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Boletín IIE, enero-febrero del 2001
Medición de la energía eléctrica bajo
esquemas de libre mercado
Juan A. Zapata G., Gilberto Vidrio L., José M. Gómez L. y R. Mijárez C.
La compra-venta de electricidad en un mercado medición, medios de comunicaciones y centros de conabierto requiere de participantes bien trol. El esquema puede variar de país a país en función de
informados para analizar las condiciones del los requerimientos operativos del modelo de mercado.
En el centro de control se lleva a cabo la administramercado.
Introducción
L
a desregulación de los mercados de energía trae nuevas oportunidades y retos, tanto para las compañías de electricidad como para los consumidores.
La compra-venta de electricidad en un mercado abierto
requiere de participantes bien informados para analizar
las condiciones del mercado, éstos necesitan conocer cuanta energía se consume, en qué tiempo y en qué lugar de
los circuitos eléctricos. La falta de un buen sistema de medición es una de las principales barreras que impide a los
participantes beneficiarse de las oportunidades de un mercado abierto.
Diversos países han instrumentado esquemas de medición para ambientes desregulados. Inglaterra es un buen
ejemplo de la importancia de la medición en un ambiente de
este tipo, en donde la energía se cotiza por medias horas; esto
significa oportunidades para los participantes del mercado
en el sentido de ofrecer diferentes tarifas a diferentes horas
del día. Significa también que los consumidores deben conocer sus perfiles de carga y necesidades de energía cada hora
del día; por ende, los requerimientos de los sistemas de medición son más estrictos que en los esquemas tradicionales.
En este artículo se exponen los esquemas de medición más representativos del estado de la práctica en esquemas de libre mercado, sus capacidades y tecnologías
detrás de ellos, así como las tendencias tecnológicas.
ción del sistema de medición. El centro está integrado por
equipos de cómputo, bases de datos cliente/consumo,
interfaces a los medios de comunicaciones y herramientas de
aplicación. Los medios de comunicaciones, integrados por
canales y protocolos de comunicaciones, constituyen el enlace entre el centro de control y las instalaciones de medición. Estas últimas constituyen el punto donde nace la medición y están formadas, básicamente, por transformadores de
medición, medidores de energía, concentradores de datos e
interfases a los medios de comunicaciones.
Instalaciones de medición
La instalación de medición es el elemento primario del
sistema de medición. Su equipamiento y configuración
dependen del punto de medición: consumidor final, planta de generación o subestación eléctrica y puntos críticos de
las redes de transmisión y distribución. Su equipamiento puede estar concentrado en un sólo sitio o distribuido en la
planta, subestación y red eléctrica de transmisión y distribución. El costo/beneficio de una instalación de mediFigura 1. Esquema general de medición en mercados eléctricos desregulados.
Aplicación
externa
Sistema
externo
Centro
de
Control
Concentrador
de Mediciones
Medidor
Estado de la práctica
El esquema general de medición que se está implantando
en los mercados abiertos se ilustra en la Figura 1. En este
esquema se distinguen tres bloques principales que, con
variantes en sus denominaciones, son: instalaciones de
RADIO
Canal de
comunicación
OPLD
INTERNET TELEFONÍA
MÓVIL
TELÉFONO
Sistema
externo
Instituto de Investigaciones Eléctricas
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Tendencias tecnológicas
Figura 2. Esquema general típico
de una instalación de medición.
ENLACE A MEDIOS
DE
COMUNICACIONES
CONCENTRADOR DE MEDICIONES
RS-485/ 232
RED RS-485
ETHERNET
KW 7454
KW 7454
KW 7454
DISPOSITIVOS ELECTRÓNICOS
INTELIGENTES DEI’s
KW 7454
MEDIDOR
CON OTRO
PROTOCOLO
KW 7454
KW 7454
KW 7454
MEDIDORES ELECTRÓNICOS
CON PROTOCOLO DNP 3.0
ción requiere considerar estos factores
para elegir la estrategia de implantación
óptima. En este sentido, los procedimientos de medición también afectan
las características requeridas de las tecnologías. En la Figura 2 se ilustra el esquema típico general de las instalaciones de medición.
En este artículo se hace referencia a los elementos de mayor actividad
tecnológica en las instalaciones de medición: el medidor y las comunicaciones (canales y protocolos). Se han considerado los siguientes puntos de medición:
• Consumidores residenciales y
pequeños comercios.
• Consumidores comerciales e industriales.
• Puntos de entrega/recepción
(plantas de generación y
subestaciones eléctricas de transmisión y distribución).
• Puntos críticos de las redes de
transmisión y distribución.
Consumidores residenciales
En los consumidores residenciales y
pequeños comercios, el medidor electromecánico continúa representando el
estado de la práctica. Empiezan a tener
presencia los sistemas de lectura automática remota (Automatic Meter
Reading - AMR por sus siglas en inglés),
particularmente para casos con relativo
alto consumo, concentrados geográficamente o de difícil acceso.
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Instituto de Investigaciones Eléctricas
El esquema y concepto de los sistemas AMR constituyen todo el sistema de medición: instalación de medición, medios de comunicación y centro
de control. Bajo este esquema el medidor generalmente es del tipo electromecánico, convertido mediante una tarjeta electrónica para su lectura automática. El esquema genérico de un sistema AMR se muestra en la Figura 3.
Generalmente, el concentrador de mediciones se ubica en los postes de
distribución. La comunicación entre el concentrador y los medidores comúnmente se realiza por Onda Portadora por Línea de Distribución (OPLD) o
radio de corto alcance, en la banda de 900 MHz con tecnología de espectro
disperso (800 MHz en Europa). La comunicación entre el concentrador y el
centro de control normalmente se realiza a través de línea telefónica pública
o privada, celular, OPLD o radio.
Consumidores comerciales e industriales
En estos puntos de medición podemos encontrar desde medidores electromecánicos reconvertidos (AMR) hasta los medidores electrónicos con amplias
capacidades de medición y comunicación remota. En los puntos de medición
concentrados geográficamente o en los de difícil acceso, el esquema y concepto de los sistemas AMR constituyen el sistema de medición (ver Figura 3).
Para el sector industrial el esquema que predomina es la comunicación directa con el centro de control a través de línea telefónica.
Puntos de entrega/recepción
En este caso se concentran necesidades de medición en varios puntos, de acuerdo al número de unidades de generación y de circuitos de alimentación. El
medidor que se utiliza es el electrónico multifunción, con capacidades de enlace mediante redes alambradas punto-a-punto o en cadena, y con funciones
avanzadas de medición, como: historiales, valores acumulados e instantáneos
y parámetros de calidad de la energía. El esquema de instalación de medición
que predomina es el que se presenta en la Figura 2.
Puntos críticos de las redes de transmisión y distribución
En estos puntos existen necesidades de medición en sitios geográficamente
distantes a lo largo de las redes de transmisión y distribución. Al igual que en
los puntos de entrega/recepción, se utilizan medidores electrónicos
multifunción con capacidad de comunicación remota a través de teléfono o
radio, y con funciones avanzadas de medición. La medición en estos puntos
se realiza comúnmente para propósitos de balance de energía, análisis de pérdidas y de evaluación de la calidad de la energía.
Comunicaciones
La desregulación de los mercados de electricidad requiere de la integración,
Boletín IIE, enero-febrero del 2001
consolidación y diseminación de información dentro y
fuera de las compañías de electricidad, de tal manera que
los medios de comunicación juegan un papel de vital importancia en los sistemas de medición. En esta sección se
comentan los medios (canales y protocolos) de comunicaciones que se usan actualmente, para cada tipo de punto de
medición indicado anteriormente.
Figura 3. Esquema de un sistema de lectura automática
de medidores (AMR).
Red de distribución
OPLD/
RADIO
TEL/CELULAR
OPLD/RADIO
Consumidores residenciales
La preferencia por los medios de comunicaciones para
enlazar a los medidores con los concentradores de mediciones se ilustra en la Figura 4. Es importante resaltar que
las tendencias indican una fuerte variación en las preferencias, como se verá más adelante, posicionando al OPLD
como un fuerte competidor del radio fijo.
En cuanto a los protocolos de comunicaciones, a pesar de los esfuerzos internacionales en favor de la
estandarización, todavía predominan los del tipo propietario, lo que obstaculiza la interoperabilidad de los equipos.
Por otro lado, las compañías de electricidad están encontrando que las tecnologías basadas en Internet/Intranet
significan alternativas de comunicaciones de bajo costo en
relación con los medios tradicionales. De esta manera, hoy
en día, se encuentran aplicaciones en: monitoreo de
subestaciones eléctricas; información de costos y consumos
para clientes comerciales e industriales; cancelación y contratación del servicio eléctrico y pagos en línea para consumidores residenciales. En este último caso, empieza a ser representativo el uso de este medio, como se aprecia en la Figura 5 para un estudio efectuado en EE.UU.
Consumidores comerciales e industriales
Para este caso aplica el mismo concepto que para los residenciales, salvo para casos de consumos muy importantes y grandes instalaciones aisladas geográficamente, en los que el medio de comunicación favorecido es la línea telefónica o el
celular, ya que la información de medición se envía normalmente de manera directa a los centros de control.
En lo que se refiere a protocolos de comunicaciones, continúan predominando los protocolos propietarios
sobre los estandarizados, debido a su orientación a la explotación de datos y capacidades de los medidores.
De hecho, las compañías de electricidad continúan
usando diversos medios y tecnologías para adquirir información de los medidores de los consumidores. De acuerdo con una investigación reciente de Chartwell Inc., el
CENTRO DE
CONTROL
Descarga
local/remota de
datos
Medidor con tarjeta de
AMR
Consumidor
RADIO
TERMINAL/
PAGER
Transformador de
distritribución
Concentrador de
mediciones
Figura 4. Preferencia por los medios de comunicaciones
en los sistemas de lectura automática de medidores (AMR).
PREFERENCIA (%)
40
35
30
25
20
1998
15
2000
10
5
0
Radio Tel. cliente Tel.
OPLD
móvil
compañíaRadio fijo
CDPD
Cable
banda
ancha
Figura 5. Comparación de preferencia de uso de Internet
en transacciones comerciales para diferentes servicios.
%
3.5
3
2.5
2
1.5
1
0.5
0
Electricidad
Gas
Teléfono
Tarjeta de
crédito
Instituto de Investigaciones Eléctricas
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Tendencias tecnológicas
radio móvil y el teléfono son las tecnologías preferidas para los sistemas
AMR. Por otro lado, la Automatic
Meter Reading Association (AMRA)
ubica el 46% de compañías de electricidad que están utilizando OPLD en
nuevos proyectos o en remodelación.
El medio de comunicación utilizado para obtener la información de medición es dictado no únicamente por el
costo, sino por la aplicación que la compañía hace de la información. Si ésta es
utilizada únicamente para propósitos de
facturación, el radio móvil es suficiente. El manejo de energía de los grandes
consumidores requiere de lecturas más
frecuentes; esto requiere de otra tecnología de adquisición de datos. La combinación de más de un medio es común.
Puntos de entrega-recepción
Para estos puntos de medición lo que
aplica es la comunicación alambrada de
los medidores al concentrador de mediciones, utilizándose Ethernet o RS-485,
en par trenzado o fibra óptica. Del
concentrador a los centros de control,
generalmente coexisten diferentes medios, como: microondas, satélite y fibra
óptica.
En el campo de protocolos de
comunicación, ha habido más exigencia por la estandarización. De los
medidores a los concentradores, y de
éstos a los centros de control es común
el DNP 3.0 (Distributed Network
Protocol, 1990/93, IEC 60870-5, IEEE
1379). Si se utiliza Internet/Intranet es
común emplear TCP/IP (Transport
Control Protocol/ Internet Protocol)
como capa de transporte. De hecho en
este segmento de comunicaciones hay
un fuerte movimiento por la
estandarización de protocolos, y en la
actualidad existen organizaciones, compañías de electricidad y fabricantes de
equipo que están soportando dos arquitecturas: en América, Utility
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Communications Architecture (UCA 2.0) y en Europa, Device Language Message
Specification(DLMS).
UCA 2.0 (IEEE-SA-TR-1550) es una arquitectura de comunicaciones,
impulsada por el Electric Power Research Institute (EPRI), orientada al uso
de estándares para el intercambio de información de dispositivos inteligentes
entre sí y al interior/exterior de empresas de electricidad, gas y agua. También incorpora un conjunto de protocolos de comunicación para operar en
esquemas cliente/servidor con tecnología de red Ethernet, TC/IP e Internet.
UCA 2.0 emplea una filosofía descentralizada orientada a objetos en la que
se definen: el formato, la representación y el significado de los datos de cada dispositivo inteligente, entre ellos los medidores. Estas definiciones están contenidas en
los documentos Common Application Service Models (CASM) y Generic Object
Models for Substation and Feeder Equipment (GOMSFE). UCA 2.0 utiliza el
estándar ICCP (Inter-Control Center Communication Protocol, IEC 60870-6
TASE.2) para especificar los métodos de transferencia de datos entre centros de
control, definiendo los servicios de comunicación en términos del sistema estandarizado de mensajes para intercambio de datos en redes de tiempo real
Manufacturing Message Specification(MMS, ISO/IEC 9506).
En la actualidad hay alrededor de 30 compañías de electricidad implantando sistemas basados en UCA 2.0 y son soportados por diversos fabricantes
de productos. En la Figura 6 se ilustra la arquitectura UCA 2.0.
En cuanto al DLMS (IEC 61334-4-41), fue iniciado por Electricité de
France(EDF), y es definido como un lenguaje para estandarizar el intercambio de datos de medición e información de control entre dispositivos de medición orientados al mercado abierto, conjuntamente con el COSEM
(Companion Specification for Energy Metering) y apoyados en el estándar
IEC-62056. Definen cómo se accede a los datos y cómo son definidas las estructuras de los mismos, obteniendo una arquitectura que permite la interoperabilidad
entre equipos de medición independientemente del medio de comunicación.
Al igual que UCA 2.0, algunas compañías importantes soportan DLMS.
En la Figura 7 se ilustra la arquitectura DLMS/COSEM.
Puntos críticos de las redes de transmisión y distribución
La comunicación de estos puntos de medición con los centros de control es directa, y normalmente es a través de teléfono o radio. Al igual que en los puntos de
medición industriales importantes, predominan los protocolos propietarios por
su orientación al manejo del medidor.
Centros de Control
Las tecnologías de adquisición de datos no pueden ser explotadas óptimamente si
no se tienen las herramientas adecuadas de análisis de información. En otras palabras, el conocimiento que se obtiene de los datos de medición es más útil cuando
se presenta en una forma fácil de usar. Para tal efecto existen paquetes de software
orientados al procesamiento de información de medición. Éstos son escalables y
abiertos en sus bases de datos, de tal manera que se pueden enlazar a otros sistemas de las compañías de electricidad, como facturación y servidores de mercado.
Boletín IIE, enero-febrero del 2001
Figura 7. Esquema del DLMS.
Figura 6. Arquitectura de UCA 2.0
Usuario
CASM/GOMSFE
CASM/GOMSFEMMS
TCP/IP
ISO
ETHERNET
Aplicación
Red
Física
Requerimientos de Usuario, Aplicaciones y Procedimiento Aplicaciones de gestión
IEC-61361, CEN TC294 (N582)
de cuentas de cliente
Objetos de medi- Objetos de tarifa y
precio
da
Tabla de mensajes,
Calendario de actiIntegrador
vidad, ProgramaMaxímetro
dor, Tabla de días
Curva de carga
especiales
Servicios de valor
añadido
Modelos de unidades
Control remoto remotas
(DLMS/COSEM)
pasarela
Especificación de mensajes: DLMS TC57: IEC 61334
Par trenzado
Teléfono
IEC TC13
IEC TC57
IEC 62056-31
CEN TC294
IEC 60870
IEC TC13
IEC 6205641
EN 1434-3
Si bien existen algunos sistemas que incluyen una cantidad adecuada de
modelos y marcas de medidores para muchas aplicaciones de medición, y que
constantemente se están actualizando, es común encontrar sistemas con restricciones en este aspecto y, ante la falta de una estandarización ampliamente aceptada en la forma de acceder a la información de los medidores, las compañías de
electricidad se ven obstaculizadas en la incorporación de nuevos equipos de medición. La tendencia para solucionar este problema se expone más adelante.
Calidad de la energía
En los últimos años, aun en mercados tradicionales, se ha incrementado la
importancia de un suministro de energía eléctrica basado en criterios que
vayan más allá de la simple continuidad del servicio, debido a la creciente
vulnerabilidad de procesos industriales cada vez más dependientes de equipo
electrónico sofisticado y susceptible a perturbaciones. Esfuerzos integrales de
investigación y estandarización son de profundo interés, teniendo en cuenta,
entre otros factores, que la calidad del suministro constituye un tópico relevante dentro de las políticas institucionales que se impulsan en el sector eléctrico.
Se demanda la aplicación de estándares de calidad como: IEEE-519 (IEEE Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electric Po-wer
Systems), IEEE-1159-1995 (Reco-mmended Practice for Monitoring Electric
Power Quality), ANSI-C84.1 (Electrical Power Systems and EquipmentVoltage Ratings 60Hz) en EE.UU., y los IEC-61000-3 (Electromagnetic
Compatibility) en Europa.
El tema de la calidad de la energía se está abordando desde tres frentes: a) en
los sistemas de medición se genera información sobre la calidad de la energía, por
ejemplo: contenido armónico, interrupciones del servicio y alto/bajo voltaje; b)
en los centros de control se procesa la información y se obtienen índices de comportamiento, y eventualmente se generan acciones de control; c) se emplean equipos en los circuitos eléctricos para solucionar o mitigar el problema.
En cuanto a los equipos para la solución de la problemática relacionada
con la calidad de la energía, estos se localizan en los circuitos eléctricos y en
las instalaciones de los consumidores. En el primer caso, los dispositivos Flexi-
Portadora
por línea de
distribución
TC 57
IEC 61334
Radio/GSM
Protocolos de
comunicación
ble AC Transmission Systems (FACTS)
están presentes en este campo, y es común el uso de tecnologías de electrónica de potencia. Son representativos el
Static Condenser (STATCON), el
Unified Power Flow Controller
(UPFC), el Static Series Compensator
(SSC) y el Dynamic Voltage Restorer
(DVR). En el segundo caso, continúa el
uso de tecnologías tradicionales como
las fuentes de poder ininterrumpibles,
filtros activos y, recientemente, dispositivos FACTS escalables, como el
DVR.
Tendencias tecnológicas
La desregulación continuará siendo la
razón más significativa por la que los
procesos y tecnologías de medición
evolucionarán a ritmo acelerado en los
próximos años.
El medidor electrónico
En la implantación de nuevos servicios, la tendencia se orienta hacia la
utilización del medidor electrónico,
particularmente en el sector residencial. Su entrada masiva al mercado se
ha obstaculizado por el argumento
tradicional de su alto costo y baja ro-
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Tendencias tecnológicas
bustez con respecto a los medidores
electromecánicos. Sin embargo, se han
logrado circuitos integrados de alta
densidad orientados a medición, con
los que se ha demostrado la
factibilidad del medidor electrónico
competitivo en relación costo/beneficio. El EPRI ha sido pionero en este
campo con el medidor SE-240, y con
el cual está marcando una nueva tendencia en el uso de arquitecturas de
comunicaciones modulares y abiertas.
Por otro lado AMR incluye los beneficios siguientes: bajo costo de la
lectura de medición, mediciones exactas y eliminación de estimaciones; en
otras palabras, se cree que consumidores satisfechos son menos propensos a
realizar robos de energía. Éste es un tema de estudio del EPRI: “Revenue
Metering Loss Assesment”. Algunos países están tomando otras acciones, como
el uso de cables blindados, fusibles para cortes de energía y monitores de
balances de energía. Las estadísticas muestran que los métodos empleados
para enfrentar la problemática no han satisfecho las espectativas.
En México, el Instituto de Investigaciones Eléctricas, ha desarrollado
un dispositivo electrónico novedoso para la lectura remota y detección de
robos de energía, combinando el concepto AMR con la detección “en tiempo real” y con alta precisión del tipo de ilícito mediante procedimientos y
técnicas electrónicas no convencionales.
Sistemas AMR
Comunicaciones
Muchos expertos opinan que los sistemas AMR jugarán un papel crucial
en el éxito de las compañías de electricidad del futuro, particularmente
para el sector residencial. Y aunque
este tipo de sistemas ha estado presente desde muchos años atrás, las compañías de electricidad han sido cautelosas en adoptarlos, argumentado que
la tecnología todavía se encuentra
cambiando y los costos aún son altos.
No obstante, en la actualidad las
compañías de electricidad están utilizando los AMR para la actividad básica de
facturación de consumos y para un creciente número de ellas la relación costo/beneficio resulta atractiva, en función del valor potencial que esta tecnología puede proporcionar en términos
de mejoramiento del servicio al cliente
y de la eficiencia operacional.
Robo de energía
Otro tema de importancia es el robo
de energía. Se piensa que con la
desregulación el robo de energía podría crecer exponencialmente. También se piensa que la tecnología AMR
ayudará a aliviar esta problemática, ya
que es posible llevar a cabo estadísticas de consumos y, por ende, observar cambios bruscos en éstos.
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Instituto de Investigaciones Eléctricas
Con relación a canales de comunicación, hasta hace poco la utilidad de la
tecnología satelital había estado limitada, principalmente para sistemas de posicionamiento global. Sin embargo, los recientes despliegues de los satélites
de órbita baja (LEO) han hecho de esta tecnología una alternativa viable en
costo para las compañías de electricidad. Ahora es posible tener un canal de
comunicación que puede suministrar una cobertura de 24 horas alrededor del
mundo. Esta tecnología es una alternativa para áreas de difícil acceso o en
donde otras no están disponibles o son prohibitivas en costo. Sin embargo se
prevé que no será sino hasta después del 2002, cuanto esta tecnología sea más
competitiva y con costos más accesibles.
Internet continuará siendo otro de los grandes temas en el negocio de
la energía. Es vista como la siguiente herramienta de comunicación para llegar al grueso de los usuarios. Se estima que para el 2004 alrededor del 30% de
todos los servicios a los consumidores se llevarán a cabo por Internet, según
un estudio efectuado en EE.UU. (Figura 8). Las tecnologías de la información
(Sistemas de Información de Energía) jugarán también un papel importante para
explotar este producto, facilitando la comunicación en ambos sentidos, suministrando información valiosa a todos los participantes del mercado.
Se predice que la “computación móvil” será de mayor crecimiento que
las tecnologías web y cliente-servidor, en términos de recuperación de inversiones para las compañías de electricidad. En este tema jugarán un papel importante las redes de comunicaciones tipo Local Area Network (LAN), paging,
públicas, de paquetes de datos, celulares y satelitales.
Se estima que el estándar de facto Bluetooth, tendrá un gran potencial
de aplicación en la lectura de medidores, enlazando otros equipos de medición en un mismo lugar (por ejemplo: agua y gas). Éste utiliza la banda ISM
(Industrial Scientific and Medical) de 2.45 GHz, menos congestionada que la
de 902-928 MHz; aunque por el momento su costo lo hace prohibitivo.
La tecnología celular, empleando métodos avanzados de la tecnología
comercial CDMA, también promete convertirse en una nueva generación de
redes inalámbricas.
El uso del radio ha probado ser el más popular a nivel mundial, usándose en el 60% de todos los sistemas AMR. Sin embargo, la AMRA reporta que,
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al considerar las
instalaciones y
proyectos piloto
%
que ocurrieron en
2001
25
1999 o planeados
2004
al 2000 y en ade20
lante, la inmensa
15
mayoría usa la tecnología OPLD.
10
En lo refe5
rente a protocolos
de comunicación,
0
un gran esfuerzo
Electricidad
Teléfono
de estandarización
se está llevando a cabo particularmente en puntos de medición de entrega/
recepción. Si bien los esfuerzos principales se concentran en UCA 2.0, en
Norteamérica, y DLMS, en Europa, al DNP 3.0 se le sigue considerando a
futuro y se le sigue robusteciendo para usarlo, al menos, mientras están totalmente probados y liberados los anteriores, sobre todo UCA 2.0.
Se está generando una fuerte actividad en torno a la estandarización en
la forma de organizar y acceder a la información de los equipos de medición.
En este campo son importantes los esfuerzos desarrollados por el comité ANSI
C12, en cooperación con la AMRA y organismos de estandarización de Canadá. Estos trabajos han conducido a la especificación de los estándares ANSI
C12.19-1997 (Utility Industry End Device Tables), ANSI C12.18-1996
(Protocol Specification for ANSI Type 2 Optical Port), ANSI C12.21-1998
(Protocol Specification for Telephone Modem Communication) y ANSI
C12.22 (Protocol Specification for Interfacing to Data Communications
Networks). Algunas compañías de electricidad, principalmente de Canadá,
empiezan a cerrar sus puertas a medidores que no cumplan con estos estándares.
Figura 8. Comparación de tendencias en la preferencia de
uso de Internet en transacciones para diferentes servicios.
Calidad de la energía
Con la desregulación de la industria eléctrica, la calidad de la energía indudablemente emergerá como un diferenciador competitivo entre los proveedores del
servicio eléctrico enfocados al mercado industrial. Habrá compañías ofreciendo
varios grados de calidad de la energía a los consumidores. No está lejano el día en
que la frase “llénelo con Premium”, en la estación de servicio de gasolina, tenga el
mismo significado cuando se ordene el servicio eléctrico de algún proveedor.
Los problemas de calidad de la energía involucran a las empresas suministradoras, al consumidor final, a fabricantes de equipo y a organizaciones
de investigación y de estandarización. Por ello, uno de los esfuerzos por
uniformizar la información referente a instrumentos de monitoreo y paquetes de manejo y análisis de datos de diferentes modelos y fabricantes impulsa
el uso del PQDIF (Power Quality Data Interchange Format) avalado por el
comité IEEE P1159.3 y el IEC 1000-2-2.
El EPRI es pionero en estos esfuerzos, con investigación y desarrollo
de nuevos conceptos, desde la generación de la energía hasta los usuarios finales, para mejorar la calidad de la energía y el funcionamiento de los sistemas
de potencia. Técnicas de procesamiento de señales (como la transformada
“wavelet”) y de inteligencia artificial
están siendo exploradas.
Finalmente, otros temas que se
considera resurgirán principalmente
en mercados abiertos, y en los que la
medición juega un papel importante,
son los que se refieren al pre-pago y
al control del consumo y la demanda.
Conclusiones
La década final del siglo veinte vio cambios sin precedente en la estructura de
la industria eléctrica conforme la fiebre
de desregulación se diseminó alrededor
del mundo. Con la desregulación de este
mercado, históricamente controlado,
los intereses de los consumidores y de
los accionistas se convirtieron en un factor clave en la competencia natural del
mercado abierto.
En este contexto, la medición es
un habilitador en la cadena de suministro de energía, en el sentido de que suministra la base de negocios entre los
participantes. Para tener éxito en estos
ambientes se deben llevar a cabo diversas funciones clave que requieren más
información que la que suministran los
tradicionales sistemas de medición.
Los aspectos principales que serán el motor de los cambios tecnológicos en el escenario de la medición
de la energía eléctrica son:
a) La frecuencia de lecturas y la frecuencia de transmisión de la información.
b) La capacidad de suministrar al
consumidor directamente información de medición, de tal manera que pueda controlar su
consumo.
c) La consideración de la medición
no solamente como un costo
para ver información de energía, sino como una tecnología
estratégica –un medio de obte-
Instituto de Investigaciones Eléctricas
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Tendencias tecnológicas
ner y retener clientes, entender el mercado, ofrecer
nuevos productos y servicios y expandir negocios.
En el actual ambiente cambiante, una actitud de “esperar y ver” podría resultar en “esperar y perder”. La necesidad de una buena medición no debe ser minimizada.
Juan Antonio Zapata García
Ingeniero en Electrónica y Comunicaciones por la UANL (1978), cursó su especialización en la Escuela Superior de Electricidad en Rennes,
Francia (1983).
Ingresó a CFE en 1984 y tras ocupar diferentes cargos, es actualmente subgerente de medición. Ha trabajado para Electricité de France
en donde realizó un estudio del comportamiento de un control
autoadaptativo, aplicado a un Sistema de Generación Hidroeléctrico.
azapata@cfe.gob.mx
Gilberto Vidrio López
Ingeniero Eléctrico por la Universidad de Guadalajara (1976). Maestro
en Ciencias en Ingeniería Eléctrica, con especialidad en Control, por el
Instituto Politécnico Nacional (1978).
Ingresó al IIE en 1979 donde fungió como Coordinador de Especialidad (1987-2001) y ha colaborado y tenido a su cargo diversos proyectos de investigación en el de la electrónica, relacionados con la adqusición
de datos, control de procesos y medición de la energía eléctrica.
Cuenta con publicaciones y conferencias en organismos nacionales y extranjeros. Ha impartidp cursos en el Centro Nacional de
Investigación y Desarrollo Tecnológico (Cenidet) y en el Instituto
Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey (ITESM), Campus
Morelos. Actualmente forma parte de la Gerencia de Control e Instrumentación.
vidrio@iie.org.mx
José Martín Gómez López
Ingeniero en Electrónica y Comunicaciones por el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey, Campus Monterrey (1982);
estudió la Maestría en Ciencias Computacionales en la misma institución, pero en el Campus Morelos (1988).
En 1984 ingresó al Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE),
en donde ha colaborado y ha tenido bajo su cargo diversos proyectos
de investigación relacionados con el desarrollo de equipos de prueba,
adquisición de datos y medición de energía eléctrica.
Es catedrático en el Centro Nacional de Investigación y Desarrollo Tecnológico (Cenidet), en el área de Electrónica Digital. Actualmente forma parte de la Gerencia de Control e Instrumentación del IIE.
jmgomez@iie.org.mx
Rito Mijárez Castro
Ingeniero en Electrónica y comunicaciones por la Universidad Autónoma de Zacatecas (1990). Maestro en Ciencias en “Instrument design
and Applications” (Ingeniería Electrónica) por la Universidad de
Manchester, Inglaterra (1996).
Desde 1994 ha participado en la especificación y diseño de
equipo electrónico orientado a la medición de energía eléctrica.
De 1996 a la fecha ha impartido las clases de sistemas digitales
y microprocesadores y periféricos en el ITESM Campus Morelos.
rmijarez@iie.org.mx
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