Antecedentes

Tradicionalmente, los usuarios de sistemas eléctricos han desempeñado un rol pasivo en lo concerniente a la toma de decisiones operacionales y la planificación del servicio. En tanto que las distribuidoras, durante décadas, se limitaron a instalar medidores análogos que registraban el consumo de energía en un hogar. Ellos le permitían realizar el cálculo del diferencial entre los períodos y así determinar el costo de la factura.

Sin embargo, a partir de los avances de las tecnologías de la información y las comunicaciones para atender las nuevas demandas del sector, dicho paradigma cambió sustancialmente.

Con las nuevas herramientas será posible contar, en tiempo real, con información detallada sobre las variables del sistema eléctrico de potencia. Así como facilitar la implementación, entre otras cosas, de estándares de cyberseguridad y de herramientas Big Data. Por su parte, también puede favorecer el vínculo del usuario con la red, mediante el uso de la tecnología denominada IoT o Internet de las Cosas.

Con dicha tecnología se podrá intercambiar información, regular la demanda, informar los precios y consumos en tiempo real, entre otras tantas posibilidades.

En tanto que la distribuidora puede llevar a cabo la gestión eficiente de la demanda distribuida y disminuir las pérdidas no técnicas.

Problema

En este trabajo, nos referimos exclusivamente al monitoreo y control del consumo de electricidad del usuario del sistema eléctrico.

Actualmente, si bien los grandes usuarios pueden gestionar el consumo, estos sistemas no permiten ejercer acción alguna sobre la grilla del usuario. Ni tampoco controlar el consumo específico de los electrodomésticos.

Es decir, que los sistemas vigentes proveen información de consumo. Pero su deficiencia es que  impiden accionar inmediata y directamente sobre el consumo y frente a las necesidades de la distribuidora o del usuario.

Para resolver la deficiencia, es necesario incorporar inteligencia en los puntos de consumo y así poder medir los parámetros en tiempo real. Simultáneamente, se debe comunicar dicha información a algún medio físico a través del cual la distribuidora o el usuario puedan cambiar el estado en el que se encuentran, habilitando o deshabilitando el paso de corriente.

Sistema de Gestión Remota de Consumo Eléctrico

Hoy la tecnología que permite contar con tales herramientas se encuentra disponible. Hoy la distribuidora, el usuario o ambos, de común acuerdo, podrán disponer de un sistema de gestión de carga en los puntos de consumo que prefieran.

Este los mantendrá informados de manera rutinaria o a requerimiento de los eventos que se produzcan en dichos puntos. Y, a su vez, les permitirá cortar o habilitar remotamente la corriente de manera programada o al instante, según las necesidades de gestión.

Esta herramienta, presentada en ADEERA como Sistema Inteligente de Gestión Remota del Consumo Eléctrico (SIGRECO), ha sido aprobada por el programa IBEROEKA y la Dirección Nacional de Relaciones Internacionales del Ministerio Nacional de Ciencia y Tecnología. Su denominación es IBK 15-804.

Cómo es la herramienta

De manera sintética, podemos decir que el sistema consta de dos tipos de componentes:  hardware y software.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Figura 1

El primero de ellos (Figura 2), es un módulo servidor DIN único que se ubica en el tablero eléctrico del domicilio.

El servidor es capaz de controlar el estado de los terminales instalados en cada punto de  consumo, y recibir y almacenar la información enviada por cada uno de ellos.

Asimismo,  dicho módulo podrá ser operado localmente por medio de una botonera y un display. Permitirá también obtener la información de consumo en $ y en KWH de cada uno de los puntos de consumo o los datos generales de toda la instalación.

Para comunicarse con los módulos instalados en los puntos de consumo, el sistema utiliza el protocolo HD-PLC (High Definition Powerline Communications) que responde a  la norma ISO/IEC 14908-8. Por medio de este se envían todas las comunicaciones de manera segura vía el cableado eléctrico de la propiedad y evitando costos de cableados especiales.

El módulo puede ser interrogado y controlado tanto en forma remota como directa o vía Internet, utilizando indistintamente RF o la red eléctrica para las comunicaciones.

 

 

 

 

 

 

 

 

Figura 2

En el caso de los puntos de carga, se trata de un módulo PLC a instalar en cada enchufe o arranque eléctrico en el cual se pretenda monitorear y actuar.

Basado en la tecnología IoT, este aparato usa un procesador ARM (por sus siglas en inglés para el firmware y un transceptor PLC, y procesa sus comunicaciones bajo protocolo HD-PLC (ISO/IEC 14908-8).

A su vez, para las comunicaciones con el módulo servidor DIN utiliza la misma red eléctrica en la que se encuentra instalado.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

En cuanto al software, el sistema consta de un aplicativo residente en cada módulo que realiza todas las tareas de monitoreo y comunicaciones entre los módulos PLC y el módulo DIN. Del mismo modo, para su gestión remota, dicha aplicación realiza el intercambio de información  entre éstos y el mundo exterior.

Además, el sistema prevé distintos niveles de gestión de los componentes administrados por la distribuidora. El fin es permitirle tomar el control de toda la instalación por sobre las decisiones tomadas por el usuario.

 

 

Para ello, el sistema dispone de un aplicativo de gestión dedicado a monitorear y controlar cada sistema instalado que además, le permite al usuario acceder a una base de datos con la información de su instalación.

Finalmente, y en caso de que la distribuidora no cuente con medidores inteligentes, se prevé la instalación de un concentrador en los transformadores el cual oficie de router HD_PLC/GPRS entre los módulos DIN de los abonados a dicho CT y el Data Center de la distribuidora.

Una ventaja competitiva para las distribuidoras

La única ventaja competitiva a largo plazo es que las empresas pueden estar alertas y administrar de manera ágil la energía que recibe y distribuye en la red. Para lograr esto, la tecnología es una herramienta fundamental.

Así, desde la óptica de la distribuidora, el SIGRECO es una herramienta de medición de patrones de consumo a través de la red eléctrica. En tanto que desde un punto de vista comercial, es un nuevo modelo de negocios, que otorga a las empresas verdaderas ventajas competitivas.

Entonces, a medida de que el SIGRECO se incorpore al sistema eléctrico, se presentarán estas y otras características:

  • Mayores niveles de interactividad de las empresas con sus clientes y de estos con el propio mercado de energía (flujo continuo y bidireccional de información).
  • Participación de los clientes como agentes activos del mercado de energía (ajuste del consumo como respuesta a señales del sistema e incluso flujos bidireccionales de electricidad).
  • Ajuste autónomo de las condiciones de operación del sistema a partir de esquemas más sofisticados de predicción de situaciones que puedan llevar a emergencias.
  • Previsibilidad y gestión de la carga de la red, permitiéndole a la distribuidora disminuir el impacto de compra de energía en el mercado SPOT.
  • Integración de toda la información del sistema (técnica, operativa, financiera, contable, comercial, etc.) y de subsistemas diversos, nuevos, heterogéneos, pero interactivos.

Soluciones ajustadas a la demanda

Del mismo modo SIGRECO permitirá a la distribuidora conocer el tipo de electrodomésticos -y equipos en general- que el usuario conecta a su red. Así como los horarios en los cuales son encendidos. Con esa información, las empresas proveedoras del servicio pueden ofrecer soluciones ajustadas a las demandas de cada cliente.

Y en un orden de magnitud ampliado, con esta tecnología también se pueden identificar patrones de consumo por zonas para adaptar la operación de la red eléctrica y así mejorar el servicio.

Sin embargo, para que SIGRECO sea una herramienta verdaderamente útil para la distribuidora es necesario contemplar, en el cuadro tarifario, precios que acompañen el uso de la herramienta por parte de la distribuidora. Y es que tal vez la mayor motivación para que el usuario le permita a la distribuidora controlar algunos puntos de carga en su instalación, es que dentro del acuerdo necesario para que esto suceda se contemplen bonificaciones al consumo. Y esto solo es posible a partir de una modificación en los cuadros tarifarios vigentes.

Conclusiones

Entre los desafíos que se presentan a las distribuidoras, el de hacer eficiente la demanda implica disponer de herramientas (tecnologías) que le permitan alcanzar un mejor balance de carga en toda la grilla, prever picos de tensión y evitar en lo posible comprar energía en modo SPOT, entre otras cosas.

En ese aspecto, contar con un sistema que les facilite el control de carga en los puntos donde se producen los consumos, tanto de las variables eléctricas como de los hábitos y necesidades del usuario, les permite programar la potencia entregada de modo constante y las variaciones(horarias) a las que está sujeta la red, además de las ventajas comerciales que tales escenarios ofrecen.

Y teniendo en cuenta que con el mismo hardware la distribuidora podrá gestionar la corriente que reciba de la cogeneración producida en casa del cliente sin que para ello éste deba contar con alguna capacidad especial. Y esto se debe sobretodo a que el SIGRECO transforma el cable de poder existente en un camino de dos vías, tanto para la electricidad como para los datos.

Perfil del autor

Hernán Fagnilli es Presidente de LonMark Cono Sur y Director de Proyectos en la Fundación Científica Austral. Trabajó en instituciones del ámbito privado y público.  Siendo las más relevantes el Centro de Cálculo de la Universidad Tecnológica Nacional, la Dirección de Procesamiento de Datos de la Dirección General Impositiva (AFIP) en similares responsabilidades en el Municipio de Luján de Cuyo en Mendoza. Además, desde 1978 y de manera alternada ejerce la docencia en niveles terciario y universitario.

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