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INTRODUCCIÓN AL PROYECTO SMART GRID EN EL ECUADOR

1. FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA

1.1. METODOLOGÍA

Para la presente investigación se reúnen los siguientes pasos para obtener los resultados expuestos en éste documento.

En primer lugar se recopila la mayor cantidad de información posible de carácter relevante que se relaciona con la red eléctrica, su problemática y soluciones mediante la implementación de redes inteligentes, luego se detectan las tecnologías utilizadas y su implicación en el desarrollo de las redes.

Como siguiente paso se realiza un análisis de éstas tecnologías, a partir de la información relacionada con las redes inteligentes y detallando sus principales características y aspectos técnicos.

Se toma en cuenta diferentes aplicaciones y planes piloto implementados así como el estudio de plataformas tecnológicas existentes y los principales proyectos en ejecución que se realizan para la definición y desarrollo de las redes eléctricas inteligentes.

La frase: “Red Eléctrica Inteligente” es reemplazada en innumerables ocasiones por el término “Smart Grid” debido a su amplio uso y significado en el desarrollo del nuevo modelo de gestión en el campo energético.

1.2. GENERALIDADES

En la actualidad el desarrollo de las industrias es vital para el progreso y superación de los pueblos con un consecuente aumento en la calidad de vida de sus habitantes, ésta situación demanda que las fuentes energéticas sean consideradas como puntos estratégicos a ser tomados en cuenta y analizados por gobernantes y profesionales del área eléctrica.

Adicionalmente la inclusión y perfeccionamiento de las energías renovables ha tomado fuerza y se considera importante su desarrollo dentro de la sociedad, debido principalmente a la dependencia de combustibles fósiles y las consecuencias ambientales, los cuales son temas de discusión con el objetivo de plantear posibles soluciones y alternativas para mitigarlos.

Según las proyecciones del consumo energético mundial para las próximas décadas, la tendencia marca un aumento aproximado del triple de la demanda actual, esto se debe a varios factores como la globalización, el aumento de los niveles de consumo en una sociedad que fomenta estilos de vida cada vez más consumistas donde el desarrollo y sostenibilidad depende de las fuentes energéticas.

http://www.pdfcomplete.com/cms/hppl/tabid/108/Default.aspx?r=q8b3uige22

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Ante ésta situación, es necesario plantear soluciones para enfrentar el desafío, por lo que en la actualidad las empresas dedicadas a brindar servicios de electricidad están enfocadas en el desarrollo e implementación de nuevos sistemas inteligentes que permitan tener un mejor control y uso de la energía, logrando optimizar los tiempos y procesos de operación.

Sin embargo existen algunos inconvenientes tales como el elevado costo de implementación de equipos de software y hardware para operar la nueva red inteligente, además involucra la aplicación de nuevos conceptos como son: mercados eléctricos con generación de energía a nivel local y/o personal, programas dedicados a gestionar la demanda del cliente, sistemas de almacenamiento de energía, implementación a gran escala de vehículos eléctricos, integración con el cliente mediante una comunicación bidireccional, lo cual ha centrado la atención de las empresas, entes reguladores e instituciones afines al sector eléctrico, a promover sistemas inteligentes que permitan una mejor gestión de toda la cadena de suministro eléctrico.

Si bien es cierto, la situación económica actual de nuestro país no permite aún la implementación de sistemas inteligentes en el sector eléctrico, se puede inicialmente plantear un estudio acerca de estas nuevas tecnologías ya que a futuro y gracias al desarrollo y globalización tecnológica, sin duda Ecuador podrá contar con los recursos necesarios para adquirir estos sistemas que son fundamentales para el desarrollo de nuestro país.

Fig.1 Modelo energético actual1

1 Figura de la página web redes inteligentes: www. minetur.gob.es/.../smart_grids_y_evolucion_de_la_red_electric...


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1.3. ANTECEDENTES

Según el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER), el actual modelo energético en el mundo es altamente contaminante así como ineficiente, basado en el uso intensivo de fuentes de generación en extinción, socialmente injusto y con una demanda creciente, sin tomar en cuenta que más de dos mil millones de personas a nivel mundial no tienen acceso a éste recurso energético.

Las tecnologías basadas en combustibles fósiles, cubren aproximadamente un ochenta por ciento de la demanda energética mundial. El uso de estas fuentes de energía, son la causa del setenta y cinco por ciento de las emisiones de gas de efecto invernadero, lo cual provocaría con el actual ritmo de contaminación y consumo que para el año 2050 se necesitarán seis planetas Tierra.

El crecimiento del sector de energía eléctrica, está impulsado principalmente por los países emergentes. Si los medios de transportación masiva empiezan a usar electricidad como se espera, los sistemas eléctricos no soportarían. El modelo energético actual está colapsando, la situación a nivel mundial es muy delicada, el consumo no se detiene, la contaminación se agrava cada día más y el sector eléctrico es uno de los que más contaminación produce; el planeta tierra está en cuidados intensivos.

Fig.2 Modelo energético actual en el mundo2

2 Figura de la página web Ecuador hacia las redes inteligentes: www.meer.gob.ec/index.php?option=com_docman&task...


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1.4. LA RED ELÉCTRICA, EVOLUCIÓN HACIA LA SMART GRID

1.4.1. DESCRIPCIÓN DE REDES ELÉCTRICAS

Se entiende por redes eléctricas, el conjunto de líneas, transformadores e infraestructuras que llevan la energía eléctrica desde los centros de producción hasta todos los consumidores. Estas redes son las encargadas de transportar y distribuir la electricidad generada en las centrales, sean éstas las tradicionales nucleares, hidráulicas, de carbón o las más recientes de ciclo combinado o renovable, hasta los puntos de consumo final. Sin embargo las redes actuales están diseñadas y en funcionamiento desde la mitad del siglo pasado, donde los principales centros de producción estaban lejanos de las poblaciones, y deben de ser rediseñadas para convertirse en redes más efectivas y robustas, de forma que puedan soportar las necesidades futuras tanto desde el punto de vista de los consumidores como de las características de las centrales basadas en energías alternativas.

En todas las redes se pierde parte de la energía en el transporte y la distribución. La actividad de transporte consiste en la conducción de la energía eléctrica a muy alta tensión y se considera cuando la tensión es igual o superior a 220kV, además de las interconexiones con otros países. Por otra parte la actividad de distribución consiste en la transmisión o transporte de energía eléctrica con un rango comprendido entre los 132kV e inferiores, desde las redes de transporte hasta los puntos de consumo. A medida que nos acercamos a los puntos finales de consumo es preciso conseguir valores de baja tensión, con valores que no superan los 1000V de operación y que se realiza en los centros de transformación. Entre la instalación final del usuario y los centros de transformación existe una infraestructura, denominada red de enlace, y que permite la interconexión y protección de las instalaciones.

1.4.2. CONCEPTO DE RED INTELIGENTE

Una red inteligente conocida a nivel mundial como Smart Grid, es la unión de varios sistemas inteligentes donde se trabaja en tiempo real para medir, monitorizar, controlar y automatizar el Sistema Eléctrico de Potencia (generación, transmisión, distribución y comercialización), verificando el flujo de energía desde la generación hasta los clientes finales. Esta nueva tecnología fundamentalmente integra toda la parte eléctrica tradicional del SEP con sistemas de información mediante una completa infraestructura de telecomunicaciones.

La red inteligente no es un objeto o un equipo, por el contrario es una visión estratégica tecnológica que necesita de varias perspectivas y planteamientos para su realización.


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Fig.3 Visión general de la red eléctrica inteligente3

La red inteligente se orienta como una solución para las empresas de servicios eléctricos, ya que estos sistemas plantean soluciones a diversos inconvenientes del sector. Como se observa en la Figura 3, la visión de la red inteligente contiene varios sistemas y equipos que están distribuidos en todo el SEP, lo cual indica una verdadera transformación en la forma de operar la red. Uno de los sistemas principales es la infraestructura de medición avanzada, la misma que tiene como misión primordial, establecer un sistema de comunicación bidireccional entre la empresa suministradora de energía y los medidores de energía instalados en cada uno de los domicilios de los consumidores, permitiendo de esta manera el intercambio de valiosa información.

1.4.3. DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA RED ELÉCTRICA INTELIGENTE

Una red inteligente Smart Grid se fundamenta en la implementación de tecnologías avanzadas para realizar el control y gestión del suministro de energía mediante sistemas de información digital: sensores, red auto monitorizada, medidores inteligentes, entre otros, los cuales están comunicados en línea con todas las empresas relacionadas con el servicio eléctrico.

Esta situación origina la transformación de las redes eléctricas convencionales hacia redes más inteligentes que permitan optimizar todo el Sistema Eléctrico de Potencia, aprovechando 3 Figura de la página web: dspace.ups.edu.ec/bitstream/123456789/1104/2/Capitulo_1.pdf


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los diversos tipos de energías renovables con un futuro sostenible, en el cual se brinden nuevas aplicaciones y servicios a la sociedad, de esta manera la modernización de la red demanda una mayor participación del cliente o consumidor final, al mismo tiempo que le permite aportar energía, posibilitando la creación de microgeneradores, de forma que no existe una dependencia tan directa como con la generación energética actual.

1.4.4. PRINCIPIO DE OPERACIÓN

La manera de operar la red no ha tenido cambios significativos en los últimos cincuenta años, es decir que no ha evolucionado al mismo nivel para afrontar nuevos retos de seguridad, calidad de energía, soportar el uso masivo de energías renovables; en general las necesidades actuales y futuras requieren evoluciones tecnológicas significativas. Gracias al desarrollo tecnológico en los últimos años, hoy se puede proyectar y desarrollar la implementación de una Smart Grid, la cual contempla principios de operación y características novedosas que son la esencia de este nuevo concepto, siendo lo más significativo los siguientes aspectos:

1.4.4.1. Uso de tecnologías de la información y comunicación (TIC)

En la comunicación se utilizan dispositivos y técnicas que permiten recopilar, analizar, comparar y almacenar la información para luego realizar un control con toma de decisiones en beneficio de la eficiencia energética; siendo las principales la informática, el internet y las telecomunicaciones.

El uso de estas tecnologías permite una verdadera solución, ya que es el medio que permite el desarrollo de múltiples actividades en la gran mayor parte de la sociedad, por esta razón su utilización es masiva. Las tecnologías de la información incluyen: telefonía fija, banda ancha, telefonía móvil, redes inalámbricas, sistemas operativos para computadoras; al mismo tiempo de intercambiar información proporciona servicios como correo electrónico, búsqueda de información, comercio virtual entre otros.

1.4.4.2. Interoperabilidad

Se define como “la capacidad de dos o más redes, sistemas, dispositivos, aplicaciones o componentes para intercambiar y utilizar fácilmente la información de forma segura, eficaz y con poco o ningún inconveniente para el usuario”. La Smart Grid será un sistema de sistemas interoperables, es decir diferentes sistemas serán capaces de un intercambio significativo procesando la información.

Los sistemas compartirán un significado común de la información recibida, y esta información provocará tipos de respuesta acordados. La fiabilidad y seguridad del intercambio de la información entre dos o más sistemas de una red inteligente debe lograr los niveles necesarios de rendimiento.


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1.4.5. CARACTERÍSTICAS DE LA RED ELÉCTRICA INTELIGENTE

Una Smart Grid emplea productos y servicios innovadores junto con monitorización inteligente, técnicas de control, comunicaciones y tecnologías de auto-ajuste con la finalidad de:

• Fomentar la participación de los usuarios de forma activa en la red. • Permitir la coexistencia en la red de todo tipo de generadores, independientemente de su

tamaño y tecnología. • Suministrar a los usuarios una mayor cantidad de información y opciones a la hora de

seleccionar el suministro eléctrico. • Reducir el impacto ambiental mediante mejoras en la eficiencia de la generación y el

transporte energético. • Mejorar el nivel de la energía eléctrica generada permitiendo al usuario que lo requiera,

disponer de cierto grado de calidad en su suministro energético. • Mejorar y ampliar los servicios energéticos de forma eficiente.

En resumen, una Smart Grid se basa en el uso de sensores, comunicaciones, capacidad de computación y control, de forma que se mejora en todos los aspectos de las funcionalidades del suministro eléctrico. Un sistema se convierte en inteligente adquiriendo datos, comunicando, procesando información y ejerciendo control mediante una realimentación que le permite ajustarse a las variaciones que puedan surgir en un funcionamiento real. Gracias a todas estas funcionalidades aplicadas a la red, es posible conseguir las características descritas anteriormente.

A continuación se representan en una tabla las principales características que implementarán las Smart Grids, realizando una comparación de dichas características con las equivalentes en la red eléctrica actual:


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TABLA I CARACTERÍSTICAS DE UNA SMART GRID

Característica Red Eléctrica Actual Smart Grid Automatización Existencia muy limitada de

elementos de monitorización, reservándose a la red de transporte.

Integración masiva de sensores, actuadores, tecnologías de medición y esquemas de automatización en todos los niveles de la red.

Inteligencia y control La red actual de distribución carece de inteligencia, implementando un control manual.

Se enfatiza la creación de un sistema de información e inteligencia distribuidos en el sistema.

Autoajuste Se basa en la protección de dispositivos ante fallos del sistema.

Su enfoque se basa en la prevención. Minimiza el impacto en el consumidor.

Participación del consumidor y generación distribuida

Los consumidores están desinformados y no participan en la red. No se genera energía localmente, lo que implica un flujo energético unidireccional.

Incorporación masiva de generación distribuida, la que permite coordinarse a través de la red inteligente. En esta generación participa el usuario con la entrega del exceso energético generado localmente.

Resistencia ante ataques Infraestructuras totalmente vulnerables.

Resistente ante ataques y desastres naturales con una rápida capacidad de restauración.

Gestión de la demanda No existe ningún tipo de gestión en la utilización de dispositivos eléctricos, en función de la franja horaria del día, o del estado de la red eléctrica.

Incorporación por parte de los usuarios de electrodomésticos y equipos eléctricos inteligentes, que permiten ajustarse a esquemas de eficiencia energética, señales de precio y seguimiento de programas de operación predefinidos.

Calidad eléctrica Solo se resuelven los cortes de suministro, ignorando los problemas de calidad eléctrica. De esta forma persisten problemas de huecos de tensión, perturbaciones, ruido eléctrico, etc.

Calidad eléctrica que satisface a industria y clientes. Identificación y resolución de problemas de calidad eléctrica. Varios tipos de tarifas para varios tipos de calidades eléctricas.

Vehículos eléctricos Recientemente se están empezando a incorporar puntos de recarga eléctrica en la red, que sólo permiten la

La incorporación de los vehículos eléctricos a la red, está demandando nuevas infraestructuras


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recarga de las baterías de los vehículos.

especializadas destinadas a la recarga y a permitir que cada vehículo pueda convertirse en pequeñas fuentes de generación.

Capacidad para todas las opciones de generación y almacenamiento

Pocas grandes plantas generadoras. Existen muchos obstáculos para interconectar recursos energéticos distribuidos.

Gran número de diversos dispositivos generadores y almacenadores de energía, para completar a las grandes plantas generadoras. Conexiones “PlugAndPlay”. más enfocadas en energías renovables.

Optimización del transporte Eléctrico

En la actualidad se pierde una gran cantidad de energía debido a la poca eficiencia en el transporte eléctrico.

Sistemas de control inteligentes para aprovechar eficientemente la capacidad de transmisión.

Preparación de mercados Los mercados de venta al por mayor siguen trabajando para encontrar los mejores modelos de operación. No existe una buena integración entre éstos. La congestión en la transmisión separa compradores de vendedores.

Buena integración de los mercados al por mayor. Prósperos mercados al por menor. Congestiones de transmisión y limitaciones mínimas.

Optimización de bienes y funcionamiento eficiente

Integración mínima de los datos de operación y la gestión de bienes. Mantenimiento basado en tiempo.

Sensado y medida de las condiciones de la red. Tecnologías integradas para la gestión de los bienes. Mantenimiento basado en las condiciones de la red.

1.4.6. CONVERGENCIA ENTRE LA RED ELÉCTRICA Y LAS TELECOMUNICACIONES

Una Smart Grid necesariamente debe contener dos grandes infraestructuras como son, la de energía y las telecomunicaciones lo cual hará posible un sistema distribuido y controlado para el cambio de paradigma del sistema energético, apoyado en el cambio del paradigma, que ya se ha producido, en el sistema de comunicaciones, que dará forma a la red de energía del futuro.

La red inteligente no solo será un sistema de sistemas, sino también una red de redes de información, que implica la unión de sistemas y redes interconectados para proporcionar múltiples servicios. Esta situación demanda un análisis sobre la red de comunicaciones y sus requisitos, restricciones de seguridad y la interfaz asociada para una determinada aplicación. En la actualidad la mayoría de empresas eléctricas poseen redes de comunicación que son utilizadas para propósitos específicos, sin embargo para cumplir con los objetivos de una


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Smart Grid se requiere una notable mejora que permita el flujo seguro y confiable de información entre dominios, actores, dispositivos inteligentes y aplicaciones. Algunos de los requisitos generales de la red de comunicaciones incluyen:

• Permitir la gestión de funcionalidades, actividades y dispositivos electrónicos que forman parte de la red, incluyendo el monitoreo del estado, la detección de fallas, aislamiento y recuperación.

• Capacidad para identificar de forma exclusiva las direcciones de red, dispositivos y elementos que requieran servicio, análisis de información y/o mantenimiento en caso de detectarse cualquier imprevisto.

• Disponer de capacidades de enrutamiento para todos los puntos finales de la red. • Calidad de servicio para una amplia gama de aplicaciones con diferentes anchos de banda.

La necesidad del ahorro de energía es algo fuera de toda duda, pero éste implica, inevitablemente, automatizar todo el proceso de control mediante una red convergente de energía – telecomunicaciones – información. Las nuevas tecnologías permiten crear una única infraestructura física inherentemente segura, multipunto a multipunto, para la distribución de energía e información, siendo una base fundamental para la estrategia futura de la convergencia y el ahorro.

Los problemas de seguridad que se han detectado en el despliegue de las Smart Grids han demostrado la necesidad de una nueva arquitectura de comunicaciones. La seguridad que hay que añadir a las redes IP es lo más complejo de la historia de las comunicaciones (firewalls, IDSs, spam, spoofing, troyanos, virus, suplantación de identidad, etc.)

A pesar de que las comunicaciones no son el foco principal de concentración de las empresas de energía pública, la red eléctrica inteligente requiere una sólida red de comunicaciones que permita el soporte de las funciones tradicionales de las empresas de servicios públicos en la capa de energía. También debe contar con la flexibilidad de adaptarse a los nuevos requisitos de la capa de aplicaciones. Debe permitir el soporte de la respuesta de demanda, dispositivos avanzados de contadores y fuentes de energía distribuida. La red de comunicaciones debe proporcionar integración transparente, comunicación en tiempo real y gestionar el flujo de datos que está siendo protegido por los componentes de la red eléctrica inteligente a la vez que mantiene la seguridad.

1.4.7. FASES HACIA LA RED INTELIGENTE

Para lograr el desarrollo y la implantación de las Smart Grids se debe seguir un plan progresivo con una fuerte dependencia de los avances tecnológicos, así como de las acciones políticas que se lleven a cabo. Aunque son numerosos los campos en los que se trabaja actualmente, a continuación se describe los avances más destacados entre citados a continuación.


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1.4.7.1. Centros de Transformación

Siendo el transformador un elemento importante de un centro de transformación, este dispositivo es muy fiable, con una vida útil de veinte y cinco a treinta y cinco años con una temperatura de trabajo comprendida entre 65 a 95°C. Sin embargo, en la práctica, la vida útil de este artefacto se puede prolongar hasta los sesenta años con un adecuado mantenimiento.

Actualmente se está trabajando en varios campos relativos a estos elementos de la red eléctrica. La prevención de incidentes de funcionamiento, es un asunto de vital importancia, en el que se están desarrollando técnicas para prevenir la ruptura de los tanques de aceite. Además desde el punto de vista de diseño de nuevos transformadores, se están siguiendo nuevas líneas de diseño para optimizar la seguridad de funcionamiento.

Otro tema que se aborda en relación a estos elementos, es el del diagnóstico y optimización de su vida útil. En este campo se está trabajando realizando modelos de predicción y simulaciones de forma que se pueda conocer el comportamiento de los transformadores, pudiendo anticipar metodologías de mantenimiento adecuadas.

1.4.7.2. Equipos de alta tensión

Debido a la creciente demanda energética se está obligando a la red eléctrica a implementar nuevos métodos en la parte de generación y transporte de alta tensión. Así surgen temas como la generación de Ultra Alta Tensión (UHV), conmutación de líneas, y optimización de la infraestructura existente para adaptarla a las nuevas necesidades de la sociedad.

El problema de hoy en día a la hora de generar ultra alta tensión es la prevención ante tormentas, tomando los pararrayos un papel de vital importancia en las instalaciones correspondientes. Además la alta temperatura de funcionamiento, así como la cantidad de energía necesaria para gestionar el proceso de forma óptima, dificultan la generación de UHV. Para solventar estos problemas, se encuentran abiertas varias líneas de investigación que pretenden optimizar todo este proceso.

Con la llegada de los nuevos seccionadores de líneas, con unas características de conmutación optimizadas, pueden combinarse con modernos controladores electrónicos, para conseguir operaciones óptimas de conmutación, de forma que las conmutaciones de sobretensiones o anomalías en la red que afectan la calidad eléctrica, podrían eliminarse.

La optimización y ampliación de la infraestructura existente requiere métodos de monitorización y visualización de los parámetros críticos. Los sensores de tensión y de corriente ópticos proporcionan un excelente aislante en entornos de alta tensión, permitiendo medir altos voltajes y corrientes de una forma no intrusiva. Estas características, junto a su tamaño compacto y su amplio ancho de banda, hacen que estos dispositivos resulten perfectos para realizar estas medidas.


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1.4.7.3. Subestaciones

La creciente población, urbanización e industrialización en conjunto con la generación de energía remota, especialmente en el caso de energías renovables está incrementando la necesidad de transmisión con un mayor volumen de energía a grandes distancias. Esto sitúa las subestaciones como una pieza clave en la entrega y recogida energética.

Con la creciente densidad de población en las ciudades, cada vez es más complicado encontrar un emplazamiento adecuado para las subestaciones eléctricas. Dado este problema, surge la idea de integrar las subestaciones bajo los edificios de apartamentos o centros comerciales. Esta tarea requiere de una serie de especificaciones y estudios que aseguren un correcto funcionamiento de la red eléctrica.

Como norma general, las subestaciones sí están controladas de manera remota y, algunas de ellas tienen capacidad de telegestión, mientras que en las demás, hay que operar manualmente. También existe una limitada capacidad de medida remota aguas abajo de alguna de ellas. Por el contrario, en los centros de transformación, con valores de media y baja tensión, no hay ni control ni medida.

1.4.7.4. Protección y automatización de la red

En las subestaciones los sistemas de automatización, encargados de interconectar una serie de dispositivos han existido desde hace unos 20 años, usando protocolos establecidos y diseñados en particular, esos sistemas se han encargado principalmente de la supervisión de elementos. Hoy en día, este tipo de sistemas han evolucionado y siguen haciéndolo siguiendo como base los protocolos y actuaciones declarados en normas internacionales, utilizando comunicaciones de igual a igual, y habilitando el intercambio de datos entre sistemas a diferentes niveles y con herramientas diferentes, permitiendo además de la supervisión, controlar una serie de dispositivos o variables.

Debido al aumento de la generación energética renovable y la cogeneración, se requieren la aplicación de nuevas tecnologías de forma que posibilite su gestión y protección. Este impacto en las redes eléctricas se manifiesta actualmente, tanto en la transmisión como en la distribución de este tipo de energías. En particular, el efecto en las subestaciones, tanto en su protección como en su control, ha sido profundo, debido a la necesidad de gestionar electricidad intermitente y de varios niveles de voltaje.

En la actualidad para el desarrollo, y supervisión de los elementos de la red, se han desarrollado una gran cantidad de soluciones para la monitorización energética y de parámetros asociados a esta, logrando niveles de calidad en los sistemas de protección y automatización de la red en las subestaciones modernas.

1.4.7.5. Sistemas de información y telecomunicaciones

Un sistema muy conocido en el ámbito energético, es el denominado SCADA, que permite las comunicaciones entre los diferentes dispositivos del Centro de transformación y el Centro


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de Control y Supervisión, sin embargo no ha tenido hasta ahora un estándar que permita una comunicación de datos eficiente, dificultando la implantación de este sistema en los centros de transformación. Además, la interfaz con los relés era en muchos casos inexistente.

Con la finalidad de solventar estos problemas se ha creado el protocolo internacional IEC 61850, que define la comunicación entre diferentes dispositivos conectados a una red de área local y se han desarrollado nuevos dispositivos, los IEDs, que integran elementos de comunicación para el telecontrol.

Una Smart Grid se compone principalmente de tres capas técnicas que componen la red eléctrica inteligente, al desarrollar la estrategia y la hoja de ruta hacia la transformación. Al nivel más alto, las tecnologías de la red eléctrica inteligente pueden dividirse en tres capas:

La primera es la capa de energía, en donde se tiene la generación, transmisión, subestaciones, red de distribución y consumo de energía.

En la segunda capa de comunicaciones, tenemos la red de área local (LAN), red de área amplia (WAN), red de área de campo (FAN)/AMI y red de área residencial (HAN), que permiten el soporte de la infraestructura de las TI.

Por último la capa de aplicaciones, compuesta por: Control de respuesta de demanda, facturación, control de averías, monitoreo de carga, mercados energéticos en tiempo real y nueva gama de servicios al cliente.

Si bien es cierto, se requerirán cambios en las tres capas, es probable que la capa de comunicaciones sea la que más cambios requiera. De las tres capas, la capa de comunicaciones es la que posibilita la existencia de la red eléctrica inteligente, aunque la red no será verdaderamente inteligente si no se desarrolla adecuadamente la capa de aplicaciones. Esta capa actúa como sistema circulatorio para interconectar los distintos sistemas y dispositivos, la capa de energía con la capa de aplicaciones, para comunicar ambas completamente con la cadena de suministro de energía.

1.4.7.6. Regulación y mercado eléctrico

Es importante destacar la evolución actual de las tecnologías de la información y comunicación (TIC), sistemas de monitorización, gestión energética a nivel local, así como las tecnologías inteligentes para el hogar abren nuevas oportunidades para las iniciativas del lado de la demanda en el negocio eléctrico.

Paralelamente, hay una creciente necesidad de participación de parte del consumidor en la cadena de suministro eléctrico. De forma que la generación local cobrará un interés alto. Todo este cambio en el sistema eléctrico requerirá nuevas políticas de regulación y normativas que faciliten la transformación de la red.


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2. DIAGNÓSTICO SITUACIONAL

Fig.4 Integración de la infraestructura eléctrica con la infraestructura de la información4

2.1. ANTECEDENTES

En la actualidad la necesidad cada día más acentuada por mejorar los estándares en materia de seguridad, ambiente y productividad de las instalaciones y sus procesos, obliga a incorporar nuevas tecnologías que permitan alcanzar las metas propuestas. En el ámbito internacional las empresas exitosas han basado su estrategia en la búsqueda de la excelencia a través de la filosofía de clase mundial, la cual tiene asociada la aplicación de diez prácticas:

1. Trabajo en equipo 2. Contratistas orientadas a la productividad 3. Integración con proveedores de materiales y servicios 4. Apoyo y visión de la gerencia 5. Planificación y programación proactiva 6. Mejoramiento continuo 7. Gestión disciplinada de procura de materiales 8. Integración de sistemas 9. Gerencia de paradas de planta 10. Producción basada en confiabilidad

4 Figura de la página web: dspace.ups.edu.ec/bitstream/123456789/1104/2/Capitulo_1.pdf


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Para lograr establecer la jerarquía de prioridades en los diferentes procesos, sistemas y equipos, se definirá una estructura que facilita la toma de decisiones acertadas y efectivas, de tal manera que direccionen el esfuerzo y los recursos en áreas donde sea más importante y/o necesario mejorar la confiabilidad operacional, basado en la realidad situacional actualizada.

Según lo descrito anteriormente, la variación en conjunto o individual de cualquiera de los parámetros afectará el comportamiento global de la confiabilidad operacional de un determinado sistema.

Mediante el método para el análisis de criticidad, se obtienen los siguientes criterios fundamentales que serán estudiados en el presente trabajo y de acuerdo a la información proporcionada por el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable en el proyecto REI (Redes Eléctricas Inteligentes). Tales criterios son:

• Seguridad

• Ambiente

• Producción

• Costos (operación y mantenimiento)

• Tiempo promedio para reparar

• Frecuencia de falla

2.2. ECUADOR HACIA LAS REDES INTELIGENTES

Fig.5 Proyecto REI: Grupos de interés5



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Ecuador es un país que reconoce el derecho de la población a vivir en un ambiente sano y ecológicamente equilibrado, que garantiza la sostenibilidad y el buen vivir, que promueve el uso de tecnologías ambientalmente limpias y de energías alternativas no contaminantes y de bajo impacto.

La REI, es uno de los medios que facilitará la integración de diferentes actores, tecnologías, normas y estándares; orientados a impulsar el uso eficiente de la energía, reducir las emisiones y reforzar la seguridad y calidad del suministro de energía.

El Gobierno a través del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable y de un Comité, es el encargado de definir, la hoja de ruta de las REI@Ecuador, en concordancia con la nueva Constitución y las Políticas establecidas.

2.2.1. ACTORES DE LA REI@ECUADOR

La REI se caracteriza por la participación de gran número de actores y disciplinas. La conformación de un grupo directivo y de los grupos coordinadores sobre temas de coordinación interdisciplinarios, son necesarios para evitar multiplicidad de esfuerzos.

En el Ecuador tenemos los siguientes actores que están inmersos en el proceso de estructuración de la red eléctrica inteligente:

• Empresas de Distribución • CENACE • CELEC EP • Universidades • Proveedores • Institutos de Investigación • CONELEC • Clientes • OAE-INEN-ETC

2.2.2. ÁREAS TECNOLÓGICAS

La implementación de una red eléctrica inteligente necesita el desarrollo y aplicación de nuevas áreas tecnológicas que se aplican directamente en las cuatro grandes fases que conforman el Sistema Eléctrico de Potencia: Generación, Transmisión, Distribución y Consumidores. A su vez se desarrollarán nuevos sistemas para cada uno de los sectores antes mencionados.

En el siguiente apartado se registran las principales áreas y sistemas tecnológicos utilizados en el nuevo proyecto y a la vez el propósito de la presente investigación, como es la Introducción a la red inteligente Smart Grid en el Ecuador; así tenemos:


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2.2.2.1. Generación

Incluye las actividades de Supervisión, Control y Operación. Sistema de manejo y despacho. Sistema Gestión de Generación y Control Distribuido. Sistema Gestión de Emisiones. Sistema de Entrenamiento y Capacitación Técnica.

2.2.2.2. Transmisión

Integración de la Red de Comunicación e Información. Sistemas EMS / SCADA / SIG. Planificación de la Demanda. Aplicación y herramientas de Modelamiento. Red de Datos y Comunicación. Portafolio y Gestión de Proyectos. Gestión de Materiales. Gestión de Activos.

2.2.2.3. Distribución

Integración de la Generación Distribuida y Fuentes de Energía Renovable. Gestión y Automatización de la Distribución. Sistemas DMS – OMS. Automatización de la Distribución. Gestión de la Vegetación. Gestión de la Medición. Gestión del Trabajo en Campo. Gestión del Talento Humano. Gestión Administrativa y Financiera.

2.2.2.4. Consumidores

Infraestructura de Medición Avanzada. Almacenamiento de Energía y Carga de Vehículos. Portales – Servicios Web. Centros de Atención Telefónica (Call Center). Sistemas de Facturación / CRM / CIS. Programas de Mercadeo. Electrodomésticos Inteligentes. Sistemas de Sub Medición. Gestión de la Carga. Gestión de la Demanda. Almacenamiento. LAN – WAN – HAN.


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2.2.3. ANÁLISIS DE CRITICIDAD

Dentro del tema de investigación, el análisis de criticidad se aplica al conjunto de procesos, plantas, sistemas, equipos y/o componentes que requieran ser jerarquizados en función de su impacto en el proceso de implementación de la REI@ECUADOR. Sus áreas comunes de aplicación se orientan a establecer programas de implantación y prioridades en los siguientes campos:

2.2.3.1. Confiabilidad y calidad del servicio

Se centra en garantizar la entrega continua de energía a los clientes en presencia de las contingencias. Automatización del Sistema Scada. Gestión de interrupciones. Cyberseguridad. Gestión de la demanda. Planificación de la Operación. Mantenimiento basado en la confiabilidad.

2.2.3.2. Optimización de la operación y mantenimiento

Los aspectos fundamentales en los cuales las REI aportan una ventaja sustancial en la optimización de los recursos van en dos direcciones: la reducción de las pérdidas y la disminución de los costos de operación y mantenimiento. Registro y Gestión de Activos. Planificación de las inversiones. Mantenimiento basado en la condición.

2.2.3.3. Gestión de la demanda y eficiencia energética

Esta gestión ofrece la oportunidad de involucrar a los usuarios, transformándolos en sujetos activos dentro del mercado eléctrico. También permite educar al cliente final hacia una gestión óptima de sus consumos con importantes reflejos, tanto en el campo económico como ambiental. Interrelación con el cliente. Infraestructura de medición avanzada. Infraestructura para vehículos eléctricos. Programas de eficiencia energética. Tarifas dinámicas.

2.2.3.4. Fuentes de energía limpias

La REI “verde” ayuda a reducir los gases de efecto invernadero y otros contaminantes por reducción de generación de fuentes ineficientes, favorece el uso de energías renovables, facilita el uso de vehículos híbridos y eléctricos. Reforzamiento de la Red.


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Redefinición del diseño de la Red. Micro redes. Integración de fuentes de energía limpias a la Red. Incentivos.

2.2.3.5. Recurso humano

Una de las políticas de implantación del proyecto Ecuador hacia las Redes Inteligentes, es la conformación del Comité REI@Ecuador que será el encargado de elaborar y evaluar entre otros, los estándares y protocolos internacionales así como las diferentes normas, políticas y reglamentos que regirán el comité.

Fig.6 Proyecto REI: Comité REI@Ecuador6



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De acuerdo al plan de proyección elaborado por el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, se tiene previsto hasta el año 2050 la aplicación completa del proyecto REI según los siguientes parámetros:

2.2.3.5.1. Conceptualización

Se profundiza en el estado actual de los estándares de las REI. Se toma experiencias de empresas internacionales. Se capacita al personal en las nuevas tecnologías. Se elabora las hojas de ruta de las REI@Ecuador.

2.2.3.5.2. Implantación

Desarrollar proyectos de medición inteligente. Automatizar la red de distribución. Implementar sistemas de gestión. Se monitorea la red, se adopta el CIM (Modelo Común de Información por sus siglas en inglés), y se trabaja con estándares.

2.2.3.5.3. Consolidación

Optimización de la red y los diseños. Políticas y tratamiento regulatorio más beneficioso para las inversiones realizadas. Nuevas tecnologías se presentan y se aplican: vehículos eléctricos, dispositivos de almacenamiento.

2.2.3.5.4. Innovación permanente

La implementación de las REI, requiere la continua actualización en el campo tecnológico para lograr la mayor efectividad, no solo relacionado con una producción energética mas eficiente, sino también, un mejor aprovechamiento de los recursos naturales, disminución de la contaminación y la participación de la sociedad en el desarrollo de la economía.


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3. PROPUESTA

3.1. MARCO Y PLAN DE TRABAJO PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LA SMART GRID

3.1.1. GENERALIDADES

Actualmente la mayoría de empresas eléctricas y demás partes interesadas en la Red Inteligente, concuerdan en la necesidad imperiosa de establecer estándares y protocolos que faciliten la interoperabilidad de los sistemas, pues si no se toman las decisiones correctas en este tema, existe el riesgo de que las tecnologías implementadas hasta la actualidad incluyendo varios sistemas y otros dispositivos de red, queden obsoletos antes de tiempo o funcionen sin las medidas de seguridad necesarias, lo cual implicaría grandes pérdidas económicas debido a las fuertes inversiones realizadas tanto por el sector privado como público.

También es importante resaltar que el marco de interoperabilidad implementado debe ser flexible, uniforme e independiente de la tecnología, de tal forma que facilite la compatibilidad con nuevos e innovadores sistemas, equipos y dispositivos de la REI.

3.1.2. ÁREAS PRIORITARIAS

Entre las principales áreas de la red inteligente que necesitan un enfoque inmediato para ser desarrolladas, tenemos las siguientes:

• La respuesta a la demanda (DR) y la eficiencia energética de los consumidores. • Medios de transportación eléctrica. • Respaldo y almacenamiento de energía. • Red de comunicaciones. • Infraestructura de medición avanzada (AMI). • Seguridad cibernética. • Gestión de la red de distribución.

3.1.3. ARQUITECTURA DEFINIDA

La arquitectura de la Smart Grid será el resultado de la unión de varios sistemas, subsistemas y perfiles desarrollados de manera independiente o en conjunto con otros sistemas. Ésta arquitectura que forma parte de la red eléctrica inteligente, deberá estar perfectamente definida y documentada para lograr una robustez en la que se destaquen los siguientes atributos:

• Soportar una amplia gama de tecnologías actuales y futuras, siendo flexibles a evoluciones y compatibles con otras interfaces, dispositivos y aplicaciones.

• Desarrollar herramientas de modelación de sistemas eléctricos y técnicas para mejorar la gestión de la información.


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• Los distintos elementos integrados en la arquitectura de la red, deberán soportar las diversas aplicaciones y permitir el desarrollo a gran escala con una proyección de vida útil comprendida desde los 5 a 30 años dependiendo del tipo de red.

• Debe estar basada en una en una arquitectura empresarial probada, con software y diferentes metodologías en el campo de diseño para redes eléctricas inteligentes.

Según el Instituto Nacional de Estándares y Tecnología (National Institute of Standars and Technology NIST) en el documento titulado “NIST Framework and Roadmap for Smart Grid Interoperability Standars, Release 1.0” (Marco y Plan para Estándares e Interoperabilidad de la Red Inteligente, Publicación 1.0), en el cual se detalla un modelo conceptual de referencia para proporcionar una guía referida al marco de interoperabilidad de los sistemas de una red inteligente.

3.1.4. ESTÁNDARES DE INTEROPERABILIDAD

La integración de los sistemas de la red eléctrica inteligente, requerirá diferentes capas de interoperabilidad, realizar procesos y procedimientos compatibles para realizar transacciones comerciales, basados en el marco de la interoperabilidad de la Smart Grid.

Uno de los entes reconocidos a nivel mundial en el campo de la estandarización, el Instituto Nacional de Estándares y Tecnologías (NIST) con sede en los Estados Unidos, el cual contribuye de manera significativa al desarrollo de la red inteligente en un aspecto clave: reunir a compañías eléctricas, reguladores, fabricantes, consumidores y proveedores de electricidad para elaborar planes y normas de interoperabilidad.

Expertos de todo el mundo trabajan juntos sobre la base del "consenso y el código en ejecución" (normas basadas en criterios técnicos y experiencia combinada en el mundo real) para promover la innovación y construir un sólido conjunto básico de herramientas que todos puedan usar para diseñar, utilizar, y administrar la Internet. En la jerga de los expertos en Internet, estos protocolos se describen en los documentos conocidos como "Las solicitudes de consideración" (RFC), el término utilizado para las normas. Basándose en el amplio conjunto de protocolos de Internet desarrollados en los últimos años, un grupo de trabajo conformado por especialistas de Smart Grid ha sido la identificación de la colección básica que se requiere para construir una nueva red, similar a Internet, para uso de la red inteligente. Este grupo de trabajo ha desarrollado una serie de plataformas oficialmente denominadas "Planes de acción prioritaria (PAP). Actualmente los miembros de un PAP han identificado este conjunto básico, que comprende más de 150 RFCs individuales e incluye protocolos para el funcionamiento del sistema, para el enrutamiento de señales de comunicación, así como para la seguridad cibernética, logrando de esta manera la publicación de estándares y coordenadas de la Smart Grid.

Debido a que los protocolos de red que ya existe para la Internet, la tarea consistía en escoger un grupo de aquellos que mejor se adapten a esta nueva red. "Esta nueva red permitirá a todos los elementos diversos de la red, desde redes inteligentes de transmisión eléctrica hasta sistemas de generación de los consumidores, intercambiar información de forma fiable y


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segura. Como ejemplo del tipo de información que se espera compartir en la red inteligente, los consumidores podrán acceder a la información en tiempo real sobre el consumo de energía y los costos, lo que les permite regular su uso de la energía más eficazmente, ahorrando dinero y facultando la incorporación del uso de energías renovables siempre que esté disponible.

Si bien es cierto, se han registrado las primeras rúbricas en el catálogo de estándares con directrices para el presente y futuro de las redes eléctricas inteligentes, lo cual sirve de guía para todos los implicados en las tecnologías relacionadas con la red inteligente. En el proceso de regulación de la energía, se ha decidido no establecer una regla para los estándares sobre la red inteligente, sino animar a todos los interesados a participar en el proceso macro de interoperabilidad del NIST, que es ya la base para el desarrollo de los estándares de interoperabilidad, logrando de esta manera la mayor participación de las compañías eléctricas en las actividades relacionadas con el panel de interoperabilidad de las redes inteligentes para alcanzar el nivel de consenso que se necesita para adaptar los estándares y que el sector eléctrico los implemente.

En el futuro, las ciudades, las energías renovables distribuidas y los vehículos eléctricos se tendrán que integrar en comunidades eléctricas virtuales para garantizar que la energía se utilice lo más cerca posible del punto de producción, con el fin de evitar la congestión de las redes de transmisión principales. La red inteligente también servirá como columna vertebral para la integración de los sistemas de transporte de electricidad del futuro, con el fin de permitir los flujos bidireccionales de energía entre la infraestructura de transporte pública y las redes de las compañías.

Los estándares de interoperabilidad están divididos en tres operadores que delimitan los niveles de interoperabilidad.

• Nivel Técnico: Controla la sintaxis o el formato de la información. • Nivel Operativo: Hace referencia a los aspectos semánticos de la información. • Nivel Organizacional: Relaciona los aspectos pragmáticos (negocios y política) de

interoperabilidad, especialmente relativas a la gestión de la electricidad.

En resumen los estándares son fundamentales en la integración de tantos tipos diferentes de equipos y usos entre las diversas entidades conectadas a la red: consumidores, vehículos, edificios e instalaciones de renovables. También son esenciales para que las compañías eléctricas obtengan un retorno de la inversión en tecnologías. El uso de una red basada en estándares con una arquitectura común, permite crear un entorno de Internet en el que los proveedores pueden abordar diferentes partes de un problema sin tener que abordar el sistema de comunicaciones completo.

A continuación se enumeran los principales estándares de interoperabilidad de acuerdo a los planes de acción prioritaria (PAP) desarrollados por la NIST:


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TABLA II PLANES DE ACCIÓN PRIORITARIA (PAP)

ORD PRIORIDAD PLAN DE ACCIÓN ESTADO

00 Meter Estándar Capacidad de actualización Terminado 01 El papel de la propiedad intelectual en la red inteligente Terminado

02 Comunicaciones inalámbricas de la red inteligente Actual

03 Precio Común Modelo de Comunicación Terminado

04 Lista Común Mecanismo de Comunicación Terminado 05 Estándar perfiles de datos del medidor Actual

06 Modelo semántico común para las tablas de datos del medidor Terminado

07 Directrices de almacenamiento de Interconexión Eléctrica Actual

08 CIM para la gestión de la red de distribución Actual 09 DR estándar y señales DER Actual 10 Información sobre el uso de energía estándar Terminado 11 Modelos comunes de objetos para el Transporte Eléctrico Terminado

12 Asignación de IEEE 1815 (DNP3) a IEC 61850 Objetos Actual

13 Armonización de IEEE C37.118 con IEC 61850 y sincronización de tiempo de precisión

Terminado

14 Transmisión y Distribución de Energía Sistemas de Mapeo Modelo Actual

15 Armonizar Normas de Energía Portadora de Comunicaciones electrodomésticos en el hogar

Actual

16 Comunicaciones de plantas eólicas Actual

17 Instalación de Smart Grid Información normalizada Actual

18 SEP 1.x a SEP 2 transición y coexistencia Terminado

19 Respuesta de la Demanda Mayorista (DR) Communication Protocolo Actual

20 Green Button ESPI Evolution Actual

21 Información del tiempo Actual

3.1.4.1. PAP00: Capacidad estándar de actualización del medidor

Para apoyar el desarrollo y despliegue de una red eléctrica inteligente, muchas compañías eléctricas están buscando desarrollar su infraestructura de medición avanzada (AMI) y las inversiones inteligentes Meter, como un precursor o facilitador a la cuadrícula adicional Smart Grid, gestión de la energía, y las iniciativas de participación de los consumidores.


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3.1.4.1.1. Descripción

Uno de los temas críticos que enfrentan estas empresas eléctricas y sus reguladores es la necesidad de asegurar que las tecnologías o soluciones que son seleccionadas por los servicios públicos sean interoperables y cumplir con las normas nacionales establecidas. Además, muchas compañías eléctricas quieren asegurarse de que el sistema seleccionado le permitirá la evolución y crecimiento como normas Smart Grid. Para gestionar el cambio en una cuadrícula de crecimiento dinámico inteligente, es esencial poder actualizar el firmware en el campo sin tener que reemplazar el equipo o "tirar un camión" para actualizar manualmente el firmware del medidor. La capacidad de descarga de imágenes a distancia, práctica común hoy en día en muchos dispositivos informáticos incorporados, permitirá que ciertas características del medidor a ser alterado sustancialmente, aprovechen al máximo su capacidad de obtención de datos según sea necesario.

Para permitir que la inversión y el despliegue de la medición inteligente continúen a un ritmo agresivo, la industria necesita normas para dar cabida a las necesidades de ampliación o mejora. Estas normas son necesarias en los servicios públicos para mitigar los riesgos asociados a "predecir el futuro", así como la instalación de sistemas que sean flexibles y actualizables para cumplir con los nuevos requisitos de la red inteligente.

3.1.4.1.2. Objetivos

NIST ha identificado la necesidad de una norma denominada: Capacidad de Actualización del Medidor, como una prioridad que requiere atención inmediata. El objetivo fue definir los requisitos para capacidad de actualización de firmware inteligente en el medidor, dentro del contexto de un sistema AMI para las partes interesadas de la industria, tales como reguladores, servicios y proveedores. El National Electrical Manufacturers Association (NEMA) aceptó el desafío de liderar este esfuerzo para desarrollar un conjunto estándar de requisitos para la ampliación o mejora de los medidores inteligentes en un horario excepcionalmente rápido.

3.1.4.2. PAP01: El papel de la propiedad intelectual en la red inteligente

Esta área de trabajo investiga las capacidades de los protocolos y tecnologías en el campo de Internet, para determinar las características de cada protocolo de red inteligente en las diferentes áreas de aplicación.


Las tecnologías de Internet para las Smart Grid, consisten en un conjunto de protocolos para redes de datos y transporte de mensajes a través de paquetes IP, así como un conjunto de protocolos para gestionar y controlar la red, tales como enrutamiento, el mapeo de direcciones IP, gestión de dispositivos, etc.


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Este conjunto de protocolos permite a las aplicaciones distribuidas, funcionar sobre un conjunto de redes interconectadas. También incluye la sesión y orientación a transacciones en mecanismos para proporcionar servicios de seguridad.


• Definir un conjunto de perfiles estándares necesarios para las redes Smart Grid • Determinar adecuadas arquitecturas inteligentes de red distribuida y las tecnologías

apropiadas para el transporte y los requisitos básicos de seguridad (por ejemplo, redes compartidas IP, redes privadas virtuales, conmutación, ingeniería de tráfico y mecanismos de control de recursos)

• Determinar qué protocolo de capa de transporte de seguridad (por ejemplo, TLS, DTLS, SCTP y IPsec) son los más apropiados para proteger las aplicaciones Smart Grid.

3.1.4.3. PAP03: Desarrollar especificación común para el precio y definición del producto

El precio es más que un número. El precio es un número asociado con las características del producto, el calendario de entrega, la calidad, las características medioambientales y las características reglamentarias. Una especificación común para la comunicación de precios es un precursor a la evolución del mercado, en respuesta a la demanda, a los recursos energéticos distribuidos, para entender la información del medidor, y con todos los demás usos entre dominios.


Un modelo común de precios va a definir cómo cambiar las características de energía, la disponibilidad y los horarios para apoyar el intercambio libre y eficaz de la información en cualquier mercado. En el ámbito financiero, este tipo de descripción se denomina definición del producto. Aunque los mercados energéticos actuales son casi exclusivamente al por mayor, la definición del producto se podrá utilizar en otros escenarios, incluidos los mercados al por menor y "precios" a los dispositivos escenarios. El modelo de precios completo se utilizará en la demanda de respuesta (DR) de comunicaciones, en el intercambio entre el medidor de uso y la interfaz de servicio de energía local, y en las operaciones de mercado potenciales.

Hoy en día los grandes sistemas comerciales se construyen con el protocolo FIX (Información Financiera). El FIX ya incluye muchos elementos utilizados en los mercados mayoristas de la energía, el trabajo de este plan se puede completar con mayor rapidez si éste se reutiliza. Un perfil común de productos compatibles con FIX es un entregable secundario de este plan.

Los precios de la energía y productos energéticos están estrechamente vinculados a los horarios e intervalos. La construcción de sistemas y actividades de la empresa deben


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compartir un entendimiento con los horarios para el potencial de colaboración eficaz. Las definiciones de los productos debe incluir la información de programación.


• Presentar las características del producto de interés para los consumidores de energía. • Desarrollar un resumen de fiabilidad de la energía y las características de calidad que

afectan a los precios en la disponibilidad (oferta) y la conveniencia (demanda). • Desarrollar e implementar un plan para acelerar el desarrollo de normas armonizadas y la

adopción dentro de los organismos de normalización correspondientes. • Elaborar una especificación procesable para la comunicación de los precios y la definición

del producto que conecta los mercados, distribución, agregados, instalaciones y dispositivos.

• Involucrar a los responsables actuales del mercado de energía en Modelos de Información Común, según las normas IEC (International Electrotechnical Commission).

• Comprometer a las entidades reguladoras para determinar representaciones del modelo de productos existentes con tarifas.

3.1.4.4. PAP04: Desarrollar mecanismo común de comunicación para las transacciones de energía

Es de suma importancia en la red inteligente la coordinación de la oferta y la demanda. Con un aumento esperado en el futuro de los recursos energéticos distribuidos, incluyendo tanto la generación de energía distribuida como la respuesta a la demanda, esta coordinación se hace más crítica.

La coordinación mucho más que la parte electromecánica, implica también las actividades de la empresa, las operaciones de inicio y horarios de los consumidores, así como las operaciones de mercado. Una especificación común desarrollada para los dominios de la red inteligente, será mejor compatible con las interacciones de otros dominios de apalancamiento y adopción más amplia.


No existe una norma equivalente para los servicios web. Con un número creciente de los procesos físicos, éstos son gestionados por los servicios web, la falta de una norma similar para el calendario de servicios se vuelve crítica. El objetivo de este plan de acción es examinar las especificaciones existentes para el calendario y desarrollo de un estándar para la programación y cómo se transmite la información de eventos entre y dentro de los servicios.

La norma debe contener todas las funcionalidades soportadas actualmente para su aplicación a la terminación de un contrato de servicios web. La especificación de programación será de tipo micro-estándar.


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Un evento de calendario sin contrato asociado es de poca utilidad. La especificación micro-estándar entonces se puede incorporar en otras especificaciones a través de la composición, con lo que una operación de planificación común, se puede aplicar a diversos contratos en dominios diferentes.


• Elaborar encuesta trabajo y determinar preselección a los precursores. • Determinar plan para acelerar el desarrollo de las especificaciones de las normas. • Desarrollar un plan de horarios de referencias cruzadas. • Identificar los materiales preexistentes de los dominios de la empresa y los elementos

financieros según la norma ISO20022. • Acelerar la finalización de entrega como componente del desarrollo de especificaciones

para la DR (Interoperabilidad de Energía), información sobre el mercado (EMIX) y otras especificaciones.

3.1.4.5. PAP06: ANSI C12.19 Modelo semántico común para las tablas de datos del medidor

A medida que la red eléctrica inteligente requiere interoperabilidad entre medidores y muchas otras aplicaciones y servicios, la existencia de formas específicas de representación de los datos correspondientes a un solo actor, es un problema que requiere “Gateways” complejos para traducir esta representación en formatos alternativos para el intercambio de información. Para ello la NIST ha determinado la norma ANSI C12.19 como modelo de dispositivo final (medidor) de datos desde y hacia un formulario común que permita la semántica de los modelos de este dispositivo en otras normas sean más fácilmente armonizadas.


Actualmente existen varios modelos de medidores para redes eléctricas inteligentes en existencia normal. Estos incluyen las normas ANSI C12.19, DLMS / COSEM / IEC 62056, IEC 61968 CIM e IEC 61850.

PAP06 desarrolla una representación exacta y reutilizable de la norma ANSI C12.19 para organizar un estándar de medición de datos y criterios de operación a ser transportados en forma bidireccional a esos dispositivos en grupos definidos de información denominado "Tablas". Un gran número de cuadros se apoyan para permitir la representación de datos en numerosos formatos para elementos "estándar" o comunes, así como datos específicos del fabricante.


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• Producir una comparación entre los elementos del modelo UML de la norma ANSI C12.19-2008 e IEC 61968-9.

• Desarrollar una estrategia para captar plenamente e incorporar el modelado de datos y la participación de todos los principales fabricantes de North American Meter, servicios públicos, y numerosas empresas de comunicaciones, logrando definir qué datos se produce por contadores de los clientes.

• Implementar la descripción de alguna forma basada en XML, XML Schema, y / o UML. • Investigar las posibilidades de integración y los desafíos de armonización (por ejemplo, con

MultiSpeak, IEC 61968-9, IEC 61850, IEC 60256 COSEM, etc.) y crear hoja de ruta para minimizar o eliminar esos problemas.

• Transferir los resultados a ANSI y otros grupos de normas relevantes.

3.1.4.6. PAP10: Información estándar sobre el uso de energía

Los clientes se beneficiarán de una información normalizada que les permite tomar mejores decisiones sobre el uso de energía y la conservación, y es la base para la retroalimentación sobre el desempeño de operación de los sistemas de energía, en el cual se permitirá a los clientes y otras entidades autorizadas para acceder a esta importante información con facilidad y rapidez, y por lo tanto ser capaces de tomar decisiones sobre la base de esa información.


Este plan de acción deberá dar lugar a estándares de datos para el intercambio de información detallada y oportuna sobre el uso de energía. Los clientes y entidades autorizadas en terceros proveedores de servicios utilizarán estas normas para acceder a la información de consumo de energía de la red eléctrica inteligente, a su vez, los consumidores y sistemas locales basados en estos estándares a utilizar, proporcionarán información en tiempo real sobre el desempeño actual y proyectado. Utilizando la infraestructura de red inteligente, esta información será compartida con la instalación: una casa, un edificio o instalación industrial. Dos vías de flujo de la información mejorarán la colaboración y así la eficiencia energética.


• Definir y estandarizar la información de consumo de energía a través de la infraestructura existente y la red inteligente para que sea más fácilmente disponible.

• Las normas permitirán a la innovación por terceros proveedores de servicios y software, proporcionar nuevas formas de ayudar a los consumidores y las operaciones de gestión de su consumo de energía.


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3.1.4.7. PAP11: Modelos de objeto común para la transportación eléctrica

La introducción de vehículos eléctricos con recarga móvil (Plug-in), crea en la red algunos desafíos en torno a la interoperabilidad, como intercambiar precio, respuesta a la demanda (DR), necesidad de seguridad cibernética y la complejidad de proporcionar solución justa para todos en la cadena de valor, lo cual requiere modelos de objetos comunes para gestionar todos estos aspectos. El PAP 11 dará lugar a la adopción de normas para la intoperabilidad Plug-in que alienten la adopción masiva de vehículos eléctricos en la sociedad.


Un modelo común interoperable para el área de transportación eléctrica, que incluya eventos DR, características energéticas de fijación dinámica de precios en todos los mercados, señales de limitación y distribución de los recursos de generación; permitirá que la información que soporta estos usos fluya a través de la red inteligente.


• Asegurar que la red puede soportar la carga de un número masivo de vehículos eléctricos. • Reducir gases de efecto invernadero, contribuyendo a popularizar la utilización de

vehículos eléctricos. • Optimizar las capacidades de carga e innovación de los proveedores, lo que permite la

creatividad de la ingeniería y comodidades en la transportación. • Apoyar la integración de almacenamiento de energía con la red de distribución. • Desarrollar sistemas de gestión de la distribución (DMS) capaz de comunicarse con

vehículos eléctricos para influir en los perfiles de carga e incentivos que vierten a través de señales de precios o señales de control directo.

• Similar a las normas IEEE 1547 de interconexión eléctrica para Recursos Energéticos Distribuidos (DER), puede haber una necesidad de interconexión eléctrica y normas de seguridad para los cargadores, así como los pesos y las normas de certificación para carga / descarga.

3.1.4.8. PAP13: Armonización de la norma IEEE C37.118 con la IEC 61850 y sincronización de tiempo de precisión

Este plan de acción tiene por objeto apoyar y acelerar la integración de las normas que pueden afectar a la medición de fasores y las aplicaciones en función de la unidad de medida fasorial (PMU) y la información basada en los concentradores de datos fasoriales (PDC).

La sincronización es la clave para muchas aplicaciones de operación en tiempo real, necesario para que la red inteligente sea robusta y resistente a las perturbaciones, ya sea por fenómenos naturales tales como terremotos, grandes variaciones en el viento o disponibilidad de energía solar, y de posibles acciones terroristas.


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El estándar IEEE 1588 se encuentra disponible para lograr la sincronización de alta precisión sobre una red de comunicación, sin embargo se requiere un perfil de ejecución para las aplicaciones del sistema de potencia.


Para la sincronización de tiempo, el plan de acción se centra en garantizar que los despliegues de redes inteligentes utilicen un formato común para datos de tiempo, consiguiendo que las aplicaciones sean fácilmente interoperables. El enfoque determinará los requisitos para aplicaciones de redes inteligentes, en particular para las mediciones de sincrofasores utilizados para supervisar las condiciones en la red de transmisión. Además, las tareas del plan cubrirán la armonización de las diferencias en los formatos de datos de tiempo usados para los estándares Smart Grid.

Las actividades en curso son impulsados, de un lado por los requisitos de la PMU y por otro, de las condiciones para una sincronización precisa de los transformadores de instrumento en una subestación, los cuales están transmitiendo los valores de muestra, como flujo de datos hacia las aplicaciones de protección y control.


• Superar los estándares de comunicación de datos sincrofasores de corriente a las normas más funcionales que aceleren la implementación de la red inteligente. Los beneficios esperados incluyen reducir la inversión y los costos de ciclo de vida, mejorar la fiabilidad y la habilitación de nuevas aplicaciones.

• Desarrollar el trabajo técnico que contribuye a integrar IEEE C37.118 e IEC 61850 en virtud de una norma Logo Dual.

• Validar los requisitos detallados de las aplicaciones Smart Grid mediante la sincronización y gestión de tiempo común.

• Desarrollar las directrices para la aplicación basada en funciones de sincronización de tiempo.

3.1.4.9. PAP18: SEP 1.x a SEP 2.0 Transición y coexistencia

En los últimos años, los despliegues inteligentes han ido en constante aumento, por ello se desarrolló una aplicación basada en el interés de las compañías de medidores, empresas de servicios públicos y fabricantes de dispositivos domésticos. Esta aplicación fue designada con el nombre de " Smart Energy Profile (SEP)", que significa perfil de energía inteligente.

En la primera versión del SEP 1.x: se normaron algunas implementaciones de sistemas AMI (Infraestructura de Medición Avanzada) para habilitar clientes de redes en el área domestica (HAN) y proporcionar apoyo en fijación de precios, consumo de materias primas múltiples (electricidad, gas, agua), mensajes de texto, control directo de la carga y capacidad


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de respuesta a demanda (DR). Capacidades adicionales incluyen la actualización sobre el aire, opciones de precios para los bloques/niveles, y soporte para múltiples interfaces de servicios energéticos.

En la versión SEP 2.0.se desarrollaron aspectos clave como protocolos de seguridad y cambios en la arquitectura para mejoras de características, como consecuencia de estos cambios el SEP 2.0 no es compatible con SEP 1.x en la red y capas de aplicación o en la arquitectura de seguridad. Para solucionar el inconveniente, se determinó una nueva aplicación, la cual debe ser similar a los principales requisitos para qué esa transición y migración sea realizada de forma efectiva. Estos requisitos son:

• Soporte para múltiples tecnologías de red basadas en estándares tanto inalámbricos como cableados. (Por ejemplo, IEEE 802.11, IEEE 802.15.4-2006, IEEE 1901)

• Soporte para los estándares internacionales, que integren normas y ejecuten programas para el SEP 2.0.

• El apoyo a los proveedores de seguridad y múltiples suites de la nueva aplicación. • Soporte para el Sistema Abierto HAN que incluya requisitos de acceso y especificaciones

de la versión SEP 2.0

En el escenario de migración existen posibles implementaciones que se pueden seleccionar en base al protocolo de comunicación, desplegados en los medidores y dispositivos HAN. Además, los proveedores HAN tendrán que trabajar para llegar a la mejor co-existencia o la solución de actualización en función de sus necesidades. Las posibles opciones para la migración de los dispositivos de HAN en campaña, incluidos los contadores inteligentes, a SEP 2.0 se incluyen:

• Actualización remota de firmware en el dispositivo HAN. • Actualización de firmware en las instalaciones del dispositivo HAN. • Co-existencia con una puerta de enlace entre SEP 2.0 y SEP 1.x. • Compatibilidad entre dispositivos HAN de las versiones SEP 2.0 y SEP 1.x.


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4. VALIDACIÓN DE LA PROPUESTA

4.1. ASPECTOS Y TECNOLOGÍAS A CONSIDERAR

4.1.1. MARCO NORMATIVO

En el aspecto Smart Grid, no existe una normativa específica aunque si se regulan algunos aspectos relacionados con los conceptos que dirigen las redes inteligentes, entre los cuales se mencionan los principales según el Plan Maestro de Electrificación 2012-2021, elaborado por el CONELEC:

• Los lineamientos de planificación en Eficiencia Energética, están concebidos como un conjunto de acciones a corto, mediano y largo plazo, orientadas a diseñar, complementar y profundizar aquellas iniciativas que resulten en proyectos que rindan ahorros cuantificables y permitan establecer modelos prácticos e innovadores para la implementación de dichos proyectos.

• SIGDE: El Sistema Integrado para la Gestión de la Distribución Eléctrica, se centra en la mejora sistemática de la gestión técnica, comercial y financiera de las empresas de distribución.

• PMD: El Plan de Mejoramiento de los Sistemas de Distribución, se centra en ampliar las redes de distribución, mejorando los índices de calidad, cobertura y reducción de pérdidas.

• PLANREP: El Plan de Reducción de Pérdidas, tiene por objetivo mejorar la eficiencia energética del país, contribuyendo a las metas propuestas en el Plan Nacional para el Buen Vivir (PNBV).

“Las asimetrías entre empresas distribuidoras y los resultados de gestión poco satisfactorios de la mayoría de ellas, han orientado a la búsqueda de alternativas de cambio, como la implementación y adopción de modelos de gestión basados en las buenas prácticas locales, regionales y de empresas de clase mundial, que permitirán al sector de la distribución eléctrica ser más eficientes y convertirse en el motor del desarrollo del país. Para lograr este fin se hace necesario una alta disponibilidad y confiabilidad de la información, para una acertada toma de decisiones y con esto poder estructurar planes de acción sustentados, que permitan mejorar los resultados, en los ámbitos de:

• Reducción de pérdidas. • Mejorar la calidad del servicio eléctrico. • Mejorar la atención y satisfacción del cliente. • Los planes de la inversión para la expansión. • Optimizar los proyectos que se ejecutan a través del Fondo de Reposición. • Optimización de gastos de operación y mantenimiento, entre otros.


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A finales de la década de los ochenta, las Empresas de Distribución Eléctrica comenzaron a apoyarse en la Tecnología de la Información y Comunicaciones (TIC) para mejorar su gestión, y es así que algunas de ellas, fueron desarrollando internamente aplicaciones informáticas que atendían problemas de los diferentes departamentos dentro de las empresas, lo cual fue creando y generando “islas de información”, caracterizadas por la falta de estandarización de la información entre los diferentes procesos y sistemas que soportan estos, lo cual ha llevado a la duplicidad de esfuerzos y recursos.

El replantear la forma de gestión de una empresa eléctrica, requiere, además de tener la referencia de un Modelo de Intercambio de Información Común (CIM), como proponen las normas IEC 61968 e IEC 61970, reforzar en los siguientes temas: procesos, modelos de información unificados, homologación semántica, sistemas, tecnología, estructura organizacional, capacitación, potencialización del talento humano y niveles de servicios”. (CONELEC, 2011)

Para mejorar la gestión actual de las Empresas Distribuidoras (EDs), se suscribió un Convenio de Cooperación Interinstitucional para el Fortalecimiento del Sector de la Distribución Eléctrica entre el MEER y todas las EDs del país, siendo el proyecto SIGDE el plan que actualmente se encuentra en ejecución para el desarrollo del mencionado convenio.

4.1.1.1. Objetivo

Mejorar y fortalecer la gestión de las empresas eléctricas del país, para incrementar su eficiencia y eficacia, mediante la implantación de un modelo de gestión, que privilegie la homologación de: procesos, procedimientos, modelo común de información (CIM), estructuras, sistemas y tecnología, aprovechando siempre las mejores prácticas de cada una de las Distribuidoras a nivel nacional e internacional, apoyado por el talento de sus trabajadores.

4.1.1.2. Objetivos específicos

• Alinearse al Plan Maestro de Electrificación. • Fortalecimiento de la gestión comercial, con el propósito de obtener un sistema de

información comercial único a nivel nacional que integre las mejores prácticas de las empresas, sobre la base de los Sistemas de Información Comercial de la EEQSA y de la CENTROSUR. Debido a que estos dos sistemas están funcionando con excelentes resultados en algunas empresas del país.

• Fortalecimiento de la gestión tecnológica mediante la implantación de la tecnología de información (software, hardware y comunicaciones), para constituir un sistema de información único a nivel nacional.

• Fortalecimiento de la gestión técnica de las EDs, mediante la homologación de los procesos y procedimientos de: planificación de la expansión de la red, diseño, construcción, operación y mantenimiento.


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• Fortalecimiento de la planificación de recursos empresariales -ERP-, mediante la implantación de un ERP a nivel nacional, mediante un esquema modular.

• Fortalecimiento del Talento Humano. • Implantación de un sistema de gestión por procesos, que debe estar sustentado en normas

como la ISO 9000:2001, ISO 14000, ISO 19115, ISO 26000, ISO 27000, entre otras. • Fortalecimiento de la Gestión Geográfica. • Desarrollo de un plan nacional de comunicación interna y externa para fortalecer el cambio

estratégico del sector.

4.1.2. RED DE DISTRIBUCIÓN

La Distribución es un eje estratégico para el desarrollo de las sociedades; es así que en el proceso de consolidación del nuevo modelo económico del país, el desarrollo y fortalecimiento de la distribución de energía eléctrica es, sin duda, un pilar fundamental para alcanzar los objetivos establecidos en el Plan Nacional para el Buen Vivir - PNBV. El Gobierno Nacional está comprometido en apoyar de manera decisiva las acciones que deben llevarse a cabo en cada una de las distribuidoras para el efecto.

Fig.7 Plan de expansión de distribución7

7 Figura de la página web Plan Maestro de Electrificación 2012-2021: http://www.conelec.gob.ec/documentos.php?cd=4214&l=1


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4.1.2.1. Soporte tecnológico

Para mejorar la gestión comercial, técnica, operativa y comercial es indispensable el apoyo de los sistemas tecnológicos, que garanticen el servicio al cliente y ayuden a mantener niveles de calidad aceptables; para ello se debe disponer de una infraestructura acorde con las necesidades de los usuarios en el área de concesión de cada distribuidora. Los sistemas de apoyo facilitan la gestión operativa, reducen los tiempos de intervención y posibilitan una planificación adecuada.

4.1.2.2. Modelo de información común (CIM)

El “Common Model Information” más conocido como CIM, fue adoptado a principios de esta década por la IEC (International Electrotechnical Commission), como modelo estándar para la gestión de los sistemas eléctricos, facilitando la integración en aplicaciones de diferentes sistemas distribuidos y de diferentes proveedores, mediante una arquitectura de interfaces para alcanzar la interoperabilidad entre los diferentes sistemas empleados para la gestión de las redes de distribución eléctrica.

Fig.8 Arquitectura de interfaces del modelo CIM8



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“El éxito de este nuevo modelo se sustenta en información y el apoyo de datos en línea, por lo que la red ya no debe entenderse como una red física con elementos conectados mecánicamente o respetando las reglas de conectividad que garantizan su continuidad, sino en la interoperabilidad de los sistemas, la automatización de los procesos y en una plataforma tecnológica adecuada a los nuevos conceptos, la IEC define además, un formato estándar en XML para el intercambio de información entre las aplicaciones de gestión. Este formato se denomina CIM/XML.

El SIGDE impulsa la adopción del modelo CIM dentro del sector eléctrico Ecuatoriano y, sobre la base de ese modelo internacional, pretende: reforzar procesos, procedimientos, información, estructuras organizacionales, sistemas y tecnología; potencializar el desarrollo del talento humano, para que en el corto, mediano y largo plazo se pueda contar con empresas eficientes, comprometidas con el ambiente, la eficiencia energética, gracias a la consistencia, integridad, oportunidad y disponibilidad de la información que generen sus sistemas de gestión empresarial y sus sistemas de misión crítica como son SIG, SIC, SCADA, DMS, OMS, HIS, MDM, entre otros; lo que a su vez implica que el modelo debe orientarse a establecer la estandarización de un lenguaje común que integre todos esos sistemas críticos que sirven para mejorar la gestión de las Empresas Distribuidoras”. (CONELEC, 2011)

4.2. CONTADORES INTELIGENTES

En el Ecuador se ha planificado realizar proyectos pilotos con nuevas tecnologías de medición en algunas empresas, con la finalidad de evaluar el impacto y las ventajas. Se plantea como primer paso ejecutar proyectos enfocados a la reducción de pérdidas, eficiencia energética y la gestión de la operación de la red. Esto permitirá revisar la estructura, los procesos y procedimientos necesarios que den soporte a la gestión.

Las funcionalidades de los contadores, implica registrar las magnitudes tales como consumo y generación de energía activa, reactiva así como de potencia, con sus respectivos parámetros de calidad (interrupciones y variaciones de tensión).

4.2.1. DEFINICIÓN

El Contador Inteligente o Smart Meter, básicamente es una infraestructura de medición avanzada (AMI), que tiene las siguientes características: control de energía mediante ICP programable que establece el límite de consumo, un puerto HAN (Home Area Network) y servicios de tarificación bajo demanda. Su estructura general contiene elementos principales como son el sistema de medida, la memoria y el dispositivo de información principal, que hasta ahora solo era el sistema de comunicaciones. Para ampliar sus capacidades operativas se le añaden los siguientes elementos complementarios:

• Sistemas de alimentación. • Procesador de cálculo.

• Procesador de comunicaciones. • Dispositivo de accionamiento o control.


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4.2.2. CLASIFICACIÓN

Según su sistema de medición, se clasifica de acuerdo a las siguientes características:

1. Tecnológicas. 2. Funcionales. 3. Energéticas 4. Operativas

Los primeros medidores fueron los tradicionales electromecánicos, que permiten medir un solo tipo de dato como valor de energía, esto es kWh o kWAh acumulados. En el caso de que el cliente disponga de tarifa nocturna, el contador está equipado con un reloj-conmutador y dos registros, de manera que la energía consumida se acumula en uno u otro registro, en función de la situación del conmutador.

Luego con la primera evolución, se reemplaza los medidores electromecánicos con los electrónicos denominados AMR (Automatic Meter Reading) que permiten la lectura de energía acumulada, para ser registrada en forma mensual o por intervalos de tiempo predefinidos, mantienen una comunicación bidireccional con el servidor de datos, permitiendo de esta manera la tecnología de medición en tiempo real. Gracias a esta aplicación, es posible disponer de la información de energía en forma digital y acceder a ella en forma remota ampliando la capacidad de comunicación entre el dispositivo de medición AMR con el servidor de datos de las empresas eléctricas.

Un método muy utilizado consiste en agrupar varias medidas de diferentes viviendas en un dispositivo (concentrador), y dotar a éste de comunicación inalámbrica para que pueda transmitir la información a la empresa de servicios eléctricos correspondiente.

En la actualidad ya se emplean en nuestro país un moderno sistema de lectura de medidores, en el cual la compañía de distribución eléctrica envía un vehículo que circula por un vecindario obteniendo de forma muy rápida las medidas de todas las viviendas gracias a un sistema de comunicación inalámbrico.


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Fig.9 Ejemplo de sistema de lectura9

Posterior a los equipos de medición AMR, se encuentran los AMI (Advanced Meter Infraestructure), que pueden considerarse una ampliación de los AMR, estos equipos permiten la lectura del consumo “a la carta” de la energía acumulada o de la potencia instantánea, admiten opciones de precios diferenciados pro tipo de medida y registros de la demanda, o programación de intervalos de “carga” previamente acordados con cada cliente.

Los Smart Meters proporcionan mediante un centro de gestión, la información y el control de los parámetros de calidad y programación del servicio junto con la actualización del software de medición de forma telemática. Contempla la comunicación ampliada en red con el gestor y Home Area Network (HAN) con los equipos locales de consumo.

Inicialmente, la implantación de sistemas AMR se llevó a cabo con el propósito de eliminar la lectura manual, reduciendo así los costes de mano de obra en la lectura de los datos energéticos. Sin embargo actualmente, la industria se ha dado cuenta que los sistemas AMR permiten a las compañías producir mayores beneficios y servicios, tales como tarificación en tiempo real para promover la eficiencia energética, detección inmediata de fallos en el sistema y datos más avanzados y precisos del usuario para formar su perfil de consumo.



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Cuando la situación lo amerite o el servicio así lo requiera, los sistemas AMR se sustituyen por AMI. Los sistemas de medida AMI se pueden implementar mediante tecnologías desde satélites hasta equipos de radio. En la actualidad la radiofrecuencia y PLC (Power Line Carrier) son los sistemas de comunicación que destacan sobre el resto. La mayor ventaja de los sistemas PLC es que las compañías eléctricas ya no tienen que depender de un proveedor de telecomunicaciones externo.

Según datos proporcionados por el Conelec, en el Ecuador se tiene instalado el sistema de medición AMI/AMR, con una proyección de implantación hasta el año 2014 en los lugares que aún cuentan con el sistema tradicional de contadores.

Fig.10 Plan de implantación AMI/AMR en el Ecuador10



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4.2.3. TECNOLOGÍA UTILIZADA

TABLA III FABRICANTES DE CONTADORES INTELIGENTES

Fabricante País Productos y servicios que ofrecen

Circutor España Diseño y fabricación de equipos para la eficiencia energética. Protección eléctrica industrial. Medida y control de la energía eléctrica.

Echelom EEUU Contadores inteligentes. Agente certificador de ANSI e IEC para contadores inteligentes.

Elster Group Luxemburgo Proveedor de equipos para control de red y software. Desarrollo de soluciones para medición inteligente.

GE Energy EEUU Contadores inteligentes para medición de electricidad, agua y gas.

Iskraemeco Eslovenia Proveedor mundial de dispositivos y sistemas para medición de energía eléctrica, registro y facturación.

Itron, Actaris EEUU Proveedor de tecnologías energéticas.

Landys+Gyr Suiza Medición de electricidad con posicionado en telegestión y contadores inteligentes.

Siemens Energy

Alemania Especializado en sistemas eléctricos de automatización y contadores inteligentes AMI.

ZIV España Contadores de energía eléctrica y sistemas de medida con precisión y calidad de servicio eléctrico.

A continuación se muestra las características principales de algunos de los circuitos integrados (C.I.) más utilizados.

4.2.4. ARQUITECTURAS

4.2.4.1. Circuito integrado ADE5169

Este dispositivo está diseñado para medir en tomas monofásicas los siguientes parámetros: Irms, Vrms, P, Q, S. En el mismo encapsulado incorpora un bloque de medición energética ligado a un display, además incorpora un microcontrolador con una arquitectura 8052, un RTC (Real Time Clock), un controlador de LCD y diversos complementos necesarios para el desarrollo de un medidor energético.

Para la implementación de las comunicaciones, este circuito integrado presenta dos interfaces UART programables independientes.


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Otra ventaja es disponer de los datos energéticos digitalizados de forma externa al microcontrolador, lo cual hace que se disponga en su totalidad de la memoria (64 kB) flash para la implementación de programas avanzados.

Fig.11 Arquitectura del circuito integrado ADE516911



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4.2.4.2. Circuito integrado AVR465

Al igual que su predecesor ADE5169, puede medir en tomas monofásicas los siguientes parámetros: Irms, Vrms, P. La principal diferencia que presenta este dispositivo es que utiliza dos transductores de corriente para medir tanto en las líneas de fase como en las de neutro, de esta forma el dispositivo es capaz de detectar intentos de manipulación del sistema de medida.

El diseño de este sistema está basado en un microcontrolador AVR. Todas las medidas realizadas se digitalizan y se pasan al microcontrolador a través de PWM (Pulse Width Modulation) mediante la UART de que dispone. Esto lo convierte en un circuito con un bajo coste y muy eficiente.

Fig.12 Arquitectura del circuito integrado AVR46512



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4.2.4.3. Circuito integrado AS8268

Realiza todas las mediciones según la tecnología del ADE5169, integrando una unidad externa encargada de digitalizar las medidas analógicas energéticas gracias a un display y a un sistema de almacenamiento de valores analógicos. Su funcionamiento se basa en un microcontrolador de arquitectura 8051 y dispone de un driver hardware para controlar LCD’s.

Se equipara con el AVR465, porque es capaz de realizar mediciones tanto en la línea de fase como en la de neutro con el fin de poder detectar fallos o manipulaciones del sistema de medida. Por otro lado dispone de dos puertos de comunicaciones: UART y SPI.

Fig.13 Arquitectura del circuito integrado AS826813



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4.2.4.4. Circuito integrado CS5463

Su sistema para capturar la información se basa en dos convertidores A/D Delta-Sigma. Además de calcular los parámetros básicos de tensión, corriente y potencia, es capaz de calcular frecuencias y armónicos.

La desventaja de este circuito integrado es que se limita a calcular los parámetros descritos y a ponerlos a disposición ya sea a través de una interfaz de comunicación serie, o bien a través de modulación de pulsos en función de la energía consumida. Por tanto, este circuito no sirve de base para la implementación de un contador, sino que proporciona una pieza clave para su funcionamiento, siendo necesario disponer de otro dispositivo encargado de alojar un programa que pueda proveer los servicios necesarios como control de LCD’s, comunicaciones, indicadores, etc.

Fig.14 Arquitectura del circuito integrado CS546314



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4.2.4.5. Circuito integrado MAXQ3183

Además de las facilidades que brinda su antecesor el CS5463, este integrado es capaz de recoger y calcular un mayor número de parámetros que otros dispositivos, como fases, harmónicos, frecuencias, etc., operando en sistemas trifásicos (3F/3H o 3F/4H).

Sin embargo, no dispone de una unidad controladora capaz de gestionar dicha información y representarla de alguna manera. Una vez calculados los parámetros dispone de 3 salidas de pulsos configurables para representar energía activa, reactiva y aparente. Además dispone de una interfaz serie para acceder a todos los datos calculados de forma más exacta.

Fig.15 Arquitectura del circuito integrado MAXQ318315



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4.2.4.6. Circuito integrado MCP3905

Fabricado por Microchip, este circuito está diseñado para medir tensión y corriente en sistemas monofásicos, proporcionando una salida de pulsos proporcional a la potencia real que esté siendo consumida en la línea.

Su funcionamiento es muy sencillo, careciendo de cualquier tipo de controlador, entradas/salidas adicionales, o puertos de comunicación. Por lo tanto es necesario disponer de otro elemento central capaz de proveer de estas características necesarias para el diseño de contadores.

Fig.16 Arquitectura del circuito integrado MCP390516



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4.2.4.7. Circuito integrado SA9904

Con este dispositivo se obtienen valores de Vrms, Irms, frecuencia, P, Q, S en sistemas trifásicos tanto de 3 hilos como de 4 hilos. Realiza la medición de corriente tanto en las líneas de fase como en las líneas de neutro, facilitando la detección de manipulaciones.

Al igual que los anteriores circuitos integrados, este SA9904 no posee unidad MCU (Microcontrolador), de forma que proporciona los datos a través de una interfaz SPI que necesitará conectarse con una unidad externa que recoja los datos para representarlos, enviarlos o actuar en consecuencia.

Fig.17 Arquitectura del circuito integrado SA990417



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4.2.4.8. Circuito integrado 71M6531F

Uno de los procesadores más completos para los Smart Meters, puede medir Irms, Vrms, potencia y energía en los cuatro cuadrantes cumpliendo con el estándar IEC62053. Además incorpora un microcontrolador de características avanzadas que dispone de 256 kB de memoria, 2 interfaces de comunicación UART, controlador LCD, convertidor A/D de 22 bits, etc. Está dirigido al desarrollo de dispositivos de medida energética con capacidad de transferir, monitorizar y gestionar toda la información almacenada en memoria, convirtiéndose en una pieza clave dentro del sistema de medición inteligente.


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4.3. PROTOCOLOS DE TELEGESTIÓN

Hace pocos años, la relación que existía entre los consumidores y las empresas de suministro eléctrico se basaba únicamente en que las primeras hacían llegar la energía dónde y cuándo se necesitaba, y los clientes estaban satisfechos si esto se cumplía. Las decisiones sobre el suministro se dejaban en mano de los proveedores. Además, las tarifas estaban reguladas y el cliente poco podía controlar.

Poco a poco esta relación ha ido evolucionando, la preocupación por el cambio climático, el aumento del coste de la energía, las crecientes necesidades de confiabilidad y los avances tecnológicos provocan una participación cada vez mayor del consumidor, lo que redefine la relación con las empresas suministradoras. La red que se construye hoy ha de satisfacer las necesidades de los clientes de mañana. Las tecnologías de la información y la comunicación son la pieza clave de las empresas del futuro. Las telecomunicaciones, como medio para interactuar con los clientes y con la distribución se convierten en un factor clave.

Por estas razones que optimizan el proceso de negociación, el contador de energía se convierte en una parte importante del sistema de medida y facturación integral. Mientras que en el pasado el valor comercial de un contador era generado principalmente por la adquisición de datos y su capacidad de procesado, hoy en día las propiedades críticas son la capacidad de comunicación, el sistema de integración y la interoperabilidad.

Para vencer las barreras que existían en la adquisición a gran escala de la medición inteligente, se desarrolló en 2009 el proyecto OPEN meter (Open Public Extended Network metering) y permitir la construcción de infraestructura para un sistema de medida avanzado.

“El principal objetivo de OPEN meter es especificar un conjunto comprensible de normas públicas y abiertas para sistemas AMI (Advanced Meter Infrastructure) que soporten contadores de electricidad, gas, agua y calor, basándose en el acuerdo de todas las partes interesadas, y teniendo en cuenta las condiciones reales de la red de servicios públicos para permitir la plena implementación. El alcance del proyecto es superar las lagunas de conocimiento y adoptar estándares abiertos para equipos de medición múltiple e inteligente donde todos los aspectos relevantes sean considerados: legislación, funciones de medición avanzadas, medios de comunicación, protocolos y formato de datos”. (Observatorio Industrial del Sector de la Electrónica, Tecnologías de la Información y Telecomunicaciones, 2011)


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Para lograr el alcance de la propuesta, el proyecto ha llevado a cabo un estudio de las tecnologías disponibles, sus aplicaciones, ventajas e inconvenientes. Entre ellas ha seleccionado para cada puerto de comunicación las más apropiadas según los requisitos establecidos. Entre estas tecnologías se describen a continuación como protocolos de telegestión las siguientes:

1. DLMS/COSEM (Norma IEC 62056) 2. Meters&More (Protocolo Sitred, Norma IEC 61334).

4.3.1. DLMS/COSEM

Es un estándar abierto e internacional para el intercambio de datos con contadores de cualquier tipo de energía, y más generalmente con dispositivos inteligentes. Desarrollado con el objetivo de proporcionar un medio para el intercambio de datos entre contadores según un estándar interoperable, independiente del tipo de energía y del fabricante, y sobre diferentes medios de comunicación.

Entre sus principales aplicaciones están el modelado de datos, mensajería y transporte de la información.

4.3.1.1. Características

• Modelo de datos y sistema de identificación independientes del método de comunicación y mensajería.

• Multi-energía: Todos los tipos de energía (electricidad, gas, agua, calor, etc.) están contemplados. Las clases de interfaz son las mismas, sólo sus códigos OBIS (OBject Identification System) son específicos, dependiendo del tipo de medio/energía.

• Aproximación cliente-servidor: Los contadores actúan como servidores, aportando los datos o servicios solicitados por el sistema de gestión de los contadores, que actúa como cliente. Los contadores también pueden enviar información no solicitada (alarmas, conjuntos de datos predefinidos, etc.).

• Seguridad del transporte de datos: La seguridad del transporte de datos de los niveles de capa de aplicación está disponible utilizando el algoritmo de clave simétrica AES-GCM-128, que proporciona cifrado verificado.

• Negociación de las capacidades: El cliente y el servidor pueden negociar las características y capacidades en todos los niveles de capa del protocolo y del modelo, para usarlas durante el intercambio. Esto facilita la interoperabilidad.


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4.3.2. METERS AND MORE

La tecnología Meters and More es un protocolo que soporta comunicación local y remota con el campo de dispositivos. Entre los principales objetivos se tiene:

• Adoptar, mantener y desarrollar un protocolo de comunicación abierto para soluciones de medición inteligente.

• Promover la existencia de dispositivos, aplicaciones y servicios interoperables con especificaciones abiertas.

• Proporcionar un proceso de certificación que asegure el cumplimiento de las especificaciones de Meters and More de los productos ensayados.

• Apoyo a la estandarización de la medición inteligente.

4.3.2.1. Características

• Lectura remota de los registros del contador, tanto a petición como siguiendo una programación predefinida.

• Control de cambios remotos en los parámetros contractuales, en caso de modificación o cancelación del contrato.

• Control remoto de desconexión y “autorización” del interruptor local para la reconexión por el cliente (por motivos de seguridad).

• Sincronización del reloj de los nodos de la red. • Gestión de alarmas de todos los nodos de la red. • Actualización del firmware de los componentes de manera remota. • Detección y prevención del fraude. • Gestión de contratos prepago. • Monitoreo de la calidad de suministro para cada cliente (número y duración de las

interrupciones del servicio). • Gestión de la curva de carga. • Balances de energía (comparativa entre la energía suministrada por cada transformador

MT/BT y la energía total suministrada a los clientes). • Desconexión de la carga. • Disponibilidad para uso del cliente de información sobre el consumo de energía y

cuestiones técnico-comerciales. • Adaptación automática de los cambios de la red y control de la disponibilidad de

contadores.


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4.4. ESTANDARIZACIÓN

“El competitivo mercado de la energía requiere una cantidad de información siempre creciente relacionada con el uso de la energía. Los desarrollos tecnológicos recientes permiten construir equipos de medida inteligentes, capaces de capturar, procesar y comunicar esta información a todas las partes implicadas. Para analizar esta información posteriormente, con efectos de facturación y gestión de las cargas, el cliente y el contrato, es necesario identificar de forma única todos los datos recogidos manual o automáticamente de una manera independiente al fabricante. La norma DIN 43863-3:1997, especifica estándares para la identificación de esta información.

El resultado del proyecto Open Meter es un conjunto de borradores de estándares, basados en normas existentes y aceptadas en la medida de lo posible. Entre las normas existentes se incluyen las series IEC 61334 PLC, la IEC 62056 DLMS/COSEM para contadores eléctricos, las series EN 13757 y normas para contadores no eléctricos y otros medios. Estas normas se complementarán con nuevos estándares, basados en soluciones innovadoras desarrolladas durante el proyecto.

Por otro lado, el organismo de estandarización IEEE ha aprobado un proyecto presentado con el extenso título de: IEEE 2030 Guide for Smart Grid Interoperability of Energy Technology and Information Technology Operation with the Electric Power System (EPS) and End-Use Applications and Loads (P2030).

El objetivo de IEEE con 2030 es proporcionar a través de un proceso de estándares abierto el conocimiento básico para definir la interoperatividad en el contexto de una “Red Eléctrica Inteligente”, incluido el funcionamiento de los sistemas de alimentación eléctrica con las aplicaciones y dispositivos de uso final, como medidores de electricidad inteligentes”. (Observatorio Industrial del Sector de la Electrónica, Tecnologías de la Información y Telecomunicaciones, 2011)


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CONCLUSIONES

• El presente trabajo de Investigación ha sido elaborado con el propósito de obtener la información más actualizada sobre el nuevo modelo de gestión para las Empresas de Distribución Eléctrica en el Ecuador.

• El Ecuador está comprometido con la eficiencia, la seguridad y la soberanía energética; las Redes Eléctricas Inteligentes son el reto.

• La conformación del Comité Directivo para el programa REI@Ecuador, es el 1er. paso. • El involucramiento del consumidor dentro del nuevo concepto de las REI es básico. • Es fundamental preparar profesionales en los diferentes campos de acción de las REI. • El MEER adoptó como política de estado, al Modelo de Información Común -CIM. • Se debe trabajar más en el reforzamiento y automatización de la Red de Distribución. • La participación de las Universidades y Colegios Profesionales es clave en la formación

del recurso humano. • La proyección de demanda eléctrica es un insumo fundamental en la planificación de la

expansión de los sistemas eléctricos, con el cual se realiza los estudios en las etapas funcionales de generación, transmisión y distribución para garantizar el suministro de energía eléctrica a los usuarios finales.

• Las Smart Grids proporcionarán una serie de ventajas directas sobre empresas y usuarios que repercutirán directamente en el desarrollo del mercado energético y en la evolución de la red eléctrica hacia una red inteligente.

• Las Smart Grids permiten la reducción de pérdidas de energía; las empresas eléctricas podrán gestionar su energía de manera autónoma, identificando y controlando el gasto de la misma.

• Las Smart Grids conducen a la eficiencia; se podrán realizar sofisticados análisis de los patrones de consumo, identificando oportunidades que posibiliten la reducción del mismo.

• Es fundamental para la implementación de las Smart Grids, la optimización de la infraestructura de red.

• Con las Redes Eléctricas Inteligentes se puede ofrecer un mejor servicio al cliente, con más ventajas comerciales (nuevas tarifas, pago por uso, etcétera).

• El usuario establece el pago por uso: al no ser necesaria una lectura manual, se eliminan los recibos estimados y los consumidores sólo pagan por lo que consumen.

• Las nuevas REI permiten tarifas flexibles; las empresas gestionan diversas tarifas para optimizar el consumo de la energía.

• La aplicación del modelo de Gestión, faculta el control vía remoto del suministro de energía; no será necesario una intervención local para activar, terminar o incrementar el suministro.


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• Debido a la incorporación de equipos inteligentes, contadores y registradores que envían información del estado de la red eléctrica, las empresas distribuidoras, experimentarán una masificación de datos; en este sentido, el personal y los procesos de capacitación, garantizarán que la información sea analizada, con el fin de entender los nuevos patrones de uso y sobre esta base, se ejecuten planes de eficiencia energética y desarrollo del plan de obras.

• La automatización del hogar juega un papel protagónico en el desarrollo de las REI, se está promoviendo el uso e instalación de sistemas de control y automatización en el hogar orientados a aumentar el rendimiento de la energía, la disminución de las pérdidas energéticas y la integración y accesibilidad a personas con discapacidades.


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RECOMENDACIONES

• Las Instituciones de Estado Ecuatoriano y principalmente las Empresas Distribuidoras, desde la gerencia y a través del personal técnico necesario deben apoyar decididamente la implementación del proyecto SIGDE, ya que su desarrollo sentará las bases para incorporar procesos y tecnologías que a largo plazo permitan contar con bases sólidas hacia la inclusión de las SMART GRIDS en los sistemas de distribución de nuestro país.

• Planificar y ejecutar, oportunamente, el reforzamiento de los sistemas de distribución en baja tensión, a fin de permitir la implementación adecuada de los sistemas de medición y programas de sustitución de energéticos.

• Participar y promover la actualización de nuevas tecnologías que propongan los diferentes comités que a nivel mundial están trabajando en la definición de estándares, protocolos y pruebas de funcionalidad de equipos y sistemas.

• La planificación de los sistemas de distribución, se orientan en una propuesta que plantea mejorar la gestión de las empresas de distribución, y por tanto, lograr una empresa eficiente, con la implementación de sistemas de gestión automatizados en mediano y largo plazo, con procesos cuyos productos son la estandarización, homologación y fortalecimiento de las áreas, que permita disminuir las diferencias entre las empresas de distribución producto de procesos deficientes, para el servicio de los usuarios en el cumplimiento de las políticas de un buen vivir.

• Así como evolucionan los sistemas de información, es necesario contar con herramientas que unifiquen la normativa, criterios, metodologías y procedimientos de planificación de la distribución, para asegurar una asignación eficiente de recursos, su utilización y rendición de cuentas; satisfaciendo de esta manera las necesidades de los usuarios del servicio eléctrico.

• Con la implementación de las Smart Grids se prevé un desarrollo de las energías renovables y la utilización del vehículo eléctrico a gran escala, por lo que es necesario tener siempre en cuenta estos conceptos a la hora de realizar cualquier tipo de investigación o desarrollo relacionado con la evolución de la red eléctrica.

• Impulsar la I+D en el sector de las telecomunicaciones para el desarrollo de nuevas técnicas de comunicación y optimización de las existentes. De esta forma tecnologías como PLC, conexiones inalámbricas o fibra óptica, proporcionarán una parte fundamental en la Red Eléctrica del futuro.

• Identificar tecnologías claves el ámbito de las distribuidoras y generar guías que sirvan a las empresas para obtener el conocimiento básico de las mismas y poder iniciar el desarrollo de cambios innovadores para ellas.

• Realizar inversiones y apoyar la investigación respecto al desarrollo en líneas de base como electrónica de potencia, transporte energético, almacenamiento eléctrico,


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telecomunicaciones, nuevos materiales, eficiencia energética, sistemas automatizados, nuevas técnicas de control inteligente, vehículo eléctrico etc.

• Profundizar en acciones que clarifiquen los conceptos relacionados con la Internet del futuro, en la medida en que puedan generar oportunidades para el sector eléctrico, ya que se observa en el desarrollo de la red eléctrica una tendencia a la creación de redes de objetos que se configuran de forma automática y pueden operar de forma autónoma.

• Por último, se recomienda la investigación y desarrollo de proyectos científicos con la aplicación de las diferentes ramas tecnológicas que integran el área de la ingeniería eléctrica y electrónica para incentivar a los estudiantes universitarios y mostrar al público el potencial que brinda la nueva generación de las Redes Eléctricas Inteligentes.


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REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] Bonilla, W. (2011). Diagnóstico de los Problemas de la Calidad de la Potencia Eléctrica: Necesidad de Evaluar la

Calidad de la Potencia Eléctrica, 5-15.

[2] CONELEC documento Plan Maestro de Electrificación 2012-2021. Recuperado el 26 de noviembre de 2013, de sitio web: http://www.conelec.gob.ec/documentos.php?cd=4214&l=1

[3] Moscoso, B. (2006). Calidad de la Energía Eléctrica: Nociones Generales de la Calidad de Energía, 1-11

[4] MINISTERIO DE ELECTRICIDAD Y ENERGÍA RENOVABLE. (30 de junio de 2012) M.E.R. Recuperado el 30 de junio de 2012, de sitio web de MINISTERIO DE ELECTRICIDAD Y ENERGÍA RENOVABLE: http://www.mer.gob.ec/index.php?...integrado...distribucion...sigde

[5] NIST documento Marco y Plan de Trabajo para Estándares de Interoperabilidad. (Framework and Roadmap for Smart Grid Interoperability Standards, Release 1.0). Recuperado el 26 de noviembre de 2012, de sitio web: http://www.nist.gov/smartgrid/upload/FinalSGDoc2010019-corr010411-2.pdf

[6] OBSERVATORIO INDUSTRIAL DEL SECTOR DE LA ELECTRÓNICA, TECNOLOGÌAS DE LA INFORMACIÒN Y TELECOMUNICACIONES. Recuperado el 30 de junio de 2012 de sitio web: www.minetur.gob.essmart_grids_y_evolución..de la red..electric…


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ANEXO A PLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN

CONELEC 2012-2021

INTRODUCCIÓN

El pueblo ecuatoriano, el 28 de septiembre de 2008, aprobó la nueva Constitución de la República del Ecuador, que en el artículo 313 y siguientes establece que el Estado se reserva el derecho de administrar, regular, controlar y gestionar los sectores estratégicos, de conformidad con los principios de sostenibilidad ambiental, precaución, prevención y eficiencia.

Adicionalmente, señala que uno de los sectores estratégicos es la energía en todas sus formas y la provisión del servicio público de energía eléctrica es responsabilidad del Estado; para lo cual, se constituirán empresas públicas y se podrá delegar a empresas mixtas y, excepcionalmente a la iniciativa privada y a la economía popular y solidaria, el ejercicio de dichas actividades, en los casos que establezca la normativa vigente.

Esta responsabilidad conlleva a que en la producción, distribución y utilización de los energéticos, deban estar inmersos principios de eficiencia energética, toda vez que la energía es un bien costoso y escaso que debe ser gestionado considerando la preservación ambiental y la responsabilidad social hacia las futuras generaciones, conforme lo establecido en la misma Constitución.

De la misma forma, en las etapas previas al desarrollo de los emprendimientos energéticos debe haber la más amplia participación ciudadana, con particular énfasis en la opinión sobre los estudios de impacto ambiental de los proyectos de producción y transporte de electricidad, cuya infraestructura debe ser concebida de forma que los servicios que proveen, cumplan con los niveles de calidad, confiabilidad y seguridad que, según norma, se establezcan para todas las regiones del país.

Los aspectos señalados en los párrafos anteriores deben estar contemplados en una Planificación Sectorial Integral, que sea un instrumento técnico que permita establecer y optimizar la utilización de los recursos y la fijación de metas, para que el servicio público de energía eléctrica cumpla con los principios dispuestos por la Constitución, en cuanto a obligatoriedad, generalidad, uniformidad, eficiencia, responsabilidad, universalidad, accesibilidad, regularidad, continuidad y calidad.


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Un aspecto importante que debe ser considerado son los subsidios estatales que puedan considerarse necesarios. En efecto, estos deberán ser focalizados y/o de carácter transitorio y constar en el Presupuesto General del Estado -PGE-, para ser transferidos a las empresas del sector, de forma obligatoria y oportuna.

Para la implementación de las disposiciones constitucionales antes citadas, se plantea una organización del sector eléctrico, en la que el Estado actúa de forma eficiente en la emisión de políticas, en la dirección de empresas y en el control y regulación de las actividades del sector. Este enfoque está basado en el concepto del desarrollo sostenible, que parte de la definición de una política sectorial, para luego establecer estrategias, que permitan a las empresas e instituciones involucradas, elaborar sus planes y finalmente el Plan Maestro de Electrificación incluyendo todos estos elementos, como una herramienta imprescindible para el desarrollo del sector.

ANTECEDENTES

El gran desarrollo y transformación que experimentó el sector eléctrico en las décadas del 70 y 80, bajo la gestión e impulso del Instituto Ecuatoriano de Electrificación -INECEL-, se vio debilitado en los años 90, cuando se cerró el acceso del sector eléctrico a las fuentes de recursos financieros. El sostenido proceso de asfixia desencadenó en severos racionamientos en los años 1995 y 1996, que dieron paso a la expedición de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico en 1996, moldeada al estilo que imperaba en la mayoría de países de Sudamérica, con un fuerte enfoque en el desarrollo privado.

Es así que, a partir de 1999, se inició el funcionamiento de un modelo empresarial basado en la segmentación de las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, y un modelo comercial marginalista, donde la planificación de la expansión de la generación, estaría definida por las señales de mercado.

Al 2008, este modelo, que confió el desarrollo de la generación a la inversión privada, culminó su vigencia luego de alcanzar un significativo deterioro: la alta inversión requerida por los grandes proyectos hidroeléctricos llevaba consigo un alto riesgo en la recuperación de las inversiones a largo plazo, el cual no pudo ser afrontado por los actores privados.

El estiaje del 2009 fue uno de los más severos en la historia, y es así que, después de algunos años, el país volvió a sufrir racionamientos de energía, por varios hechos coincidentes: la severa sequía, la falta de nueva generación para el corto plazo, el crecimiento de la demanda, configurado por un agotamiento de las reservas del sistema, y la alta dependencia de la energía importada desde Colombia.


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No obstante, esta última crisis permitió identificar y reconocer las debilidades estructurales, metodológicas, de normativa y de financiamiento que aquejan al sector. Para solventarlas satisfactoriamente, e impulsar su desarrollo eficiente, el Estado, a través de las distintas instituciones relacionadas con el sector, retomó la planificación en el corto, mediano y largo plazo, sobre la base de los criterios de soberanía y eficiencia energética establecida en la Constitución y en el Plan Nacional para el Buen Vivir 2009-2013 -PNBV-. Es así que, se ha emprendido un cambio de paradigma, desde una planificación sectorial hacia una planificación integral en base a objetivos nacionales, orientada a alcanzar el “Sumak Kawsay”.

Bajo esta perspectiva, el incrementar la cobertura nacional del servicio de energía eléctrica constituye la punta de lanza de una estrategia integral para el “Buen Vivir”, ya que, junto al servicio de electricidad, se propicia la inclusión de los servicios de salud (implementación de dispensarios médicos), educación (implementación de escuelas), acceso a tecnologías de la información (Internet), desarrollo de pequeños negocios y micro empresas, etc.

El incremento de la cobertura del servicio a nivel de usuario final, quien desempeña el rol más importante en la industria eléctrica, pasando a ser parte activa de la misma con un enfoque de eficiencia energética, así como la creciente necesidad de un servicio confiable y de calidad con eficiencia energética, implican necesariamente considerar la expansión de toda la “cadena de suministro”. A esto se suman los avances tecnológicos en la generación renovable a pequeña escala, medición y comunicaciones, precisando la automatización y control remoto de las redes eléctricas (smart grids), así como también el incremento de la confiabilidad y seguridad del sistema de transmisión con sistemas flexibles (FACTS) y, por supuesto, el impulso y desarrollo sostenible de proyectos de generación con énfasis en tecnologías renovables.

Cabe resaltar que, debido a la naturaleza particular de los sistemas eléctricos, para alcanzar lo propuesto en el párrafo anterior, se debe considerar de manera integral, las necesidades de cada una de las etapas de la cadena de suministro.

OBJETIVOS

OBJETIVO GENERAL

Elaborar el Plan Maestro de Electrificación –PME como una herramienta integral para la toma de decisiones en el sector eléctrico, que permita garantizar la continuidad del abastecimiento de energía eléctrica a los habitantes del Ecuador, en el corto, mediano y largo plazo, con niveles adecuados de seguridad y calidad, observando criterios técnicos, económicos, financieros, sociales y ambientales.


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OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Establecer la línea de expansión del sistema eléctrico, que permita:

• Desarrollar la infraestructura del parque generador del país, considerando especialmente las fuentes renovables de energía.

• Fortalecer la red de transmisión y adaptarla a las actuales y futuras condiciones de la oferta y la demanda de electricidad.

• Mejorar y expandir los sistemas de distribución y comercialización de energía eléctrica, para garantizar el suministro con niveles de calidad y seguridad adecuados.

• Aumentar el porcentaje de viviendas con servicio eléctrico, especialmente en sectores rurales, mediante redes y sistemas aislados con energías renovables.

• Propiciar la expansión conjunta e integral de todos los eslabones que componen la cadena de suministro de electricidad: generación, transmisión y distribución, hasta llegar al usuario final.

POLÍTICAS ENERGÉTICAS

El sector eléctrico del Ecuador, al tener un rol estratégico y protagónico en la economía nacional, enfrenta el importante reto de cumplir con una adecuada planificación integral, basada en la armonización de lo sectorial con los grandes intereses nacionales, la misma que requiere el establecimiento de políticas energéticas conducentes a garantizar un suministro de calidad, que permita cubrir los requerimientos crecientes de la demanda.

En concordancia con los objetivos del PNBV, el Gobierno Nacional, a través del Ministerio de Electricidad y Energía y Renovable -MEER-, ha definido las siguientes políticas energéticas, que deben ser observadas y aplicadas por todas las instituciones que conforman el sector eléctrico ecuatoriano:

• Recuperar para el Estado la rectoría y planificación del sector eléctrico, para lo cual el MEER debe coordinar, gestionar y liderar la implementación de la planificación sectorial, en base a objetivos nacionales.

• Garantizar el autoabastecimiento de energía eléctrica, a través del desarrollo de los recursos energéticos locales, e impulsar los procesos de integración energética regional, con miras al uso eficiente de la energía en su conjunto.


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• Promover el desarrollo de proyectos hidroeléctricos, a fin de maximizar el aprovechamiento del potencial hídrico de las distintas cuencas.

• Promover e impulsar el desarrollo de fuentes renovables de generación de energía eléctrica.

• Implementar planes y programas que permitan hacer un uso adecuado y eficiente de la energía eléctrica.

• Fortalecer la gestión de los sistemas de distribución de energía eléctrica, con el fin de alcanzar estándares internacionales.

• Ampliar la cobertura del servicio público de energía eléctrica a nivel nacional.

• Promover e impulsar el desarrollo sostenible de los sistemas eléctricos de la zona amazónica y fronteriza.

Todas las acciones se manejarán procurando reducir al mínimo los impactos negativos en el ambiente, sea mediante mitigación y/o remediación, con tecnologías limpias y sustentables, dentro del marco de la problemática de cambio climático a nivel mundial.

POLÍTICAS PARA LA ELABORACIÓN DEL PME

1. El Plan Maestro de Electrificación forma parte de la planificación a nivel general del país y, por lo tanto, debe desarrollarse de manera integrada, considerando las realidades y las políticas de otros importantes sectores de la economía, tales como: producción, transporte, minería e hidrocarburos. Por consiguiente, deberá sustentarse en las políticas que constan en la Agenda Sectorial de los Sectores Estratégicos y alinearse con las metas del Plan Nacional para el Buen Vivir, especialmente en cuanto a: cobertura del servicio, capacidad de generación, porcentaje de generación con fuentes renovables, pérdidas de energía en distribución y calidad del servicio.

2. La proyección de la demanda, que constituye el elemento básico y fundamental sobre el cual se desarrolla la planificación de la expansión y mejora de la infraestructura eléctrica, debe considerar a más del crecimiento tendencial, la incorporación de importantes cargas en el sistema eléctrico, como son los proyectos: mineros, de intervención de la demanda a través de la eficiencia energética, la Refinería del Pacífico y nuevos emprendimientos en los sectores transporte e industrial del país. Para la estimación de esas cargas, el CONELEC debe interactuar con los diferentes actores, promotores y desarrolladores de los diferentes proyectos en coordinación con el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable y Ministerio de los Sectores Estratégicos.


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3. El desarrollo de megaproyectos, como es el caso de la Refinería del Pacífico, tiene un alto impacto en la economía de la zona, con la presencia de una población que se desplaza para el desarrollo del proyecto, lo cual origina el surgimiento de nuevas actividades productivas y comerciales, la creación de empresas de bienes y servicios, incremento de infraestructura, provisión de equipos, materiales, etc., aspectos que necesariamente deben ser considerados en la proyección de la demanda.

4. El Plan Nacional para el Buen Vivir, como estrategia de largo plazo, se instituye que la producción, transferencia y consumo de energía deben orientarse radicalmente a ser ambientalmente sostenibles a través del fomento de las energías renovables y aplicación de criterios de eficiencia energética en el desarrollo de planes y proyectos.

5. La expansión de la generación eléctrica debe incorporar como línea base los proyectos que han sido calificados por el Gobierno Nacional como emblemáticos, y van a ser desarrollados por el Estado, cuya construcción, de acuerdo con lo previsto, debió iniciarse en el año 2011. Los cronogramas de ejecución y fechas estimadas para la operación de estos proyectos deben ser coordinados con el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable y con los ejecutores, teniendo en cuenta los plazos de los títulos habilitantes.

6. Sobre esta base, son los ejercicios de planificación y las herramientas de optimización de las que dispone el CONELEC, las que deben dar las señales sobre los proyectos que deben ser ejecutados para satisfacer los diferentes escenarios de crecimiento de la demanda, dentro del período de planificación.

7. Las decisiones respecto de los mecanismos que se apliquen para el desarrollo de estos proyectos, sea por acción directa del Estado o por delegación a otros sectores de la economía, constituyen hechos subsecuentes que deriven de la planificación y que podrán tomarse una vez que se hayan identificado los proyectos, con sus características principales y su presupuesto.

8. Es necesario que el CONELEC, en coordinación con el CENACE, determine los niveles mínimos de reserva de potencia y energía que se requieren para garantizar el suministro en el sistema. Históricamente se ha venido utilizando el criterio del 10% de reserva de energía mensual para un escenario de producción hidroeléctrica del 95% de excedencia, pero es necesario que se revisen los fundamentos técnicos que soportan este valor, para ratificarlo o modificarlo si fuera el caso.

9. Siendo la soberanía energética uno de los pilares fundamentales de la política sectorial, las importaciones de energía eléctrica representan un aporte adicional para la optimización de costos, reforzamiento de la reserva y mejoramiento de la calidad del servicio y seguridad


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operativa, pero de ninguna manera pueden constituir una base para asegurar el abastecimiento.

10. La expansión de la generación térmica debe considerar las políticas que se están implementando en el sector de hidrocarburos, como es el caso del desarrollo del gas natural, la generación con que en la refinería del Pacífico y las perspectivas de producción de combustibles líquidos; información que se deberá coordinar con las diferentes entidades de los sectores competentes.

11. El financiamiento de la expansión en generación, transmisión y distribución, conforme lo determina el Mandato Constituyente No. 15, se encuentra a cargo del Estado, con recursos que provienen de su Presupuesto General. Para identificar alternativas de financiamiento para la expansión del sistema, es imprescindible contar con la información que debe surgir del Plan Maestro de Electrificación, en relación con el presupuesto de inversión, el tiempo y los cronogramas estimados de ejecución. Asimismo, el CONELEC sobre la base de la normativa específica, fomentará y facilitará la construcción de proyectos de generación eléctrica privada, con el propósito de garantizar el abastecimiento de la demanda más una reserva de generación adecuada.

Finalmente, el Plan Maestro de Electrificación deberá ser desarrollado manteniendo la coordinación permanente con la Subsecretaría de Política y Planificación del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable.


introducciÓn al proyecto smart grid en el ecuador - dspace de la...

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