UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CUENCA

COMUNIDAD EDUCATIVA AL SERVICIO DEL PUEBLO

UNIDAD ACADÉMICA DE INGENIERIA DE SISTEMAS, ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

“DISEÑO DE UNA ALTERNATIVA ECONÓMICA PARA LA AUTOMATIZACIÓN DEL PROCESO

DE LECTURA DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA”

TRABAJO DE INVESTIGACIÓN

Línea de investigación:

AUTOMATIZACIÓN

Sub línea de investigación

EFICIENCIA ENERGÉTICA

INVESTIGADOR

Lorena Cristina Delgado Andrade

DIRECTOR

Ing. Javier Cabrera

Cuenca – Diciembre de 2014

I

DECLARACIÓN

Yo, LORENA CRISTINA DELGADO ANDRADE, declaro bajo juramento que el trabajo de tesis aquí descrito es de mi

autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las

referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Católica de Cuenca puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido

por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y la normatividad institucional vigente.

LORENA CRISTINA DELGADO ANDRADE

II

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Lorena Cristina Delgado Andrade bajo mi supervisión.

Ing. Javier Cabrera

DIRECTOR

III

AGRADECIMIENTOS

Agradezco principalmente a Dios por poner a personas tan maravillosas en mi camino, de quienes he

aprendido entre risas y llanto a fortalecer mis conocimientos y mi ser.

Mi más sincero agradecimiento al Ing. Javier Cabrera, director de Tesis, por su amistad, colaboración

desinteresada y su disposición para el desarrollo de este proyecto, a todos mis profesores y

administrativos por motivarme a seguir adelante en mis estudios, sobre todo a los Sres.: Carlitos

Delgado y al Eco. Marcelo López, quiénes con su amor y firmeza me hicieron más fuerte ante los

problemas, a mis jefes quienes me apoyaron con sus permisos al momento de ser evaluada en clase,

a Edwin Rodríguez por su colaboración en mi lucha diaria por surgir en esta carrera. De igual manera

a todos mis amigos quienes vieron reflejado en mí el interés por aprender ayudándome entre

noches y madrugadas. Gracias a todos y cada uno de ustedes por formar parte de mi crecimiento

personal y académico.

IV

DEDICATORIA

A mi Padre Manuel Delgado, ejemplo de Entrega, Humildad y Solidaridad; a mi Madre Ana Andrade,

su convicción por alcanzar los sueños basándose en el amor y perseverancia, a mis abuelitos sobre

todo a mi abuelita Olga Orbe, por sus oraciones y fe en el Señor, a mis maestros y familiares a los

cuales les debo mi anhelo por la superación personal y académica. Juan Manuel, Andrés, Jenny,

Doris, Allison, Francis en ustedes, mi motivación.

V

ÍNDICE DE CONTENIDOS

DECLARACIÓN ........................................................................................................................................................................ I

CERTIFICACIÓN ..................................................................................................................................................................... II

AGRADECIMIENTOS ............................................................................................................................................................ III

DEDICATORIA ...................................................................................................................................................................... IV

ÍNDICE DE CONTENIDOS ..................................................................................................................................................... V

LISTA DE FIGURAS ................................................................................................................................................................ X

LISTA DE TABLAS .............................................................................................................................................................. XII

LISTA DE ANEXOS ............................................................................................................................................................. XIV

INTRODUCCIÓN ...................................................................................................................................................................... 1

CAPÍTULO 1 .............................................................................................................................................................................. 2

I . FUNDAMENTOS TEÓRICOS .............................................................................................................................................. 2

1.1. Medidores Eléctricos ............................................................................................................................................... 2

A. Concepto ........................................................................................................................................................................... 2

B. Mecanismos Básicos de los Medidores ............................................................................................................................. 2

C. Medidores de Corriente ..................................................................................................................................................... 3

1) Galvanómetros……………………………………………………………………………………………………………… 2

2) Microamperímetros …………………………………………………………………………………………………………. 3

3) Electrodinamómetros ……………………………………………………………………………………………………… ..4

4) Medidores de aleta de hierro …………………………………………………………………………………………… ...…4

D. Medidores de Voltaje ........................................................................................................................................................ 5

E. Medidores de Potencia ...................................................................................................................................................... 6

1.1.1. Medidores Electromecánicos .............................................................................................................................. 6

VI

A. Funcionamiento ................................................................................................................................................................. 7

B. Partes de un Medidor Electromecánico ............................................................................................................................. 7

C. Calibración de Medidores .................................................................................................................................................. 8

D. Mantenimiento .................................................................................................................................................................. 8

E. Conexiones de Red ............................................................................................................................................................ 9

1) Medidor monofásico bifilar……………………………………………………………………………………………… ..…9

2) Medidor monofásico trifilar…………………………………………………………………………………………………. 9

3) Medidor bifásico trifilar……………………………………………………………………………………………………... 9

4) Medidor trifásico tetrafilar…………………………………………………………………………………………………... 9

5) Medidor trifásico trifilar……………………………………………………………………………………………………... 9

F. Tipos de Conexiones Internas.......................................................................................................................................... 10

1.1.2. Medidores Digitales .......................................................................................................................................... 11

1) Medidores electromecánicos con registrador electrónico………………………………………………………………….. 11

2) Medidores totalmente electrónicos……………………………………………………………………………………… ... 11

3) Medidores de demanda…………………………………………………………………………………………………….. 11

4) Medidores multitarifa………………………………………………………………………………………………………. 11

1.2. Tecnologías de Comunicación ............................................................................................................................... 11

A. Red de Comunicación Celular .................................................................................................................................... 12

B. Red de Radiofrecuencia .............................................................................................................................................. 12

C. Red Satelital ............................................................................................................................................................... 13

D. Red sobre Línea de Potencia ....................................................................................................................................... 14

CAPÍTULO II ........................................................................................................................................................................... 15

II .IDENTIFICACIÓN DE LA PROBLEMÁTICA. ................................................................................................................. 15

2.1. Tecnología Utilizada .............................................................................................................................................. 15

2.2. Rutas ...................................................................................................................................................................... 17

2.3. Digitalización y Entrega de Datos ......................................................................................................................... 18

VII

A. Método Tradicional de toma de Lectura ................................................................................................................ 19

B. Método de Digitalización mediante PC Pocket...................................................................................................... 19

2.4. Facturación ............................................................................................................................................................ 20

2.5. Límites Operacionales ........................................................................................................................................... 21

Capítulo III………………………………………………………………………………………………………………… 23

III . DISEÑO DEL PROYECTO. ............................................................................................................................................. 23

3.1. Diseño de Red ........................................................................................................................................................ 24

A. Infraestructura básica de una red AMI ............................................................................................................................ 24

1) Capa de consumidor………………………………………………………………………………………………………... 24

2) Capa de medición…………………………………………………………………………………………………………... 24

3) Capa de comunicación……………………………………………………………………………………………………... 25

B. Diseño de red Genérica.................................................................................................................................................... 26

1) Usuarios Industriales……………………………………………………………………………………………………….. 27

2) Usuarios residenciales en centros urbanos…………………………………………………………………………………. 28

3) Usuarios residenciales urbano-marginales…………………………………………………………………………………. 28

4) Usuarios residenciales rurales……………………………………………………………………………………………… 29

5) Usuarios especiales………………………………………………………………………………………………………… 29

C. Equipos ............................................................................................................................................................................ 30

1) Medidores de energía con módulo GSM/GPRS…………………………………………………………………………… 30

2) Medidores de energía eléctrica con módulo de radiofrecuencia…………………………………………………………… 31

3) Concentradores RF de barrio………………………………………………………………………………………………. 32

4) Concentradores RF Zonales y Generales………………………………………………………………………………….. 33

3.2. Etapa de control. .................................................................................................................................................... 33

A. Repositorio de datos (MDR) ........................................................................................................................................... 33

1) Validación, estimación y edición (VEE)…………………………………………………………………………………… 33

2) Registro y Auditoría………………………………………………………………………………………………………... 33

3) Cálculos de facturación compleja………………………………………………………………………………………….. 33

VIII

4) Carga y recolección de datos……………………………………………………………………………………………….. 33

B. Gestor de datos (MDM) ................................................................................................................................................... 34

1) Servicios de integración……………………………………………………………………………………………………. 35

2) Bus de mensajes……………………………………………………………………………………………………………. 35

3) Motor de flujo de trabajo…………………………………………………………………………………………………… 35

C. Aplicaciones de Red Inteligente ...................................................................................................................................... 36

1) Precios pico críticos (PCP)…………………………………………………………………………………………………. 36

2) Respuesta de la demanda residencial (DR)………………………………………………………………………………… 36

3) Soporte de redes domiciliarias (HAN)……………………………………………………………………………………... 36

3.3. Pruebas .................................................................................................................................................................. 33

A Pruebas en el MDR .......................................................................................................................................................... 37

1) Rendimiento del sistema de validación, estimación y edición……………………………………………………………... 37

2) Confiabilidad y actualización………………………………………………………………………………………………. 37

3) Copias de seguridad y recuperación de datos……………………………………………………………………………… 37

4) Seguridad y privacidad de datos de medición……………………………………………………………………………… 37

B Pruebas de comunicación en los medidores .................................................................................................................... 37

1) Actualización de firmware en medidores…………………………………………………………………………………... 38

2) Encriptación de datos………………………………………………………………………………………………………. 38

3) Limitación de comunicaciones dentro de la red……………………………………………………………………………. 38

Capítulo IV………………………………………………………………………………………………………………….39

IV. COSTO DE IMPLEMENTACIÓN. ............................................................................................................................... ..3.2.

Etapa de control. .................................................................................................................................................... 33

IV. Etapa de control. .................................................................................................................................................... 33

A. Medidores inteligentes a instalar .......................................................................................................................................... 39

4.1. Costo de diseño ............................................................................................................................................................. 40

A. Costo de toma de lecturas ..................................................................................................................................................... 40

B. Costo de gestión de cartera ................................................................................................................................................... 41

C. Costo de energía fuera de servicio ........................................................................................................................................ 41

IX

D. Costo de grupo de trabajo ..................................................................................................................................................... 42

E. Costo por mantenimiento de medidores ................................................................................................................................ 43

F. Costo por recuperación de energía por pérdidas no técnicas ................................................................................................. 45

G. Costo por facturación de demanda ....................................................................................................................................... 46

H. Costo de penalización por bajo factor de potencia ............................................................................................................... 47

4.2. Costo de implementación .............................................................................................................................................. 48

A. Costo de medidores, concentradores, instalación y soporte.................................................................................................. 49

B. Resumen de costos de implementación y ahorro por rubros de energía no cobrada ............................................................. 50

Capítulo V…………………………………………………………………………………………………………………..52

V . CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. ................................................................................................................. 52

CONCLUSIONES .................................................................................................................................................................... 52

RECOMENDACIONES ........................................................................................................................................................... 52

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...................................................................................................................................... 53

ANEXOS. ................................................................................................................................................................................. 56

X

LISTA DE FIGURAS

Fig. 1. Medidor Eléctrico de relojes. (Aventura FM, 2014) ........................................................................................................ 2

Fig. 2. Partes constitutivas de un galvanómetro. (Ranz, 2009)................................................................................................... 3

Fig. 3. Galvanómetro comercial. (3bs) ....................................................................................................................................... 4

Fig. 4. Microamperímetro comercial utilizado para medir corriente alterna. (PCE Instruments) ................................................ 4

Fig. 5. Esquema de construcción de un dinamómetro. (Sapiensman) ......................................................................................... 5

Fig. 6. Conexión de una resistencia a un electrodinamómetro para medir potencia. (Gobierno de Aragón) ............................... 6

Fig. 7. Medidor ciclométrico. (CPE Ingenieros Consultores) ..................................................................................................... 7

Fig. 8. Construcción de un medidor ciclométrico. (Raman, 2012) .............................................................................................. 8

Fig. 9. Conexión de un vatihorímetro según norma Americana. (Medina & Vallejo) ............................................................... 10

Fig. 10. Conexión de un vatihorímetro según norma Americana. (Medina & Vallejo) ............................................................ 10

Fig. 11. Esquema de red de medición con red celular .............................................................................................................. 12

Fig. 12. Esquema de red de medición con radiofrecuencia20 .................................................................................................... 13

Fig. 13. Esquema de red de medición satelital ......................................................................................................................... 13

Fig. 14. Esquema de red PLC para transmisión de datos. (Shenzhen Hanguang Electronic Technology Co., Ltd.) ................ 14

Fig. 15. Estructura orgánica de la Dirección de Comercialización de la Centrosur (Coronel, 2011) ....................................... 15

Fig. 16. Procesos de Comercialización (Coronel, 2011) .......................................................................................................... 16

Fig. 17. Verificación manual de consumo eléctrico. (Asamblea Nacional de Usuarios de Energía Eléctrica) ......................... 17

Fig. 18. Módulo de lectura de registros utilizado en la Centrosur (Márquez & Polo, 2007) ..................................................... 19

Fig. 19. PC Pocket utilizada en el ingreso de lecturas de medidores (Márquez & Polo, 2007) ................................................ 20

Fig. 20. Historial de consumo mostrado en SICO (Márquez & Polo, 2007) ............................................................................ 21

Fig. 21. Evolución de las tecnologías de medición. (Vidrio) ................................................................................................... 23

XI

Fig. 22. Diagrama de bloques de un AMI. (National Energy Technology Laboratory, 2008) ................................................. 25

Fig. 23. Integración de una red HAN con una red AMI. (Alvarado, 2011) .............................................................................. 26

Fig. 24. Diseño de red genérica propuesta ............................................................................................................................... 27

Fig. 25. Medidor con módulo GSM/GPRS Dimet G (Discar Telecom & Energy) .................................................................. 28

Fig 26. Esquema de red para usuarios urbano-marginales ....................................................................................................... 29

Fig. 27. Medidor con módulo GPRS utilizado (Discar Telecom & Energy) ............................................................................ 30

Fig. 28. Medidor GE con módulo RF (General Electric) ......................................................................................................... 31

Fig. 29. Grid IQ AMI P2MP Access Point de GE. (General Electric) ..................................................................................... 32

Fig. 30. Mercury 3650 de GE. (General Electric) ..................................................................................................................... 32

Fig. 31. Sistema de consulta de planillas utilizado en la Centrosur. (Empresa Eléctrica Regional Centro Sur) ....................... 33

Fig. 32. Bus de mensajes de un sistema MDM (Alvarado, 2011) ............................................................................................ 35

Fig. 33. Proyección de recuperación de energía por plan de mantenimiento de medidores en el proyecto de Medición

Inteligente. (Coronel, 2011) ...................................................................................................................................................... 44

XII

LISTA DE TABLAS

TABLA I. DISTRIBUCIÓN DE CLIENTES DE ACUERDO AL TIPO DE TARIFA (Coronel, 2011) ................................ 15

TABLA II. SECTORES DE LECTURA DE MEDIDORES DE LA CENTROSUR (Márquez & Polo, 2007) ...................... 17

TABLA III. DISTRIBUCIÓN DE RUTAS POR CANTÓN (Márquez & Polo, 2007) ........................................................... 18

TABLA IV. CARACTERÍSTICAS COMPARATIVAS ENTRE UNA RED DE MEDICIÓN ELECTROMECÁNICA Y

UNA RED DIGITAL (Coronel, 2011) ...................................................................................................................................... 22

TABLA V. DISTRIBUCIÓN DE MEDIDORES PARA EL PLAN PILOTO DE AUTOMATIZACIÓN DE LA MEDICIÓN

EN EL CENTRO HISTÓRICO. (Coronel, 2011) ..................................................................................................................... 39

TABLA VI. COSTO DE TOMA DE LECTURAS EN EL CENTRO HISTÓRICO. (Coronel, 2011) ................................... 40

TABLA VII. COSTO DE TOMA DE LECTURAS EN LA CIUDAD DE CUENCA ............................................................ 40

TABLA VIII. COSTO DE GESTIÓN DE CARTERA PARA CLIENTES EN EL CENTRO HISTÓRICO. (Coronel, 2011).

.................................................................................................................................................................................................. 41

TABLA IX. COSTO DE GESTIÓN DE CARTERA PARA LA CIUDAD DE CUENCA ...................................................... 41

TABLA X. COSTO DE LA ENERGÍA FUERA DE SERVICIO. (Coronel, 2011) ................................................................ 42

TABLA XI. COSTO DE ENERGÍA FUERA DE SERVICIO PARA LA CIUDAD DE CUENCA....................................... 42

TABLA XII. COSTO DE GRUPOS DE TRABAJO DE CONSTRUCCIÓN. (Coronel, 2011) ............................................... 43

TABLA XIII. COSTO DE GRUPOS DE TRABAJO PARA LA CIUDAD DE CUENCA .................................................... 43

TABLA XIV. PROYECCIÓN DE RECUPERACIÓN DE ENERGÍA DE CLIENTES DENTRO DEL ÁREA DE

COBERTURA. (Coronel, 2011) ............................................................................................................................................... 44

TABLA XV. PROYECCIÓN DE RECUPERACIÓN DE ENERGÍA PARA LA CIUDAD DE CUENCA............................ 45

TABLA XVI. COSTO DE RECUPERACIÓN DE ENERGÍA POR PÉRDIDAS NO TÉCNICAS. (Coronel, 2011) ............ 45

TABLA XVII. COSTO DE RECUPERACIÓN DE ENERGÍA POR PÉRDIDAS NO TÉCNICAS PARA LA CIUDAD DE

CUENCA .................................................................................................................................................................................. 46

TABLA XVIII. ESTIMACIÓN ECONÓMICA PARA CLIENTES EN BT POR FACTURACIÓN DE DEMANDA EN EL

CENTRO HISTÓRICO. (Coronel, 2011) ................................................................................................................................. 46

TABLA XIX. ESTIMACIÓN ECONÓMICA PARA CLIENTES EN BT POR FACTURACIÓN DE DEMANDA EN LA

CIUDAD DE CUENCA ........................................................................................................................................................... 47

XIII

TABLA XX. CANTIDAD DE CLIENTES NO RESIDENCIALES PARA EL CÁLCULO DE PENALIZACIÓN DE

FACTOR DE POTENCIA. (Coronel, 2011) ............................................................................................................................. 47

TABLA XXI. ESTIMACIÓN ECONÓMICA POR PENALIZACIÓN POR BAJO FACTOR DE POTENCIA EN EL

CENTRO HISTÓRICO. (Coronel, 2011) ................................................................................................................................. 48

TABLA XXII. ESTIMACIÓN ECONÓMICA POR PENALIZACIÓN POR BAJO FACTOR DE POTENCIA EN LA

CIUDAD DE CUENCA ........................................................................................................................................................... 48

TABLA XXIII. VALORES TÍPICOS Y PROMEDIO DE MEDIDORES INTELIGENTES. (Ramila & Rudrick, 2009) ..... 49

TABLA XXIV. RESULTADOS DE COSTOS CONSIDERANDO MEDIDORES, CONCENTRADORES, INSTALACIÓN

Y SOPORTE. (Ramila & Rudrick, 2009) ................................................................................................................................. 50

TABLA XXV. TOTAL DE INVERSIÓN EN MEDIDORES INTELIGENTES .................................................................... 50

TABLA XXVI. AHORROS CONSIDERADOS PARA EL PRIMER AÑO DE FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA AMI

.................................................................................................................................................................................................. 51

XIV

LISTA DE ANEXOS

ANEXO A

Concentradores de radiofrecuencia

ANEXO B

Solución AMI de General Electric

ANEXO C

Unidad de propiedad de un medidor monofásico según norma ecuatoriana

ANEXO D

Anteproyecto de tesis

- 1 -

INTRODUCCIÓN

El consumo energético comercial y residencial ha tenido un crecimiento desmesurado durante las últimas décadas. Este

panorama es común en todo el mundo por lo que los estudios en el campo de mejoras para los sistemas eléctricos están en su

auge.

El papel que juegan las empresas comercializadoras de energía eléctrica es crucial para el desempeño adecuado de la red.

Así, una de las actividades que realizan estas empresas es la medición de energía consumida por los abonados residenciales, y

comerciales.

El proceso de medición permite a la empresa obtener un rédito económico en función de la energía consumida por el

abonado, por lo que es crucial para la supervivencia del sistema nacional interconectado.

Se ha observado que la mayoría de la red eléctrica en el Ecuador posee medidores de energía que no tienen opciones de

comunicar el consumo detectado de manera automática, por lo que las empresas deben contratar personal para que realicen el

registro de consumo de todas las cargas en su área de concesión.

Este modelo de medición es costoso y en ciertos casos poco fiable por lo que una automatización del proceso de medición es

un requerimiento vital para las redes inteligentes del país.

- 2 -

CAPÍTULO I

I. FUNDAMENTOS TEÓRICOS

1.1. Medidores Eléctricos

A. Concepto

Un medidor eléctrico es un instrumento que mide y registra magnitudes eléctricas. Estas magnitudes pueden ser

corriente, carga, potencial y energía. En el caso de las empresas comercializadoras de energía eléctrica, el medidor eléctrico

mide y registra energía eléctrica con el objetivo de contabilizar dicho parámetro y trasladar esta medida a una ganancia económica para la empresa (fig. 1).

Fig. 1. Medidor Eléctrico de relojes.1 (Aventura FM, 2014)

B. Mecanismos Básicos de los Medidores

Para medir las magnitudes eléctricas se utiliza propiedades de la electricidad, como la corriente que circula en por un

cable, o la caída de tensión entre sus terminales. La acción electromagnética entre corrientes, la fuerza entre cargas eléctricas

y el calentamiento causado por una resistencia conductora son algunos de los métodos utilizados para obtener mediciones

eléctricas analógicas.

1 Medidor Eléctrido de relojes, tomado de http://www.aventurafm.net/?p=1312

- 3 -

C. Medidores de Corriente

Para tener un concepto de la medición de energía eléctrica, debemos conocer los principios de la medición de los

parámetros eléctricos principales: Corriente y Voltaje. En la medición de corriente se destacan los siguientes elementos:

1) Galvanómetros.- El galvanómetro es un instrumento de medida utilizado para la detección de corriente contínua.

Se basa en el principio de electroimán, es decir, entre la interacción entre la corriente eléctrica y un elemento de polaridad

magnética constante (fig. 2). 2

Fig. 2. Partes constitutivas de un galvanómetro.3 (Ranz, 2009)

El galvanómetro está constituido de una aguja móvil montada en una bobina rectangular plana mediante un resorte

espiral. Cuando una corriente circula desde un extremo a otro de los núcleos de hierro, se crea un campo magnético uniforme,

el cual actúa sobre la espiral, causando un torque que mueve a la aguja.

Los galvanómetros son diseñados para medir corrientes pequeñas con bastante exactitud. En el caso de requerir un rango

mayor de funcionamiento, se requiere añadir un elemento de elevada resistencia entre los terminales del galvanómetro, para

así medir una corriente equivalente en sus terminales (fig. 3).

2 Concepto de un galvanómetro, tomado de "Qué es y cómo funciona un galvanómetro". Lidia, Ranz. Disponible en

http://gluones.wordpress.com/2009/03/29/que-es-y-como-funciona-un-galvanometro/

3 Partes constitutivas de un galvanómetro, tomado de "Qué es y cómo funciona un galvanómetro". Lidia, Ranz. Disponible en

http://gluones.wordpress.com/2009/03/29/que-es-y-como-funciona-un-galvanometro/

- 4 -

Fig. 3. Galvanómetro comercial.4 (3bs)

2) Microamperímetros.- Un microamperímetro es un instrumento de medición de corriente, calibrado para medir

rangos comprendidos en la millonésima parte de un amperio5. Son equipos destinados a la medición de corrientes muy

pequeñas, fuera del rango de medición obtenido por los galvanómetros (fig. 4).

Fig. 4. Microamperímetro comercial utilizado para medir corriente alterna6. (PCE Instruments)

4 Galvanómetros comerciales. Tomado de "Aparatos de medida portátiles". 3bs Inc. Disponible en http://www.a3bs.com/galvanometro-zero-ca-403-u11170,p_809_788.html

5 La millonésima parte de un amperio se conoce como micro amperio, de ahí deriva el nombre de microamperímetro.

6 Microamperímetros comerciales. Tomado de "Microamperímetro". PCE Instruments. Disponible en http://www.pce-iberica.es/medidor-

detalles-tecnicos/instrumento-de-electricidad/microamperimetro-pce-dc3.htm

- 5 -

3) Electrodinamómetros.- Un electrodinamómetro es una variación de un galvanómetro, pues funciona bajo el mismo

principio de par electromagnético, pero con la diferencia de que posee una exactitud mucho mayor, y que es capaz de medir

corriente alterna.7

Fig. 5. Esquema de construcción de un dinamómetro8. (Sapiensman)

El electrodinamómetro se constituye de un par de bobinas fijas en serie con la bobina móvil, esta conexión permite que el

flujo de corriente que se realiza en cualquier sentido, mueva a la aguja en la misma dirección ( lo que no ocurre en el galvanómetro), permitiendo medir corrientes alternas (fig. 5).

4) Medidores de aleta de hierro.- Es un tipo de medidor de corriente conformado por dos aletas de hierro dulce, las

cuales constructivamente se ubican como una fija y otra móvil. Cuando una corriente pasa por los terminales del equipo, la corriente induce un campo magnético entre ambas aletas, provocando un par que hace girar a la bobina móvil.9

D. Medidores de Voltaje

La medición de voltaje es un parámetro muy importante, pero a la vez uno de los más simples en medición de corrientes

elevadas. Así, el instrumento que domina el mercado para este tipo de mediciones es el galvanómetro, pues posee una resistencia de gran valor unida a la bobina. El principio de funcionamiento es el siguiente:

7 Concepto de un electrodinamómetro. Tomado de "Mediciones eléctricas", Sapiensman. Disponible en http://www.sapiensman.com/electrotecnia/problemas32.htm

8 Principio de funcionamiento de un electrodinamómetro. Tomado de "Mediciones eléctricas", Sapiensman. Disponible en http://www.sapiensman.com/electrotecnia/problemas32.htm

9 Concepto de medidores de aletas de hierro. Disponible en http://www.fisicanet.com.ar/fisica/electrotecnia/ap06_medidores_electricos.php

- 6 -

Una vez conocido el valor de resistencia de las bobinas del galvanómetro (parámetro constante) se hace circular una

corriente por los terminales del equipo. Debido a que el valor de resistencia es conocido, y la corriente que estamos midiendo

también se conoce, mediante ley de Ohm podemos obtener el voltaje en los terminales de la resistencia de medición.

Existen otros métodos de medición de voltaje como el de tubos de vacío y el de circuitos electrónicos mediante

conversores analógicos-digitales.

E. Medidores de Potencia

El medidor de potencia o vatímetro es un instrumento que nos permite medir la potencia promedio consumida por una

carga. Para esto, el vatímetro debe medir el voltaje y la corriente que circulan por un circuito, y multiplicarlas para obtener la potencia consumida mediante la fórmula:

P = V ∙ I (1)

Así, un vatímetro es un circuito multiplicador, pues multiplica el voltaje y la corriente presentes en un circuito. El

circuito multiplicador más utilizado en los vatímetros comerciales es el electrodinamómetro. Entonces, para medir potencia

con el electrodinamómetro, se debe conectar la carga en serie con la bobina móvil, y este arreglo en paralelo con la bobina fija. (Fig. 6)

Fig. 6. Conexión de una resistencia a un electrodinamómetro para medir potencia10. (Gobierno de Aragón)

1.1.1. Medidores Electromecánicos

Los medidores electromecánicos se conocen como medidores de inducción, vatihorímetros, contadores eléctricos,

medidores de consumo eléctrico, registradores cliclométricos, etc. (fig. 7).

10 Esquema de conexión de un electrodinamómetro como vatímetro. Tomado de "El vatímetro", Gobierno de Aragón. Disponible en

http://e-ducativa.catedu.es/44700165/aula/archivos/repositorio//3000/3089/html/311_el_vatmetro.html

- 7 -

Fig. 7. Medidor ciclométrico11. (CPE Ingenieros Consultores)

A. Funcionamiento

Los medidores ciclométricos se basan en el funcionamiento de un electrodinamómetro, con la diferencia de que la bobina

móvil es un motor que hace gireae un disco cuando la corriente atraviesa las bobinas fijas. El disco es inducido por

corrientes parácitas que lo hacen girar como resultado de un par vectorial producido por las bobinas fijas, logrando que el par

de giro sea proporcional a la potencia demandada por la carga.

“Ésta constituido por un disco, el mismo que está soportado por campos magnéticos y soportes de rubí para disminuir la

fricción, un sistema de engranes transmite el movimiento del disco a las agujas que cuentan el número de vueltas del

medidor. A mayor potencia más rápido gira el disco, acumulando más giros conforme pasa el tiempo.”12 (Escobar, Román, &

González).

B. Partes de un Medidor Electromecánico

La construcción mecánica interna de un medidor electromecánico se muestra en la figura 8:

11 Medidores ciclométricos comunes en el mercado. Tomado de "Calidad de Potencia Eléctrica", CPE Ingenieros Consultores. Disponible

en http://chilenos.info/wp/?p=641

12 Funcionamiento de un medidor ciclométrico. Tomado de “Medidor de corriente”, Escobar; Román y Gonzales. Disponible en

http://www.slideshare.net/efrainescobar/medidor-de-corriente 20/3/13

- 8 -

Fig. 8. Construcción de un medidor ciclométrico13. (Raman, 2012)

1. Bobina de voltaje: Es una bobina de varias espiras constuida con alambre fino, revestimiento plástico y conectada

en paralelo a la carga

2. Bobina de corriente: Bobina de pocas espiras, construida con alambre grueso, y conectada en serie a la carga.

3. Estator

4. Disco del rotor de aluminio

5. Imanes del rotor del freno

6. Eje con engranaje de tornillo

C. Calibración de Medidores

Para garantizar la uniformidad y la precisión de las medidas los medidores eléctricos se calibran conforme a los patrones de medida aceptados para una determinada unidad eléctrica, como el ohmio, el amper, el volt o el watt.

D. Mantenimiento

Se deben realizar mantenimientos periódicos de los medidores de energía cada 8 o 10 años. Para esto se deben realizar las siguientes pruebas14:

Rigidez dieléctrica a frecuencia industrial y con onda de impulso

13 Construcción interna de un medidor ciclométrico. Tomado de "Overview of Single phase induction type energy meter", Electrical

Engineering Portal. Disponible en http://electrical-engineering-portal.com/overview-of-single-phase-induction-type-energy-meter

14 Protocolo de pruebas en medidores de energía. Tomado de “Medidor de corriente”, Escobar; Román y Gonzales. Disponible en

http://www.slideshare.net/efrainescobar/medidor-de-corriente 20/3/13

- 9 -

Marcha en vació

Arranque

Verificación de la constante de torsión

Influencia de la variación de la corriente

Influencia de la variación de la tensión

Influencia de la variación de la frecuencia

Influencia de la variación de la temperatura ambiente

Influencia de campos magnéticos externos

Influencia del rozamiento del numerador

Verificación de la estabilidad con baja carga

Verificación del efecto de auto calentamiento

Verificación de márgenes de ajuste

Pérdida de circuito de corriente

Influencia de la variación de la posición del medidor

Pérdida de circuito de tensión

Índice de calidad

Estas pruebas se deben realizar mediante la utilización de un medidor patrón para la calibración de los medidores bajo ensayo. Estas pruebas deben asegurar las siguientes características:

La variación de la frecuencia no debe exceder del +-0.5%

La tensión y corrientes deben ser del tipo de sinusoidal

Las variaciones de la tensión y corriente no deben exceder del +-2%

El ensayo se realiza a tensión nominal. Los valores normalizados son 63.5, 110 y 380V para los medidores

trifásicos y 220 para los medidores monofásicos

Los valores de la corriente de prueba son: 5%, 10%, 20%, 50%, 100%, 200%, 300%, 400%, 500%, y 600% de la

corriente nominal del medidor.

El factor de potencia varía de acuerdo al tipo de medidor. Para medidor monofásico: 0.5 inductivo y 1; para

medidor trifásico: 0.25 inductivo, 0.5 inductivo, 1, 0.8 capacitivo y 0.5 capacitivo.

E. Conexiones de Red

Los medidores de energía pueden conectarse a diferentes tipos de redes, en función del requerimiento del usuario y de las redes de la empresa distribuidora. Los medidores se pueden conectar a la red de las siguientes maneras15:

1) Medidor monofásico bifilar: Se conecta a un conductor de fase y un conductor de neutro

2) Medidor monofásico trifilar: Se conecta a una acometida de fase partida (120/240) con dos conductores de fase y

un conductor de neutro. La acometida es alimentada de la red monofásica de baja tensión de la empresa eléctrica.

3) Medidor bifásico trifilar: Se conecta a una acometida en baja tensión de dos fases y un neutro (tres hilos). La

acometida es alimentada de una red trifásica de baja tensión de la empresa eléctrica.

4) Medidor trifásico tetrafilar: Se conecta a una acometida trifásica en baja tensión de tres fases y un neutro (cuatro

hilos). 5) Medidor trifásico trifilar: Se conecta a una acometida trifásica de tres fases sin neutro.

15 Conexiones de red de medidores monofásicos. Tomado de "Medidores Eléctricos", Medina y Vallejo. Disponible en

http://www.slideshare.net/tocuyaniando/medidores-elctricos

- 10 -

F. Tipos de Conexiones Internas

Los vatihorímetros pueden estar conectados de diferentes maneras, en función de las normas aplicadas en cada país. En

el caso de las normas Americanas, los vatihorímetros pueden conectarse según lo que se muestra en la Fig 9 y Fig 10.

Fig. 9. Conexión de un vatihorímetro según norma Americana16. (Medina & Vallejo)

En ambos tipos de conexiones se sigue el criterio del vatímetro general, es decir, la bobina de corriente se conecta en

serie con la carga, y la bobina de voltaje se conecta en paralelo. La diferencia consiste en los terminales de conexión, así, en

el tipo concéntrico, la bobina de corriente se conecta en los extremos del vatihorímetro y la bobina de voltaje se conecta en

los terminales centrales, mientras que en una conexión excéntrica, la bobina de corriente se conecta en el extremo izquierdo,

y la bobina de voltaje en el extremo derecho.

Fig. 10. Conexión de un vatihorímetro según norma Americana17. (Medina & Vallejo)

La norma europea sigue el mismo principio de conexión que la norma americana, con la diferencia de la simbología

empleada para cada caso.

16 Conexiones americanas en medidores monofásicos. Tomado de "Medidores Eléctricos", Medina y Vallejo. Disponible en http://www.slideshare.net/tocuyaniando/medidores-elctricos

17 Conexiones europeas en medidores monofásicos. Tomado de "Medidores Eléctricos", Medina y Vallejo. Disponible en http://www.slideshare.net/tocuyaniando/medidores-elctricos

- 11 -

1.1.2. Medidores Digitales

Los medidores digitales se clasifican en:18

1) Medidores electromecánicos con registrador electrónico: los cuales funcionan bajo el mismo principio que

los medidores electromecánicos de disco, con la diferencia que poseen un circuito que permite generar un tren de pulsos

cuando el disco gira mediante un sensor óptico. Dicho tren de pulsos es procesado por un sistema digital o microcontrolado,

el cual registra los valores de energía consumidos.

2) Medidores totalmente electrónicos: en los cuales la medición de energía se realiza mediante conversores

analógico-digitales (ADC) y sistemas microprocesados para el tratamiento de la información adquirida.

Los medidores electrónicos se clasifican en:

1) Medidores de demanda: Este tipo de medidores miden la energía total, considerando una única demanda durante

las 24 horas del día, es decir, aplican una tarifa plana de consumo. Este tipo de medidores se utiliza en el sector residencial.

2) Medidores multitarifa: Permiten medir la energía consumida y la demanda de la carga en función de la hora del

día. Así para periodos de hora pico, la tarifa es diferente que para un periodo diferente del día. Algunos de estos medidores

permiten también la medición de energía reactiva y factor de potencia. Este tipo de medidores se utiliza para grandes

consumidores.

1.2. Tecnologías de Comunicación

Existen varios tipos de tecnologías de comunicación que se emplean en redes de medición de energía eléctrica, las cuales

dependen de la distancia existente entre el abonado y la empresa comercializadora de energía, y de condiciones particulares

de la red.

Las principales tecnologías de comunicación utilizadas son las siguientes:

18 Tipos de medidores electrónicos. Tomado de "Medidores Eléctricos", Medina y Vallejo. Disponible en Tomado de

http://www.slideshare.net/tocuyaniando/medidores-elctricos

- 12 -

A. Red de Comunicación Celular

La tecnología de comunicación de medición eléctrica más utilizada es la red celular. El esquema de red utilizado se basa

en la existencia de módulos celulares en cada medidor, los cuales toman el dato de medida y lo envían a través de las redes

GSM/GPRS existentes en la zona de concesión.

Este modelo de red se utiliza para medición en sectores urbanos, en los cuales los abonados se encuentran relativamente

cerca de la empresa comercializadora de energía. Un esquema básico de este tipo de red se muestra en la Fig.11.

Fig. 11. Esquema de red de medición con red celular19

Este tipo de red utiliza la infraestructura GSM/GPRS existente de un proveedor de servicios, por ejemplo en el caso del

Ecuador son las redes existentes de Movistar y Claro.

B. Red de Radiofrecuencia

Para usuarios que no están dentro del área de servicio del proveedor GSM/GPRS se utilizan infraestructuras de red de

radiofrecuencia, administradas por la empresa comercializadora de energía. La red se basa en medidores que poseen módulos

inalámbricos que comunican su medición a un punto de acceso, el cual envía estos datos mediante radiofrecuencia a la

empresa eléctrica. Un esquema básico de este tipo de red se muestra en la Fig. 12:

19 Fuente: El autor

- 13 -

Fig. 12. Esquema de red de medición con radiofrecuencia20

C. Red Satelital

Para abonados que se encuentren muy distantes al centro de medición, y para los cuales no sea viable la construcción de

una red inalámbrica de medición, se utilizan modelos de redes satelitales. En este tipo de red el medidor tiene un transmisor

satelital, el cual envía el dato a la empresa comercializadora utilizando un satélite. Un esquema básico de este tipo de red se

muestra en la Fig. 13.

Fig. 13. Esquema de red de medición satelital20

Este tipo de red conlleva costos elevados debido al alquiler de la comunicación satelital, por lo que se debe utilizar

únicamente en casos que no se pueda optar por otra alternativa de comunicación.

20 Fuente: El autor

- 14 -

D. Red sobre Línea de Potencia

La red sobre línea de potencia o PLC (Power Line Carrier por sus siglas en inglés), permite la transmisión de datos de

alta velocidad por las líneas existentes de potencia. Esta solución se aplica en centros urbanos densos, donde construir

una nueva infraestructura de red puede significar costos muy elevados o molestias a los usuarios del sector. El principal

problema de este tipo de red es que está directamente ligada a las fallas que puedan ocurrir en la red de distribución, por

lo que la empresa distribuidora debe mantener sus redes completamente funcionales para evitar inconvenientes de

transmisión de datos. Un esquema de este tipo de red se muestra en la figura 14.

Fig. 14. Esquema de red PLC para transmisión de datos21. (Shenzhen Hanguang Electronic Technology Co., Ltd.)22

21 Infraestructura de red PLC. Tomado de "HG-EM100 Power Line Carrier Communcation (PLCC Automatic Meter Reading System". Shenzhen Hanguang Electronic Technology Co., Ltd. Disponible en http://www.hanguang.com/en_products_show.asp?fl=40&id=77

22 Fuente: El autor

- 15 -

CAPÍTULO II

II. IDENTIFICACIÓN DE LA PROBLEMÁTICA

Actualmente, las empresas comercializadoras de energía realizan el registro de medición de energía eléctrica mediante

métodos visuales, es decir, revisan cada uno de los medidores existentes en su área de concesión y toman su medida

observando directamente el dial del equipo.

2.1. Tecnología Utilizada

En nuestro caso analizaremos el proceso de medición utilizado por la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A. la cual

es la empresa de distribución y comercialización de la ciudad de Cuenca. Abarca un área de concesión de 28,960km2 que

comprende las provincias de Azuay, Cañar y Morona Santiago. La empresa cuenta con 296,000 clientes aproximadamente

(Coronel, 2011), distribuidos según se muestra en la tabla I.

TABLA I. DISTRIBUCIÓN DE CLIENTES DE ACUERDO AL TIPO DE TARIFA23 (Coronel, 2011)

Tipo de tarifa 2009

Residencial 256,673

Comercial 22,852

Industrial 6,127

Otros 3,744

Total 289,396

La verificación y registro del consumo eléctrico en la Centrosur se lleva a cabo por la Dirección de Comercialización, la

cual se encuentra distribuida de la siguiente manera (fig. 15):

Fig. 15. Estructura orgánica de la Dirección de Comercialización de la Centrosur24 (Coronel, 2011)

23 Distribución de abonados en la Centrosur. Tomado de "Estudio para la implementación dle sistema de infraestructura de medición

avanzada (AMI) en la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A.". Coronel, Marco. Universidad Politécnica Salesiana. Cuenca, 2011.

- 16 -

La Dirección de comercialización se divide en cinco departamentos, responsables de las actividades económicas ligadas

al proceso de distribución y comercialización de energía. En la Fig. 16 se puede observar los procesos que llevan a cabo

dichos departamentos:

Fig. 16. Procesos de Comercialización (Coronel, 2011)

En el caso específico de medición de consumo eléctrico, el departamento que se encarga de esto es el de Lectura y

Facturación, el cual ejecuta los procesos requeridos para recolectar las mediciones de los contadores de energía en el área de

concesión.

El proceso de lectura de medidores involucra las siguientes actividades25 (Coronel, 2011):

Definir el plan de lecturas

Entregar información física y por correo electrónico

Registrar y entregar las lecturas tomadas

En cuanto al registro de medición de energía, la Centrosur en su mayoría utiliza registros escritos, es decir, el personal

recorre la ciudad anotando en un registro el consumo energético marcado en los medidores de los abonados (fig. 17).

24 Estructura orgánica de la DICO. Tomado de "Estudio para la implementación dle sistema de infraestructura de medición avanzada (AMI)

en la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A.". Coronel, Marco. Universidad Politécnica Salesiana. Cuenca, 2011.

25 Actividades de la DICO. Tomado de "Estudio para la implementación dle sistema de infraestructura de medición avanzada (AMI) en la

Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A.". Coronel, Marco. Universidad Politécnica Salesiana. Cuenca, 2011.

- 17 -

Fig. 17. Verificación manual de consumo eléctrico26. (Asamblea Nacional de Usuarios de Energía Eléctrica)

2.2. Rutas

Para la lectura de medidores la Centrosur cuenta con personal contratado, con lo que ha distribuido a los consumidores en

sectores, grupos y rutas. Un sector es el conjunto de grupos encargados de la medicón, el grupo se encarga de un conjunto de

rutas, y cada ruta es el recorrido que el lector contratado realiza diariamente.

Los sectores están distribuidos según su ubicación geográfica de la siguiente manera (tabla II)27 (Márquez & Polo, 2007):

TABLA II

SECTORES DE LECTURA DE MEDIDORES DE LA CENTROSUR28 (Márquez & Polo, 2007)

Provincia Sectores de lectura

Azuay 91

Cañar 34

Loja 2

Morona Santiago 41

26 Lector de medidor eléctrico. Tomado de "Cambio de medidores", Asamblea Nacional de Usuarios de Energía Eléctrica. Disponible en http://usuariosdeluz.blogspot.com/2011/03/sin-aviso-cfe-cambia-medidores.html

27 Distribución de rutas en la Centrosur. Tomado de "Estudio de la aplicabilidad de la tecnología LMDS (Local Multipoint Distribution Service) en la lectura del consumo de energía eléctrica y servicios de banda ancha para la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur". Márquez

Jhonny y Víctor Polo. Universidad Politécnica Salesiana. Cuenca, 2007.

28 Distribución de sectores en la Centrosur. Tomado de "Estudio de la aplicabilidad de la tecnología LMDS (Local Multipoint Distribution Service) en la lectura del consumo de energía eléctrica y servicios de banda ancha para la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur". Márquez

Jhonny y Víctor Polo. Universidad Politécnica Salesiana. Cuenca, 2007.

- 18 -

Estos sectores se encuentran divididos en 2775 rutas como se muestra en la tabla III:

TABLA III

DISTRIBUCIÓN DE RUTAS POR CANTÓN 29 (Márquez & Polo, 2007)

Provincia Cantón Rutas

Azuay

Cuenca 1456

Girón 77

San Fernando 28

Gualaceo 95

Paute 71

El Pan 14

Sevilla de Oro 20

Guachapala 11

Sigsig 73

Nabón 86

Santa Isabel 92

Chordeleg 36

Oña 33

El Carmen de Pijilí 48

Pucará 33

Molleturo 34

Cañar

Biblián 58

Cañar 207

Tambo 34

Suscal 42

Morona Santiago

Macas 88

Sucua 35

Méndez 35

Limón 50

San Juan Bosco 17

Loja Saraguro 2

Las rutas se pueden realizar en periodos mensuales, bimensuales y trimestrales. Dentro de la ciudad de Cuenca, se tienen

25 lectores contratados, encargados de hacer las lecturas de la parte urbana y rural de la ciudad. Aproximadamente se

realizan entre 11 y 12 rutas por cada lector. Y así, una ruta está constituida por 500 contadores aproximadamente dentro del

centro de la ciudad, entre 200 a 300 contadores en las avenidas, y 200 contadores en la parte rural30 (Márquez & Polo, 2007).

2.3. Digitalización y Entrega de Datos

La entrega de datos se la puede realizar mediante dos métodos:

29 Distribución de rutas por cantón en la Centrosur. Tomado de "Estudio de la aplicabilidad de la tecnología LMDS (Local Multipoint Distribution Service) en la lectura del consumo de energía eléctrica y servicios de banda ancha para la Empresa Eléctrica Regional Centro

Sur". Márquez Jhonny y Víctor Polo. Universidad Politécnica Salesiana. Cuenca, 2007.

30 Tomado de "Estudio de la aplicabilidad de la tecnología LMDS (Local Multipoint Distribution Service) en la lectura del consumo de energía eléctrica y servicios de banda ancha para la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur". Márquez Jhonny y Víctor Polo. Universidad

Politécnica Salesiana. Cuenca, 2007.

- 19 -

A. Método Tradicional de toma de Lectura

Es el método mencionado anteriormente, es decir, llenar una hoja de reportes dada por la empresa eléctrica a los

contratistas. Estas hojas de reportes son llenadas por cada lector, indicando la lectura actual del contador y el número del

contador. Una vez terminadas las rutas, los lectores llevan las hojas a cada agencia, donde serán digitalizadas. Por último,

una vez digitados los datos, el archivo se envía mediante correo electrónico a la Centrosur donde se descarga al módulo de

interfaz de lectura iSeries AS/400, el cual una vez convertido a tipo texto, puede interactuar con el Sistema Informático de

Comercialización (SICO), donde se realiza el cálculo del consumo de cada usuario en particular. El módulo de interfaz de

lectura del archivo digitalizado se muestra en la Fig. 18:

Fig. 18. Módulo de lectura de registros utilizado en la Centrosur 31(Márquez & Polo, 2007)

Utilizando este método se tienen inconvenientes causados por inconsistencia de datos, los cuales tienen como fuente

aspectos como el error en la apreciación visual de los números en el contador energía, errores causados por el entendimiento

adecuado de cada tipo de letra de los lectores, errores involuntarios al transcribir al papel la lectura del medidor, o errores de

digitación causado en las agencias.

B. Método de Digitalización mediante PC Pocket

Dentro del área urbana se utiliza la digitalización de datos mediante computadores de bolsillo o PC Pocket. Estos

computadores móviles poseen software que permite que la lectura ingresada se verifique antes de ser aceptada. Dicha

verificación se basa en el consumo promedio de los usuarios (Fig. 19).

31 Tomado de "Estudio de la aplicabilidad de la tecnología LMDS (Local Multipoint Distribution Service) en la lectura del consumo de energía eléctrica y servicios de banda ancha para la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur". Márquez Jhonny y Víctor Polo. Universidad

Politécnica Salesiana. Cuenca, 2007

- 20 -

Fig. 19. PC Pocket utilizada en el ingreso de lecturas de medidores32 (Márquez & Polo, 2007)

A cada computador de bolsillo se le carga un archivo con el número del medidor, tipo, última lectura realizada, consumo

promedio, etc. El computador verifica el nuevo dato ingresado, y notifica si existe alguna novedad en cuanto a la medida

tomada, como un consumo desmedido en función del consumo promedio. Luego el contratista descarga el archivo de la

computadora y lo envía por correo electrónico a la Centrosur.

2.4. Facturación

El proceso de facturación involucra las siguientes actividades33 (Coronel, 2011):

Elaborar plan de emisiones

Aplicar pliego tarifario

Aplicar rubros de facturación

Corrección de talleres

Generación de consumos y emisiones

Modificación de facturas

Reportes para estadísticas

La facturación toma en cuenta los siguientes aspectos:

32 Tomado de "Estudio de la aplicabilidad de la tecnología LMDS (Local Multipoint Distribution Service) en la lectura del consumo de energía eléctrica y servicios de banda ancha para la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur". Márquez Jhonny y Víctor Polo. Universidad

Politécnica Salesiana. Cuenca, 2007

33 Tomado de "Estudio para la implementación dle sistema de infraestructura de medición avanzada (AMI) en la Empresa Eléctrica Regional

Centro Sur C.A.". Coronel, Marco. Universidad Politécnica Salesiana. Cuenca, 2011.

- 21 -

Reglamento de tarifas vigente

Regulaciones del CONELEC

Ordenanzas municipales

Ley de Facturación

La facturación se realiza mediante el Sistema Informático de Comercialización (SICO), al cual se le cargan previamente

los datos depurados del AS/400. El software SICO fue desarrollado e implementado directamente por personal de la

Centrosur, por lo que permite adjuntar o eliminar funcionalidades según requerimiento. El software realiza una última

depuración de datos y entrega el archivo de impresión de facturas. El historial de consumo de un usuario en dicho software

se muestra en la Fig. 20:

Fig. 20. Historial de consumo mostrado en SICO34 (Márquez & Polo, 2007)

2.5. Límites Operacionales

El procedimiento seguido por la Centrosur para la lectura de medidores permite a la empresa facturar la energía eléctrica

consumida, pero con algunas falencias debidas a los errores que se pueden cometer en el proceso. Además requiere de la

contratación de personal externo para la toma de medidas, lo cual representa un gasto para la empresa.

Si comparamos las características de una red electromecánica, y una red digital con automatización de la medición,

podemos tener los siguiente (tabla IV):

34 Tomado de "Estudio de la aplicabilidad de la tecnología LMDS (Local Multipoint Distribution Service) en la lectura del consumo de

energía eléctrica y servicios de banda ancha para la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur". Márquez Jhonny y Víctor Polo. Universidad

Politécnica Salesiana. Cuenca, 2007

- 22 -

TABLA IV

CARACTERÍSTICAS COMPARATIVAS ENTRE UNA RED DE MEDICIÓN ELECTROMECÁNICA Y UNA RED DIGITAL35

(Coronel, 2011)

Red electromecánica Red Digital

Infraestructura eléctrica separada de la infraestructura de telecomunicaciones

Infraestructura eléctrica compartida con la infraestructura de telecomunicaciones

Largos tiempos de gestión y operación Gestión y operación en tiempo real

Uso de sistemas por separado Integración de los sistemas

Telecomunicaciones limitadas Telecomunicaciones en arquitectura abierta

Comunicación en una dirección Comunicación bidireccional

Construidas para una generación centralizada y flujos eléctricos en un

solo sentido

Es capaz de integrar generación distribuida y con flujos

eléctricos flexibles

Algunos sensores Red monitorizada y con miles de sensores

Red "ciega" Red Auto monitorizada

Reposición manual Reposición semi-automática y eventualmente auto-reposición

Propensa a fallos y apagones Protecciones adaptativas

Comprobación manual de los equipos Equipos con operación remota

Toma de decisiones de emergencia a través de comisiones y llamadas

telefónicas del cliente Decisiones basadas en sistemas de confiabilidad predictiva

Control limitado sobre el flujo de potencia Total control sobre el flujo de potencia

Información sobre el precio de la electricidad limitado

Información total sobre el precio de la electricidad para cada

momento

Consumidores con mínima elección del suministro Consumidores con amplias posibilidades de elección

35 Tomado de "Estudio para la implementación dle sistema de infraestructura de medición avanzada (AMI) en la Empresa Eléctrica Regional

Centro Sur C.A.". Coronel, Marco. Universidad Politécnica Salesiana. Cuenca, 2011.

- 23 -

CAPÍTULO III

III. DISEÑO DEL PROYECTO.

El diseño de una alternativa para la lectura manual de los medidores de energía eléctrica no es un tema nuevo, y se ha

tratado durante varios años en la mayoría de países de Latinoamérica. El sistema encargado de realizar la automatización de

lecturas se conoce como AMI o Advanced Metering Infraestructure por sus siglas en inglés. Estos sistemas han

evolucionado desde 1990 aproximadamente, como se puede observar en la Fig. 21.

Fig. 21. Evolución de las tecnologías de medición36. (Vidrio)

Una red de infraestrutura avanzada de medición es un conjunto de sistemas que miden, colectan y analizan el uso de

energía eléctrica, realizando la comunicación entre los medidores eléctricos y la empresa proveedora del servicio.

La implementación de una red AMI se considera como el primer paso para la transición a una red inteligente (Smart

Grid), con el objetivo de mantener a todos los equipos de la red comunicados. Esta red es capaz de intercambiar datos entre

el distribuidor y los equipos de abonados para comunicar el uso de energía, la tarifa a la cual se está consumiendo la energía y

además para la lectura y facturación del consumo eléctrico.

36 Tomado de"Infraestructura de medición avanzada (AMI) en las redes inteligentes". Vidrio, Gilberto. Instituto de investigaciones

eléctricas. Disponible en http://www.slideshare.net/FiiDEM/infraestructura-de-medicin-avanzada-ami-en-las-redes-inteligentes.

- 24 -

3.1. Diseño de Red

Un diseño de red AMI depende de varios parámetros, pues como se mencionó anteriormente la automatización de la

lectura del consumo es una de las múltiples ventajas de contar con comunicación entre el proveedor y el abonado. Los

esquemas de red se han analizado durante varios años, con lo que se ha llegado a la conclusión que los principales tipos de

red que se pueden utilizar son las siguientes:

AMI mediante red GSM/GPRS

AMI mediante red de radiofrecuencia

AMI mediante red satelital

AMI mediante red de comunicación sobre la red de potencia (red PLC o Power Line Comunication por sus siglas

en inglés)

Las ventajas de utilizar una infraestructura AMI son37 (Alvarado, 2011):

Lectura remota de la medición y consumo

Capacidad de conexión/desconexión remota

Detección y manejo de las interrupciones

Identificación anticipada de posibles eventos de fallas, por el reconocimiento de pérdidas de aislamiento (cables,

aisladores, etc).

Detección de manipulación/sabotaje y/o hurto de energía

Lecturas en intervalos cortos que sirven de base para aplicaciones tarifarias horarias y de tiempo de uso

Gestión y monitoreo de la generación distribuida

Herramienta para modelar la utilización de los activos y la gestión en transformadores y redes

Por lo tanto, un diseño de red debe considerar todos estos aspectos, además del costo de implementación de cada sistema

en particular, y además considerar la realidad de cada empresa distribuidora, pues en empresas pequeñas, puede resultar más

económico mantener un sistema tradicional de lectura de medición, o también en casos en que los abonados se encuentren

muy alejados y su consumo no justifique la instalación de medidores inteligentes.

Entonces, una red AMI no es únicamente una implementación de tecnología, sino que consiste en una infraestructura

completa que puede abarcar incluso las redes interiores de las viviendas. La infraestructura básica de una red AMI se detalla

a continuación:

A. Infraestructura básica de una red AMI

Una red AMI se basa en tres capas principales:

Capa de consumidor

Capa de medición

Capa de comunicación

37 Tomado de "Servicios de medición avanzada (AMI) para redes inteligentes y su adaptabilidad en el marco de la legislación ecuatoriana".

Alvarado, Johan. Universidad de Cuenca. Cuenca, 2011.

- 25 -

Estas tres capas interactúan con las redes domiciliarias, comerciales, industriales y con los sistemas informáticos del ente

comercializador de energía. Además, el proveedor de servicio eléctrico puede utilizar esta información para entregarla a los

agentes de distribución, transmisión y generación con el objetivo de gestionar el sistema interconectado de energía mediante

datos en tiempo real. Un diagrama de bloques para una red AMI básica se muestra en la Fig. 22.

Fig. 22. Diagrama de bloques de un AMI38. (National Energy Technology Laboratory, 2008)

1) Capa de consumidor: A nivel de consumidor, los medidores inteligentes comunican sus datos de consumo al

usuario final y al proveedor de servicio. El sistema puede ser tal que utilice los datos de tarifas horarias y comunique a los

elementos dentro de la red interna del abonado (Home Area Netwok para residenciales, o Local Area Network para

comerciales) que deben tomar medidas para disminuir el consumo eléctrico. Para usuarios más avanzados que posean

sistemas de microgeneración DER (Distributed Energy Resources o Recursos de Energía Distribuida por sus siglas en

inglés), la capa de consumidor actúa para analizar el consumo o generación de energía de la red causado por dicho usuario.

2) Capa de medición: La capa de medición de la AMI se encarga de la lectura remota de los medidores y se encarga

también de la actualización de tarifas horarias en el caso de ser aplicables. Para el caso del Ecuador debemos recordar que

utilizamos una tarifa plana, por lo que el consumo a diferentes horarios en la curva de demanda no se tiene en consideración.

3) Capa de comunicación: Abarca los sistemas informáticos y de hardware utilizados para enviar los datos de las

capas anteriores. Como se mencionó anteriormente, esta capa puede utilizar varios medios de transmisión y protocolos en

función de los requerimientos de cada usuario en particular y de los requisitos propios de la empresa distribuidora.

La capa de comunicación debe utilizar estándares bidireccionales y seguros, entre los cuales se tienen:

Comunicación por línea de potencia (PLC)

Banda ancha sobre líneas de potencia (BPL)

Cobre o fibra óptica

38 Tomado de "Advanced Metering Infrastructure", National Energy Technology Laboratory. 2008

- 26 -

Inalámbricas o radiofrecuencia, centralizadas o distribuidas

Internet

Combinaciones de las anteriores

La capa de comunicación debe comunicarse con redes de hogar HAN (Home Area Network por sus siglas en inglés),

siendo capaz de comunicarse con dispositivos eléctricos controlables dentro de las viviendas. Las redes HAN deben incluir:

Visualizadores dentro de las viviendas en los cuales el consumidor pueda observar su consumo energético y el

costo en función de la tarifa aplicada.

Respuesta de dispositivos en función del precio de la tarifa horaria y las preferencias del usuario

Puntos seteados que limiten el consumo o las acciones de control de la HAN

Control de cargas sin monitoreo constante por parte del consumidor

En la Fig. 23 se muestra la integración de una red HAN con la red de la empresa proveedora del servicio eléctrico:

Fig. 23. Integración de una red HAN con una red AMI39. (Alvarado, 2011)

B. Diseño de red Genérica

Se diseñó una red AMI genérica en la cual se explica los parámetros que cada uno de los elementos debe comunicar o

tener la capacidad de realizar. Dicha red se muestra en la Fig. 24:

39 Tomado de "Servicios de medición avanzada (AMI) para redes inteligentes y su adaptabilidad en el marco de la legislación ecuatoriana".

Alvarado, Johan. Universidad de Cuenca. Cuenca, 2011.

- 27 -

Fig. 24. Diseño de red genérica propuesta40

La red mostrada en la Fig. es una integración de las tecnologías de comunicación presentes en medidores eléctricos

discutidas en el capítulo 1. La aproximación intenta ser una alternativa económica en función de la segmentación de los

abonados según la importancia que tienen para la recaudación del servicio eléctrico.

La red se divide para cinco tipos de usuarios:

Usuarios Industriales

Usuarios residenciales en centros urbanos

Usuarios residenciales urbano-marginales

Usuarios residenciales rurales

Usuarios especiales

40 Fuente: El autor

- 28 -

1) Usuarios Industriales: La recaudación causada por concepto de consumo de energía eléctrica en usuarios

industriales es uno de los ingresos más grandes para la empresa eléctrica, aproximadamente un 40% del total de las planillas a

ser facturadas de un total de recaudación mensual de $5,000,000.00 (Márquez & Polo, 2007). Por lo tanto, el trato que se

debe dar a los usuarios industriales debe ser prioritario, garantizando calidad de energía y a su vez facturando el servicio

eléctrico de manera inmediata.

La red propuesta para el sector industrial consta de medidores con módulos GSM/GPRS con el objetivo de utilizar las

redes celulares existentes de otros proveedores de servicio. La utilización de un servidor de datos externo puede resultar

contradictoria, pero por experiencias observadas por el autor, las redes de telecomunicaciones de la empresa eléctrica tienden

a fallar pues no están reguladas por ningún ente supervisor, mientras que los proveedores de telefonía celular infieren en

grandes sanciones económicas cuando el servicio es interrumpido. En la Fig. 25 se muestra un medidor con módulo

GSM/GPRS comercial.

Fig. 25. Medidor con módulo GSM/GPRS Dimet G41 (Discar Telecom & Energy)

2) Usuarios residenciales en centros urbanos: Los usuarios ubicados en sectores centrales de la ciudad deberían

utilizar medidores de energía con módulos GPS/GPRS por las siguientes razones:

En sectores como centros urbanos normalmente las instalaciones eléctricas son subterráneas, por lo que si se

quisiera utilizar un medio de comunicación cableado para la lectura de medidores, se requeriría realizar obras

civiles para la ampliación y construcción de ductos, pozos, etc., resultando en una inversión en infraestructura

considerable.

En el caso de utilizar redes de radiofrecuencia propias de la empresa eléctrica, se deberían implementar

concentradores de barrio ubicados en viviendas y postes de iluminación, y debido a la gran densidad poblacional de

estos sectores, los concentradores se colocarían a poca distancia, pudiendo causar interferencia por la saturación del

ancho de banda del medio.

Por lo tanto, la utilización de la red GSM/GPRS existente es la alternativa más viable, pues los estudios para propagación

de ondas en centros urbanos densos, y la administración de altas densidades de usuarios en áreas pequeñas ya se encuentran

provistos por la red.

41 Medidores GSM/GPRS. Tomado de "Medidores monofásicos y trifásicos para entornos rurales, industrias y comercios". Discar Telecom

& Energy. Disponible en http://www.metering.com.ar/es/rurales.php.

- 29 -

3) Usuarios residenciales urbano-marginales: Los usuarios residenciales que se encuentran en sectores urbano-

marginales, normalmente tienen densidades de población menores que los centros urbanos, por lo que se puede utilizar

radiofrecuencia.

Fig 26. Esquema de red para usuarios urbano-marginales42

La red mostrada en la Fig. 26, consiste en varios concentradores de barrio distribuidos por las zonas urbano-marginales,

los cuales sirven como un punto de acceso para los medidores. Cada concentrador de barrio se comunica con un

concentrador de radiofrecuencia zonal, ubicado en el centro de carga de una localidad, el cual a su vez se comunica con el

concentrador general de radiofrecuencia ubicado en la empresa eléctrica.

4) Usuarios residenciales rurales: Para usuarios residenciales rurales, los cuales no significan un mayor ingreso en

facturación, se puede utilizar el mismo modelo para usuarios urbano-marginales, con la diferencia de que se puede utilizar la

infraestructura de telecomunicaciones de empresas locales como CNT o Movistar.

Cada usuario contaría con un medidor de radiofrecuencia, y cada localidad con un concentrador de radiofrecuencia. El

concentrador se comunicaría con una estación base contratada, la cual reportaría los datos a la estación general ubicada en la

empresa eléctrica.

5) Usuarios especiales: Para usuarios especiales, los cuales signifiquen un porcentaje considerable de facturación,

pero que se encuentren en sectores en los que no se tenga cobertura GSM/GPRS, se puede optar por una infraestructura de

red similar a la de usuarios residenciales rurales, con la diferencia de que el concentrador local se comunicaría con un

transmisor satelital para enviar la información a la empresa eléctrica.

42 Fuente: El autor

- 30 -

C. Equipos

En esta sección se mostrarán algunas características técnicas de los equipos utilizados en el diseño de red.

1) Medidores de energía con módulo GSM/GPRS: Se utilizarían medidores monofásicos y trifásicos para modelo

DiMET-G y DiMET3-G fabricados por Discar, que ofrecen las siguientes características (Discar Telecom & Energy):

Fig. 27. Medidor con módulo GPRS utilizado43 (Discar Telecom & Energy)

Tipo de medidor: Medidor Estático de Energía Eléctrica.

Tipo de conexión: directa.

Lectura remota de todos los parámetros medidos (AMR).

Tensión nominal 220 VCA (DiMET-G) o bien 3x220/380 VCA (DiMET3-G).

Corriente máxima (Imax): 60 Amp (DiMET-G); 80 Amp (DiMET3-G).

Precisión: Energía Activa: Clase 1, Energía Reactiva: Clase 2.

Display de LCD de 2 líneas de 16 caracteres alfanuméricos.

Capacidad de corte y reconexión del suministro por órden remota.

Registro periódico de tensión, corriente, frecuencia, demanda y energía (cada 15 minutos).

Registro de eventos (apertura de gabinete, conexión al revés, terminal sin consumo, etc).

Programación remota de umbrales de demanda permitida, y umbrales de tensión máxima y mínima.

Soporte para energía pre-paga o pos-paga.

Reloj interno con batería de litio de alta duración.

Contraste del medidor: salida de pulsos por led 1000 pulsos/kWh.

Facilidades tarifarias: 6 tarifas diferentes; 4 tipos de días; 24 cambios de tarifa por día; 30 días especiales; tabla

vigente y futura.

Memoria para registros y eventos: tipo EEPROM no volátil de 1 Mbit. Almacena hasta 5 días de registros

periódicos.

Módulo de comunicación GPRS con antena externa, tarjeta SIM accesible para empresa prestadora protegido con

precinto de seguridad

43 Medidores GSM/GPRS. Tomado de "Medidores monofásicos y trifásicos para entornos rurales, industrias y comercios". Discar Telecom

& Energy. Disponible en http://www.metering.com.ar/es/rurales.php.

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2) Medidores de energía eléctrica con módulo de radiofrecuencia: Se pueden utilizar medidores General

Electric SGM300, los cuales cuentan con las siguientes características (General Electric):

Fig. 28. Medidor GE con módulo RF44 (General Electric)

Soporte para redes HAN por ZigBee

Modulares, con soporte de telecomunicaciones para GPRS, 3G, WiMAX, LTE o RF

Permiten la comunicación por línea de potencia

Administración de la demanda con múltiples reles de control de carga y horarios de funcionamiento

Conexión y desconexión remota

Alivio de carga en función de grupos

Medición de demanda, tiempo de uso, voltaje 220/230/240VCA

Histórico de eventos

Habilitado para sistemas de cogeneración

Corriente máxima de 100 A

Display de 7 dígitos y 3 puntos decimales

Comunicación mediante protocolos DLMS/COSEM o ANSI C12.18/19

3) Concentradores RF de barrio: Los concentradores RF de barrio, concentradores locales o Access Points, son

equipos que como se mencionó anteriormente, se comunican con los medidores y sirven de punto de control para la empresa

eléctrica. En el esquema de red planteado se pueden utilizar Access Points Grid IQ AMI P2MT de General Electric, los

cuales tienen las siguientes características:

44 Medidores de energía con RF. Tomado de "SGM300 Residential IEC Smart Energy Meter". General Electric. Disponible en

https://www.gedigitalenergy.com/smartmetering/catalog/SGM3000_Residential.htm#sgm3000tab5.

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Fig. 29. Grid IQ AMI P2MP Access Point de GE45. (General Electric)

Frequencia de transmission: 2.4GHz

Ancho de banda: 1MHz

Potencia de transmission: +30dBm

Sensitividad de recepción: -142dBm

Topología: Estrella

Capacidad de abonados: hasta 20,000

Interfaces de comunicación: TCP/IP, GPS, POE

Comunicación mediante protocolos DLMS/COSEM o ANSI C12.18/19

Estos equipos, al permitir la comunicación mediante protocolos ANSI, tiene la flexibilidad de conectarse a equipos de

otros fabricantes, por lo que se convierte en una de las opciones más recomendadas.

4) Concentradores RF Zonales y Generales: Los concentradores RF zonales permiten la comunicación entre el

Access point y el concentrador general. Para ambos concentradores, se pueden utilizar equipos Mercury 3650 de General

Electric, cuyas características son las siguientes:

Fig. 30. Mercury 3650 de GE46. (General Electric)

45 Access Point RF. Tomado de "Grid IQ AMI P2MP Grid Connectivity for Smart Metering, Distribution Monitoring and Sensing

Applications". General Electric. Disponible en https://www.gedigitalenergy.com/products/brochures/SmartMetering/GridIQ_P2MP.pdf.

46 Concentrador RF. Tomado de "MDS Mercury Series". General Electric. Disponible en

http://www.gedigitalenergy.com/Communications/catalog/MercurySeries.htm.

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Interfaces de comunicación Ethernet, Serial, USB, WiMAX 802.16e, GPS, RF y Wi-Fi

Rango de frecuencias: 1800-5875MHz

Ancho de banda: 10MHz

Transmisión en QPSK, 16QAM, y 64QAM con hasta -95dBm de sensitividad

3.2. Etapa de control.

Los sistemas informáticos de control de la medición para redes inteligentes de lectura de medidores se denominan

Sistemas de Gestión de Datos de Medición o MDM47 (Alvarado, 2011) pueden agrupar en los siguientes:

Repositorio de datos (MDR)

Gestor de datos (MDM)

Aplicaciones de red Inteligente (Smart Grid / AMI)

A. Repositorio de datos (MDR)

Es el sistema encargado de administrar la base de datos de almacenamiento de la información de mediciones leídas por

los medidores eléctricos inteligentes, y además posee el software destinado a facturación. Debe estar vinculado al sistema

encargado de administrar la información de cada cliente de la empresa distribuidora, también llamado Sistema de

Información al Cliente (CIS), con el cual el usuario puede ingresar al sistema, indicar el número de medidor que posee y

desplegar los valores facturados y el tiempo de uso. En la Fig. 31 se muestra el sistema de consultas de planillas eléctricas

utilizados en la Centrosur.

Fig. 31. Sistema de consulta de planillas utilizado en la Centrosur48. (Empresa Eléctrica Regional Centro Sur)

47 Sistemas MDM. Tomado de "Servicios de medición avanzada (AMI) para redes inteligentes y su adaptabilidad en el marco de la

legislación ecuatoriana". Alvarado, Johan. Universidad de Cuenca. Cuenca, 2011.

48 Sistema de consulta de planillas Eléctricas. Tomado de "Consulta de planillas". Empresa Eléctrica Regional Centro Sur. Disponible en

http://www.centrosur.com.ec/?q=consulta-planillas.

- 34 -

El MDR realiza las siguientes funciones:

Validación, estimación y edición

Registro y auditoría

Cálculos de facturación compleja

Carga y recolección de datos

1) Validación, estimación y edición (VEE)49: El repositorio de datos de medición debe validar los datos que se

entregan al sistema por parte de los medidores, pues como se pueden producir errores de lectura debido a problemas en

transmisión de datos y almacenamiento de la información. El MDR debe poseer un mecanismo tal que permita al

administrador crear rutinas de validación de datos. Dichas rutinas deben ser automáticas debido al volumen de datos

manejados. Por último debe permitir modificar manualmente los datos erróneos de medición, para lo cual debe mantener los

datos originales, y proporcionar un formulario o campo en el cual se indique el motivo por el cual se invalidó o modificó un

valor de medición, esto con el objetivo de auditar el proceso.

2) Registro y Auditoría: El MDR debe poseer la capacidad de registrar el ingreso, y cambio de cualquier valor en el

registro general de datos, es decir, debe tener un sistema que permita registrarse utilizando un usuario y contraseña para la

modificación de datos. De igual manera que en el proceso de validación, esto es con fines de auditoría del proceso.

3) Cálculos de facturación compleja: El MDR debe poseer un módulo que permita realizar cálculos complejos de

facturación. Estos cálculos se consideran complejos pues en mercados eléctricos donde se factura la demanda en función de

las horas pico de consumo, el precio de la energía es variable, por lo que el precio del kilovatio-hora (kWh) varía en función

de la hora del día, y de qué tan costoso es generar dicha energía.

4) Carga y recolección de datos: Un MDR debe ser capaz de coordinar adecuadamente los dispositivos de control

dentro de la AMI con el objetivo de normalizar los horarios de descarga de datos de los medidores del sistema. Además debe

permitir la interacción con dispositivos de diferentes fabricantes.

B. Gestor de datos (MDM)

El gestor de datos provee servicios de administración de los datos de medición, permitiendo el intercambio de

información entre los medidores inteligentes y otras aplicaciones. Permite que los sistemas de facturación, información al

cliente, y otros sistemas relacionados puedan consumir la información dada por los medidores de energía.

Además debe poseer las herramientas necesarias para que dicha información se pueda visualizar como históricos de

consumo y datos de facturación. El acceso debe implementarse para plataformas web, móviles y otras requeridas por los

usuarios del sistema.

El MDM realiza las siguientes funciones:

Servicios de integración

Bus de mensajes

49 Sistemas MDM. Tomado de "Servicios de medición avanzada (AMI) para redes inteligentes y su adaptabilidad en el marco de la

legislación ecuatoriana". Alvarado, Johan. Universidad de Cuenca. Cuenca, 2011.

- 35 -

Motor de flujo de trabajo

Procesador de eventos

1) Servicios de integración: Permite la integración de la información enviada por equipos de medición inteligente,

los cuales pueden ser de diferentes fabricantes. Es un sistema de normalización de datos, entregando al MDR los datos

recopilados de los medidores en un único formato.

2) Bus de mensajes: Consiste en un servicio de mensajería universal entre las aplicaciones de la AMI, pudiendo ser

punto a punto, multipunto o por difusión. En la Fig. 32. se muestra un esquema del bus de mensajes:

Fig. 32. Bus de mensajes de un sistema MDM50 (Alvarado, 2011)

3) Motor de flujo de trabajo: Consiste en una aplicación informática mediante la cual se puede ejecutar secuencias

automáticas permitiendo la integración de equipos o la conFig.ción de medidores inteligentes. Es un sistema de actualización

de parámetros para la red y para los equipos de medicón.

4) Procesador de eventos: Es un sistema que recibe y filtra datos de eventos que no fueron programados, con el

objetivo de proteger al sistema general de una sobrecarga de datos. Se debe tener en cuenta que los sistemas de

automatización de la medición manejan grandes cantidades de datos, por lo que cuando ocurren errores masivos como fallas

en el sistema eléctrico, todos los equipos intentarán reportar el estado de alarma, lo cual puede sobrecargar la red y hacerla

colapsar.

50 Sistemas MDM. Tomado de "Servicios de medición avanzada (AMI) para redes inteligentes y su adaptabilidad en el marco de la

legislación ecuatoriana". Alvarado, Johan. Universidad de Cuenca. Cuenca, 2011.

- 36 -

C. Aplicaciones de Red Inteligente

El MDM debe implementar el soporte apropiado para las aplicaciones de redes inteligentes (Smart Grids) y su

integración con la AMI. Estas plataformas soportadas son:

1) Precios pico críticos (PCP): Esta plataforma administra los beneficios que la empresa distribuidora puede dar a

los clientes en función del consumo de electricidad durante horas pico de consumo, o durante períodos de estiaje. El sistema

debe ser capaz de comunicar a los usuarios sobre los beneficios que pueden obtener en el caso de eventos inesperados como

sobrecargas del sistema eléctrico o períodos de baja generación.

2) Respuesta de la demanda residencial (DR): Esta plataforma está directamente ligada al PCP, pues administra

los incentivos en horas pico para los usuarios residenciales, pero además involucra acciones de precios de energía en función

de eventualidades propias de la red (alimentadores dañados, cortocircuitos, etc.) en los cuales se puede realizar incectivos en

función de ciertas zonas de la red de distribución.

3) Soporte de redes domiciliarias (HAN): Esta plataforma de soporte, permite la integración de las redes internas

de casas inteligentes con el sistema MDM de la empresa eléctrica, con el objetivo de que el sistema interno de la vivienda

pueda tomar acciones de desconexión de cargas o de ajuste de iluminación en función de los eventos de la red o de la tarifa

multihoraria enviada por la empresa.

3.2. Pruebas

Las pruebas de funcionamiento ligadas a las redes automáticas de medición de energía eléctrica se basan en la

comunicación de datos entre el medidor inteligente y el MDM. Estas pruebas se deben realizar periódicamente con el

objetivo de mantener la integridad de los datos enviados y recibidos por la empresa eléctrica. Se debe tener en cuenta que en

el sistema MDM la comunicación con los medidores es crucial, pues la red del proveedor debe comunicar continuamente al

usuario sobre los horarios de tarifas, y además, si los paquetes de datos en un proceso de lectura de consumo son alterados,

esto se traduce en pérdidas económicas para la empresa.

Las pruebas de funcionamiento que se deben realizar son las siguientes51:

51 Sistemas MDM. Tomado de "Servicios de medición avanzada (AMI) para redes inteligentes y su adaptabilidad en el marco de la

legislación ecuatoriana". Alvarado, Johan. Universidad de Cuenca. Cuenca, 2011.

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A. Pruebas en el MDR

1) Rendimiento del sistema de Validación, estimación y edición: Se deben realizar pruebas de rendimiento

adecuado al sistema de validación con el objetivo que no se pierdan datos de medición al realizar una lectura masiva de

varios sectores de la ciudad. El VEE debe tener la capacidad adecuada para tratar los grandes volúmenes de datos que se

manejan.

2) Confiabilidad y actualización: El MDR se considera el núcleo del sistema de medición, por lo que se deben

realizar pruebas de confiabilidad. El MDR debe ser actualizable y tener el soporte técnico adecuado durante 24 horas.

3) Copias de seguridad y recuperación de datos: El sistema informático donde se ubica el MDR debe realizar

copias de seguridad periódicas a la información de medición, por lo que el centro de datos debe estar correctamente instalado.

Se deben revisar parámetros como temperatura, sistemas contra incendios, sistemas de alimentación contínua, etc., con el

objetivo de asegurar la integridad de los datos ante cualquier eventualidad.

4) Seguridad y privacidad de datos de medición: Todo el sistema de medición debe incluir seguridades

informáticas y físicas, debido a que la filtración de la información, o el ingreso no autorizado pueden causar pérdidas

económicas para la empresa. Por lo tanto se deben implementar reglas de seguridad como permisos de lectura y escritura a

grupos establecidos de usuarios para acceso al sistema, acceso restringido a las instalaciones de los servidores, etc.

B. Pruebas de comunicación en los medidores

1) Actualización de firmware en medidores52 (Iorga & Shorter, 2012): Se deben realizar pruebas de

actualización de firmware en medidores inteligentes, conforme a la norma NEMA SG-AMI 1-2009 Sección 3.2.1.

Pruebas

Instalar la imagen de firmware del proveedor

Verificar la versión de firmware actualizada

Verificar la identificación del medidor

Verificar el registro de mensajes en el medidor

El medidor no debe requerir recalibraciones luego de una actualización de software

2) Encriptación de datos: Los algoritmos de encriptación de datos deben ser actuales, que no sean de acceso público

y aprobados por la empresa distribuidora, conforme a la norma NEMA SG-AMI 1-2009 sección 4.1

52 Pruebas a sistemas de medidores inteligentes. Tomado de "Advanced Metering Infrastructure Smart Meter Upgradeability Test

Framework". Iorga, Michaela; Shorter, Scott. National Institute of Standards and Technology, 2012.

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Pruebas

Se deben realizar pruebas de encriptación y desencriptación de datos en el MDM

Los algoritmos de encriptación deben estar asegurados por el fabricante para un período de servicio de 20 años de

vida útil del medidor.

Se debe verificar la integridad de los paquetes de datos enviados y recibidos por los medidores

3) Limitación de comunicaciones dentro de la red: Los algoritmos de comunicación deben contemplar que los

paquetes de datos pertenecientes a la AMI no deben interferir o mezclarse con los paquetes de datos de las redes domiciliarias

HAN, según norma NEMA SG-AMI 1-2009 sección 4.8.

- 39 -

CAPÍTULO IV

IV. . COSTO DE IMPLEMENTACIÓN.

El costo de implementación de un sistema automático de lectura de medidores de energía, como se ha comentado a lo

largo de la presente monografía, no es un tema nuevo, por lo que nos limitaremos a extrapolar los datos existentes para una

mejor apreciación del impacto de la implementación de este sistema.

Para el caso de la empresa eléctrica Centrosur, ya se han realizado los estudios de implementación de estos sistemas53

(Coronel, 2011). Tal es el caso, que un estudio piloto para la automatización de la medición en el centro histórico de la

ciudad de Cuenca, que contempla las subestaciones SE/01 y SE/02, con los alimentadores 0101, 0102, 0103, 0104, 0201,

0202, 0203, 0204, 0205 indica lo siguiente:

A. Medidores inteligentes a instalar

El estudio indica que se instalarán medidores inteligentes en el centro histórico como un proyecto piloto. Dichos

medidores se encontrarán distribuidos como se muestra en la tabla V:

TABLA V

DISTRIBUCIÓN DE MEDIDORES PARA EL PLAN PILOTO DE AUTOMATIZACIÓN DE LA MEDICIÓN EN EL CENTRO

HISTÓRICO54. (Coronel, 2011)

Distribución de Medidores dentro del área de cobertura

Fases Nivel de

tensión

Número de

hilos Conexión Tarifa Cantidad

Monofásicos

120V/127V 2 Directa Residencial 6470

120V/127V 2 Directa Comercial 5282

Total monofásicos 11752

Bifásicos

220V 3 Directa Residencial 151

220V 3 Directa Comercial 289

Total bifásicos 440

Trifásicos

220V 4 Directa Residencial 685

220V 4 Directa Comercial 881

57V/240V 4 Indirecta Comercial 37

Total trifásicos 1603

TOTAL 13795

53 Análisis de costos de implementación de un sistema AMI para la Centrosur. Tomado de "Estudio para la implementación dle sistema de

infraestructura de medición avanzada (AMI) en la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A.". Coronel, Marco. Universidad Politécnica

Salesiana. Cuenca, 2011

54 Distribución de abonados en el centro histórico de Cuenca. Tomado de "Estudio para la implementación dle sistema de infraestructura de medición avanzada (AMI) en la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A.". Coronel, Marco. Universidad Politécnica Salesiana. Cuenca,

2011

- 40 -

4.1. Costo de diseño

Debido a que el diseño de una red inteligente de medición es una actividad de grandes proporciones y su rentabilidad

depende directamente del ahorro generado por cuestiones técnicas en la recuperación de energía no facturada, su costo se

debe evaluar según los parámetros que intervienen directa e indirectamente en la pérdida de información. Los estudios para

la implementación de una red AMI en la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur se realizaron en el año 2012 dentro del

proyecto piloto anteriormente mencionado, por lo que en este subcapítulo se extrapolarán estos resultados a la totalidad del

área de cobertura dentro de la ciudad de Cuenca.

A. Costo de toma de lecturas

El costo de toma de lecturas hace referencia al costo generado por la contratación de lectores de medidores. Para el

centro histórico se tiene (tabla VI):

TABLA VI

COSTO DE TOMA DE LECTURAS EN EL CENTRO HISTÓRICO55. (Coronel, 2011)

Costo mensual de

lectura por ruta

Número

de rutas Costo mensual Costo anual

$ 16,47 31 $ 510,57 $ 6.126,84

En la ciudad de Cuenca se tienen 1456 rutas, con lo que se tiene el resultado de la tabla VII.

TABLA VII

COSTO DE TOMA DE LECTURAS EN LA CIUDAD DE CUENCA

Costo mensual de

lectura por ruta

Número

de rutas Costo mensual Costo anual

$ 16,47 1456 $ 23.980,32 $ 287.763,84

Por lo que el uso de un sistema automatizado de medición, generaría un ahorro de aproximadamente 288 mil dólares

anuales.

55 Costos por toma de lectura de abonados. Tomado de "Estudio para la implementación dle sistema de infraestructura de medición avanzada

(AMI) en la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A.". Coronel, Marco. Universidad Politécnica Salesiana. Cuenca, 2011

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B. Costo de gestión de cartera

Otro de los costos que se debe tomar en consideración, es el que contempla las actividades de corte y reconexión de

servicio eléctrico por causa de mora. El costo mensual generado por este rubro en el centro histórico se muestra en la tabla

VIII.

TABLA VIII

COSTO DE GESTIÓN DE CARTERA PARA CLIENTES EN EL CENTRO HISTÓRICO56. (Coronel, 2011).

Costo mensual de

gestión de cartera por

cliente

Número estimado de

clientes involucrados en

un mes

Costo mensual Costo anual

$ 1,87 735 $ 1.374,45 $ 16.493,40

Si comparamos el número estimado de clientes involucrados en gestiones de cartera con el total de clientes del centro

histórico, observamos que es un 5.33%. Entonces, si extrapolamos esta realidad al 5.33% de los 256,673 clientes

residenciales en la ciudad, se tiene el resultado de la tabla IX.

TABLA IX

COSTO DE GESTIÓN DE CARTERA PARA LA CIUDAD DE CUENCA

Costo mensual de

gestión de cartera por

cliente

Número estimado de

clientes involucrados en

un mes

Costo mensual Costo anual

$ 1,87 13680,6709 $ 25.582,85 $ 306.994,25

Por lo que un proyecto AMI, generará un ahorro de aproximadamente 300 mil dólares anuales.

C. Costo de energía fuera de servicio

El costo de energía fuera de servicio de un sistema eléctrico hace referencia al costo de la energía que no se suministra a

los abonados durante la suspensión del servicio, ya sea por falta de pago o por contingencias propias de la red, lo que se

traduce en pérdidas económicas para la empresa eléctrica. Para el centro histórico se tienen los siguientes datos (tabla X):

56 Costos por gestión de cartera. Tomado de "Estudio para la implementación dle sistema de infraestructura de medición avanzada (AMI) en

la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A.". Coronel, Marco. Universidad Politécnica Salesiana. Cuenca, 2011

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TABLA X

COSTO DE LA ENERGÍA FUERA DE SERVICIO57. (Coronel, 2011)

Promedio mensual estimado

de clientes para corte de

servicio

Promedio estimado de

consumo diario en el área

urbana [kWh]

Tiempo promedio

fuera de servicio

[horas]

Costo neto del kWh

en centavos de dólar

Costo

mensual

Costo

anual

100 8,3 24 2,95 $587,64 $7.051,68

Como se puede observar en la tabla 4.6 , el promedio mensual estimado de clientes para corte de servicio es un 0,72% del

total de abonados en el centro histórico, por lo que si extrapolamos los resultados para los clientes en la ciudad de Cuenca, se

tiene lo siguiente (tabla XI):

TABLA XI

COSTO DE ENERGÍA FUERA DE SERVICIO PARA LA CIUDAD DE CUENCA.

Promedio mensual

estimado de clientes para

corte de servicio

Promedio estimado de

consumo diario en el área

urbana [kWh]

Tiempo promedio

fuera de servicio

[horas]

Costo neto del kWh

en centavos de

dólar

Costo

mensual

Costo

anual

1.848,0456 8,3 24 2,95 10859,8552 130.318,262

Por lo que un proyecto AMI, generará un ahorro de aproximadamente 130 mil dólares anuales.

D. Costo de grupo de trabajo

Este parámetro hace referencia al costo incurrido por actividades de reconexión, o actividades de mantenimiento

requeridas por un corte energético causado por falta de pago. Para el centro histórico se tienen los siguientes valores (tabla

XII):

57 Costos por energía fuera de servicio. Tomado de "Estudio para la implementación dle sistema de infraestructura de medición avanzada

(AMI) en la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A.". Coronel, Marco. Universidad Politécnica Salesiana. Cuenca, 2011

- 43 -

TABLA XII

COSTO DE GRUPOS DE TRABAJO DE CONSTRUCCIÓN58. (Coronel, 2011)

Costo de mano

de obra

Número de

clientes

involucrados

Costo mensual Costo anual

$ 37 10 $ 370 $ 4.440

Los 10 clientes involucrados representan el 0,072% del total del centro histórico, con lo que extrapolando este valor a los

clientes en toda la ciudad de Cuenca se tienen los siguientes resultados (tabla XIII):

TABLA XIII

COSTO DE GRUPOS DE TRABAJO PARA LA CIUDAD DE CUENCA

Costo de mano

de obra

Número de

clientes

involucrados

Costo mensual Costo anual

$ 37,00 186 $ 6.882,00 $ 82.584,00

Por lo que un proyecto AMI, generará un ahorro de aproximadamente 82 mil dólares anuales.

E. Costo por mantenimiento de medidores

Al momento de actualizar los medidores ciclométricos electromecánicos con medidores electrónicos, se incurre en un

ahorro debido al envejecimiento de los medidores antiguos. Los medidores electromecánicos, según el transcurso de su vida

útil, tienden a presentar un decrecimiento en su exactitud, y además, conforme pasa el tiempo, estos medidores aumentan su

consumo propio debido al calentamiento de los conductores y de sus partes constitutivas, por lo que el registro del consumo

eléctrico del abonado no es exacto.

“Cuando se realiza el cambio de medidores antiguos por nuevos, se recupera una cierta cantidad de energía que será

facturada por la empresa, esto se demuestra en un estudio realizado por la empresa en el año 2002, en donde sobre una

muestra de clientes residenciales y comerciales, se realizaron mediciones de los consumos antes y después del cambio de

medidor. Los resultados muestran que se logra una recuperación de energía de 4.8% en clientes residenciales y del 10% en

clientes comerciales.”59 (Coronel, 2011)

Los resultados pertenecientes a los usuarios del centro histórico por este rubro se muestran en la tabla XIV:

58 Costos por grupos de trabajo. Tomado de "Estudio para la implementación dle sistema de infraestructura de medición avanzada (AMI) en la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A.". Coronel, Marco. Universidad Politécnica Salesiana. Cuenca, 2011

59 Concepto de costos por mantenimiento de medidores monofásicos. Tomado de "Estudio para la implementación dle sistema de infraestructura de medición avanzada (AMI) en la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A.". Coronel, Marco. Universidad Politécnica

Salesiana. Cuenca, 2011

- 44 -

TABLA XIV

PROYECCIÓN DE RECUPERACIÓN DE ENERGÍA DE CLIENTES DENTRO DEL ÁREA DE COBERTURA60. (Coronel, 2011)

Cantidad

de

clientes

Total kWh

registrado

Marzo

2011

US$ Mes

Porcentaje de

recuperación

de energía

Proyección de

recuperación

de energía

kWh

Proyección

de

recaudación

económica

US$ Mes

Proyección

recuperación

económica

neta US$ Mes

Proyección

recuperación

económica

neta US$ Año

Clientes

residenciales 7253 982295 78583,6 4,88 1030231 82418,48 3834,88 46018,56

Clientes

comerciales 6429 2155617 172449,36 10,01 2371394,26 189711,54 17262,18 207146,17

Por lo tanto el proyecto de recuperación de energía promedio causado por la implementación de una red AMI en el centro

histórico es del 7.75% como se muestra en la Fig. 33:

Fig. 33. Proyección de recuperación de energía por plan de mantenimiento de medidores en el proyecto de Medición Inteligente.61

(Coronel, 2011)

Proyectando estos resultados para el total de los abonados en la ciudad de Cuenca, se tienen los datos mostrados en la

tabla XV.

60 Proyección de recuperación de energía eléctrica. Tomado de "Estudio para la implementación dle sistema de infraestructura de medición avanzada (AMI) en la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A.". Coronel, Marco. Universidad Politécnica Salesiana. Cuenca, 2011

61 Gráfica de proyección de recuperación de energía eléctrica. Tomado de "Estudio para la implementación dle sistema de infraestructura de medición avanzada (AMI) en la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A.". Coronel, Marco. Universidad Politécnica Salesiana. Cuenca,

2011

- 45 -

TABLA XV

PROYECCIÓN DE RECUPERACIÓN DE ENERGÍA PARA LA CIUDAD DE CUENCA

Total de

clientes

Promedio

estimado de

consumo diario

en el área

urbana [kWh]

Consumo

promedio

mensual en el

área urbana

[kWh]

Costo neto del

kWh Costo mensual Costo anual

Total con el

7,75% de

recuperación de

energía

256.673,00 8,3 249 $ 0,07 $ 4.473.810,39 $ 53.685.724,68 $ 4.160.643,66

Por lo que con un sistema AMI implementado, se pueden recuperar aproximadamente 4 millones de dólares por concepto

de pérdidas de energía causadas por envejecimiento de medidores.

F. Costo por recuperación de energía por pérdidas no técnicas

Los costos que generan las pérdidas no técnicas en los sistemas de distribución ocurren principalmente en las cabinas de

transformación debido al desbalance energético en cada línea del transformador. Las pérdidas no técnicas dentro del centro

histórico representan un 1.4%62 (Coronel, 2011), con lo que se tienen los siguientes datos (tabla XVI):

TABLA XVI

COSTO DE RECUPERACIÓN DE ENERGÍA POR PÉRDIDAS NO TÉCNICAS. (Coronel, 2011)

Cantidad de

clientes

Consumo mes

de Marzo 2011

kWh

Porcentaje de

pérdidas

Energía

recuperada

mensual kWh

Costo kWh

Recuperación

económica

mensual

Recuperación

económica

anual

13795 3137912 1,40% 43930,768 0,07 $ 3.514,46 $ 42.173,54

Extrapolando este porcentaje a la totalidad de la ciudad, se tienen los resultados mostrados en la tabla XVII.

62 Porcentaje de pérdidas no técnicas en el centro histórico. Tomado de "Estudio para la implementación dle sistema de infraestructura de

medición avanzada (AMI) en la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A.". Coronel, Marco. Universidad Politécnica Salesiana. Cuenca,

2011

- 46 -

TABLA XVII

COSTO DE RECUPERACIÓN DE ENERGÍA POR PÉRDIDAS NO TÉCNICAS PARA LA CIUDAD DE CUENCA

Total de

clientes

Promedio

estimado de

consumo diario

en el área

urbana [kWh]

Consumo

promedio

mensual en el

área urbana

[kWh]

Porcentaje de

pérdidas

Energía

recuperada

mensual kWh

Costo neto del

kWh

Recuperación

económica

mensual

Recuperación

económica anual

256.673,00 8,3 63911577 1,40% 894762,08 $ 0,07 $ 62.633,35 $ 751.600,15

Por lo tanto, el ahorro generado en este rubro por implementación de un sistema AMI es de aproximadamente 751 mil

dólares.

G. Costo por facturación de demanda

Este rubro corresponde a las sanciones que impone la empresa eléctrica cuando el abonado sobrepasa los 10kW como

demanda máxima. En la tabla XVIII se muestra el resultado de este rubro.

TABLA XVIII

ESTIMACIÓN ECONÓMICA PARA CLIENTES EN BT POR FACTURACIÓN DE DEMANDA EN EL CENTRO HISTÓRICO63.

(Coronel, 2011)

Potenciales clientes en BT para facturación por demanda

mediante el sistema de medición inteligente

Estimación de consumo de

demanda [kW]

Costo del

kW

Costo

mensual

Costo

anual

15 13,017 $ 4,57 $ 892,32 $ 10.707,78

El análisis de la tabla XVIII está basado en 5165 clientes no comerciales, es decir un 0,29% del total de abonados

sobrepasan el consumo de demanda de 10kW. Extrapolando estos resultados para los clientes comerciales de la ciudad, que

son 22852, el porcentaje de clientes que se sobrepasarían el nivel de consumo de 10kW sería igual a 66. Con esto se tienen

los resultados mostrados en la tabla XIX.

63 Costo por facturación de demanda. Tomado de "Estudio para la implementación dle sistema de infraestructura de medición avanzada

(AMI) en la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A.". Coronel, Marco. Universidad Politécnica Salesiana. Cuenca, 2011

- 47 -

TABLA XIX

ESTIMACIÓN ECONÓMICA PARA CLIENTES EN BT POR FACTURACIÓN DE DEMANDA EN LA CIUDAD DE CUENCA

Potenciales clientes en BT para facturación por demanda

mediante el sistema de medición inteligente

Estimación de consumo de

demanda [kW]

Costo del

kW

Costo

mensual

Costo

anual

66 13,017 $ 4,57 $ 3.926,19 $ 47.114,25

Entonces, se puede observar que el ahorro por este rubro es de aproximadamente 47 mil dólares.

H. Costo de penalización por bajo factor de potencia

De igual manera que el ítem anterior, este costo se aplica a los usuarios comerciales, los cuales deben asegurar un factor

de potencia de 0,92, caso contrario serán penalizados. El factor de penalización se calcula utilizando la siguiente fórmula:

𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑛𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛 =0,92

𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑙𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 (2)

El cual se adiciona al consumo mensual del abonado. En la tabla XX se puede observar la cantidad de clientes que se

penalizan mensualmente con un factor de potencia promedio de 0,79 dentro del centro histórico:

TABLA XX

CANTIDAD DE CLIENTES NO RESIDENCIALES PARA EL CÁLCULO DE PENALIZACIÓN DE FACTOR DE POTENCIA64.

(Coronel, 2011)

Cantidad de clientes no residenciales

6429

Cantidad de clientes con registro

de Factor de potencia

Cantidad de

clientes sin

registro de

factor de

potencia

397 6032

Clientes que no

penalizan

Clientes que

penalizan

271 126

64 Clientes penalizados por bajo factor de potencia. Tomado de "Estudio para la implementación dle sistema de infraestructura de medición

avanzada (AMI) en la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A.". Coronel, Marco. Universidad Politécnica Salesiana. Cuenca, 2011

- 48 -

Los 126 clientes reciben una penalización promedio de 1.16 en su consumo mensual, con lo que se tienen los resultados

mostrados en la tabla XXI:

TABLA XXI

ESTIMACIÓN ECONÓMICA POR PENALIZACIÓN POR BAJO FACTOR DE POTENCIA EN EL CENTRO HISTÓRICO65.

(Coronel, 2011)

Cantidad de

clientes

Consumo de

energía

registrado en

Marzo de 2011

kWh

Costo de kWh Costo mensual Factor de

penalización

Costo estimado

de penalización

por bajo factor

de potencia

mensual

Costo estimado

anual

6032 1048066 0,07 83845,28 1,16 13797,32 82783,92

Extrapolando estos datos para los 22853 clientes comerciales de la ciudad, y considerando que aproximadamente el

1,96% de los mismos se penalizan por este rubro, se tienen los resultados mostrados en la tabla XXII:

TABLA XXII

ESTIMACIÓN ECONÓMICA POR PENALIZACIÓN POR BAJO FACTOR DE POTENCIA EN LA CIUDAD DE CUENCA

Potenciales clientes en BT

para facturación por

demanda mediante el sistema

de medición inteligente

Estimación de

consumo

mensual [kWh]

Costo

del kW

Costo

mensual

Factor de

penalización

Costo estimado de

penalización por bajo

factor de potencia

mensual

Costo anual

448 2000 $ 0,07 $ 62.720,00 1,16 $ 10.035,20 $ 120.422,40

Por lo que se recuperarían aproximadamente 120 mil dólares por concepto de penalizaciones por factor de potencia

4.2. Costo de implementación

El costo de implementación de un sistema inteligente de medición está directamente ligado al precio de los medidores

inteligentes. El costo de los medidores inteligentes varía en función de la marca del dispositivo y las prestaciones en cuanto a

65 Costos por penalización por bajo factor de potencia. Tomado de "Estudio para la implementación dle sistema de infraestructura de medición avanzada (AMI) en la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A.". Coronel, Marco. Universidad Politécnica Salesiana. Cuenca,

2011

- 49 -

telecomunicaciones (GPRS, RF, etc.). Según un estudio realizado en la red eléctrica de Santiago de Chile, se puede tomar un

valor referencial de aproximadamente $112,35 por medidor. Los resultados de dicho estudio se muestran en la tabla XXIII:

TABLA XXIII

VALORES TÍPICOS Y PROMEDIO DE MEDIDORES INTELIGENTES66. (Ramila & Rudrick, 2009)

Lugar US$/Medidor

Italia $ 102,93

Países Bajos $ 151,47

Victoria $ 114,70

Ontario $ 100,00

Southern California Edison $ 115,62

Ofgem (RU) $ 107,42

San Diego Gas & Electric $ 94,30

Promedio $ 112,35

A. Costo de medidores, concentradores, instalación y soporte

Además, se tienen que considerar los costos de instalación y soporte de la red, con el objetivo de tener una idea relativa

sobre el costo directo de implementación. Dentro de los costos de instalación se considera el rubro de mano de obra y

transporte.

En cuanto a la mano de obra, se toma en cuenta el tiempo requerido para cambiar un medidor electromecánico por un

medidor electrónico, el cual es oscila entre los 40 y 80 minutos67 (Ramila & Rudrick, 2009). El rubro de transporte considera

el traslado desde la bodega de la empresa eléctrica hasta el abonado, es decir, gastos de combustible y similares. Los

resultados se pueden observar en la tabla XXIV.

66 Costo promedio de medidores inteligentes por país. Tomado de "Medición inteligente en Santiago de Chile". Ramila,

Pablo; Rudrick, Hugh. Metering International América Latina, 2009.

67 Tiempos promedio de cambio de medidores monofásicos y trifásicos. Tomado de "Medición inteligente en Santiago de Chile". Ramila,

Pablo; Rudrick, Hugh. Metering International América Latina, 2009

- 50 -

TABLA XXIV

RESULTADOS DE COSTOS CONSIDERANDO MEDIDORES, CONCENTRADORES, INSTALACIÓN Y SOPORTE68. (Ramila &

Rudrick, 2009)

Rubro Costo total Costo por

medidor

Medidores y concentradores $ 17.333.693 $ 91,27

Instalación $ 2.852.873 $ 15,02

Soporte IT $ 4.881.045 $ 25,70

TOTAL $ 25.067.611 $ 131,99

Como se puede observar en la tabla 4.20 , el costo por medidor considerando los concentradores de señal, la instalación, y

el soporte de telecomunicaciones requerido, asciende a un total de $131,99 por medidor instalado. Con este resultado, y

conociendo el número de abonados existentes en la ciudad de Cuenca, se obtiene lo mostrado en la tabla XXV:

TABLA XXV

TOTAL DE INVERSIÓN EN MEDIDORES INTELIGENTES

Tipo de cliente

Número total

de clientes en

la ciudad de

Cuenca

Costo por

medidor

inteligente

instalado

Total de inversión

Residenciales 256673 $ 131,99 $ 33.878.269,27

Comerciales 22852 $ 131,99 $ 3.016.235,48

TOTAL $ 36.894.504,75

Como se puede observar en la tabla XXV, se requieren de aproximadamente 37 millones de dólares de inversión para la

implementación de un sistema de medición inteligente en la ciudad de Cuenca. No se consideran los clientes industriales

pues éstos ya poseen sistemas de lectura adecuados para su realidad de consumo.

B. Resumen de costos de implementación y ahorro por rubros de energía no cobrada

Si bien el costo de 37 millones de dólares en implementación se puede considerar elevado, se debe tener en consideración

lo tratado anteriormente sobre los ahorros que generaría la implementación de un sistema AMI en la Empresa Eléctrica

Regional Centro Sur. En la tabla XXVI se muestra el resumen de ahorros considerados luego del primer año de

funcionamiento del sistema de medición inteligente:

68 Costos promedios de implementación de sistemas de medición inteligente. Tomado de "Medición inteligente en Santiago de Chile".

Ramila, Pablo; Rudrick, Hugh. Metering International América Latina, 2009.

- 51 -

TABLA XXVI

AHORROS CONSIDERADOS PARA EL PRIMER AÑO DE FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA AMI

Ahorros considerados

Ahorro en toma de lecturas $ 287.763,84

Ahorro en gestión de cartera $ 306.995,25

Ahorro en energía fuera de servicio $ 130.318,26

Ahorro en grupos de trabajo por reconexión $ 82.584,00

Ahorro en costo de mantenimiento de medidores $ 4.160.643,66

Ahorro por recuperación de energía por pérdidas no técnicas $ 751.600,15

Ahorro en facturación por demanda $ 47.114,25

Ahorro en penalización por bajo factor de potencia $ 120.422,40

Total de ahorros $ 5.887.441,81

Con el resultado mostrado en la tabla XXVI, se puede concluir que la inversión en el sistema de medición inteligente

puede recuperarse en aproximadamente 6 años.

- 52 -

CAPÍTULO V

V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

CONCLUSIONES

Como se ha mencionado durante el desarrollo de esta monografía, las redes de medición inteligentes o redes AMI no son

un tema nuevo en el mercado eléctrico, pues su estudio se ha realizado desde aproximadamente la década de los noventa, por

lo que el diseño de una alternativa económica se basa directamente en la selección apropiada de cada elemento de red, con el

objetivo de disminuir costos de implementación. Así, se debe realizar un estudio económico más elaborado, segmentando los

sectores de la ciudad según clases económicas, importancia de la carga conectada al sistema, rendimiento económico para la

empresa eléctrica, etc., y así poder elegir el tipo de tecnología de comunicación que se puede utilizar en cada caso.

La utilización de sistemas de medición avanzada, pueden significar costos elevados de implementación debido al gran

número de medidores electrónicos que se deben conectar en la red. Esto se demostró en el capítulo 4, pero también se

analizaron los ahorros directos e indirectos que ocasiona el funcionamiento de un sistema AMI. Así, se logró observar que la

empresa distribuidora recuperará costos de mantenimiento, evitará el pago a los lectores de medidores, pérdidas económicas

por errores en la medición, evitará costos incurridos por actividades de conexión y reconexión de medidores por cuestiones

de mora, etc. Entonces, se demostró que una inversión de aproximadamente 37 millones de dólares se la podrá recuperar en

6 años de funcionamiento de la red AMI. Por lo tanto, en este tipo de redes se debe tener en consideración los diferentes

ahorros técnicos que influyen en la decisión de implementación.

En el capítulo I se nombraron las principales tecnologías de comunicación disponibles en el mercado para sistemas AMI.

Se debe tener en consideración que las empresas eléctricas que deciden implementar este tipo de sistema, deben optar por la

utilización de arquitecturas híbridas como la recomendada en el diseño de red de la presente monografía. Así, se puede dar

prioridad a ciertos sectores, experimentar con tecnologías nuevas en centros urbanos, y mantener la calidad de servicio para

el sector comercial e industrial.

RECOMENDACIONES

Como se mencionó en el capítulo II, la automatización del proceso de lectura de medidores, es apenas el primer paso para

la implementación de un sistema AMI. Al implementar una infraestructura de comunicaciones entre el medidor de energía

del abonado y la empresa eléctrica, se abre un abanico de oportunidades de explitación de la red muy grande, con lo que la

inversión debe estar pensada con la expansión de los servicios de red, con el objetivo de en un futuro contar con una

plataforma AMI completa.

También se mencionó que la red AMI permite la comunicación con las redes domiciliarias del abonado. Esto es

importante siempre y cuando la tarifa del servicio eléctrico varíe según la realidad del sistema de generación y la carga en el

sistema nacional interconectado. En el Ecuador, nuestro modelo de mercado eléctrico nos da una tarifa plana, es decir, es

igual consumir energía en horas pico que en valles de carga. Entonces, si se quiere sacar un máximo provecho a las redes

AMI, la estructura tarifaria del país debería cambiar.

- 53 -

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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- 55 -

- 56 -

ANEXOS.

ANEXO A: Concentradores de radiofrecuencia

- 57 -

- 58 -

- 59 -

- 60 -

ANEXO B: Solución AMI de General Electric

ANEXO C: Unidad de propiedad de un medidor monofásico según norma ecuatoriana

- 61 -

- 62 -

- 63 -

ANEXO D: Anteproyecto de tesis

DISEÑO DE UNA ALTERNATIVA ECONÓMICA PARA LA AUTOMATIZACIÓN DEL PROCESO

DE LECTURA DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA.

1) Objetivo general:Diseñar una alternativa económica para la automatización del proceso de lectura de la energía

eléctrica, que ayude a las empresas eléctricas a evitar enviar personal, tanto para conexión como desconexión y toma de

la información de cada medidor del usuario.

2) Objetivos específicos:

Recopilar los fundamentos teóricos que sustentan la necesidad de realizar una automatización relacionada a la lectura de

energía eléctrica.

Determinar el estado actual de las lecturas de energía eléctrica.

Proponer un diseño de automatización relacionada a la lectura de energía eléctrica.

Alcance

El proyecto es una investigación que contemplará una recopilación teórica relacionada a los diferentes tipos de

medidores y tecnologías que nos permitan la automatización para realizar la lectura de la energía eléctrica.

Diseñar una propuesta de automatización que permita la lectura de la energía eléctrica.

El tiempo establecido para la elaboración del proyecto monográfico será de

Justificación

En nuestro país, las empresas eléctricas ofrecen el servicio de energía eléctrica para los hogares en su mayoría ofreciendo

medidores electromecánicos y en cierto grupo de abonados los modernos medidores digitales.

Para ambos abonados, el servicio de toma de lectura, son realizados en forma manual siendo el personal respectivo de la

empresa los encargados de ejecutar dichas operaciones. Al ser éstas realizadas por personal humano, están sujetas a varios

errores por ejemplo en la toma de lectura y al momento de la digitalización para el almacenamiento en la base de

datosprovocando así que existan datos erróneos que causarán malestar a los usuarios al recibir la planilla con un consumo no

real.

El objetivo del presente proyecto es proporcionarun mejor servicio, ya que con ayuda de la telemedición se obtendrán datos

reales, que serán directamente almacenados en la base de datos y la ejecución de las operaciones serán realizadas en línea.

- 64 -

Marco Referencial

CONTADORESDE ENERGÍA ELÉCTRICA

Fig.1 a) Contador Electromecánico y b) Contador Electrónico.69

A. Introducción

Para tarifar la energía eléctrica, las compañías suministradoras utilizan sistemas muy variados. Hace algunos años, el sistema

de tarifación más utilizado era el de tanto alzado, el cual consistía en que el usuario pagaba una cuota proporcional al número

de lámparas o aparatos consumidores que, según las casos, era mensual, trimestral o anual.

De esta forma se evitaba la instalación de contadores individuales para cada usuario. Pero el gran incremento del consumo de

electricidad obligó incluso en los pequeños núcleos urbanos, a la instalación de sistemas de recuento individuales. La

instalación de los sistemas de contadores de energía eléctrica, permite conocer no solamente el consumo total de energía de

cada usuario, sino también establecer gráficos de consumo para estudio de nuevos instalaciones para el sector.

B. Fundamento de los Contadores de Energía Eléctrica.

69Universidad Politécnica Salesiana . (11 de Septiembre de 2012). Recuperado el 11 de Septiembre de 2012, de UPS:

http://www.dspace.ups.edu.ec/bitstream/123456789/179/4/Cap3.pdf

- 65 -

Los contadores de energía eléctrica son aparatos integradores que indican el consumo total de energía durante un tiempo

determinado. La energía es función, no solamente del producto de la intensidad y de la tensión, sino también del tiempo

durante el cual estas magnitudes han actuado.

La expresión general de la energía eléctrica es:

W = K∫vidt, (1)

Donde:

W = trabajo

K= constante

i = intensidad

v =tensión

t=tiempo

Suponiendo que, tanto la tensión como la intensidad son variables en el tiempo. Algunas veces, la tensión y la intensidad son

constantes o pueden considerarse constantes. En este caso, la expresión de la energía es:

WKvi ∫dt K1 ∫dt, (2)

O sea que, para contar la energía bastará medir el tiempo durante el cual se consumió la potencia constante;

P=vi(3)

Donde:

P = potencia

v = tensión

i= intensidad

Los contadores de este tipo, que solamente cuentan el tiempo en que el circuito consumido permanece cerrado, se denominan

contadores de tiempo y son los más sencillos, puesto que están constituidos por un simple mecanismo de relojería que se

pone en marcha al cerrarse el circuito y se para en el momento en que el circuito se abre.

- 66 -

Dado que, en las instalaciones eléctricas, generalmente varía la carga conectada y muchas veces también la tensión, los

contadores de tiempo se emplean en aplicaciones aisladas muy especiales. En muchas ocasiones, la tensión permanece

constante, o se puede considerar constante y la intensidad es variable.

La característica de los contadores electrónicos es proporcionar datos digitales de la lectura que registran que pueden ser

usados en la lectura de medición remota.70

En la actualidad los contadores electromecánicos están siendo sustituidos por contadores electrónicos, debido a que miden un

sin número de cuantificaciones que son de importancia para la medición. Éstos ya se usan en la industria y en algunos

sectores residenciales, muestran la potencia usada en un lcd además de grabar otros parámetros de carga y suministro como

factor de potencia, precio de consumo variando el día o la semana, potencia reactiva, entre otras.71

Fig.2 Medidor domiciliario de consumo eléctrico, modelo I-28A2.72

70Universidad Politécnica Salesiana . (11 de Septiembre de 2012). Recuperado el 11 de Septiembre de 2012, de UPS:

http://www.dspace.ups.edu.ec/bitstream/123456789/179/4/Cap3.pdf

71Tesis de Grado de la Facultad de Ingeniería en Electricidad y Computación, Escuela Politécnica del Litoral (ESPOL). (2009). Lectura,

Corte y Reconexión de Energía. Guayaquil, Guayas, Ecuador.

72Medidor Domiciliario de Consumo Eléctrico. (21 de Septiembre de 2012). Recuperado el 21 de Septiembre de 2012, de Alamaula:

http://www.alamaula.com/capital-federal/otras-ventas/medidor-domiciliario-de-consumo-electrico/1538195

- 67 -

Fig.3Contador electrónico, modelo5ctd - e1c tipo 4 (v < 1kv & p > 15kw)73

El medidor de energía, conocido también como contador, es un equipo que se emplea para medir la energía

suministrada a los clientes. Aplicada una tarifa establecida por el Ente Regulador (CONELEC), posibilita a la Empresa

realizar una facturación adecuada de la potencia y energía consumida.74

Visualizan los consumos de energía activa instantáneos, totales e individuales de cada tarifa fecha de valor de demanda y

tiempo del mes anterior o en curso. Visualiza el consumo de potencia máximo del mes anterior.75

C.Control de Energía Eléctrica Como se sabe la energía eléctrica es a la forma de energía resultante de la existencia de una diferencia de potencial entre

dos puntos, lo que permite establecer una corriente eléctrica entre ambos para obtener trabajo, sabiendo que la energía

eléctrica puede transformarse en muchas otras formas de energía, tales como la energía luminosa o luz, la energía mecánica y

la energía térmica. Pues bien, la energía eléctrica tiene una gran importancia para el desarrollo de una zona habitada por sus

diversas y múltiples aplicaciones, es así que es importante cuantificar el consumo de energía eléctrica en los diversos puntos

que la ocupan.

El control inteligente de la energía eléctrica ayuda a reducir el riesgo de condiciones que puedan evolucionar en cortes de

energía eléctrica. En un esfuerzo por evitar prolongados cortes de energía o emergencias de capacidad de operación, las

compañías distribuidoras buscan equilibrar la generación con el consumo. La frecuencia es usada temporalmente como una

alerta temprana señalando una condición de emergencia en el sistema eléctrico de potencia. En el evento de deficiencias entre

generación y carga, las compañías distribuidoras operan a su capacidad total para prontamente restaurar la frecuencia normal

73Contadores de Energia. (21 de Septiembre de 2012). Recuperado el 21 de Septiembre de 2012, de Metering Solutions:

http://www.meteringsolutions.ziv.es/ziv/contadores-de-energia.html

74Monografías . (23 de Septiembre de 2012). Recuperado el 23 de Septiembre de 2012, de Redes eléctricas :

http://www.monografias.com/trabajos-pdf4/redes-electricas/redes-electricas.pdf

75Wikipedia. (25 de Septiembre de 2012). Recuperado el 25 de Septiembre de 2012, de Contadores de Energía Eléctrica:

http://en.wikipedia.org/wiki/Contadores de energía.

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del sistema. La reducción de voltaje es también una opción para aliviar la situación de sobrecarga. Por lo que un sistema de

lectura de medición automática puede contribuir a la conexión/desconexión de la generación local, evitando errores

potenciales y riesgos.76

Fig. 4 Medidores electrónicos de energía77

Los medidores electrónicos de energía han superado en funcionamiento a los medidores electromecánicos en términos de

funcionalidad y utilidad, pero los costos y confiabilidad han sido cuestionados en diferentes partes del mundo.78

D. Digitalizar la Lectura de los Medidores.

El consumo de energía eléctrica se lo calcula en Kilo Watt/Horas. Cada medidor tiene una constante de fábrica que relaciona

el consumo KW/H vs. Número de vueltas del plato giratorio en el medidor. Ej. 300 vueltas = 1KW/H

Para digitalizar el consumo de energía se incorpora en el interior del medidor electromecánico los siguientes elementos:

76Martínez, D. M. (2008). Programa de Doctorado en Automatización (Universidad de Santiago de Chile). Ingeniare. Revista chilena de

ingeniería, vol. 16 Nº 3, 2008, pp. 392-393.

77Afinidad Eléctrica(28 de Septiembre de 2012). Recuperado el 28 de Septiembre de 2012, de Telelectura de Medidores:

http://www.afinidadelectrica.com.ar/articulo.php?IdArticulo=124

78Afinidad Eléctrica (28 de Septiembre de 2012). Recuperado el 28 de Septiembre de 2012, de Telelectura de Medidores:

http://www.afinidadelectrica.com.ar/articulo.php?IdArticulo=124

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1) Sensor Óptico:Cuenta las vueltas del plato giratorio del medidor.

2) Micro Controlador: El micro controlador PIC 16F87X almacena las vueltas y las convierte en su equivalente

KW/H.79

E. Contadores Inteligentes.

Un medidor inteligente es generalmente un contador eléctrico que registra el consumo de energía eléctrica en intervalos de

una hora o menos y que se comunica la información al menos a diario de nuevo a la utilidad para fines de seguimiento y

facturación.80

A diferencia de los monitores de energía del hogar, los medidores inteligentes pueden recopilar datos para la información a

distancia. Una infraestructura de medición avanzada (AMI)se diferencia de la tradicional lectura automática de medidores

(AMR) en que permite una comunicación bidireccional con el medidor.

Los contadores inteligentes van un paso más allá que la simple AMR ( lectura automática de medidores ). Ellos ofrecen

una funcionalidad adicional, incluyendo una en tiempo real o casi en tiempo real lee, corte de energía notificación y

seguimiento de la calidad de energía. Permiten a los organismos de fijación de precios para introducir diferentes precios de

consumo basados en la hora del día y la temporada.81

IntelligenterZahlermedidores inteligentes utilizadas por EVB Energie AG. Además automático para la lectura de contadores,

utilizan una comunicación bidireccional para la capacidad de medidores inteligentes para reducir la carga y la conexión /

reconexión remota y la interfaz para contadores de gas y agua. Primeras pruebas de campo operativas en agosto de 2006. Esto

es de acuerdo a la información promocional del fabricante.82

79Escuela Politécnica del Litoral . (29 de Septiembre de 2012.). Recuperado el 29 de Septiembre de 2012, de sitio web de ESPOL:

http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/7979

80Evaluación de Respuesta de la Demanda y Medición Avanzada . (s.f.). Infraestructura de Medición Avanzada (Capítulo II. pág.5). Federal

Energy Regulatory Commission.

81Wikipedia. (01 de Octubre de 2012.). Recuperado el 01 de Octubre de 2012, de Electricity meter:

http://www.wikipedia.org/wiki/Electricity_meter

82Wikipedia. (el 01 de Octubre de 2012). Recuperado el 01 de Octubre de 2012, de Intelligent meter:

http://en.wikipedia.org/wiki/File:Intelligenter_zaehler-_Smart_meter.jpg

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Fig.5 Intelligenter zaehler-smart meter83

F. Temario Propuesto.

CAPÍTULO I. FUNDAMENTOSTEÓRICOS

1.1 Medidores eléctricos.

1.1.1 Medidores electromecánicos

1.1.2 Medidores digitales

83Wikipedia. (el 01 de Octubre de 2012). Recuperado el 01 de Octubre de 2012, de Intelligent meter:

http://en.wikipedia.org/wiki/File:Intelligenter_zaehler-_Smart_meter.jpg

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1.2 Tecnología de comunicación.

CAPÍTULO II. IDENTIFICACIÓN DE LA PROBLEMÁTICA.

2.1 Tecnología Utilizada

2.2 Rutas.

2.3 Digitalización y entrega de datos.

2.4 Facturación

2.5 Limitaciones Operacionales.

CAPITULO III. DISEÑO DEL PROYECTO.

3.1 Diseño de Red.

3.2Etapa de Control.

3.3Pruebas.

CAPÍTULO IV. COSTO DE IMPLEMENTACIÓN.

4.1 Costo de diseño

4.2 Costo de implementación

CAPITULO V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

5.1 ANEXOS

5.2 BIBLIOGRAFÍA

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Presupuesto.

TABLA I

PRESUPUESTO

Cronograma

TABLA II

CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES

Tiempo Mes 1 Mes 2 Mes 3 Mes 4 Mes 5 Mes 6

Actividad S1 S2 S3 S4 S1 S1 S2 S3 S4 S2 S3 S4 S1 S2 S3 S4

S1

S2

S

3

S4

S1

S2

S3

S4

Presentación del Tema

Capítulo 1. Fundamentos Teóricos

Capítulo 2. Identificación de la Problemática

Capitulo 3. Diseño del proyecto.

Capítulo 4. Costo de implementación.

Nº Descripción Cantidad Valor unitario (USD) Valor Total (USD)

1 Logística 1 $ 150 150

2 Internet 400 h $ 1,00 400

3 Impresiones y Copias 150 $ 0,40 60

4 Empastado 3 $ 30 90

5 Varios 1 $ 60 60

TOTAL $ 760