Universidad de Costa Rica Facultad de Ingeniería Escuela de Ingeniería Eléctrica

Universidad de Costa Rica Facultad de Ingeniería Escuela de Ingeniería Eléctrica IE 0502 Proyecto Eléctrico Estudio de pre-factibilidad para la implementación de una red eléctrica inteligente ( Smart Grid ) en la Empresa de Servicios Públicos de Heredia (E.S.P.H. S.A) Por: Allan Andrés Valverde Saborío Ciudad Universitaria Rodrigo Facio Julio del 2012

Estudio de pre-factibilidad para la implementación de una red eléctrica inteligente ( Smart Grid ) en la Empresa de Servicios Públicos de Heredia (E.S.P.H. S.A) Por: Allan Valverde Saborío Sometido a la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Costa Rica como requisito parcial para optar por el grado de: BACHILLER EN INGENIERÍA ELÉCTRICA Aprobado por el Tribunal: Ing. Diego Dumani Jarquín Profesor Guía Ing. Fabián Abarca Calderón Profesor lector Ing. Marco Salazar Blanco Profesor lector ii

DEDICATORIA Se le dedica este proyecto eléctrico a todas las personas e instituciones que a lo largo de mi carrera universitaria han sido colaboradores; dentro de los cuales vale la pena destacar: La Universidad de Costa Rica, a la cual le tengo una gran gratitud, ya que ha sido mi segundo hogar durante estos años de estudio, a la Empresa de Servicios Públicos de Heredia, la cual muy amablemente me brindó la oportunidad de realizar mi extensión profesional, a los ingenieros eléctricos Diego Dumani Jarquín, Fabián Abarca Calderón, Marco Salazar Blanco, los cuales fueron mi guía en la realización de este proyecto y por supuesto a mis padres Allan Valverde Alpízar y Sonia Saborío Rodríguez, los cuales siempre estuvieron pendientes de mi realización profesional. iii

RECONOCIMIENTOS Al SIBDI de la UCR, ya que a través del convenio con la IEEE se pudo hacer uso de gran cantidad de documentos como revistas, publicaciones de conferencias que son base fundamental en las citas bibliográficas y sustentación de este proyecto. Además a la ESPH S.A, la cual fue la empresa donde realicé la práctica profesional y fue la fuente de los datos económicos. iv

ÍNDICE GENERAL 1. CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN... 14 1.1 Objetivos... 15 1.2 Objetivo general... 15 1.1.2 Objetivos específicos... 15 1.3 Metodología... 16 2. CAPÍTULO 2: DESARROLLO TEÓRICO... 17 2.1 Definición de smart grid... 17 2.2 Estado del arte de la tecnología de smart grid y avances de otros países... 18 2.2.1 Grupos destacados de desarrollo y estandarización del concepto de Smart Grid... 18 2.2.2 Iniciativas en EE.UU... 19 2.2.3 Iniciativas en la Unión Europea... 21 2.2.4 Iniciativas en Japón... 21 2.2.5 Iniciativas en China... 22 2.2.6 Iniciativas en Costa Rica... 22 2.3 Reseña de posibles arquitecturas de una Smart Grid... 25 2.4 Subconceptos y aplicaciones asociados al Smart Grid... 32 2.4.1 Generación distribuida y gestión de la demanda... 33 2.4.2 Interactividad... 36 v

2.4.3 AMR y AMI... 37 2.4.4 Control de la red y diagnóstico de averías... 41 2.4.5 Opciones tarifarias... 42 2.4.6 Vehículos Eléctricos... 42 3. CAPÍTULO 3: ESTUDIO DE PRE-FACTIBILIDAD DE LA IMPLEMENTACIÓN DE LOS CONCEPTOS DE SMART GRID ASOCIADOS A LA MEDICIÓN REMOTA EN LA ESPH S.A... 44 3.1 Beneficios obtenidos por la ESPH S.A asociados a una posible infraestructura de medición remota.... 44 3.2 Pre-factibilidad ambiental... 45 3.3 Pre-factibilidad social... 50 3.4 Pre-factibilidad de imagen... 51 3.5 Pre-factibilidad económica... 52 3.5.1 Panorama actual en la ESPH S.A... 53 3.5.2 Análisis de los costos para la implementación del proyecto... 57 3.5.3 Análisis de los costos actuales por concepto de medición, corte y reconexión... 58 3.6 Pre-factibilidad legal... 62 4. CAPÍTULO 4: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES... 63 4.1 Conclusiones... 63 4.2 Recomendaciones... 64 vi

BIBLIOGRAFÍA... 66 APÉNDICES... 70 Apéndice 1. Artículo publicado en la revista Summa [15]:... 70 Apéndice 2. Artículo publicado en el diario El Financiero [16]:... 72 ANEXOS... 74 Anexo 1. Ley 7200... 74 Anexo 2. Lista de estándares relacionados con Smart Grid [27]... 83 vii

ÍNDICE DE FIGURAS Figura 2.1 Proyectos asociados con Smart Grid en EEUU... 20 Figura 2.2: Cantidad de medidores con AMR instalados en el 2010 por la ESPH... 24 Figura 2.3: Diagrama de interoperabilidad según NIST [5]... 25 Figura 2.4 Diagrama detallado de interoperabilidad... 27 Figura 2.5 Diagrama de interoperabilidad basado en protocolo IP [11]... 29 Figura 2.6 Descripción de alto nivel de una Smart Grid [2]... 31 Figura 2.7 Generación distribuida [8]... 34 Figura 2.8 Demanda promedio de días laborales en Costa Rica [9]... 35 Figura 2.9 Medidores Itron-centron convencional (izquierda) y de lectura remota vía PLC (derecha)... 39 Figura 2.10 Módulos de comunicación vía PLC de Itron... 40 Figura 2.11 Diagrama esquemático parcial del puerto de comunicación PLC... 41 Figura 3.1 Capacidad instalada y generación por fuente energética [9]... 48 Figura 3.2 Uso histórico de las fuentes para suplir la demanda nacional [9]... 49 Figura 3.3 Energía demandada por cada sector de consumo en la ESPH [23]... 50 Figura 3.4 Gráfico de la cantidad de lecturas por mes en la ESPH [20].... 56 Figura 3.5 Cantidad de cortes a usuarios de la ESPH desde 2009 a Julio 2011 [25]... 60 Figura 3.6 Cantidad de reconexiones a usuarios de la ESPH desde 2009 a Julio 2011[25]. 60 viii

ÍNDICE DE TABLAS Tabla 2.1 Comparación entre las tecnologías de comunicación GPRS, PLC y RF... 38 Tabla 3.1: Detalle de la cantidad de clientes de la ESPH para 2010 [20].... 55 Tabla 3.2: Resumen de los costos de los equipos [20]... 57 Tabla 3.3: Gastos operativos y de mantenimiento anuales para el proyecto de lectura remota... 58 Tabla 3.4: Costos mensuales aproximados de la actual flotilla de medición... 59 Tabla 3.5: Costos por corte/reconexión mensual en la ESPH S.A del 2009 a mediados del 2011:... 61 Tabla 3.6: Total de gastos anuales entre el actual sistema y el sistema proyectado en colones... 61 ix

NOMENCLATURA ABB: Asea Brown Boveri, empresa de equipo de automatización industrial AMI: Advanced Metering Infrastructure ó infraestructura avanzada de medición AMR: Automatic Meter Reading ó lectura automática de medidor. BAN: Business Area Network ó red de área de empresa CEN: Comité Europeo de Normalización CENELEC: Comité Europeo de Normalización Electrotécnica CNFL: Compañía Nacional de Fuerza y Luz CPU: Unidad Central de Procesamiento CS: Customer Systems ó sistemas de los clientes DOE: Department of Energy of the USA DS: Distribution Systems ó sistemas de distribución EAN: Extended AreaNetwork ó red de área extendida EEUU: Estados Unidos de América EISA: Acta de Independencia Energética y Seguridad de EEUU EM: Equipment Manufacturing ó fabricación de equipos EMT: Transmisor para medidor electrónico por sus siglas en inglés. ESPH: Empresa de Servicios Públicos de Heredia ETSI: Instituto Europeo de Normas de Telecomunicación EU: European Union EV: Electrical Vehicle FAN: Field Area Network ó red de área de campo FERC: Por sus siglas en inglés, Comisión Federal de Regulación de Energía de EEUU GPRS: General packet radio service. Comunicación de dispositivos mobiles 2G ó 3G HAN: Home Area Network ó red de área doméstica x

IAN: Industrial Area Network ó red de área industrial ICE: Instituto Costarricense de Electricidad ICP: Interruptor para el control de la potencia IEC: International Electrotechnical Commission ó Comisión Electrotecnica Internacional. IEEE: Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, por sus siglas en inglés IP: Internet Protocol ó protocolo de internet. IS: Integrated Systems ó sistemas integrados kw: kilowatt kwh: Kilowatt hora LAN: Local Area Network ó red de área local MAN: Metropolitan Area Network ó red de área metropolitana Mbps: Megabits por segundo MTU: Unidad de máxima transferencia por sus siglas en inglés NAN: Neighborhood Area Network ó red de área de alrededores o cercanías NIST: National Institute of Standards and Technology NREL: laboratorio Nacional de energías renovables de EE UU OASys: Software para Monitoreo de la Calidad del Voltaje. OMU: Unidad moduladora de salida por sus siglas en inglés PEV: Plug-In Electric Vehicle ó vehículo eléctrico enchufable PLC: Power line communication ó comunicación por las líneas de potencia RCU: Unidad de control y recibimiento por sus siglas en inglés RD: Regional Demonstration ó proyectos regionales. RF: Radio frecuencia SCADA: Supervisory Control and Data Acquisition. (Control de Supervisión y adquisición de Datos SD: Storage Demonstration ó sistemas de almacenamiento SIBDI: Sistema de bibliotecas, Documentación en Información de la UCR xi

SIM: Subscriber Identity Module TIC: Tecnologías de la información y la comunicación TOU: Time of Use ó tiempo de uso por sus siglas en inglés TS: Transmission Systems ó sistemas de transmisión TWACS: Sistema de comunicación automática de dos vías UCR: Universidad de Costa Rica UEN: Unidad Estratégica de Negocio de la ESPH S.A USA: United States of America WAN: Wide Area Network ó red de área extensa xii

RESUMEN En el siguiente documento se parte con la definición de Smart Grid, para luego mencionar una reseña de las instituciones que llevan la batuta en este tema, y de los avances que se han hecho en el país y algunos países del mundo con respecto a redes inteligentes. Luego se mencionan y describen brevemente las posibles arquitecturas que una Smart Grid puede tomar, y se destaca la importancia de la interoperabilidad de los sistemas que la conforman. Se discute además de las diferentes aplicaciones y beneficios que trae consigo la implementación de las redes eléctricas inteligentes; además se realiza un estudio de prefactibilidad que toma en cuenta los factores social, ambiental, de imagen, legal y económico. Al final de este documento se destacan las conclusiones más importantes y se hacen algunas recomendaciones. xiii

1. CAPÍTULO 1: Introducción La modernización de los sistemas de comunicación y la digitalización ha venido siendo una constante en estos últimos años, y las redes de distribución eléctrica no son la excepción, la necesidad de optimizar el uso de los recursos energéticos ha sido uno de las razones de peso que ha provocado la necesidad de implementar redes de distribución inteligentes. En este proyecto se pretende estudiar el concepto de Smart Grid o red de distribución eléctrica inteligente y los beneficios que aporta a la red de distribución eléctrica, además de observar la implementación que ya se ha logrado en otros países para poder aprender de las experiencias ajenas a nuestro país, luego se pretende hacer un estudio de pre-factibilidad para la implementación en la ESPH S.A de algunas de las aplicaciones de la nube de conceptos de smart grid asociadas principalmente a la medición remota. 14

1.1 Objetivos 1.2 Objetivo general Realizar un estudio de pre-factibilidad que arroje conclusiones tanto técnicas como económicas para la implementación del concepto de red eléctrica inteligente ( Smart Grid ) asociados a la medición remota en la red de distribución de la E.S.P.H S.A 1.1.2 Objetivos específicos Establecer el concepto de red inteligente ( Smart Grid ). Realizar un estudio de otros países donde ya se hayan implementado los conceptos de una red eléctrica inteligente. Definir los costos y beneficios de la implementación de una red eléctrica inteligente asociada a la medición remota en la E.S.P.H S.A 15

1.3 Metodología Para la realización de este proyecto se llevará la siguiente metodología: 1. Definir el concepto de smart grid, para lo cual se utilizarán fuentes tales como libros, sitios de internet, etc. 2. Mencionar y explicar cada uno de los subconceptos y sus respectivos beneficios de implementación a la red de distribución eléctrica. 3. Investigar acerca de las redes de distribución eléctricas inteligentes implementadas en otros países. 4. Estudiar los beneficios que representaría la implementación de los conceptos de smart grid asociados a la medición remota para la ESPH 5. Estudiar los costos que representaría la implementación de los conceptos de smart grid asociados a la medición remota para la ESPH 6. Realizar un estudio de pre-factibilidad donde se consideren los costos y beneficios que trae la implementación de los conceptos de smart grid asociados a la medición remota en la ESPH 16

2. CAPÍTULO 2: Desarrollo teórico 2.1 Definición de smart grid Es necesario primero definir el concepto de smart grid o red de distribución eléctrica inteligente. Es una red de energía eléctrica acorde a los adelantos tecnológicos del siglo XXI y la era digital, que incorpora las tecnologías de la comunicación y la computación a la infraestructura de la red de distribución principalmente, además cuenta con un flujo en ambas direcciones tanto de energía como de información entre la empresa y los clientes y/o usuarios, para lograrlo existen equipos y sensores asociados en la red eléctrica; su razón de ser se basa en tratar de desarrollar una red eléctrica más eficiente y fiable, que asegure el suministro constante y la calidad del mismo, además de la seguridad y la maniobrabilidad de la red [2]. El concepto de smart grid ha venido a describir una siguiente generación de los sistemas de potencia eléctrica que está tipificada por el incrementado uso de las comunicaciones y tecnología de la información en la generación, el transporte y el consumo de energía eléctrica [1]. Para un sistema de potencia, esto permite muchas funciones que traen consigo la optimización en combinación con la generación y el almacenaje, la transmisión y la distribución, hacia metas que aseguran la confiabilidad, optimizan y minimizan el uso de energía, mitiga el impacto ambiental, administra los recursos y minimiza los costos [3]. 17

2.2 Estado del arte de la tecnología de smart grid y avances de otros países A menudo las redes eléctricas inteligentes son asociadas sólo con el uso de medidores eléctricos inteligentes y una comunicación de la empresa de servicios públicos con el cliente, pero su alcance es más que eso, de hecho su implementación permitiría tener control sobre la demanda de la energía eléctrica. Los medidores inteligentes es sólo uno de los servicios que trae consigo la Smart Grid; una red de distribución inteligente debería traer consigo además la utilización de controles automáticos y sensores y debería poder permitir el almacenamiento de energía y generación distribuida. Lo interesante es que hay mucho por hacer y ningún país lleva hasta el momento una delantera muy marcada en el desarrollo definitivo de Smart Grid, lo que le da a los países en vía de desarrollo la oportunidad de participar activamente en su diseño y desarrollo [2]. 2.2.1 Grupos destacados de desarrollo y estandarización del concepto de Smart Grid Los siguientes son algunos de los grupos de mayor renombre o más destacados en el desarrollo e investigación de las tecnologías asociadas con la Smart Grid: IEC Smart Grid Strategy Group: La IEC ha sido una fuente de referencia para gran cantidad de proyectos relacionados con Smart Grid a través del mundo, han 18

desarrollado estándares para la interoperabilidad de los sistemas y dispositivos que conforman la red. [12]. National Institute of Standards and Technology (NIST): Fue el instituto nombrado por los EEUU en el Acta de Independencia Energética y Seguridad (EISA) de 2007, para gestionar el proyecto de selección de un conjunto de estándares para la red Smart Grid de ese país, sin embargo, en sí mismo no es un organismo de estandarización [5]. IEEE P2030. Es uno de los tantos grupos de trabajo de la IEEE, está encargado de la creación de una guía para la interoperabilidad para la implementación de las nuevas tecnologías eléctricas y de información [13]. Para ver una lista de estándares relacionados con Smart Grid, refiérase al anexo 2 de este documento. 2.2.2 Iniciativas en EE.UU A continuación se describirá algunas de la iniciativas que ha habido en EEUU con el tema de Smart Grid, como ya se había mencionado, el NIST es la institución designada para llevar a cabo los planes de implementación y la escogencia de los estándares [5]. Es el Departamento de Energía de los EEUU (DOE) el que se ha encargado de hacer las ayudas de inversión, los incentivos y las garantías en los préstamos para que se 19

pongan en marcha los proyectos relacionados con la red inteligente, tales como la instalación de sensores en las redes de distribución, los medidores inteligentes, y los proyectos de generación distribuida entre otros. El NIST ha identificado al menos 75 estándares, especificaciones o guías que pueden ser aplicables en la actual transformación de la tradicional red eléctrica a una red eléctrica inteligente [5]. En la figura 2.1 se puede observar la gran cantidad de proyectos asociados con Smart Grid en EEUU [19]. En la página web del Smart Grid Information Clearinghouse se puede obtener información detallada de cada uno de los proyectos asociados a Smart Grid simplemente haciendo click en cada logotipo. Figura 2.1 Proyectos asociados con Smart Grid en EEUU [19] 20

En la nomenclatura de este documento se puede observar el significado de cada bloque en el mapa. 2.2.3 Iniciativas en la Unión Europea En Europa por otro lado las tres instituciones que se encuentran a la vanguardia de las estandarizaciones son: el Comité Europeo de Normalización (CEN), el Comité Europeo de Normalización Electrotécnica (CENELEC) y el Instituto Europeo de Normas de Telecomunicación (ETSI). Actualmente hay cerca de 110 estándares aplicables disponibles para el campo de los medidores inteligentes. La visión de una arquitectura abierta posiciona al medidor inteligente como un dispositivo central en el hogar [2]. 2.2.4 Iniciativas en Japón En Japón el enfoque de las redes inteligentes tiene un enfoque diferente, van dirigidos a permitir la implementación de energías renovables y una infraestructura para los vehículos eléctricos, debido a que el objetivo de Japón es reducir la emisiones de dióxido de carbono en un 25% con respecto a los niveles alcanzados en los años 90 s por este mismo país [2]. 21

2.2.5 Iniciativas en China Las inversiones referentes a Smart Grid en China van enfocadas en realizar una red más fuerte e inteligente, con mayor capacidad, más confiable, eficiente y robusta, que además pueda integrar energías renovables. El gobierno chino aprobó un plan de estímulos de $586 billones de dólares para inversión a gran escala en materia de vivienda de bajos ingresos, agua, infraestructura rural y electricidad. Un efecto secundario de este plan de estímulos es el aumento de la inversión en energía renovable y la eficiencia energética en China. Un acercamiento muy prometedor para el país, como la inclusión de planes de conservación de energía en su infraestructura, es la construcción de una red inteligente [2]. 2.2.6 Iniciativas en Costa Rica Nuestro país tiene como objetivo cumplir con la meta de ser carbono neutrales para el año 2021, está claro que a pesar de que la mayor parte de la generación en Costa Rica proviene de fuentes renovables [9], se cuenta aún con fuentes que dependen de derivados del petróleo para garantizar el completo abastecimiento del país; empresas estatales de suministro eléctrico como el ICE y la ESPH han tenido iniciativas de implementación, los cuales son pasos y avances importantes con mira a tener una red eléctrica inteligente en el país. 22

ICE: El ICE en este momento cuenta con un plan piloto para aquellos clientes que cuentan con sistemas de generación distribuida, este plan es de tipo autoconsumo, es decir, el ICE recibe los excedentes de generación después del consumo del cliente, y suministra de la misma forma en el momento que el cliente no se pueda autoabastecer; al final, la tarifa que paga el cliente es la diferencia entre lo consumido y lo entregado a la red, a este sistema se le conoce como neteo, el ICE en ningún momento hace una retribución económica por el suministro a la red, debido a que la generación distribuida no se encuentra legislada en el país [22]. ESPH S.A: En la ESPH se cuentan actualmente con 610 medidores inteligentes que cuentan con el sistema de medición remota AMR (automatic meter reading) vía PLC (power line communication), los mismos se comunican con un equipo que se encuentra instalado en la subestación de Concepción de San Rafael de Heredia, los medidores se encuentran instalados en las regiones de San Rafael y San Isidro de Heredia; dicho proyecto está subcontratado a la empresa ACLARA, en la figura 2.2 se puede observar un gráfico de la instalación de estos medidores en el periodo 2010. 23

Figura 2.2: Cantidad de medidores con AMR instalados en el 2010 por la ESPH 24

2.3 Reseña de posibles arquitecturas de una Smart Grid El NIST propone un diagrama de interoperabilidad de los sistemas que conforman la Smart Grid, en él se traza la comunicación que debe existir entre los diferentes entes que conforman la red inteligente, este diagrama no necesariamente representa la arquitectura definitiva o final de una Smart Grid, sino que es un marco de referencia para describir el desarrollo de esta arquitectura [5]. A continuación se presenta el diagrama de interoperabilidad del NIST: Figura 2.3: Diagrama de interoperabilidad según NIST [5] 25

Para comentar el anterior diagrama es necesario primero tener claro el concepto de interoperabilidad, según la IEEE [28], la interoperabilidad es la capacidad de dos o más sistemas o componentes para poder intercambiar información y utilizar esta información intercambiada; este concepto es de gran importancia en el tema de Smart Grid, ya que los sistemas que lo integran deben ser capaces de comunicarse entre sí, para lo cual deben tener protocolos de comunicación compatibles o en su defecto deben existir interfaces de comunicación que permitan la interoperabilidad. Se puede ver en la figura 2.3 que el sistema de transmisión es igual al presente en la actualidad, donde se presentan la generación, luego la transmisión y la distribución que al final llega a servir al cliente, sin embargo, debe haber un flujo de potencia bidireccional entre el cliente final y el sistema de distribución, esto es lo que se conoce como generación distribuida y se va a explicar con mayor detalle en este documento. Por otro lado se puede apreciar el flujo de comunicación o de datos que debe existir entre los mercados eléctricos, el proveedor de servicios, el departamento de operaciones, el cliente y los sistemas de distribución, transmisión y generación de potencia eléctrica; al plantear la arquitectura de una Smart Grid en una empresa de servicios eléctricos, se debe primero hacer un levantamiento de los sistemas con los que se cuentan, y hacer luego una evaluación de la situación presente para tomar una decisión en cuanto a cuáles son los sistemas que se deben conservar, y definir las posibles adaptaciones que haya que hacer para adaptarlos a la nueva red inteligente. 26

continuación: Un diagrama de interoperabilidad más específico se muestra y se describe a Figura 2.4 Diagrama detallado de interoperabilidad [5] Se puede observar de la figura 2.4, que el cliente final debe ser capaz de poder comunicarse con el proveedor de servicios a través de su contador de energía, ya sea vía PLC, RF, ó GPRS; además debe haber una retroalimentación de información a través de la 27

red de internet. Además se puede comentar que los sistemas SCADA del departamento de operaciones deben permitir la interoperabilidad con las redes de transmisión y distribución y dicha comunicación se propone por medios de redes de internet. Smart Grid es un sistema conformado por subsistemas que combina una gran variedad de tecnologías, dichos subsistemas requieren interfaces bien definidas y armonizadas con los estándares existentes, es importante mencionar como las arquitecturas propuestas apuntan hacia una comunicación de sus componentes con protocolos de internet, los cuales se encuentran bien definidos y establecidos. A continuación se propone una arquitectura que utiliza IP como protocolo unificador. En la figura 2.5 se presentan los segmentos de una red de comunicación basada en redes de área (LAN, BAN, HAN, FAN, etc.), contrastada con los sistemas de potencia (generación, transmisión y distribución). 28

Figura 2.5 Diagrama de interoperabilidad basado en protocolo IP [11] continuación: Los elementos básicos de la arquitectura de comunicación se describen a 29

Customer Premise (instalaciones del cliente): Los clientes de la empresa de suministro eléctrico (viviendas, negocios e industrias), según la arquitectura, necesitarán de una HAN, una BAN o una IAN. Al combinar las HAN con la infraestructura AMI (medidores bidireccionales) los clientes podrán tener control de su consumo y demanda de energía eléctrica a través de equipos como pantallas; se podrá programar los termostatos de los sistemas de aire acondicionados, los vehículos eléctricos para que entren en operación en función de las tarifas presentes o en función de la curva de demanda diaria de la empresa, los vehículos eléctricos gestionarán automáticamente su carga con la empresa de suministro eléctrico, al igual lo podrán hacer las fuentes de energía renovable (solar / eólica) y dispositivos de almacenamiento. Last Mile (Última milla): Son redes de comunicación bidireccionales, donde se definen las NAN y las FAN y la infraestructura AMI, estas redes de comunicación proporcionan una cobertura geográfica limitada. Se caracteriza por la comunicación del cliente con el sistema de distribución de la empresa de suministro eléctrico. Backhaul (red de retorno): Es la interfaz que conecta la red WAN a la red de última milla. Transporta datos de los usuarios, parámetros de control de la red y sus componentes, además información de los dispositivos de la red de distribución [2]. Wide Area Networks (WAN): Las WAN áreas más amplias que usan diferentes sistemas de comunicación. Se componen de la red de área metropolitana (MAN), que conectan la mayoría de los servicios de los distintos proveedores de servicio. 30

En la figura 2.6 se muestra una descripción de más alto nivel del Smart Grid, su objetivo es garantizar la interoperabilidad entre los dominios, la idea es que cada dominio pueda interactuar con el sistema completo y participar en el cumplimiento de las metas sociales y de negocio propuestas alrededor de la grilla inteligente. Figura 2.6 Descripción de alto nivel de una Smart Grid [2] 31

Se puede observar que cada uno de los dominios utiliza su tecnología y su protocolo de comunicación, los cuales están basados en protocolos de internet y direcciones IP, el cual es un estándar abierto. Es conveniente además el uso de soluciones o tecnologías híbridas que se combinan para adaptarse a las características y especificaciones de cada empresa de servicios públicos y además ayudan a alivianar el riesgo de las inversiones en una única tecnología [14]. Las empresas de servicios públicos deben tener muy claro cuáles son sus necesidades a la hora de plantear los alcances de los proyectos relacionados con Smart Grid, a partir de ese momento se debe estudiar cual es la mejor arquitectura que se adapte a las necesidades de infraestructura y de comunicación, para luego realizar la inversión de la manera más óptima y eficiente para cada empresa. 2.4 Subconceptos y aplicaciones asociados al Smart Grid Todas las aplicaciones y subconceptos que están relacionados con Smart Grid tienen como objetivo principal desarrollar una red eléctrica más robusta, eficiente y fiable, que garantice la seguridad y la calidad del suministro eléctrico. Es importante saber que Smart Grid no sólo es un concepto, sino que es un esquema que integra tecnologías que juntas conforman la red inteligente, la cual trae consigo beneficios tanto para los clientes y usuarios como para las empresas de servicios públicos. 32

A continuación se mencionarán y explicarán algunos de los subconceptos y aplicaciones que engloban el concepto de Smart Grid: 2.4.1 Generación distribuida y gestión de la demanda La generación distribuida consiste en la generación de energía eléctrica por medio de pequeñas fuentes de energía que se encuentran conectadas directamente a la red de distribución del sistema eléctrico. Es evidente que la generación, transmisión y distribución convencionales de la red eléctrica sigue existiendo en el nuevo modelo de red eléctrica inteligente, sin embargo una porción de la energía generada en las grandes plantas de generación será sustituida por la generación distribuida, las fuentes renovables y los sistemas de almacenamiento, de esta menara algunos clientes pasarían de ser simples receptores de electricidad a convertirse en fuentes alternativas de producción de electricidad [7]. Para contar con generación distribuida es necesario tener un flujo bidireccional de potencia entre el cliente final y la empresa que brinda el servicio, para ello es necesario contar con los contadores de energía necesarios de flujo bidireccional, en la figura 2.7 se puede observar la red de distribución convencional y la red con generación distribuida. 33

Figura 2.7 Generación distribuida [8]. Es necesario que se definan las tarifas y lineamientos necesarios para poder ser parte de esta implementación, además que se estudien cuales son las fuentes más eficientes de generación distribuida que se adapten a cada escenario geográfico y ambiental en específico. El uso de medios de almacenamiento que abastezcan las red en horas de demanda máximas, es una alternativa para la generación distribuida; si por ejemplo se cuenta con un vehículo híbrido que almacene energía eléctrica en sus baterías mientras se utiliza en carretera, esta energía eléctrica se puede aprovechar para aportarla a la red en momentos críticos de mayor demanda nacional y de esa manera evitar que se tengan que hacer uso de las plantas térmicas para garantizar el abastecimiento en los momentos pico de mayor demanda. En la figura 2.8 se puede observar la curva de demanda promedio para los días laborales del año 1997 al 2007 en Costa Rica. Una de la metas de la generación distribuida 34

consiste en aplanar esta curva, de manera que en los periodos pico esta demanda no sólo la supla la empresa de servicios, sino que la generación distribuida refuerce en estos periodos; es claro que para esto es necesario la modificación de la legislación actual costarricense y la definición de tarifas bidireccionales que sean atractivas para los clientes. Figura 2.8 Demanda promedio de días laborales en Costa Rica [9] Uno de los problemas de la generación distribuida ha sido la falta de eficientes medios de almacenamiento de la energía eléctrica; con lo cual las empresas de servicios públicos se han visto obligadas a tener centrales de generación que utilizan combustibles y derivados del petróleo para garantizar el constante abastecimiento y la constante demanda principalmente en los periodos pico. Por lo tanto, el reto de los medios de almacenamiento es hacerlos robustos, confiables, seguros y económicamente competitivos [10]. 35

2.4.2 Interactividad Uno de los objetivos principales de las redes inteligentes es tener la capacidad de gestionar gran cantidad de información acerca del estado de la red, la generación, la transmisión, la distribución, la demanda de los usuarios, para ello se necesita una infraestructura de TIC que sea confiable y segura. El cliente debe tener la capacidad de monitorear en tiempo real su consumo. Por otro lado, la empresa debe tener la capacidad de monitorear las variables y el estado de la red eléctrica para poder tomar medidas correctivas en caso de fallos de suministro, bajos o altos voltajes, factores de potencia muy bajos, etc. esto mediante la adición de sensores y actuadores que corrijan estas variables a sus valores nominales. Si por ejemplo se presenta una falla de suministro en cierto sector de la red eléctrica, lo que se trataría de hacer es ubicar las zonas afectadas, aislarlas mediante los reconectadores de manera que sea la mínima cantidad de usuarios los afectados por el fallo de suministro para luego desplegar una cuadrilla de mantenimiento de redes para la solución de la falla, esto se lograría en el mínimo tiempo posible debido a la integración de los sistemas de diagnóstico presentes en la red de distribución inteligente. La interactividad con el cliente final es un valor agregado a la red inteligente de mucho peso, ya que este sería el vínculo de retroalimentación entre el cliente y la compañía de servicios eléctricos. 36

2.4.3 AMR y AMI El smart metering o medición inteligente es el proceso mediante el cual se mide y cuantifica la energía eléctrica consumida o entregada a la red, y además se envía dicha información a las empresas de servicios públicos por medios de las TIC, además incluye los medios y equipos necesarios para poder actuar sobre el sistema en caso necesario de ser necesario realizar una conexión-desconexión mediante interruptores de control de potencia (ICP) que puede estar integrado dentro del mismo contador de energía eléctrica [18]. Del smart metering se derivan los conceptos de AMR y AMI El AMR permite la lectura remota de los dispositivos instalados en la red de distribución, mientras que el AMI permite la bidireccionalidad de datos y de potencia eléctrica entre el cliente y la empresa de servicios, diferentes medios de comunicación se pueden implementar para la transmisión de datos entre el cliente y la empresa de servicios eléctricos, entre los más populares se pueden mencionar GPRS (2G ó 3G), PLC, RF. En la tabla 2.1 se presenta una comparación de estas tecnologías: 37

Tabla 2.1 Comparación entre las tecnologías de comunicación GPRS, PLC y RF [27] Tecnología de comunicación GPRS PLC RF Descripción Ventajas Desventajas Basado en la plataforma de comunicación celular 2G ó 3G Comunicación a través de las líneas de potencia Utiliza la radio-frecuencia como medio de comunicación Mínimo mantenimiento Se utiliza la infraestructura existente de redes de potencia, por lo que llega hasta donde llegue la red. Tecnología ampliamente utilizada desde hace muchos años para diferentes formas de comunicación. Sujeto a tarifas de la compañía de celular, y a disponibilidad de señal, necesita tarjeta SIM Propenso al ruído eléctrico de las redes de distribución. El ancho de banda que es cercano a los 45 Mbps es compartido entre los clientes conectados a la misma red Está limitado por la geografía y las variaciones climáticas, algunas veces necesita de repetidoras de señal. Hay que instalar un módulo en cada medidor Asociado a los conceptos de AMI y AMR se habla además del TOU (time of use) que consiste en una tarifa dinámica que se basa en horarios, de manera que la tarifa puede variar según las horas del día o según los períodos valle o punta de demanda. En la figura 2.9 se puede observar la diferencia física entre un contador de energía eléctrica digital convencional y su semejante de lectura remota vía PLC 38

Figura 2.9 Medidores Itron-centron convencional (izquierda) y de lectura remota vía PLC (derecha) [24] En la figura 2.10 se puede observar un módulo de comunicación con pantalla que utiliza PLC (a la izquierda), se contrasta contra un módulo sencillo con pantalla (a la derecha); ambos son de la marca Itron, y son compatibles con el mismo modelo de contador electrónico. 39

Figura 2.10 Módulos de comunicación vía PLC de Itron En la figura 2.10 se detallan las líneas de comunicación, las cuales se encuentran directamente conectadas a las muelas del medidor y garantizan el flujo de información a través de las líneas de potencia. El diagrama esquemático parcial de la salida del puerto de comunicación vía PLC de este medidor se muestra a continuación en la figura 2.11: 40

Figura 2.11 Diagrama esquemático parcial del puerto de comunicación PLC 2.4.4 Control de la red y diagnóstico de averías Para el control de la red eléctrica, actualmente la mayoría de las compañías de servicios eléctricos utilizan el sistema SCADA para controlar las variables de la red, se pretende que con la implementación de una red eléctrica inteligente, los sensores envíen los datos de las variables de la red, como tensión, corrientes, frecuencias, factores de potencia, etc., y que sean los mismos sistemas los que de manera autónoma tengan control de la red en tiempo real, con ello no necesariamente se pretende remplazar todos los sistemas antiguos existentes, sino, buscar de ser posible la manera de volverlos interoperables. En cuanto al diagnóstico de averías, se podría mejorar en gran medida el tiempo de respuesta ante una falla, ya que se contaría en tiempo real con la información de los usuarios afectados, la idea es que en la medida de lo posible, la red cuente con autonomía y 41

con capacidad de auto-recuperación o de al menos aislar la falla, de manera que sea la mínima cantidad de clientes los afectados. 2.4.5 Opciones tarifarias Las nuevas opciones tarifarias podrían ser atractivas y además ser un valor agregado de mucho peso en la implementación de las redes inteligentes, acerca de las opciones tarifarias se puede mencionar la posibilidad de brindar un servicio de suministro eléctrico pre-pago, donde el cliente paga por adelantado por la electricidad que va a consumir, los sistemas de AMR y el interruptor controlador de potencia (ICP), serán los medios físicos encargados de desconectar y reconectar el suministro eléctrico. El pago por adelantado además, educa al cliente en el racionamiento del uso del recurso eléctrico. De opciones tarifarias, se puede hablar además del dynamic pricing, el cual consiste en aplicar una tarifa dinámica en el cobro del consumo eléctrico, que se puede tazar en función de la demanda existente en tiempo real, o por medio de franjas horarias establecidas, de esa manera el cliente tomará conciencia de su demanda en horas pico para el consumo eléctrico y la curva de demanda se verá aplanada. 2.4.6 Vehículos Eléctricos 42

La introducción en masa de los vehículos eléctricos incrementará el consumo eléctrico significativamente, para lo cual es importante estar preparado con una red con tecnología de punta que gestione el control de la demanda provocada por las recargas de estos vehículos. El concepto de V2G (Vehicle to Grid) significa que el vehículo eléctrico gestiona con la red eléctrica inteligente de manera que devuelve energía eléctrica a la red sobre todo en las horas de demanda máxima, esta es una de las alternativas de la generación distribuida. Por otra parte, el concepto de G2V (Grid to Vehicle) significa la gestión del vehículo eléctrico con la red eléctrica, de manera que se programe un período de carga el cual sea conveniente tanto para el cliente como para la empresa de suministro eléctrico, estos periodos de carga serán preferiblemente en las zonas valle de la curva de demanda. 43

3. CAPÍTULO 3: Estudio de pre-factibilidad de la implementación de los conceptos de smart grid asociados a la medición remota en la ESPH S.A Un estudio de pre-factibilidad, tiene como fin decidir sobre la posibilidad de la realización de un proyecto o una idea, para ello se estudian diferentes puntos, tales como los temas ambientales, políticos, económicos, sociales, de imagen, etc. [29]. Se diferencia del estudio de factibilidad principalmente por su grado de profundización, ya que el estudio de pre-factibilidad presenta un primer vistazo de las justificaciones de un proyecto. 3.1 Beneficios obtenidos por la ESPH S.A asociados a una posible infraestructura de medición remota. El sistema de medición remota deberá contar con al menos los siguientes dispositivos integrados: un interruptor controlador de la potencia (ICP) programable, un puerto HAN o su semejante medio de comunicación y servicios de facturación que dependan de la demanda [26], con ellos, la ESPH podrá obtener beneficios tales como: Oportunidad de brindar servicio prepago Se pueden obtener las curvas de consumo de cada cliente 44

Se puede establecer el control del consumo Se puede monitorear la calidad del servicio eléctrico Se puede tramitar la gestión de averías Se puede hacer medición bidireccional Se puede detectar robos de energía eléctrica Se puede hacer gestión de la demanda 3.2 Pre-factibilidad ambiental El hecho de optimizar el uso de los recursos naturales no sólo tiene un trasfondo económico, sino también ambiental, los recursos naturales son limitados y lo serán cada vez más en la medida que siga habiendo expansión demográfica en el planeta. Sólo hace falta mirar alrededor para darnos cuenta cual es la energía que mueve al mundo: computadoras, celulares, electrodomésticos, iluminación, motores, industria, todo lo anteriormente mencionado funciona de algún modo con energía eléctrica. El recurso eléctrico es indispensable hoy en día y hacer uso responsable del mismo es responsabilidad de todos. En el mundo ha habido un incremento en el interés por desarrollar políticas y regulaciones que incentiven la conciencia social respecto al daño que causan los gases de 45

efecto invernadero, por otro lado, muchos gobiernos buscan disminuir la dependencia de los combustibles fósiles, Smart Grid puede ayudar a disminuir las emisiones de gases contaminantes mediante la gestión de la demanda eléctrica, la eficiencia [3]. En los Estados Unidos, un país desarrollado, el 40% de las emisiones de dióxido de carbono provienen de la generación eléctrica, mientras que únicamente el 20% son causadas por el transporte. Esto presenta un enorme desafío para la industria del sector eléctrico en términos del cambio climático global por ejemplo, si una red como la estadounidense mejorara su eficiencia en sólo un 5%, el ahorro de energía equivaldría a eliminar permanentemente el combustible y las emisiones de gases de efecto invernadero de 53 millones automóviles [2]. El compromiso de Costa Rica para ser carbono neutral para el año 2021 debe incluir iniciativas concretas para la reducción de los gases contaminantes y de efecto invernadero; según la organización CostaRicaNeutral: El Calentamiento Global es un problema que nos atañe a todos los seres humanos. En él confluyen responsabilidades de todos y cada uno de los habitantes del Planeta. El problema se acrecienta cada día con nuestra simple presencia en el Planeta. Nadie, ni nada en el Planeta está desvinculado del Calentamiento Global. Todos tenemos responsabilidades directas, aunque diferenciadas y todos pagamos las consecuencias. Y otros, que no tienen responsabilidad alguna ni posibilidad de actuar, también pagan las consecuencias directamente. NEUTRALIZARSE es desaparecer nuestra huella de 46

Emisiones de Gases de Efecto Invernadero del Planeta. Nuestra huella de carbono es producto de nuestra forma de vida. Emitimos Gases de Efecto Invernadero cada vez que nos transportamos, cuando consumimos energía eléctrica, cuando producimos desechos y también cuando consumimos bienes y servicios. NEUTRALIZARSE significa contribuir económicamente para fortalecer acciones productivas que fijen el CO2 que se emite a la atmósfera como consecuencia de nuestras acciones cotidianas. Por qué neutralizarse? Porque es una forma de expresar su y nuestra responsabilidad con el Planeta. Porque es una forma de encarar colectivamente procesos de cambio planetario [4] Desde el año 1998, la ESPH S.A. plasmó en la Ley de Transformación Nº 7789, el compromiso ambiental de conservar, administrar y explotar racionalmente el recurso hídrico y energético de la provincia de Heredia. Para cumplir con estos objetivos se necesita tanto de la colaboración de las compañías eléctricas como de los usuarios y clientes; las compañías eléctricas deberán buscar remplazar su producción basada en derivados del petróleo y los usuarios y clientes deberán incluirse en la solución mediante medidas de ahorro energético, para lo cual se necesita de la información y los medios apropiados. Sin duda alguna los efectos ambientales de este proyecto son positivos (gestión de la demanda, consumo responsable, menor dependencia de fuentes no renovables, etc.) y lo serán más en la medida que se incentive la concientización ambiental y la optimización de los recursos, a pesar de que la mayoría de la generación en Costa Rica es a través de fuentes 47

renovables, en la figura 3.1 se puede ver que siempre existe un porcentaje de generación térmica que se usa principalmente en los períodos punta de demanda [9]. Figura 3.1 Capacidad instalada y generación por fuente energética [9] De la figura 3.2 se puede observar cómo la generación térmica ha tomado protagonismo en suplir la demanda total del país, el ideal sería que el 100% de la demanda sea suplida con fuentes renovables y limpias. 48

Figura 3.2 Uso histórico de las fuentes para suplir la demanda nacional [9] Si la reducción en el consumo debido a la optimización de su uso es suficiente como para eliminar la necesidad del uso de generación térmica, entonces las emisiones debido a la generación eléctrica desaparecerían; para esto es necesario un control de la demanda tal que en los periodos punta de demanda no sea necesario reforzar la producción de energía eléctrica con plantas térmicas. Es obvio que desde el punto de vista ambiental, este proyecto es muy conveniente para la ESPH. 49

3.3 Pre-factibilidad social Los grupos sociales involucrados en este proyecto serían todos los sectores de consumo y en general todos los clientes de la ESPH S.A, en la figura 3.3 se puede observar la demanda de cada sector social en la ESPH para el año 2010. Figura 3.3 Energía demandada por cada sector de consumo en la ESPH [23] Lo que puede esperar el sector social de este proyecto es el beneficio de tener a su disposición en tiempo real la información de su consumo eléctrico acumulado en kwh y la potencia requerida en kw, el factor de potencia y otros datos de interés, de manera que pueda optimizar el uso del recurso eléctrico. Además, tal y como se definió al inicio de este documento, el Smart Grid aspira a desarrollar una red eléctrica más eficiente y fiable, que mejore la seguridad y calidad del suministro, lo cual resulta en beneficios sociales, tales 50

como una respuesta más oportuna ante apagones, gestión de la demanda eléctrica con ayuda de la empresa que brinda servicios, tener la posibilidad de optimizar el recurso eléctrico debido a la información de perfil de consumo que puede obtener de la empresa de servicios, nuevas opciones tarifarias, electricidad prepago, etc. Es necesario en la puesta en marcha de un proyecto de este tipo que se involucren de manera activa a los diferentes grupos sociales y clientes que van a interactuar directamente con la red inteligente, ya que son ellos los que por medio de su concientización social tomarán mediadas de consumo racionado y responsable. 3.4 Pre-factibilidad de imagen La imagen es una parte muy importante para una empresa, de ella depende la perspectiva con la que la sociedad vea a una compañía, para la ESPH S.A es muy importante conservar la imagen de protección de medio ambiente que la ha caracterizado; es mediante proyectos como este donde se involucra la tecnología, la acción social y la concientización, lo que hace que una empresa se destaque de las demás. Una red eléctrica más confiable, robusta, eficiente y con menos apagones da una mejor imagen a los clientes de la ESPH, desde el punto de vista de imagen este proyecto es muy atractivo para la ESPH. 51

3.5 Pre-factibilidad económica La preocupación principal de las empresas de suministro eléctrico a la hora de invertir en la compra de equipo y tecnología para la creación de una red inteligente, radica en factores como la obsolescencia de la tecnología en cortos periodos de tiempo, lo que lleva a las empresas a un enfoque de esperar y ver, esto sobre todo con las tecnologías de la comunicación, las cuales son la columna vertebral de este tipo de proyectos. Ronald Bolaños, Presidente de Mecsoft Costa Rica, se refiere a los avances técnicos y las ventajas competitivas que brindará la implementación de una Smart Grid en el país: Smart Grid ha revolucionado el concepto de eficiencia energética en el mundo, garantizando el manejo eficaz y sostenible de los recursos y por ende una mejora consistente en la productividad y en las economías de los países que la implementen; Bolaños señala la urgencia de que el país pueda aprovechar las ventajas competitivas que brinda la tecnología Smart Grid. Por la competitividad que se enfrenta en el mercado y por ende enfrentar las demandas de este, aprovechando una mejor calidad de energía y el abastecimiento a los clientes, así como proporcionar la posibilidad del empoderamiento de estos, los cuales contarán con herramientas tecnológicas para controlar su consumo energético [17]. A continuación se describirá el panorama actual en la ESPH con respecto a los medios de adquisición de datos de lectura de los medidores de electricidad y de agua 52

3.5.1 Panorama actual en la ESPH S.A La ESPH S.A brinda sus servicios a los cantones de Heredia, San Rafael, San Isidro, y parte de los cantones de Barva, San Pablo y Flores. La recolección de los datos que se utilizan para realizar las respectivas facturas de los clientes se realiza actualmente en forma manual, a través de funcionarios que caminan por rutas de lectura definidas en el sistema de comercialización, con una computadora de mano ( hand held ) en la cual ingresan los datos de las lecturas medidor por medidor; de agua y energía. Este proceso de lectura de los servicios se ve afectado por el clima, días feriados, incapacidades de la persona, acceso limitado a los sistemas de medición y problemas técnicos con los equipos. Todos estos factores inciden directamente en retrasos de las lecturas y provocan dificultades en los procesos de facturación de la empresa. [20] El área de Recursos Humanos se ha percatado que los funcionarios que efectúan las lecturas de los medidores después de varios años se están viendo afectados a nivel de la columna; sobre todo por el proceso de lectura de agua, en donde los funcionarios deben agacharse y abrir una tapa metálica para poder tomar la lectura, este proceso repetido unas 1.500 veces al día, cinco días a la semana, todos los meses, durante varios años provocan problemas lumbares severos a los funcionarios. Estos factores provocan desmotivación en el personal de lectura y en muchas ocasiones provocan que tengan que ser movidos a realizar otras funciones o que participen por otras plazas dentro de la empresa; por lo que esta área presenta un índice de rotación de personal elevado. El tener personal nuevo en el 53