, no podría hablarse una red inteligente a cabalidad. Aunque se aplica comúnmente a la medición eléctrica, estos medidores inteligentes, o sea con comunicación bidireccional, también se aplican a la medición del gas natural y del agua. Estos medidores modernos no solo envían datos del consumo de Especialidad: Eléctrica!!!20!

21 electricidad integrado en el tiempo, sino que también notifican las fallas e interrupciones que se presentan, informan de la calidad del servicio que recibe el cliente mediante un monitoreo en tiempo real, y otras aplicaciones. La implantación masiva de las grandes empresas eléctricas con este tipo de medidores ha hecho que los costos de estos dispositivos bajen sensiblemente, y se puedan aplicar hasta el consumidor doméstico simple. En los últimos 5 años se están instalando millones de aparatos en todo el mundo. Así mismo la tendencia a desregular el mercado con grandes grados de libertad para tener generación propia, la posibilidad cada vez más real de almacenar energía, así como la cada vez más frecuente utilización de la energía eléctrica para los automóviles lo que implica diversos dispositivos de carga en el nivel de baja y media tensión de las redes eléctricas, obliga a las empresas eléctricas a investigar nuevas tecnologías y a hacer las inversiones necesarias. En este cada vez más complejo mercado, las empresas eléctricas se enfrentan al gran reto de disminuir las pérdidas (técnicas y no técnicas) tratando de alcanzar la optimización ideal de que la distribución sea equivalente a la generación. Con la aplicación de medidores inteligentes se puede registrar cuándo y cómo es consumida la energía, y se ponderan las tarifas según los horarios y estaciones. Con los medidores inteligentes los clientes ya no están sujetos a las estimaciones tan frecuentes en la tradicional forma de facturar que utilizan las empresas eléctricas y que siempre han sido motivo de quejas y discrepancias. Con estos medidores los clientes pueden ser capaces de administrar sus propios consumos reduciéndolos sustancialmente, mejorando sensiblemente su facturación o costo, y obviamente contribuyendo a reducir las emisiones de carbón a la atmósfera. Es decir, el cliente puede cambiar sus hábitos de consumo para lograr estos efectos favorables. Especialidad: Eléctrica!!!21!

22 Un problema crítico para el buen funcionamiento de los medidores inteligentes es el sistema de comunicación, ya que ésta debe ser confiable y segura de y hacia el Centro de Control del sistema eléctrico. Teniendo en cuenta la gran variedad de lugares y condiciones de clima donde se aplican, este reto puede llegar a ser tremendamente importante. Para ello se tienen varias alternativas de solución, tales como radio, fibra óptica, satélite, y la muy utilizada con las nuevas tecnologías de PLC (power line communication) o sea utilizar la propia infraestructura del cableado de la red eléctrica como medio de comunicación. No se puede perder de vista en la actualidad la utilización de redes Wi-Fi o IP (Internet Platform). Para la gestión operativa y comercial de la mencionada infraestructura de medidores inteligentes se tiene un módulo de software llamado MDM ((Metering Data Mangement), que proporciona diversas aplicaciones, tales como: -Planeación y gestión del despliegue de medidores inteligente -Mejor precisión en la información al cliente y la facturación del consumo. -Información para reportes ejecutivos dentro de la empresa eléctrica. -Posibilidad de conexión y desconexión remota de usuarios, o de algunos de sus consumos. -etc. Especialidad: Eléctrica!!!22!

23 V. INTEGRACIÓN ÚNICA Figura 4 Arquitectura de la Solución Smart Grid En la figura 4 se muestra la arquitectura ideal para una solución integrada de las aplicaciones anteriormente descritas para una red inteligente de distribución eléctrica que se constituye en una solución única donde conviven simultáneamente los módulos AMI / SCADA / GIS / OMS / DMS. El DMS provee la coordinación básica y la herramienta de toma de decisiones que permite la utilización óptima, administración y coordinación de todos los equipos e instalaciones de la red de distribución. Obviamente la aplicación de tecnologías avanzadas para operar una red inteligente de distribución está basada en la premisa que la infraestructura básica de la red: postería, cables, aisladores, Especialidad: Eléctrica!!!23!

24 transformadores, seccionadores, etc, están en buenas condiciones. En muchos casos, las empresas eléctricas tienen que hacer grandes inversiones en modernizar la infraestructura básica de sus redes para llegar al punto aceptable de continuidad y calidad del servicio. Sin embargo los costos de la modernización aplicando las tecnologías descritas anteriormente es mucho más bajo comparado con las del equipo primario, pero los beneficios obtenidos son varias veces superiores a las inversiones. La columna vertebral del sistema integrado de gestión inteligente lo componen la comunicación entre AMI y el DMS. A continuación se presentan los beneficios que pueden alcanzarse con la integración de los módulos anteriormente descritos: a) Diferimiento de Inversiones de Capital.- (DMS, AMI, GIS, SCADA, OMS). La optimización de la operación de la red permite una mejor utilización de las instalaciones disponibles, y un diferimiento de las inversiones en nuevas construcciones. Las aplicaciones Reconfiguración Optima de la Red, Coordinación de las secuencias de switcheo, Localización óptima de Capacitores, Localización Óptima de RTUs, Planeación de la expansión de la Red, y la Regulación de Voltaje, facilitan el diferimiento de nuevas construcciones que puede representar de un 10% a un 30% dentro del horizonte planeado. Si se le agrega la función Despacho óptimo de la generación distribuida en la red se posibilita también diferir las costosas inversiones en nuevas plantas. Balanceando las cargas en los diferentes alimentadores de medio voltaje se liberan las sobrecargas y se extiende la vida útil de los equipos lo que implica también diferimiento de inversiones. b) Mejoramiento de la Operación de la Red. (DMS, AMI, SCADA).Las pérdidas de energía en la red son técnicas y notécnicas. A nivel mundial, en empresas eléctricas de países de Especialidad: Eléctrica!!!24!