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Boletín IIE

Junta Directiva

Comité Técnico Operativo

Comité Editorial

Boletín IIE es una publicación trimestral, de distribución gratuita y editada por el Departamento de Difusión, del Instituto de Investigaciones Eléctricas

(IIE). Los artículos firmados son responsabilidad de sus autores. El material de este Boletín sólo puede reproducirse parcial o totalmente, con la autoriza-

ción escrita del IIE. Certificado de licitud de título 01777. Franqueo pagado, publicación periódica, permiso número 002 0583, características 319 321412,

autorizado por Sepomex.

El tiraje de esta publicación es de 1,500 ejemplares.

Impreso en los talleres de Dicograf, S.A. de C.V. Av. Poder Legislativo 304, colonia Prados de Cuernavaca, 62239 Cuernavaca, Morelos, México.

Consejeros propietarios:

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Mauro Díaz Domínguez, coordinador de asesoresde la C. Secretaria de Energía • Néstor Félix Moreno Díaz, director de Operación

de la Comisión Federal de Electricidad • Rodolfo Nieblas Castro, director de Mo-

dernización de la Comisión Federal de Electricidad • Florencio Aboytes García,

subdirector de Programación de la Comisión Federal de Electricidad • José

Abel Valdez Campoy, subdirector de Distribución de la Comisión Federal de

Electricidad • José Narro Robles, rector de la Universidad Nacional Autónoma de

México • Yoloxochitl Bustamante Diez, directora general del Instituto Politécnico

Nacional • Enrique Fernández Fassnach, rector general de la Universidad Autó-

noma Metropolitana • Juan Carlos Romero Hicks, director general del Consejo

Nacional de Ciencia y Tecnología • Carlos Vélez Ocón, consultor • Ramiro García

Sosa, consultor

Comisarios públicos:

•

Juan Edmundo Granados Nieto,

Encargado del Despacho del Delegado y Comisario

Propietario del Sector Energía de la Secretaría de la Función

Pública

Invitados: • Emiliano Pedraza Hinojosa, director general de

la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía

• Gerardo Lozano Dubernard , Béjar, Galindo, Lozano y

Compañía, S. C., socio director • Miguel Vázquez Rodríguez,

presidente de la Comisión de Innovación y Tecnología de

la Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas

Presidente: Alfredo Elías Ayub, director general de la Comisión Federal de Electricidad

Secretario: Gabriel Garza Herrera, presidente de la Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas

Presidente: Julio Alberto Valle Pereña, Secretaría de Energía

Secretario técnico: Fernando A. Kohrs Aldape, Instituto de Investigaciones Eléctricas

• Néstor Félix Moreno Díaz, Comisión Federal de Electricidad • Juan Edmundo Granados Nieto, Secretaría de la Función Pública • Carlos Alberto

Treviño Medina, Secretaría de Hacienda y Crédito Público • José Narro Robles, Universidad Nacional Autónoma de México • Yoloxochitl

Bustamante Diez,

Instituto Politécnico Nacional

•

Enrique Fernández Fassnach,

Universidad Autónoma Metropolitana

•

Juan Carlos RomeroHicks, Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología • Emiliano Pedraza Hinojosa, Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía • Miguel

Vázquez Rodríguez , Comisión de Innovación y Tecnología de la Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas

• Francisco Escárcega Rodríguez , coordinador de Comu-

nicación Institucional • Gladys Dávila Núñez , jefa del

Departamento de Difusión • Federico Estrada Arias, coor-

dinador editorial • Arturo Fragoso Malacara, diseño gráfico

• Verónica García Rodríguez, diagramación y formación

• Wendy Lugo Sandoval, publicación electrónica • Sergio

Ortega López, fotografía • Ana María Sámano Ramírez,

distribución

• Julián Adame Miranda, director ejecutivo • Ángel Fierros Palacios, director de

Energías Alternas • Salvador González Castro, director de Sistemas de Control

• Rolando Nieva Gómez, director de Sistemas Eléctricos • José M. González

Santaló, director de Sistemas Mecánicos • Fernando A. Kohrs Aldape, director

de Planeación y Apoyo Técnico Institucional • José Alfredo Pérez Gil y García,

director de Administración y Finanzas



julio-septiembre-10

93

Sumario

Sumario

94 Editorial

95 Divulgación

Incorporación de electrodomésticos al concepto de red eléctrica inteligente. Gilberto Vidrio López, Roberto Castán Luna, Fernando Ramírez Garduño, David Pascacio Maldonado, Francisco Antón Gabelich y Alfredo Díaz Fernández Se presenta un sistema para la incorporación de electrodomésticos al concepto de red eléctrica inteligente, desarrollado porel IIE y la empresa mexicana MABE, para optimizar la eficiencia energética en los consumidores mediante la administraciónde la operación de los e lectrodomésticos.

102 Tendencias tecnológicas Introducción al concepto de microrredes. Raúl Velázquez Sánchez, Héctor G. Sarmiento Uruchurtu, José L. Silva Farías, Gilberto

Vidrio López y Rolando Nieva Gómez Se define el concepto de microrred y los elementos que la conforman, como resultado de nuevas tecnologías participantes

en la generación de energía eléctrica y de avances en las tecnologías de información y comunicaciones.

109 Artículos técnicosArquitectura base de interoperabilidad semántica para el sistema eléctrico de distribución inteligente en la CFE. Alfredo Espinosa Reza, Raúl García Mendoza, Jesús F. Borjas Díaz y Benjamín Sierra Rodríguez Se presenta la arquitectura física y lógica de la plataforma de interoperabilidad definida para los Sistemas de Gestión de la

Distribución, de la Subdirección de Distribución de la Comisión Federal de Electricidad en México.

116 Comunidad IIERegistro del IIE ante la Dirección General de Profesiones de la SEPEl IIE colabora con ALSTOM para realizar pruebas de equipos DEHC Se realiza el ensamble vertical del primer aerogenerador en el CERTE Participa el IIE en el congreso “IEEE Innovative Smart Grid Technologies Conference”Realiza el IIE taller para Mapa de Ruta de la tecnología fotovoltaica en México El IIE obtiene segundo lugar en el premio ADIAT a la Innovación Tecnológica 2010 El IIE recibe el Premio Morelos a la Calidad y Competitividad Se reúnen directivos del IIE con ejecutivos del Grupo Xignux

120 Breves técnicasLa automatización de la distribución en la red inteligente. Ma. de Lourdes Gallegos Grajales y Cuitlahuac Picasso Blanquel Sensores en sistemas eléctricos de potencia y su papel en las redes inteligentes. José Ramírez Niño, Rito Mijárez Castro,

Pablo H. Ibargüengoytia González y Gerardo Montoya TenaSistema de medición avanzada para usuarios geográficamente concentrados. Gilberto Vidrio López, Roberto Castán Luna,Fernando Ramírez Garduño y David Pascacio Maldonado

128 Artículos de investigaciónMetodología para establecer el perfil que define una meta-especificación que aplica a subestaciones de distribu-ción -caso México- basada en la norma IEC-61850. Cuitlahuac Picasso Blanquel, Carlos Chairez Campos, Joaquín García

Hernández, Hebert Godínez Enríquez, Francisco C. Poujol Galván, Dionisio A. Suárez Cerda, Andrés Villalobos Romo, Rosa E. Llamas

González y Carlos Samitier OteroSe presenta un caso de estudio de automatización de subestaciones eléctricas en la Comisión Federal de Electricidad (CFE),en el cual se ha tomando como referencia la norma IEC61850 y en el que se define una metaespecificación para los sistemasde protección, control, medición y comunicaciones requeridos por las subestaciones de distribución eléctrica. Artículopresentado originalmente en el Décimo Tercer Encuentro Regional Iberoamericano de Cigré, en Puerto Iguazú, Argen-tina, del 24 al 28 de mayo de 2009.



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Boletín IIEEditorial

Editorial

D

esde el surgimiento de la computadora y lossistemas computacionales, términos como

internet, ciberespacio, ciberinfinito, tecnologíasde información, e inteligencia artificial, entre otros, sehan vuelto parte de nuestro lenguaje cotidiano y unaparte importante del quehacer de muchas organiza-ciones y empresas.

El interés y la necesidad de optimizar los procesos, asícomo de estar a la vanguardia científica y tecnológica,han llevado a muchos centros de investigación a desa-rrollar tecnologías tanto para el sector privado comopara el público, y para muestra basta revisar lo que elInstituto de Investigaciones Eléctricas ha hecho para elsector eléctrico mexicano, particularmente para la Comi-sión Federal de Electricidad, en los segmentos de gene-

ración, transmisión y distribución de la energía eléctrica.

Un campo fértil para la innovación son las redes eléc-tricas inteligentes o smart grids, las cuales, aprove-chando la infraestructura de comunicaciones, redes dedatos e internet, permiten supervisar y controlar el flujoeléctrico y hasta son capaces de contribuir en la dismi-nución del calentamiento global.

Se trata de ampliar las opciones que tienen los consu-midores para lograr ahorros en su consumo de energíaeléctrica y de integrar a la red eléctrica la generaciónde electricidad proveniente de fuentes renovables.También se trata de facilitar el acceso a la red a usua-

rios cada vez más sofisticados, que requieren sumi-nistro de calidad propia de la era digital y que en unfuturo cercano contarán con capacidad de generaciónpropia, distribuida en las redes de baja y media tensión,así como un número creciente de vehículos eléctricosque se reabastecerán de energía conectándose a la redeléctrica, pero, ¿cómo es esto posible?

El Boletín IIE número 3 de 2010 nos da la respuesta ypara ello se habla, en la sección de divulgación, sobrela incorporación de electrodomésticos al concepto dered eléctrica inteligente.

La sección de tendencia tecnológica habla de losbeneficios que una microrred proporciona a los usua-

rios en cuanto a confiabilidad y calidad del servicio, asícomo de los beneficios a la empresa suministradora alresolver problemas de sobrecargas en sus instalaciones.

El artículo técnico presenta la arquitectura física ylógica de la plataforma de interoperabilidad definidapara los Sistemas de Gestión de la Distribución de laSubdirección de Distribución de la Comisión Federal deElectricidad en México.

En comunidad IIE se hace una breve reseña de loseventos ocurridos en el Instituto, así como de loscongresos y coloquios en los que se participó nacionale internacionalmente.

Las breves técnicas nos hablan de la automatización dela distribución en la red inteligente, de los sensores ensistemas eléctricos de potencia y su papel en las redesinteligentes, así como de un sistema de medición avan-zada para usuarios geográficamente concentrados.

En el artículo de investigación se habla de la metodo-logía para establecer el perfil que define una meta-espe-cificación que aplica a subestaciones de distribución-caso México- basada en la norma IEC-61850.

Es un hecho: las redes eléctricas inteligentes tienencomo objetivo principal poner la tecnología al servicio

de las empresas y los usuarios, con el fin de obtener unbeneficio que redunde no sólo en un desarrollo susten-table, sino que garantice la fortaleza de una gran redeléctrica y maximice su eficiencia energética en todoslos niveles.



Divulgación

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Resumen

Las redes eléctricas inteligentes (smart grids) se consideran como unmodelo óptimo para el suministro de energía, desde las plantas degeneración hasta los consumidores, mejorando la eficiencia, la confia-

bilidad, la disponibilidad y la seguridad del suministro y uso de la energíaeléctrica; todo esto mediante la aplicación de tecnologías avanzadas deinformación, de comunicaciones robustas en ambos sentidos, de control,de protección, de medición, sensores avanzados y de computación distri-

buida, contando con estructuras de datos para lograr cumplir con las inter-operaciones que se manejan en toda la red. Todo lo anterior trae consigonuevas vulnerabilidades al sistema eléctrico, por lo tanto, otro de los temasde actualidad es cómo mejorar la seguridad informática (cyber security ) dela red eléctrica.

Incorporación de

electrodomésticos

al concepto de red

eléctrica inteligente

Gilberto Vidrio López1, Roberto Castán Luna1, Fernando Ramírez Garduño1,David Pascacio Maldonado1, Francisco Antón Gabelich2 y Alfredo Díaz Fernández2

1 Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE)2 MABE

Comúnmente, el enfoque de las redes eléctricas inteligentes hacia losconsumidores finales toma la forma de medición inteligente (smart mete-

ring) como un medio de enlace para la interacción empresa eléctrica-consumidor. Los electrodomésticos inteligentes y los displays remotos(IHD, por sus siglas en inglés), interconectados con medidores inteligentes(smart meters) por medio de redes de comunicación de área residencial

(HAN, por sus siglas en inglés), permiten a los consumidores tomar parteactiva en los programas de las empresas eléctricas, relacionados con el usoeficiente de la energía y con el impacto ambiental.

La nueva generación de electrodomésticos estásiendo diseñada para reducir drásticamente suconsumo de energía, de forma que sean másamigables con el medio ambiente.



Boletín IIEDivulgación

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En este artículo se presenta un sistema para la incorporación de electrodomésticos al conceptode red eléctrica inteligente, desarrollado por el IIE y la empresa mexicana MABE, para optimizarla eficiencia energética en los consumidores mediante la administración de la operación de loselectrodomésticos. El sistema proporciona información en tiempo real acerca del consumo yuso de la energía, así como los medios para controlarlos y administrarlos de manera eficiente,mediante la activación de controles en los electrodomésticos (refrigeradores, lavadoras, etc.)de manera automática o manual, a solicitud del usuario. Adicionalmente, con el sistema se

obtienen beneficios comunes tales como: eficiencia, confiabilidad y seguridad de la red y delservicio eléctrico, así como la protección del medio ambiente al coadyuvar con los planes delas empresas de electricidad, en la implantación del concepto de red eléctrica inteligente.

Introducción

Las empresas de electricidad de todo el mundo estánenfrentando grandes retos, derivados de una infra-estructura que está envejeciendo y del crecienteconsumo de energía que impacta en la degradacióndel medio ambiente por el cambio climático y el agota-miento de recursos naturales; quemar más carbón y gaspara atender la creciente demanda de energía contri-buye a un aumento en las emisiones de dióxido decarbono, justo cuando la presión y esfuerzos actualesson hacia su reducción.

La administración eficiente de la energía (considerada“el quinto combustible”) juega un papel importante enla reducción del consumo, ayudando por consiguientea cerrar la brecha entre el suministro y la demanda, asícomo en la reducción de las emisiones de dióxido decarbono.

Las redes eléctricas inteligentes abordan esta proble-mática, señalando la necesidad de métodos más inte-ligentes para la generación, transmisión y distribu-ción de la electricidad, ya no pensando solamente enaumentar la capacidad de generación para enfrentar lademanda, sino para un uso más eficiente de la energía.

Prácticamente en todas las empresas de electricidada nivel mundial, cerca del 90% de las interrupciones ydisturbios del servicio eléctrico se originan en la red dedistribución, de manera que actualmente, una de lasgrandes prioridades es la inversión en tecnologías inte-ligentes de distribución.

Con este enfoque se ha demostrado la optimización de

la eficiencia energética y la operación del sistema eléc-trico, a través de una estrecha relación empresa-consu-midor, facilitada por medios de comunicación y redesde información versátiles, así como mediante dispo-sitivos de protección, control, medición y monitoreodel sistema eléctrico, conectados en red con herra-mientas de diagnóstico inteligente y sistemas empre-sariales que auxilian en situaciones tales como: identi-ficación de problemas de mantenimiento antes de queconduzcan a fallas en los equipos de la red eléctrica,balance del suministro y la demanda ante condicionesnormales y de contingencia, etc.

En este proceso de incorporación proactiva de losconsumidores, a los procesos de la energía comoestrategia para optimizar la eficiencia energética, lossistemas de infraestructura de medición avanzada(AMI, por sus siglas en inglés) constituyen la piedraangular, ya que permiten a los consumidores la admi-nistración eficiente del consumo eléctrico en sushogares y negocios, con el consiguiente ahorro de elec-tricidad y de dinero.

El medidor inteligente es el elemento de los sistemasAMI que engrana al consumidor con la empresade electricidad, bajo una comunicación en ambossentidos. Pero hasta este punto, la tecnología se limitaa mediciones mejoradas sobre la energía consumida,y los retos para optimizarla sólo se pueden lograrllevando el concepto AMI al interior de las instalacionesde los consumidores, para traducir las capacidadesde los medidores inteligentes en información que losconsumidores puedan usar para administrar y reducirsu consumo eléctrico.

Para el caso de consumidores residenciales, lo ante-rior se está dando mediante la incorporación de elec-trodomésticos inteligentes a la red eléctrica inteli-gente, a través de redes de comunicación HAN queinterconectan estos electrodomésticos con el medidorinteligente.



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¿Qué es un electrodoméstico inteligente?

Un electrodoméstico inteligente es aquél que cuentacon elementos relacionados con el uso y consumo deenergía, los cuales son capaces de monitorear, protegery ajustar de manera automática su operación de caraa las necesidades del propietario, y a la obtención de

beneficios tanto para la empresa de electricidad comopara el consumidor, tales como: servicio eléctricoóptimo, prolongación de la vida útil del electrodomés-tico, disminución de interrupciones del suministro eléc-trico y protección del medio ambiente. Algunas de las características más importantes de loselectrodomésticos inteligentes son:

• Respuesta a señales de la empresa de electri-cidad, de manera que el usuario pueda contri-buir, de forma manual o automática, al controlde la demanda pico, así como a situaciones deemergencia del sistema eléctrico, ayudando,

por ejemplo, a prevenir variaciones de voltaje yapagones.

• Darle información al usuario para decidir y hacer unmejor uso de la energía eléctrica.

Hoy en día la tecnología está disponible para incor-porar en los electrodomésticos, dispositivos electró-nicos que los habiliten para enviar información entiempo real a la empresa de electricidad, acerca desu consumo de energía, así como para permitir el

apagado cuando la energía sea más cara o durante losperiodos de demanda pico.

Con esta tecnología, los perfiles de consumo de losclientes podrán conocerse a detalle, habilitando a laempresa de electricidad y a los consumidores mismos,a trabajar en conjunto para la consecución de objetivosde beneficio común. Esto conlleva a un control eficaz yeficiente del lado de la demanda.

Estado de la práctica

Diversos estudios realizados a nivel mundial demues-tran que algunos de los electrodomésticos utilizadosen el hogar, como refrigeradores, lavadoras, lavavajillas,hornos de microondas, etc., son los que aportan mayorporcentaje en el consumo total de energía (figura 1).

La nueva generación de electrodomésticos está siendodiseñada para reducir drásticamente su consumode energía, de forma que sean más amigables conel medio ambiente (figura 2). En algunos paísescomo México, los gobiernos otorgan incentivos parafomentar la adquisición de estos aparatos.

Entre los primeros automatismos en aparecer en elmercado para controlar el consumo de energía de loselectrodomésticos está el uso de internet de bandaancha para controlar el apagado/encendido, a travésde dispositivos electrónicos embebidos en los electro-domésticos, con capacidad de conexión a internet. Eneste sentido, las redes eléctricas inteligentes propor-cionan herramientas más eficaces para que los consu-midores efectúen una administración eficiente de suconsumo eléctrico mediante, por ejemplo, el envío deinformación en tiempo real acerca de su consumo deenergía para controlar el apagado de sus electrodo-mésticos, en los periodos en que el costo de la energíasea más alto o en demandas pico.

Figura 1.

Consumos aproximados promedio de aparatos eléctricos por hogar.

La supervisión funcional continua de los electrodomésticos es una acciónadicional para la optimización del consumo eléctrico en el hogar, ya que apartir del análisis estadístico de eventos funcionales del electrodoméstico(ciclos de apertura/cierre de puertas, ciclo de trabajo del compresor delrefrigerador, etc.) es posible detectar anomalías o condiciones de opera-ción, que pudieran provocar incrementos anormales en el consumo eléc-trico. Apoyando esta supervisión con la verificación continua del consumoeléctrico total de los hogares es posible hacer aún más eficiente el uso dela energía.




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El estado de la práctica y la tendencia tecnológica enla administración de la energía y la eficiencia energé-tica, lo está marcando el concepto de “respuesta a lademanda” (DR, por sus siglas en inglés), en el sentidode que pone al alcance de los consumidores las herra-mientas y los medios necesarios para acceder a lainformación y para contar con el control total de su

consumo eléctrico. En este contexto se encuentran loselectrodomésticos inteligentes y el elemento centralde este concepto es el llamado “Sistema de Administra-ción de la Energía en el Hogar” (HEMS, por sus siglas eninglés), el cual, interconectado con los electrodomés-ticos a través de la red de comunicación HAN, permiteuna estrategia total de control del consumo y uso de laenergía en el hogar.

Figura 2. Tendencia del consumo de energía de electrodomésticos.

Un elemento primordial de los HEMS es el IHD. Con el IHD, los consumi-dores pueden tener un control completo sobre su consumo global y, enparticular, de sus electrodomésticos inteligentes; pueden interactuar con la

empresa de electricidad mediante mensajes en ambos sentidos; tienen, entodo momento, información en tiempo real acerca del estado funcional delsistema eléctrico, de la demanda, de los precios de la energía, etc., contri-buyendo, adicionalmente, a una respuesta más rápida del sistema antefallas en el suministro, la demanda pico, etc.

Tendencias

Una de las tendencias en los electrodomésticos inteli-gentes consiste en la incorporación en éstos de dispo-sitivos electrónicos que sensan, de manera continua,algunos parámetros de la red eléctrica (por ejemplo,la frecuencia de la línea), lo que les permite detectar

posibles problemas en la red y actuar en consecuencia,apagando el electrodoméstico o algunas de susfunciones, hasta que el sistema eléctrico se estabilice.Esto hace que se extienda la vida útil del electrodomés-tico y se coadyuve con la empresa de electricidad en laoperación óptima de la red.

Otra tendencia apunta hacia el registro del consumode energía individual de cada electrodoméstico, enun ambiente HEMS. Se distinguen dos tendenciasprincipales para el registro del consumo: a) Mediantealgoritmos de análisis de señales de potencia; b)Mediante cálculo de energía, partiendo de medicionesde voltajes y corrientes. Ambos métodos enfrentan

ventajas y desventajas. La ventaja para el primero esel menor precio; la desventaja es la relativamente unapobre exactitud del registro. La ventaja para el segundométodo es la exactitud; la desventaja es el precio. Losavances en la electrónica favorecerán en el futuro aeste último método.

Otra tendencia de los dispositivos inteligentes en elhogar es hacia el registro de información cada vez mássensitiva, y que tiene que ver más con la explotación dela infraestructura de la red eléctrica inteligente, para laoferta de servicios de valor agregado. Dentro de esta

tendencia, por ejemplo: un refrigerador inteligente serácapaz de utilizar información de etiquetas de identifica-ción por radiofrecuencia (RFID, por sus siglas en inglés)para detectar la fecha de caducidad en alimentos ymedicinas, pudiendo recopilar información estadísticaútil para empresas detrás de dichos productos. El desa-rrollo de este tipo de tecnologías empieza a involucrardiscusiones y leyes acerca de los derechos a la priva-cidad de los consumidores.



Divulgación

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¿Qué se está haciendo en el IIE?

El Sistema Integral de Medición (SIM-IV), desarrollado en el IIE es un sistema AMI, competitivoen el ámbito mundial, y uno de los componentes clave en las redes eléctricas inteligentes.

Su objetivo es ofrecer a las empresas de electricidad, un sistema que integra los equipos yfunciones de medición de la energía eléctrica, necesarios para la generación de información

para diversas áreas, tales como: facturación, atención al cliente, pérdidas de energía, manteni-miento y control de fallas de las redes eléctricas, y que puede ser personalizado, dada su arqui-tectura modular y escalable, minimizando riesgos de obsolescencia.

En un proyecto conjunto del IIE con la empresa mexicana MABE, se desarrolló una aplicacióndel SIM-IV referente a la incorporación de electrodomésticos a la red eléctrica inteligente. Eneste proyecto, el IIE desarrolló el hardware y el software necesarios para incorporar al SIM-IV, lacapacidad de administrar y controlar electrodomésticos. MABE desarrolló el dispositivo elec-trónico para el control interno de las funciones propias de los electrodomésticos que fabrica, elcual se instala en su interior.

Arquitectura del SIM-IV para el control de electrodomésticos

La versión del SIM IV enfocada a la incorporación deelectrodomésticos al concepto de red eléctrica inteli-gente está conformada por tres equipos electrónicos:concentrador de mediciones, medidor electrónico inte-ligente y display remoto. También incluye un paquetede software de administración de datos de medición(MDM, por sus siglas en inglés) (figuras 3a y 3b).

Figura 3a. Arquitectura SIM-IV para incorporar electrodomésticos al concepto

de red eléctrica inteligente.

Figura 3b. Electrodomésticos en red eléctrica inteligente mediante el SIM-IV.




100

Funcionamiento del SIM-IV en el control de electrodomésticos

Agradecimientos

Los autores agradecen la valiosa colaboración de Salvador González Castro, Director de la División de Sistemas de Control, por susopiniones y sugerencias para enriquecer el contenido técnico y la estructura de este artículo.

El display remoto se instala en el interior del domicilio de cada usuario, con el objeto de brin-darle de forma clara, la información referente a su consumo de energía eléctrica, así comodarle la capacidad de gestionar la operación de sus electrodomésticos de manera manual oautomática (desde la empresa de electricidad o desde el mismo display remoto). La informa-ción de consumo de energía eléctrica desplegada al usuario, proviene del medidor electrónico

inteligente que se instala en el interior del gabinete del concentrador de mediciones, el cual, asu vez, se encuentra instalado en el poste de distribución de la empresa de electricidad, justoen las acometidas de los usuarios. El concentrador de mediciones envía la información nece-saria (consumos, precios de energía, mensajes hacia el consumidor, etc.) al display remoto,con el objeto de alimentar al usuario sobre el consumo de energía eléctrica derivado de sushábitos de uso. También envía información (perfiles de consumos, mensajes del consumidor,etc.) a las oficinas de la empresa de electricidad para propósitos de control, monitoreo y factu-ración. La información es procesada y desplegada en el servidor de la empresa de electricidadmediante el software MDM (figuras 3a y 3b).

Conclusiones

Se dice que, en buena medida, lo que hace “inteligente”a una red eléctrica es su capacidad para conocer lospatrones de consumo de energía de los equipos eléc-tricos de los consumidores, lo que hace posible el usoeficiente de ésta mediante el control de la cantidad y eltiempo en que se consume.

Si bien actualmente, las ventajas para los consumidoresrelativas al uso de electrodomésticos inteligentes noson tan obvias, debido a la ausencia de tarifas eléctricasque incentiven su adopción, la reducción del consumoderivada de los cambios de hábito en el mismo, hacenatractivo el uso de este tipo de electrodomésticos ypreparan el camino hacia una operación inteligente

automática. Sin embargo, existen otras ventajas comola extensión de la vida útil del electrodoméstico debidaa la detección temprana de fallas, gracias al monitoreocontinuo de su operación.

Otro punto neurálgico es la ausencia de estándaresampliamente aceptados para la comunicación conlos electrodomésticos inteligentes. En este sentidosobresalen los esfuerzos conjuntos del Electric Power

Research Institute (EPRI) y del Utility Smart Network

Access Port (U-SNAP) rumbo a la obtención de unainterfase universal. Es muy importante la participaciónde los fabricantes en este tema de estándares, ya quemuchos de los electrodomésticos son de uso masivo.

La tendencia hacia la incorporación de otras funciones,por ejemplo de seguridad, de mantenimiento, etc.,contribuirá a justificar el costo de “hacer” inteligente alelectrodoméstico.

Lo más probable es que los consumidores prefierandispositivos tipo “enchufar y operar” (“ plug and play ”)para dotar de inteligencia a sus electrodomésticos.Esto les daría la opción de prepararse para el futuro,optando por soluciones más económicas con funciona-lidad similar.

Resulta claro que los gobiernos y las empresas de elec-tricidad se beneficiarían grandemente con el uso de loselectrodomésticos inteligentes, de manera que seríanimportantes los incentivos que pudieran proporcionara los fabricantes y consumidores, como ya se hace enalgunos países, incluyendo a México, que fomentan lamodernización de los electrodomésticos de los usua-

rios para reducir su consumo de energía eléctrica.

Finalmente quedan temas que siempre serán de actua-lidad, los cuales son:

El que se refiere a la privacidad de la información de losconsumidores. Deben desarrollarse e implantarse crite-rios y leyes para proteger los derechos de los consumi-dores ante la tecnología ubicua de monitoreo de cadaconsumidor, como parte de la naturaleza de las redeseléctricas inteligentes.

El que se refiere a la seguridad informática, tanto parael consumidor como para la empresa de electricidad

(cyber security ).



Divulgación

101

julio-septiembre-10

GILBERTO VIDRIO LÓPEZ [[email protected] ]

Ingeniero Electricista por la Universidad de Guadalajara en 1976. Maestroen Ciencias en Ingeniería Eléctrica, con especialidad en Control, por el Insti-tuto Politécnico Nacional (IPN) en 1978. Ingresó al IIE en 1979 como inves-tigador en el Departamento de Electrónica y desde entonces ha parti-cipando como colaborador y Jefe de Proyectos de desarrollo de equipos

y sistemas electrónicos, en el campo de la adquisición de datos y de lamedición inteligente de energía eléctrica. Actualmente forma parte de laGerencia de Control e Instrumentación. Cuenta con publicaciones y confe-rencias en organismos nacionales y extranjeros. Ha sido profesor de asig-natura en el Centro Nacional de Investigación y Desarrollo Tecnológico(CENIDET) y en el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monte-rrey (ITESM), campus Cuernavaca. Ha sido miembro en diversas fechas delas asociaciones: AMRA, U.S.A.; ISA, U.S.A.; IEEE. U.S.A.; Instituto de Cooperación

Iberoamericana. Ciencia y Tecnología para el Desarrollo, V Centenario (CYTED-

D). España; Comité de Estudios D2 (Sistemas de Información y Telecomuni-caciones) del CIGRÉ-Internacional, en donde coordinó el Grupo de TrabajoWGD2.18 (Medición, facturación, protección de ingresos y sistemas CMR/CIS), en el cual participaron especialistas de empresas de electricidad devarios países, incluida la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Ha partici-

pado en la obtención de tres patentes para el IIE, relacionadas con la medi-ción inteligente de electricidad, agua y gas.

ROBERTO CASTÁN LUNA [[email protected] ]

Egresado del Instituto Tecnológico de Ciudad Madero,Tamaulipas en 1989. Ingresó al IIE en febrero de 1990,al Departamento de Electrónica, actualmente Gerenciade Control e Instrumentación (GCI). En marzo de 2003obtuvo el grado de Maestro en Ciencias en Electró-

nica en el Centro Nacional de Investigación y DesarrolloTecnológico (CENIDET). Ha participado y dirigido variosproyectos de infraestructura y bajo contrato, desa-rrollando software de aplicación para módulos elec-trónicos e interfaces hombre-máquina para lecturay programación de módulos y equipos electrónicos.Actualmente colabora con en el grupo de medición dela GCI, donde se han diseñado equipos y sistemas paramedición de energía eléctrica y balance de energía.

FERNANDO RAMÍREZ GARDUÑO [[email protected] ]

Ingeniero en Comunicaciones y Electrónica por laUniversidad Fray Luca Paccioli en 2004. Ingresó al IIEen 2008, a la Gerencia de Control e Instrumentación(GCI). Actualmente está involucrado en el desarrollo deequipos y sistemas para medición de energía eléctricay balance de energía. Ha participado en la obtenciónde una patente para el IIE, relacionada con la medicióninteligente de electricidad, agua y gas.

DAVID PASCACIO MALDONADO [[email protected] ]

Ingeniero en Comunicaciones y Electrónica por laUniversidad Fray Luca Paccioli en 2005. Ingresó al IIEen 2008, a la Gerencia de Control e Instrumentación(GCI). Actualmente esta involucrado en el desarrollo deequipos y sistemas para medición de energía eléctricay balance de energía. Ha participado en la obtenciónde una patente para el IIE relacionada con la medicióninteligente de electricidad, agua y gas.

De izquierda a derecha: Roberto Castán Luna, Fernando Ramírez

Garduño y David Pascacio Maldonado.



Boletín IIETendencias tecnológicas

102

Introducción

La arquitectura fundamental de la red eléctrica actual, vertical ensu operación (generación-transmisión-distribución) y con flujos deenergía unidireccionales ha empezado a sufrir cambios, resultado de

nuevas tecnologías participantes en la generación de energía e léctrica y deavances en las tecnologías de información y comunicaciones.

Introducción

al concepto de

microrredes

Raúl Velázquez Sánchez, Héctor G. Sarmiento Uruchurtu, José L. Silva Farías,

Gilberto Vidrio López y Rolando Nieva Gómez

¿Qué es una microrred?Una microrred se ha conceptualizado como una redeléctrica integrada, que utiliza fuentes de energíadistribuidas (en su mayoría renovables) y, general-mente, dispositivos de almacenamiento de energíapara suministrar la demanda en forma local (figura1). Normalmente, la microrred opera conectada alsistema eléctrico de la empresa suministradora, perocon la capacidad de autoabastecerse y operar de formaaislada cuando sea necesario, para aumentar la confia-bilidad de suministro a la carga local.

La microrred proporciona beneficios a losusuarios en cuanto a confiabilidad y calidaddel servicio, no disponibles en la red principal,así como beneficios a la empresa suministra-dora al resolver problemas de sobrecargas ensus instalaciones.



Tendencias tecnológicas

103

julio-septiembre-10

La microrred se enmarca en un concepto más amplio que se ha denomi-nado ‘red inteligente’ (‘smart grid’ -en inglés), y tiene como antecedente lasinstalaciones eléctricas en donde la pérdida de energía sería catastrófica

(hospitales, centros comerciales, centros de datos, etc.). Al perder el sumi-nistro de la red principal en estas instalaciones, se conecta generación abase de turbinas de gas o diesel. La diferencia principal con el concepto demicrorred es que ésta tiene la capacidad, mediante tecnologías de comu-nicación y cómputo, para operar en forma autónoma, ya sea aislada o encoordinación con la red de la empresa suministradora, así como la posibi-lidad de vender sus excedentes de energía a la empresa suministradora.

Figura 1. Concepto de microrred.




104

Elementos críticos en una microrred

La microrred proporciona beneficios a los usuarios en cuanto a confiabilidad y calidad delservicio, no disponibles en la red principal, así como beneficios a la empresa suministradoraal resolver problemas de sobrecargas en sus instalaciones. Los objetivos de una microrred sonel maximizar el uso y la capacidad de los activos de generación, mediante la inteligencia cons-truida en ella, para así incrementar las eficiencias y minimizar los costos. El núcleo principal en

la microrred es un sistema de tecnologías de la información, que permite la organización y elcontrol de la red eléctrica como un ente único y una infraestructura de medición avanzada enlas instalaciones de los usuarios.

En paralelo a las tecnologías de la información, uno de los motores principales para la reali-zación del concepto de microrred, ha sido el desarrollo de inversores que enlazan las fuentesque generan en corriente directa (CD), así como dispositivos de almacenamiento a la micro-rred que opera en corriente alterna (CA) y con el sistema eléctrico principal, manteniendo laoperación de la microrred aún cuando la red principal sufra una falla.

Elementos principales que conforman una microrred

Inversores

Un inversor típicamente convierte la corriente directa(CD) a corriente alterna (CA), por ejemplo, en la salidade un panel solar para su utilización en residencias,comercios, etc. Por norma (IEEE P1547), el inversordesconecta el panel cuando sensa que la red eléctricaprincipal ha salido de operación, para evitar la opera-ción en isla de redes que no están planeadas para talcondición. Sin embargo, dentro del concepto de lamicrorred, la función de la nueva generación de inver-sores deberá mantenerse conectada cuando la infraes-tructura que conforma la microrred se desconecta dela red principal y participa para mantener la microrredoperando como isla.

En el IEEE se está trabajando, dentro de la mismanorma IEEE P1547, en el desarrollo de protocolos paraque la separación de la microrred con la red eléctricaprincipal se haga en forma segura. Esta parte de lanorma conformará una guía para el diseño, integracióny operación de microrredes (sistemas en isla).

En el sitio de pruebas de la empresa American Elec-

tric Power en East Busco, Estados Unidos, se ha tenidoéxito con los inversores utilizados en aislar la microrred,después de una salida no planeada de la red principal.

En un concepto alterno de microrred, en la ciudad deStamford, Connecticut, Estados Unidos se desarrollaun proyecto en el que se eliminan estos problemas deinterconexión con la red principal, ya que la microrredsólo compra energía de la empresa de distribución.

Tecnologías de la información

Las tecnologías de la información en el concepto de lamicrorred permitirán un gran número de aplicaciones(muchas de ellas nuevas), tanto para el consumidorcomo para la empresa suministradora. Dentro de estastecnologías, las principales se refieren a:

• Comunicaciones integradas, interfases mejoradas.• Tecnologías de detección, medición y diagnóstico.

Los objetivos de estas tecnologías son:

• Robustecer y automatizar la red, mejorando suoperación, los índices de calidad y las pérdidas en lamisma.

• Informar al consumidor en tiempo real sobre el usoy el costo de la energía eléctrica.

• Optimizar la conexión de las fuentes de energíarenovable.

• Desarrollar arquitecturas de generación descentra-lizadas, permitiendo el funcionamiento de insta-laciones de menor tamaño en armonía con elsistema.

• Mejorar la integración de la generación intermi-tente y de nuevas tecnologías de almacenamientode energía.

• Gestionar activamente la demanda, permitiendoque los consumidores hagan uso eficiente de susconsumos.

• Posibilitar la penetración del vehículo eléc-trico, acomodando estas nuevas cargas móviles ydispersas a la red, habilitando las funcionalidadesde almacenamiento de energía que poseen.




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Medidores inteligentes

La Infraestructura de Medición Avanzada o AMI, comose le conoce en inglés, consiste de medidores digitalesde estado sólido, con comunicación de dos vías entre elmedidor y la empresa suministradora.

La información sobre el consumo permite conocercómo se utiliza la energía dentro del hogar o negocio,cuánto cuesta y cuál es el impacto ambiental que estorepresenta.

Los medidores inteligentes ayudarán a detectarapagones y restablecer el servicio eléctrico más rápido,produciendo los siguientes beneficios:• Ahorro de energía y dinero• Mayor privacidad• Ubicación rápida de fallas• Reducción del impacto ambiental

Recursos distribuidos (generación y almacenamiento de energía)

Dispositivo de seccionamiento

Se encarga de proveer alta velocidad de separaciónentre la microrred y la red principal. Dependiendode la tensión, la velocidad deseada y la corriente defalla, este dispositivo puede ser desde un interruptortermomagnético, hasta un interruptor estático de alta

velocidad.

Control y manejo de la microrred

Se encarga de mantener la tensión y la frecuenciadentro de sus límites, así como el control operacional yel despacho dentro de la microrred.

Protección

Las protecciones en la microrred deben coordinar conlos esquemas de la red principal y proteger los dife-rentes elementos cuando opera en condiciones de isla.

Grupo de fuentes de energía que se pueden conectara la red principal, pero que pueden funcionar en formaautónoma. Fuentes renovables como solar y viento,microturbinas, celdas de combustible, esquemas decogeneración y tecnologías de almacenamiento.

Figura 2. Paneles solares en casa habitación.




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Microrredes piloto

Aquí se describen algunas instalaciones piloto bajo el concepto de microrred. Se hace la acla-ración de que sólo es una pequeña muestra de las actividades que en esta área se han intensi-ficado recientemente, principalmente en los continentes americano y europeo.

Kythnos, Grecia

Esta microrred consta de los siguientes elementos principales (figura 3):• Carga: 12 casas conectadas de forma monofásica a la red de 230 V de CA.• Generación: 5 unidades fotovoltaicas (PV) conectadas de forma estándar a la red por inver-

sores, un generador diesel de 9kVA.• Almacenamiento: Batería (60 V, 52 kWh) a través de 3 inversores bidireccionales operando

en paralelo.• Monitoreo: Equipo de registro de datos.

SmartGridCity, Estados Unidos

El proyecto de SmartGridCity incluye la automatización de tres de lascuatro subestaciones de distribución (Public Service Co.), cuatro alimenta-dores de potencia con equipo supervisorio y otros 23 alimentadores quepresentan irregularidades de voltaje. Aproximadamente 200 millas decable de fibra óptica, 4,600 transformadores residenciales y de pequeñasempresas, y casi 16,000 medidores inteligentes se conectaron al sistema dela red inteligente.

Principales características• Banda ancha en las líneas de potencia.• Comunicación bidireccional.• Monitores y relevadores inteligentes en las subestaciones.• Monitores en transformadores, interruptores de circuito y restauradores.

Figura 3. Uno de los ejemplos de microrredes en operación, en Grecia.

Mannheim, Alemania

Elementos principales:• 480 hogares.• Cinco sistemas PV instalados.• Una planta de potencia y calor instalada.

Parque Bronsberger, Holanda

Elementos principales:• 108 casas con paneles solares.• Dos bancos de baterías como almacenamiento de

energía para la demanda pico.• Un centro de despacho y equipo de medición que

controla el intercambio de energía entre la micro-rred y la red de distribución.




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Conclusiones

Se estima que en los próximos cinco años se tendrá una capacidad de 3gigawatts (GW) en nuevas microrredes, en Norteamérica, Europa y Asia. EnNorteamérica serán en su mayoría de tipo institucional (hospitales, univer-sidades), mientras que en Europa serán de tipo comunitario.

Otros desarrollos servirán como motores para el uso extendido de lasmicrorredes. Por ejemplo, un almacenamiento de energía económicodentro de la microrred para respaldo de emergencia y de la generaciónintermitente. Indudablemente, otro motor será una reducción de costos enla generación de fuentes renovables.

En la actualidad, las principales barreras a vencer en el concepto de lamicrorred son:• Alto costo de las tecnologías involucradas.• Falta de normas para la interoperabilidad de los equipos.• Lograr la participación activa de los consumidores, mediante benefi-

cios tangibles para ellos.

Referencias

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C. Marnay, O.C. Bailey, The CERTS Microgrid and the Future of the

Macrogrid , ACEE Summer Study on Energy Efficiency in Buil-dings, Pacific Grove, CA, EUA, agosto 2004.

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S. Rahman, An introduction to Microgrids for Integrated Distri-

buted Generation and Energy Efficiency Applications, APSCOMConf., Hong Kong, noviembre 2009.

RAÚL VELÁZQUEZ SÁNCHEZ [[email protected] ]

Ingeniero Electricista por la Escuela Superior de Inge-niería Mecánica y Eléctrica (ESIME), del Instituto Poli-técnico Nacional (IPN) en 1974. Maestro en SistemasEléctricos de Potencia en la Sección de Graduados eInvestigación de la misma ESIME en 1978. Doctor enFilosofía por la Universidad de Montreal, Canadá en1984. Ingresó al IIE en 1977, donde integró un grupode especialistas sobre diseño de líneas de transmisión,subestaciones eléctricas y redes de distribución, grupoque hasta la fecha constituye la base de la Gerencia

de Transmisión y Distribución del propio Instituto, dela que es el actual Gerente. Fue profesor titular B demedio tiempo de la Sección de Graduados e Investi-gación de la ESIME. Es autor de manuales de diseño delíneas de transmisión que operan en regiones de altaincidencia de tormentas eléctricas y de redes de tierraen subestaciones. Es coautor y editor del manual deoperación de la Subdirección de Transmisión, Transfor-mación y Control de la Comisión Federal de Electricidad(CFE). Entre 1980 y 1992 fue miembro de los Grupos deTrabajo encargados de las Guías 80 y 81 del IEEE (Insti-tuto de Ingenieros en Electricidad y Electrónica), rela-tivas al diseño y medición de Sistemas de Conexión aTierra de Redes Eléctricas. Es autor de más de 50 publi-

caciones nacionales e internacionales en los temasde su interés y ha sido director de más de 15 tesis deLicenciatura y Maestría. Es miembro distinguido delIEEE con sede en Nueva York.

HÉCTOR GERARDO SARMIENTO URUCHURTU [hsu@

iie.org.mx ]

Ingeniero Mecánico y Eléctrico por la Universidad Ibero-americana, México. Maestría en Sistemas Eléctricos dePotencia por el Rensselaer Polytechnique Institute, Troy,Nueva York, Estados Unidos. Doctorado en IngenieríaEléctrica por la Concordia University, Montreal, Quebec,Canadá. Ha sido profesor de cátedra en la Univer-sidad Iberoamericana, en la División de Posgrado de laUniversidad Nacional Autónoma de México (UNAM) yen el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de

Monterrey (ITESM) campus Cuernavaca. Ingresó al IIE en1978, donde se ha desempeñado como Jefe de Departa-mento, coordinador de especialidad y Jefe de Proyectoen las áreas de diseño, planeación y operación desistemas eléctricos. Miembro Senior del IEEE, Miembrode CIGRÉ. Integrante del Grupo de trabajo del ConsejoMundial de Energía sobre Interconectividad EléctricaTransfronteriza. Grupo de trabajo del IEEE sobre norma-lización de capacitores serie controlados por tiristores.Grupo de trabajo de CIGRÉ, relacionado con el diseño desistemas eléctricos en ausencia de restricciones. Autorprincipal de patentes en trámite sobre “Metodologíaaplicada a la estabilidad de voltaje en grandes sistemaseléctricos” y sobre “Limitador de corriente resonante

para redes de distribución”. Autor de más de 50 artículostécnicos internacionales. Miembro del Sistema Nacionalde Investigadores (SNI).




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JOSÉ LUIS SILVA FARÍAS [ [email protected] ]

Ingeniero Electricista egresado de la UniversidadMichoacana de San Nicolás de Hidalgo (UMSNH) en1982. Maestro en Ingeniería, con la especialidad deSistemas Eléctricos de Potencia por el Instituto Tecno-lógico y de Estudios Superiores de Monterrey (ITESM),

Campus Monterrey en 1989. En 1982 ingresó a la Divi-sión Centro Occidente de la Comisión Federal de Elec-tricidad (CFE), donde participó en la construcción ypuesta en servicio de subestaciones de distribución.Ingresó al IIE en 1985. Sus principales tópicos de inves-tigación son: La protección contra sobrecorrientes ensistemas eléctricos industriales y de empresas eléc-tricas; protección de redes eléctricas de alto y extraalto voltaje; confiabilidad en redes de distribucióny aspectos económicos relacionados, y estudios ensistemas eléctricos de distribución. Ha participado ydirigido proyectos para Petróleos Mexicanos (PEMEX),y la CFE.

GILBERTO VIDRIO LÓPEZ [[email protected] ]

Ver currículum en la pág. 101.

ROLANDO NIEVA GÓMEZ [[email protected] ]

Ingeniero Mecánico Electricista por el Instituto Tecno-lógico y de Estudios Superiores de Monterrey (ITESM)en 1973 y Doctor en Ingeniería Eléctrica por la Univer-sidad de Alberta, Canadá en 1979. Ingresó al Institutode Investigaciones Eléctricas en 1979, donde se desem-peñó como investigador, jefe de proyecto, coordinador

de especialidad y Gerente de Análisis de Redes. Ha diri-gido el desarrollo de software especializado para elanálisis, la simulación, la operación, la planeación de laoperación y de la expansión de los sistemas de energíaeléctrica. En 1998 recibió la distinción: “IEEE_PES

Chapter Outstanding Engineer Award ”, reconocimientootorgado por la IEEE Power Engineering Society, porsus contribuciones a la planeación y operación econó-mica de sistemas de energía eléctrica. Ha recibidoreconocimientos por asesorar la elaboración de cincotrabajos de tesis merecedoras de premio en los certá-menes nacionales de tesis de ingeniería en México, enel área de sistemas eléctricos de potencia. Pertenecióal Sistema Nacional de Investigadores (SNI), recibiendo

los siguientes nombramientos: Candidato a Investi-gador (1985-1988), Investigador Nacional Nivel I (1988-1991), Nivel II (1991-1997) y Nivel I (1997-2000). Desde2008 es Director de la División de Sistemas Eléctricos.

De izquierda a derecha: José Luis Silva Farías, Héctor Gerardo Sarmiento

Uruchurtu y Raúl Velázquez Sánchez.



Artículos técnicos

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Resumen

Se presenta la arquitectura física y lógica de la plataforma de intero-perabilidad definida para los sistemas de gestión de la distribución(DMS por sus siglas en inglés), de la Subdirección de Distribución de

la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en México. La arquitectura adop-tada incluye la definición de una plataforma tecnológica para gestionarel intercambio semántico de información entre sistemas y aplicaciones,sustentado en el Modelo de Información Común (CIM por sus siglas en

inglés), establecido en las normas IEC 61968 e IEC 61970.

Se muestra la arquitectura basada en SSOA (Semantic Services Oriented

Architecture), en EIB (Entrerprise Integration Bus) y en GID (Generic Inter-

face Definition), así como la secuencia para lograr la interoperabilidad desistemas relacionados con la Gestión de la Distribución de energía eléctricaen México.

Arquitectura basede interoperabilidad

semántica para el

sistema eléctrico de

distribución inteligente

en la CFE

Alfredo Espinosa Reza, Raúl García Mendoza, Jesús Fidel Borjas Díaz y Benjamín Sierra Rodríguez

De igual manera se describe el proceso para establecerun Modelo Semántico del Sistema Eléctrico de Distribu-ción (SED) y la creación de instancias CIM/XML, orien-tadas a la interoperabilidad de los sistemas de infor-mación en el ámbito DMS, mediante el intercambiode mensajes conformados y validados según la estruc-

tura obtenida y acorde a las reglas establecidas porel Modelo CIM. De esta forma, los mensajes y la infor-mación que se intercambien entre sistemas, aseguranla compatibilidad y correcta interpretación de maneraindependiente al desarrollador, marca o fabricante delsistema fuente y destino.

El objetivo principal es establecer la infraestructurabase de interoperabilidad semántica, basada en están-dares que sustente la definición estratégica de unSistema Eléctrico de Distribución Inteligente (SEDI) enMéxico.

Una Red Eléctrica Inteligente se caracterizarápor un flujo bidireccional de electricidad e infor-mación para crear una amplia red automatizadade suministro de energía eléctrica.



Boletín IIE Artículos técnicos

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Introducción

Una Red Eléctrica Inteligente (REI) o Smart Grid comose conoce en el ámbito internacional, se refiere a unavisión estratégica tecnológica para la moderniza-ción de los sistemas de suministro de energía eléc-trica, incluyendo el monitoreo, protección y optimi-

zación automática de la operación de los elementosinterconectados: desde los grandes centros de gene-ración, generación distribuida, líneas de transmisióny sistemas de distribución, a los usuarios industriales,sistemas de almacenamiento de energía, consumidoresfinales y sus sistemas de calefacción, vehículos eléc-tricos, electrodomésticos y otros dispositivos del hogar.

Una REI se caracterizará por un flujo bidireccional deelectricidad e información para crear una amplia redautomatizada de suministro de energía eléctrica. Seincorporan en la red los beneficios del cómputo distri-buido así como de las comunicaciones, para entregarinformación en tiempo real y permitir el balance

casi instantáneo de la oferta y la demanda a nivel dedispositivos.

Como parte de la visión de una REI, es un requisitofundamental la interacción de diversos sistemas de infor-mación de las distintas áreas de la o las empresas eléc-tricas, tales como EMS (Energy Management System),NMS (Network Management System), WAMS (Wide Area

Measurement System), DMS (Distribution ManagementSystem), AMI ( Advanced Metering Infrastructure), MDM(Meter Data Management ), OMS (Outages Management

System), WFM (Workforce Management ), entre otros,incluso algunos conocidos de manera genérica como“aplicaciones avanzadas”, cuya definición aún no ha sidocompletamente establecida.

En este contexto, el Sistema Eléctrico de DistribuciónInteligente (SEDI) en México es la iniciativa de la Subdi-rección de Distribución en la CFE, para implementarla visión y estrategia de una red eléctrica de distri-bución más eficiente, segura y confiable, que incluyabeneficios de calidad de la energía, mejor tiempo de

respuesta a fallas, detección y reparación automá-tica de fallas, integrar generación distribuida y alma-cenamiento, entre otros, con el objeto de incentivar lageneración con fuentes de energía más limpia y dispo-sitivos de consumo más eficientes para un desarrollosustentable, en apoyo a mitigar el impacto ambiental yrevertir el cambio climático.

Interoperabilidad semántica

La interoperabilidad (interoperability ) se refiere a lacapacidad de los equipos o sistemas de diferentes

fabricantes para comunicarse entre sí con éxito en unared y es la condición mediante la cual, sistemas hetero-géneos pueden intercambiar procesos o datos.

Una REI es un sistema de sistemas, es decir, su arqui-tectura será una composición de muchas arquitecturasde sistemas y subsistemas, lo cual permitirá la máximaflexibilidad durante la implementación, pero al mismotiempo exigirá una alta capacidad de integración de losnuevos sistemas con los sistemas legados.

El GridWise Architecture Council desarrolló un modelode referencia conceptual para la identificación deestándares y protocolos necesarios para asegurar la

interoperabilidad, la seguridad informática y definirarquitecturas para sistemas y subsistemas en la REI.

Se identifican tres niveles dirigidos a conseguir unainteroperabilidad efectiva en cualquier sistema:

Interoperabilidad técnica. Abarca las conexionesfísicas y las comunicaciones entre los dispositivos osistemas (por ejemplo, contactos eléctricos y puertosUSB). Enfatiza la sintaxis o formato de la información.

Figura 1. Categorías y niveles del framework de interoperabilidad del GWAC.




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Interoperabilidad informativa. Cubre el contenido, la semántica y el formato de los datoso flujos de instrucciones (como son el significado aceptado de los humanos, lenguajes deprogramación y los símbolos comunes). Se centra en qué información es intercambiada y susignificado.

Interoperabilidad organizacional. Cubre las relaciones entre las organizaciones e individuosy sus partes del sistema, incluyendo las relaciones comerciales (como los contratos, propie-

dades y las estructuras de mercado), así como las relaciones jurídicas o legales (por ejemplo,las estructuras de reglamentación, requisitos y la protección de la propiedad física e intelec-tual). Enfatiza los aspectos pragmáticos, especialmente la gestión y mercado eléctrico.

Conforme se incrementa el nivel de interoperabilidad, interviene cada vez más la infraes-tructura eléctrica y menos la infraestructura informática o de Tecnologías de la Informacióny Comunicaciones (TIC’s) por el manejo de las relaciones y procesos del negocio, así comolas políticas y regulaciones del mercado eléctrico. En los niveles de interacción semántica, elModelo de Información Común (CIM) establecido en las normas IEC 61968 e IEC 61970 es unapropuesta de un modelo abstracto de información estándar para empresas eléctricas, basadoen el lenguaje UML (Unified Modeling Language). En este modelo se representan objetos delmundo real y sus relaciones, con el propósito de crear un sistema de información que puedaser utilizado entre diferentes aplicaciones, para el manejo e intercambio de datos. Existendiversas empresas y organizaciones relacionadas con el desarrollo y mantenimiento del

modelo, así como aplicaciones reportadas en empresas eléctricas (R. García et al ).

Arquitectura Orientada a Servicios Semánticos (SSOA)

La Arquitectura Orientada a Servicios (SOA por sus siglas en inglés) es arqui-tectura informática y estrategia; define la utilización de servicios con bajonivel de acoplamiento de componentes tipo “caja negra”, para dar soporte alos requisitos del negocio de una empresa.

Por otra parte, la sintaxis se refiere a la estructura gramatical de un mensaje,expresión o programa de cómputo, sin atender a su interpretación. A suvez, la semántica es el estudio del significado y se refiere a los aspectos delsignificado, sentido o interpretación del significado de un determinado

elemento, símbolo, palabra, expresión o representación formal, que grama-ticalmente esté correcto.

En este contexto, SOA asegura la entrega de mensajes sintácticamente bienescritos, ya que establece la arquitectura, estructura, medios y formatos demensajes, por ejemplo WSDL y XML, pero no asegura que el significado osu interpretación sea lo mismo para el sistema fuente, que para el sistemadestino. De aquí la importancia de integrar una arquitectura SOA Semán-tica (SSOA por sus siglas en inglés) que provea un modelo de informacióny lenguaje común, de tal manera que los mensajes enviados entre aplica-ciones estén obligados a respetar, además de la sintaxis, un esquema oModelo Semántico común. En R. García et al se muestra la definición esque-mática y las diferencias fundamentales entre SOA y SSOA.




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Arquitectura base de interoperabilidad semántica

La interoperabilidad semántica obliga a contar con unmodelo arquitectónico para el intercambio eficiente dela información entre sistemas del dominio. Este modelodebe incluir la capacidad de recibir y despacharmensajes que estén validados en la sintaxis y semán-

tica definida para la conformación de la información;de esta manera se asegura, por una parte, el cumpli-miento de las reglas de conformación técnica (formato,esquema, tecnología), y por otra, la correcta interpreta-ción del significado del mensaje y las reglas de escrituraestablecidas (perfil, secuencia, enlace, cardinalidad).

En este sentido, las normas IEC que definen al ModeloCIM, recomiendan el uso de un bus empresarial(middleware) para el intercambio de datos para la capatécnica, así como un módulo de entradas/salidas/vali-dación que asegure la semántica de los mensajes.

En la CFE se ha definido la arquitectura física para la

implementación del modelo de interoperabilidadsemántica, el cual se muestra en la figura 2.

Para el adecuado procesamiento de los mensajes deentrada/salida e intercambio de información entresistemas del dominio DMS, se estableció la arquitec-tura lógica para la interoperabilidad semántica, la cualconsidera que todos los sistemas legados de la CFEdeberán pasar por un “Adaptador CIM” (wrapper ), elcual es una capa o envolvente, sustentada en tecno-logía GID para la definición de interfaces genéricas deacceso a datos (figura 3).

Cada “Adaptador CIM” debe considerar la generación

del Modelo Semántico para el sistema en particularque enlazará, así como un procesamiento interno delos datos que permita “mapear” la información parti-cular al modelo general, respetando la nomenclaturaúnica del Modelo CIM.

De igual manera, al contar con la capa de interopera-bilidad semántica, en el futuro, cualquier sistema quepor su naturaleza sea compatible con el Modelo CIM,se podrá enlazar de manera directa sin la necesidad deabstraer el cumplimiento mediante “Adaptadores CIM”.En el caso del Simulador del SED, el cumplimiento conel Modelo CIM fue establecido desde su inicio, por loque actualmente cuenta con la capacidad de generary recuperar Instancias CIM/XML para su procesamientoen el bus de interoperabilidad semántica (figura 4).

Figura 3. Arquitectura lógica para la interoperabilidad semántica del Sistema

Eléctrico de Distribución Inteligente (SEDI).

Figura 2. Arquitectura física para la interoperabilidad semántica del Sistema

Eléctrico de Distribución Inteligente (SEDI).




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Modelo Semántico del Sistema Eléctrico de Distribución

La tecnología de Interoperabilidad Técnica (sintaxis) noasegura el mismo nivel de significado o interpretaciónen la capa semántica ya que:

XML proporciona una sintaxis superficial para docu-

mentos estructurados, pero no impone restriccionessemánticas en el significado de estos documentos.

XML Schema es un lenguaje que se utiliza pararestringir la estructura de los documentos XML y paraampliar XML con tipos de datos.

RDF es un modelo de datos para objetos o “recursos” ylas relaciones entre ellos, proporcionando una semán-tica simple. Este tipo de modelo de datos puede serrepresentado en una sintaxis XML.

RDF Schema es un vocabulario utilizado para describirpropiedades y clases de recursos RDF, con una semán-

tica para la generalización y jerarquización tanto depropiedades como de clases.

Un Modelo Semántico es una Ontología, es decir,permite representar explícitamente el significado detérminos en vocabularios y las relaciones entre esostérminos de manera exhaustiva y rigurosa, con la fina-lidad de facilitar la comunicación y el intercambio deinformación entre diferentes sistemas.

Una Ontología añade vocabulario para describir propie-dades y clases: entre otros, relaciones entre clases (porejemplo, composición, asociación, herencia), cardina-lidad (por ejemplo, “sólo uno”), igualdad, y agrega tipos

de propiedades, características de propiedades (porejemplo, simetría), y clases enumeradas.

Un Perfil es un subconjunto de clases, atributos yasociaciones derivadas de la Ontología (ModeloCIM), que representa a los componentes del mundoreal seleccionados para su manejo en sistemas deinformación.

Para obtener el Modelo Semántico del Sistema Eléc-trico de Distribución (SED), así como una instancia CIM/XML del SED, en la CFE se utilizó el Modelo CIM basede las normas IEC 61968 e IEC 61970 y se aplicó lasiguiente secuencia:

Mapear los conceptos del SED con los conceptosdefinidos en el Modelo CIM. Se debe usar tanto comosea posible, la definición del Modelo CIM, considerandoque ocasionalmente resultará imposible establecer lacorrespondencia exacta.

Extender el Modelo CIM. Mediante el uso de clasesderivadas se deben agregar todos los conceptos delSED no considerados en el Modelo CIM, por ejemplo:datos de alimentadores, giro de los clientes, etc.

Generar el Perfil CIM/XML. A partir del modelo CIMextendido y con la herramienta opensource CIMtool, segenera el Perfil validado con las reglas de la ontologíaCIM. En este punto se cuenta con el Modelo Semánticoque puede ser usado de diversas formas y tecnologías

compatibles con CIM (R. García et al ).

Implementar clases .NET. En función del Perfil, susclases y relaciones (en UML), se deben implementartodas las clases en un lenguaje de programación Orien-tado a Objetos (OO) para utilizar el Perfil CIM/XML,acorde al esquema RDF de la norma IEC 61970-501.

Desarrollar una aplicación que consuma las clases.NET. Además de utilizarlas, deberá tener accesonativo a los sistemas fuente para extracción de datos,de manera que se genere un archivo de Instancia CIM/XML, que pueda ser procesado acorde a las reglas de laOntología CIM.

El resultado permite la representación formal del SEDde la CFE y estar acorde con las reglas semánticas quepermiten la interoperabilidad entre múltiples sistemasen el ámbito de la distribución de energía eléctrica.

Figura 4. Secuencia para obtener el Modelo Semántico y crear una Instancia

CIM/XML del SED acorde al Modelo CIM.




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Actualmente se cuenta con el Modelo Semántico e Instancias para la red topológica de distri-bución (georreferenciada), desde 135 kV hasta 13.8 kV, los unifilares de subestaciones depotencia y de distribución, el modelo eléctrico y físico de los elementos y dispositivos inte-grados, datos SCADA adquiridos en tiempo real, clientes importantes conectados al SED, datosoperativos (fallas y mantenimiento) y datos de calidad de la energía. Se continúa integrandoelementos y definiciones al Modelo.

Figura 5. Ejemplo de Instancia CIM/XML del SED, acorde al Modelo CIM.

Conclusiones

Desde su definición, una Red Eléctrica Inteligente considera una revolu-ción tecnológica en los sistemas de suministro de energía eléctrica, tantosu generación, transporte y almacenamiento, hasta su consumo.

Por su parte, la CFE está trabajando en la adopción de estándares interna-cionales y buenas prácticas en la industria nacional, tales como IEC 61850,IEC 61968, IEC 61970, IEC/PAS 62559, UML, entre otros, con el objeto deconformar un Sistema Eléctrico más eficiente, seguro, robusto y confiable.En este esfuerzo, la definición y estrategia del Sistema Eléctrico de Distribu-ción Inteligente (SEDI), marcará las directrices de la Subdirección de Distri-bución, en el rumbo del cambio tecnológico requerido para conformar lared eléctrica del futuro.

Por su parte, la adopción del Modelo CIM y la Arquitectura de Interoperabi-lidad Semántica son los elementos que permitirán el intercambio de infor-mación de manera estándar entre sistemas, con el objeto de establecere implantar aplicaciones avanzadas, tales como la Gestión del lado de laDemanda (Demand Response), la Automatización de la Distribución, TarifasDinámicas, Auto Reparación de Redes, entre otras que están emergiendoen el contexto internacional.

Reconocimientos

Los autores desean agradecer a las siguientes personas,el apoyo en el desarrollo del presente trabajo:

Tito Manuel Calleros Torres (IIE)Mirna Molina Marín (IIE)Heidi Barrera Monje (IIE)Eider Miguel Amores Campos (IIE)John Gillerman (SISCO)Margaret Goodrich (SISCO)Héctor Pérez Escamilla (CFE)Leopoldo Meza Olvera (CFE)

Referencias

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ALFREDO ESPINOSA REZA [[email protected] ]

Ingeniero Mecánico Electricista, en el área de Electricidad y Electrónica,egresado de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) en1994. Ingresó al IIE en 1995, en donde desarrolla e integra sistemas deinformación en tiempo real para centrales generadoras de energía eléc-trica, subestaciones y redes de distribución. Sus áreas de investigaciónincluyen la arquitectura e infraestructura de interoperabilidad semán-tica para los Sistemas de Gestión de la Distribución (DMS), soportada porel Modelo de Información Común (CIM). Recientemente coordinó el desa-rrolló del Simulador del Sistema Eléctrico de Distribución para los centrosde control de distribución de la CFE, así como el desarrollo de la arqui-

tectura e infraestructura de interoperabilidad semántica para sistemas deinformación, en el contexto de la gestión de la distribución de energía eléc-trica (DMS) de la CFE.

RAÚL GARCÍA MENDOZA [[email protected] ]

Ingeniero Mecánico Electricista con especialidad en Electrónica, egre-sado de la Facultad de Estudios Superiores Cuautitlán, de la UniversidadNacional Autónoma de México (UNAM) en 1988. Maestro en CienciasComputacionales por el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores deMonterrey (ITESM) en 1997. Ingresó al IIE en 1990, en donde ha diseñado,desarrollado e integrado sistemas de información en tiempo real, para lasupervisión, control y diagnóstico de procesos relacionados con la genera-ción, transmisión y distribución de energía eléctrica. Actualmente colaboraen el desarrollo de la arquitectura e infraestructura de interoperabilidadsemántica soportada por el modelo CIM, para sistemas de información enel contexto de la distribución de energía eléctrica (DMS) de la CFE.

JESUS FIDEL BORJAS DÍAZ [ [email protected] ]

Ingeniero en Sistemas Computacionales egresadodel Instituto Tecnológico de la Laguna en 2006. Enese mismo año participó en el programa de Adies-

tramiento en Investigación Tecnológica del IIE, reali-zando un prototipo de sistema experto para el Simu-lador del Sistema Eléctrico de Distribución. Desde 2007se desempeña como investigador por honorarios enla Gerencia de Supervisión de Procesos del IIE, partici-pando en el desarrollando e integración de sistemaspara la industria eléctrica. Es coautor del software regis-trado: “Simulador del Sistema Eléctrico de Distribución”.Actualmente participa en el proyecto para establecerla arquitectura e infraestructura de interoperabilidadsemántica para los sistemas de gestión de la distribu-ción (DMS) de la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Dave McComb, Semantics in Business Systems, MorganKaufmann Publishers, 2004.

Bobby Woolf, Exploring IBM Smart SOA Technology & Practice,Maximum Press, 2008, Canadá.

Jeff Davies, David Schorow, Samrat Ray and David Rieber, The

Definitive Guide to SOA Oracle® Service Bus, second edition,Apress, 2008.

Judith Hurwitz, Robin Bloor, Marcia Kaufman and fern Halper,SOA for Dummies, 2nd IBM Limited Edition, Wiley Publishing,Inc., 2009, US.

OWL Web Ontology Language Overview , World Wide WebConsortium (W3C), February 2004, updated to October 2009.

CIMtool (http://www.cimtool.org/).

De izquierda a derecha: Alfredo Espinosa Reza, Jesus Fidel Borjas Díaz y

Raúl García Mendoza.



Boletín IIEBreves técnicas

120

En la automatización de la distribución (AD) se handesarrollado aplicaciones desde hace más de unadécada. El enfoque en AD ha sido principalmente elseccionamiento automático de fallas sobre los alimen-tadores, estableciendo puntos de telecontrol sobre elcircuito. En cada punto de seccionamiento se realiza unmonitoreo de variables básicas como corriente, voltajey potencia instantánea, así como estados digitales quedisparan alarmas por sobrecorriente o bajo voltaje. Enestos esquemas se consideran unidades terminalesremotas de poste (UTRp), para realizar el telecontrolde los puntos de seccionamiento desde los centros decontrol de operación. En este esquema de automatiza-ción son utilizados medios de comunicación vía radio o

líneas telefónicas dedicadas (hilo piloto) y se mencionaque con los avances en las comunicaciones se buscanalternativas con telefonía celular.

En la figura 1 se muestra un modelo de automatizaciónde alimentadores, que logra funciones como el seccio-namiento de eventos no deseados o disturbios, mejo-rando el tiempo de interrupción de usuario. En esteesquema de automatización, incluso la restauraciónpuede ser a través de telecomandos.

La automatización de la distribución en la red inteligente

Otras funciones que se logran con este esquema de AD es la regulación

de voltaje con control de reactivos y localización de fallas automatizadassobre ramales principales. En estas funciones se presentan retos impor-tantes a resolver, sobre todo con el avance en los sistemas de protec-ción DEI’s (Dispositivos Electrónicos Inteligentes), así como los equipos demedición multifunción, los cuales pueden ser incorporados en versionesmínimas sobre puntos de seccionamiento, logrando calidad en las medi-ciones. Con la conjugación y avances de los sistemas y medios de comu-nicación, las aplicaciones en la automatización de la distribución vienena considerar el concepto de redes inteligentes. En este sentido, el modelodel sistema eléctrico tradicional y jerárquico que ha sido utilizado tradi-cionalmente por la empresa eléctrica, viene transformado por el nuevoconcepto de las redes inteligentes (RI). En éste se plantea un esquemaintegrado que incluye desde la generación, hasta el consumidor. Entre lasfunciones que se consideran planteadas en el modelo planteado por una

RI se encuentran:

Participación activa de los consumidores; optimización de recursos eléc-tricos y una operación eficiente; inclusión de energía renovable y opcionesde almacenamiento; el servicio eléctrico debe ser de alta calidad, tal comolo demandan las tecnologías digitales actuales; el sistema debe ser capazde responder a disturbios y auto repararse; alta seguridad en los sistemas yequipos que resistan a ataques físicos y cibernéticos; tener la habilidad demanejar e incluir nuevos productos, servicios y mercados. En la figura 2 semuestra el esquema actual del sistema eléctrico y la propuesta para la RI.

Figura 1. Modelo de Seccionamiento automatizado sobre dos alimentadores.

Ma. de Lourdes Gallegos Grajales, Cuitlahuac Picasso Blanquel



Breves técnicas

121

julio-septiembre-10

La gran mayoría de las características mencionadasestán relacionadas con la eficiencia energética y laconfiabilidad. Estos aspectos dependen estrecha-mente de la automatización de la distribución; además,el esquema del modelo planteado por la RI, repre-senta un reto más para la automatización de la distri-

bución. Como se mencionó anteriormente, la automati-zación en los sistemas de distribución ha sido orientadaa mantener la continuidad del servicio, manteniendoestándares de confiabilidad. En la RI se adiciona unaspecto más: la eficiencia energética, cuya finalidaddebe estar orientada a realizar un uso óptimo de losrecursos eléctricos existentes, de tal forma que permitael diferimiento de inversiones. Tomando en cuenta loanterior, la automatización de la distribución en una RIdebe cumplir con mejoras en la capacidad de opera-ción dirigida a:

Eficiencia Energética:

• Optimización de la administración de la demanda, utilizando modelosde carga que permitan maximizar el uso de recursos eléctricos, con elobjetivo de reducir picos de demanda y pérdidas.

• Despacho automático de reactivos de la red de distribución.

• Los SCADA, DMS, OMS utilizados, deberán incluir más análisis yfunciones de control para la operación en tiempo real del sistema.

• Manejo de la participación de consumidor a través de los AMI medi-dores inteligentes.

• Incorporación de generación distribuida.

Confiabilidad:

• Predecir, localizar y aislar, así como analizar las fallas con o sin la inter-vención del operador, antes de que su impacto pueda afectar la calidaddel servicio.

• Incorporar mediciones, comunicaciones, equipos inteligentes, diagnós-tico avanzado, que permita contar con un control retroactivo.

• Mantenimiento basado en la confiabilidad del equipo.

• Utilizar simuladores para el entrenamiento de operadores.

Para alcanzar la propuesta de la automatización de la Distribución en RI,se requiere que los diferentes sistemas actuales se integren en un sistemapara la Gestión de Sistema de Distribución (IGSD).

a) Esquema jerárquico actual. b) Esquema planteado por las redes inteligentes.

Figura 2: Esquema del sistema eléctrico.




122

Sensores y la Red Eléctrica Inteligente

Sensores en sistemas eléctricos de potencia y su papel

en las Redes Inteligentes

Una Red Eléctrica Inteligente (REI) o Smart Grid, como se conoce en elámbito internacional, se refiere a una visión estratégica tecnológica parala modernización de los sistemas de suministro de energía eléctrica, inclu-yendo el monitoreo, protección y optimización automática de la operaciónde los elementos interconectados. Esto implica la comunicación eficienteentre los centros de generación, generación distribuida, líneas de transmi-sión y sistemas de distribución, con sus contrapartes en la operación. Éstaspueden ser desde los usuarios industriales y sistemas de almacenamientode energía, hasta los consumidores domésticos y sus sistemas de calefac-ción, vehículos eléctricos, electrodomésticos y otros dispositivos del hogar.

Una parte cardinal de las REI es la habilidad para comunicar, de maneraremota, el estado de la red a las compañías eléctricas y a los usuarios. Loanterior se está llevando a cabo a través de una avanzada red de comuni-caciones, destacándose los sistemas RF (Radiofrecuencia) y PLC (Comunica-ción por Línea de Alimentación), y un sofisticado sistema de administraciónde datos que almacena en tiempo real, los datos históricos provenientesde medidores y sensores. Los sistemas tradicionales SCADA y los sistemasAMR (Sistema para Lectura remota de Medidores) se consideran los prede-cesores de las REI y juegan un papel importante en su implementación.

Para las compañías de electricidad, la REI se inicia con los medidores inte-ligentes, los cuales pueden efectuar lecturas remotas de electricidad,detectar cortes o robo de energía, realizar conexión y desconexión remotadel servicio, establecer esquemas de prepago con los usuarios y hastapermitir la interacción con electrodomésticos. Esto posibilita realizar unanálisis rápido de las anormalidades en la calidad de la energía eléctricasobre un área geográfica muy grande, lo que implica el procesamiento entiempo-real de información y, consecuentemente, ayudar a las empresasde electricidad a operar la red eléctrica en forma más eficiente.

En este sentido, uno de los objetivos primordiales es predecir fallas antesde que ocurran, tomar las acciones correctivas que se requieran, o recon-figurar la red eléctrica en forma automática al sacar un equipo de opera-ción, cuando la demanda es baja. Adicionalmente, las líneas de transmisión

y los equipos eléctricos en subestaciones se encuentran en un proceso deenvejecimiento, mientras que los requerimientos de confiabilidad se incre-mentan y la disponibilidad de tiempo para desempeñar labores de mante-nimiento disminuye. Una solución es la inclusión de sensores de bajo costoen las REI, para realizar en tiempo real el monitoreo e inspección remotade equipo y sistemas eléctricos, a fin de optimizar el mantenimiento yprevenir fallas.

José Ramírez Niño, Rito Mijarez Castro, Pablo H. Ibargüengoytia González, Gerardo Montoya Tena



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Sensores en la aplicación

Los sensores son los elementos que convierten las variables del mundoreal en variables ampliamente manejadas (como voltaje y corriente) y quepueden ser medidas, graficadas o almacenadas. Dependiendo del tipo deseñal al cual responden, los sensores pueden ser mecánicos (flujo, fuerza,torque, presión, velocidad, aceleración, etc.); térmicos (temperatura, calor,entropía, flujo de calor, etc.); eléctricos (voltaje, corriente, carga, resis-tencia, inductancia, capacitancia, etc.); magnéticos (intensidad de campo,densidad de flujo, momento magnético, permeabilidad, etc.); químicos(PH, concentración, oxidación, etc.).

A diferencia de las señales empleadas para protec-ciones, con las cuales hay que tomar acciones inme-diatas para evitar daños en el equipo, las señalesen los sistemas de monitoreo tienen la función dedetectar fallas en evolución lenta. Lo anterior permiteprogramar el mantenimiento predictivo en funciónde los resultados del análisis de las variables monito-readas. A continuación se mencionan las característicasde los sensores en los principales equipos eléctricos.

Generadores de potencia. Se emplean muchos tiposde sensores que están dedicados principalmente aprotecciones, pero la tendencia actual es supervisarcon detalle las variables más importantes y aportarinformación de la integridad del equipo. En estasmáquinas se emplean sensores de vibraciones, tempe-ratura, flujo, presión de aceite, de agua de enfriamientoo de hidrógeno en el caso de los turbo-generadores,además de las variables eléctricas como voltajes ycorrientes de línea, corriente de excitación, corriente deneutro, frecuencia, etc.

Transformadores de potencia, interruptores, trans-formadores de instrumento, líneas de transmisión

y cables de alta tensión. Son equipos eléctricos queestán sometidos a alto voltaje y cada uno tiene carac-terísticas particulares, sujetas de ser monitoreadas paraasegurar su integridad, así como la continuidad delservicio eléctrico. Actualmente, por ejemplo, se trabajaen modelos matemáticos que por medio del análisisespectral de vibraciones, y su relación con las variableseléctricas en transformadores o interruptores, se deter-mina el estado de deterioro de los equipos y su vidaremanente.

Tabla 1. Proyectos de desarrollo de sensores para transmisión y subestaciones

realizados por EPRI.

La siguiente tabla muestra un universo de sensores, actualmente endemostración y en investigación y desarrollo (I&D), realizado por el EPRIpara subestaciones eléctricas y líneas de transmisión.




124

Sensores en IIE

En materia de sensores, el IIE ha desarrollado proyectos en varias gerencias que pueden inte-grarse dentro del concepto de la REI.

La Gerencia de Equipos Eléctricos cuenta con un Sistema de Monitoreo de Generadores enLínea denominado “AnGeL”. Se encuentran instalados 36 sistemas tanto en turbogeneradores

como en plantas hidroeléctricas de la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Este sistemaemplea sensores para medir variables como voltajes y corrientes de operación, corriente deneutro, corriente de flecha, flujo magnético en el entrehierro y descargas parciales. El sistemaestá conformado por sensores comerciales y sensores desarrollados por el Instituto. Sensores,acondicionadores de señales, tarjetas de adquisición de datos y computadoras industrialesse encargan de almacenar la información de cada generador, formando una red local que seinterconecta a la Intranet de la CFE.

La Gerencia de Control en Instrumentación desarrolló un Sistema de Adquisición y Monitoreo(SAM), que permite dar el servicio de monitoreo de los sistemas de control en máquinas eléc-tricas rotatorias, midiendo formas de onda de señales eléctricas propias de los sistemas decontrol.

El Sistema Computarizado para el Análisis Dinámico (SICAD) desarrollado en la Gerencia de

Turbo-Maquinaria, considera sensores de aceleración y velocidad, supervisando el compor-tamiento mecánico de turbinas y generadores eléctricos. Se tienen 20 sistemas operando encentrales de generación y se proporciona el servicio de medición con equipo de monitoreomóvil.

Tanto para líneas de transmisión como para subestaciones, la Gerencia de Transmisión y Distri-bución cuenta con el Sistema de Monitoreo de Contaminación (SMC), el cual, a través desensores diseñados por el IIE, mide los niveles de corriente de fuga en aisladores conectadosa alta tensión. Con los valores de corriente medidos, el SMC determina el nivel de riesgo deflameo por contaminación en función del tipo y perfil de los aisladores, y ofrece una serie derecomendaciones de mantenimiento al personal de operación de la red eléctrica.

El Sistema de Supervisión del Sistema de Enfriamiento en Centrales de Generación (SISDTE-SE), se desarrolló en la Gerencia de Procesos Térmicos. Por medio de sensores de temperatura,flujo, potencia, humedad y presión de vacío, el sistema de monitoreo es capaz de diagnosticarel estado operativo de la torre de enfriamiento, bombas y condensador del sistema de enfria-miento en turbogeneradores. Dicho sistema propone alternativas de solución a problemasdetectados.

La Gerencia de Materiales y Procesos Químicos ha desarrollado la capacidad para el monitoreode la corrosión externa de ductos metálicos, a través de la medición de potenciales electro-químicos entre los ductos metálicos y electrodos de referencia. Otro desarrollo realizado poresta Gerencia es el Sistema de Monitoreo de la Velocidad de Corrosión Interna de Ductos, através de la medición de la actividad química del agua en suspensión en ductos de petróleo.Este sistema supervisa variables como temperatura, presión y cuatro variables particulares decorrosión. En este ámbito, la Gerencia de Control e Instrumentación ha desarrollado proyectosde I&D, relacionados con el diseño de sensores inteligentes, basados en cristales piezoeléc-tricos para la detección de agua en tubos de refuerzo en plataformas petroleras costa fuera.Aunque estos últimos sistemas de monitoreo no supervisan directamente equipos eléctricos,presentan capacidades que pueden equipararse a las REI, dado que están orientadas a la opti-mización de los recursos energéticos.



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Retos futuros

El desarrollo de estas “Redes Inteligentes” creará unmercado muy importante de sensores en la próximadécada. Los sensores requeridos no sólo serán losorientados a monitorear flujos de energía y sensorespara el balance de cargas, sino que también el moni-toreo del estado de los equipos eléctricos será parteimportante del desarrollo.

Los proyectos I&D, enfocados a sensores y su infraes-tructura asociada se dividen principalmente en: apli-cación de sensores existentes, desarrollo de nuevossensores, sistemas de comunicación y recolección de

datos, seguridad y fuentes de alimentación por mediode energías renovables. Sin embargo, el incorporarestos sensores dentro del concepto de la REI tambiénincluye nuevos retos, uno de los cuales es la inclusiónde protocolos y estándares para el manejo eficiente dela información, a fin de alcanzar la interoperabilidad.De acuerdo al National Institute of Standards and Tech-

nology (NIST) del Departamento de Comercio de losEstados Unidos, existe una urgencia para establecerestos estándares; sin ellos, los desarrollos tecnoló-gicos o implementaciones realizadas con inversionespúblicas o privadas, corren el riesgo de alcanzar unaobsolescencia prematura o de ser implementadossin las medidas de seguridad requeridas para estospropósitos.

La red eléctrica inteligente requiere cientos de están-dares, especificaciones y requerimientos, sin embargo,unos son más urgentes que otros. De acuerdo al

reporte especial 1108, el NIST ha definido un plan deacción para revisar y liberar los estándares más impor-tantes para el año 2010, entre los que destacan el IEC61850, relacionado con el protocolo DNP3, el de líneasdirectivas para el empleo de protocolos IP, adecuadospara la REI, y el de líneas directivas para el uso de comu-nicaciones inalámbricas, entre otros.




126

Tradicionalmente, las funciones de alto nivel en la mayoría de las empresasde electricidad han carecido de un intercambio de información eficiente.Recientemente se ha visto una mayor actividad en la interrelación entrelas funciones: medición, facturación, Customer Relationship Management/ Customer Information System, (CRM/CIS) y protección del ingreso. Estainterrelación refleja la creciente necesidad de generar una mayor satisfac-ción en el cliente y se basa en la recolección automática de datos de múlti-ples aplicaciones, así como en medios de comunicación integrados y adap-tativos, en bases de datos compartidas.

Lo anterior requiere de una alta integración del consumidor en losprocesos de operación de la empresa de electricidad, y de esta integraciónambos deben resultar con claros beneficios:

Sistema de medición avanzada para usuarios

geográcamente concentrados

Consumidor. Información en tiempo real acerca desu consumo y uso de la energía, así como los mediospara controlarlos y administrarlos de manera eficiente.Obtención de beneficios comunes tales como:eficiencia, confiabilidad y seguridad de la red y delservicio eléctrico, así como la protección del medioambiente al coadyuvar con los planes de las empresasde electricidad, sobre la implantación del concepto de

red eléctrica inteligente.

Empresa de electricidad. Mayor información einfluencia sobre los patrones de consumo y uso de laenergía de sus clientes, para una mejor predicción de lademanda. Mejora en la eficiencia, confiabilidad y segu-ridad de la red y del servicio eléctrico. Ahorros finan-cieros por generación diferida y anticipación a fallas enla red eléctrica. Protección del medio ambiente.

Lo anterior implica una administración eficiente de la energía y éstarequiere del uso de esquemas de medición de energía versátiles, exactos,confiables e inteligentes con respecto a los sistemas tradicionales, de talmanera que, actualmente, es necesario que además de contar con medi-dores que registren el consumo de los usuarios para su facturación, seutilicen sistemas que permitan la aplicación de distintos tipos de tarifas,que consideren la implementación de sistemas de prepago, que permitanun eficiente control de la demanda, y especialmente, integrar a los consu-midores finales en los procesos de operación de las empresas de electri-cidad, bajo el nuevo concepto de red eléctrica inteligente.

Por otro lado, las empresas de electricidad de todo el mundo sufren, enmayor o menor grado, de pérdidas de energía eléctrica. Un gran porcentajede éstas se refiere a las conocidas como no-técnicas, las cuales se deben a:robos (conexiones no autorizadas a la red eléctrica), fraudes (alteración delfuncionamiento normal del medidor), errores administrativos y de gestióncomercial (errores en la toma de lectura, medidores descalibrados, etc.).

Lo anterior, además de impactar negativamente en las finanzas de lasempresas de electricidad, afecta severamente la calidad de la energía y delservicio eléctrico.

Gilberto Vidrio López, Roberto Castán Luna, Fernando Ramírez Garduño, David Pascacio Maldonado



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El IIE ha desarrollado una serie de equipos que enconjunto conforman el “Sistema Integral de Medicióny Detección de Robos de Energía Eléctrica (SIM-IV)”,el cual es un sistema AMI, competitivo en el ámbitomundial, y uno de los componentes clave en las redeseléctricas inteligentes.

El SIM-IV ofrece equipos y funciones de medición dela energía eléctrica, necesarios para la generación deinformación para diversas áreas, tales como: factura-ción, atención al cliente, pérdidas de energía, manteni-miento y control de fallas de las redes eléctricas.

El SIM-IV cuenta con un concentrador de mediciones, con capacidad dealbergar en su interior, medidores electrónicos inteligentes con funcionespropias para la medición y registro de consumos eléctricos, neteo, asícomo la conexión/desconexión remota del suministro eléctrico. Cuentaademás con un display remoto que se instala en el interior del domiciliodel usuario, el cual, entre otras funciones, despliega información referenteal consumo eléctrico, costo de la tarifa y envío-recepción de mensajes detexto hacia-desde la empresa de electricidad. La arquitectura modulary escalable del SIM-IV le permite ser configurado para diversas aplica-ciones, cubriendo varios nichos de mercado. En particular, actualmente seestá aplicando para medir y administrar la energía eléctrica entregada aun grupo de usuarios geográficamente concentrados. Un sistema de estetipo se instaló en dos centros comerciales que pertenecen a la red eléctricade distribución de la División Centro Sur de la Comisión Federal de Electri-cidad (CFE).

Instalación del SIM-IV en un centro comercial del Estado de Morelos.



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Boletín IIE Artículos de investigación

1 Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE)2 Comisión Federal de Electricidad (CFE)3 Global Networking Engineering (GNE), España

Resumen

E

n este artículo se presenta un caso de estudio de automatización de subestaciones eléctricas, de la Comisión Federal de Electri-cidad (CFE) de México, en el cual se ha tomando como referencia la norma IEC-61850. El caso de estudio consiste en definir una

metaespecificación para los sistemas de protección, control, medición y comunicaciones requeridos por las subestaciones dedistribución eléctrica. Para el desarrollo se ha tomando como referencia la experiencia previa obtenida en el desarrollo de un sistemaSA legado, la norma IEC61850, así como las experiencias documentadas en [1], [2] y [3]. De esta manera, el resultado obtenido es lametaespecificación, la cual establece la aplicación de los equipos de protección, control y medición bajo los conceptos de interope-rabilidad, así como las funciones de automatización de subestaciones aplicados en las redes eléctricas inteligentes (REI’s). La meto-dología puesta en práctica comprende el diseño de la arquitectura del sistema (SAS), la filosofía de operación, la topología de la redde comunicación, el modelado de datos con nodos lógicos que incluye tipos de datos y clases de datos comunes (CDC), transfe-rencia de información, y administración de los archivos .icd, .ssd, .scd y .cid.

Palabras clave: Metaespecificación.SAS: Sistemas de automatización de subestacionesSA: Automatización de subestacionesREI: Red Eléctrica Inteligente.

Metodología para establecer el perl que dene una

meta-especicación que aplica a subestaciones de

distribución -caso México- basada en la norma IEC-61850

Cuitlahuac Picasso Blanquel1, Carlos Chairez Campos1, Joaquín García Hernández1,

Hebert Godínez Enríquez1, Francisco C. Poujol Galván1, Dionisio A. Suárez Cerda1, Andrés Villalobos Romo2, Rosa E. Llamas González2 y Carlos Samitier Otero3

Artículo presentado originalmente en el Décimo Tercer Encuentro Regional Iberoamericano deCIGRÉ, en Puerto Iguazú, Argentina, del 24 al 28 de mayo de 2009, organizado por el Centro deInvestigación de Grandes Redes Eléctricas Asociación Civil, Comité Nacional de CIGRÉ en Argentina.



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Artículos de investigación

Introducción

Una de las disyuntivas para la aplicación de la tecno-logía IEC-61850 son los costos y beneficios que sebuscan por diferentes sectores de inversión, respon-sables de la automatización en sistemas eléctricos depotencia para subestaciones. En este concepto, y en

el mayor acuerdo de las compañías eléctricas a nivelmundial, se trabaja en adoptar la tecnología con baseen el estándar IEC-61850. Una vez que se ha favore-cido la aplicación del estándar por las compañías eléc-tricas, nos preguntamos cómo integrar los sistemas deautomatización de subestaciones; en muchos casosy el más sencillo, con altos costos y beneficios aún nocuantificados y validados, son subestaciones nuevas lascuales al final, presentan huecos que resolver en deta-lles operativos funcionales y de seguridad. Asimismo,en los prototipos se continúa manteniendo duplicidadcon sistemas legados, validando la funcionalidad esta-blecida por el estándar IEC-61850 y éste es un procesonatural comprendido por proveedores y compañías

eléctricas.

En cada país se tienen diferentes propuestas que consi-deran, entre otras propuestas: Migraciones tecnoló-gicas, escalamientos en equipos, aplicaciones parcialesde automatización, desarrollo de prototipos, cadacaso es una aplicación con riesgo de lo que se quieredominar. Por otra parte y un enfoque importante dela aplicación del estándar IEC-61850 es la administra-ción tecnológica de los diseños, para que una vez inte-grada la automatización se cuente con disponibilidadde herramientas para llevar a cabo el soporte y mante-nimiento de los equipos de automatización, teniendoen validación el beneficio de la interoperabilidad de

equipos.

En cada compañía eléctrica se toma la decisión decómo aplicar el estándar IEC-61850, y ante algunospuntos de incertidumbre, la integración de los sistemastoma como base fundamental contar con una especi-ficación particular del sistema de automatización. La

especificación es fundamental donde se establecen losrequerimientos funcionales, diseños, filosofías opera-tivas, arquitectura de la topología de subestación yde las comunicaciones, administración de las varia-bles que conlleva modelo de datos, transferencia deinformación y sobre todo los mecanismos para docu-mentar los diseños, configuraciones y detalles de cadaequipo, para así contar con un dominio tecnológico delos sistemas automatizados y facilitar un escalamientofuturo o su propio mantenimiento.

Por otra parte, no perdiendo de vista las tendenciastecnológicas de las subestaciones en su integraciónhacia las Redes Eléctricas Inteligentes (REI). La tecno-

logía de automatización en IEC-61850 colabora poten-cialmente hacia las REI’s, considerando componentescon interoperabilidad e interconectividad, y en estatecnología se asocian modelos UML y XML, que faci-litan la armonización de datos importantes para esta-blecer modelos semánticos de variables e información,que sirve para ser enviada o suscrita con otros sistemase integrar las REI’s.

Descripción de la metodología para lograr la meta-

especicación que aplica a subestaciones de distribución

La metodología establecida en este trabajo tomacomo base los sistemas legados y el entendimiento delestándar IEC-61850, estos conceptos cubren funcionesde protección, control, medición, diseño de la arqui-tectura SAS, diagramas eléctricos unifilares, filosofía deoperación, arquitecturas de comunicación, la lista de

señales y datos para su modelado con nodos lógicos,clases de datos comunes (CDC), transferencia de infor-mación, valores de desempeño y disponibilidad, proto-colos de comunicación hacia un nivel superior, condi-ciones de operación como temperatura, normativapara establecer nombres de campos y el manejo de losarchivos .icd, .ssd, .scd y .cid.

Figura 1. Metodología adoptada para establecer una meta-especificación.



130


Desarrollo de la meta-especicación caso México

Denición de los arreglos

topológicos que aplican de la

subestación

La definición del arreglo de topología de la subestaciónes importante para establecer los requerimientos en laautomatización de una subestación. En CFE distribu-ción se utilizan cinco tipos de arreglos, los cuales hansido definidos con base en las características técnicasoperativas de la red de distribución de la CFE y son losque cuentan con altos índices en confiabilidad y segu-ridad para la red eléctrica. Los arreglos topológicos son:tipo “H”, Barra Principal, Barra Principal y Transferencia,Anillo, y una subestación con cualquiera de los cuatroarreglos indicados en SF

6.

Nodos lógicos propuestos para los arreglos

topológicos mencionados

Los nodos lógicos propuestos de acuerdo al estándar IEC-61850 para los

arreglos topológicos típicamente empelados, se definen con base en lasfunciones de protección que se utilizan, esto es, si se utilizan por ejemplo,dos IEDs de protección para la protección de líneas de transmisión, tantocortas como largas, también se utilizan dos IEDs de protección con losnodos lógicos respectivos, para su protección. Con base en este criterio,la cantidad de IEDs de protección que se utilizan cuando se define unsistema automatizado con IEC-61850, para una subestación en particulares la misma, lo cual indica que la definición de los nodos lógicos para lasfunciones de protección es similar con un sistema legado. Con este criteriode referencia se establecen los nodos lógicos obligatorios que se requierapara cada una de las bahías que integran una subestación. Así se muestraun ejemplo de nodos lógicos que se utilizan de acuerdo a las funcionesde protección para cada una de las bahías, los cuales se indican en lassiguientes tablas.

Tabla 1. Nodos lógicos para líneas de transmisión.

Esquema o equipoprimario

Dispositivo deprotección

Nodos lógicos

Lineas ≤10 kM(línea corta)

IED1 PLDF (RBRF),(RREC), (PTUV), (PTOV), (RSYN),(PFRQ),(RFLO)IED2 PDOC/PDEF

IED3 MMXU, MMTR, MHAI

Lineas >10 kM(línea larga)

IED1 PDIS RBRF, RREC, PTUV, PTOV, RSYN, PFRQ, RFLO

IED2 PDOC/PDEF


Tabla 2. Nodos lógicos para bancos de transformación.

Esquemao equipoprimario

Dispositivode protección

Nodos lógicos

Transformadorde potencia

IED1 PTOC, RBRF, PFRQ

IED2 PTDFIED3 PTOC, PFRQIED4 MMXU

Tabla 3. Nodos lógicos para alimentadores de distribución.

Esquema oequipo primario


Nodos lógicos

AlimentadorIED1

PIOC/PTOC, RREC, PFRQ, PTUV, PDOC,RFLO


Tabla 4. Nodos lógicos para banco de capacitores.

Esquema o equipoprimario


Nodos lógicos

Bco. de capacitores A.T. IED1PIOC/PTOC, PTOV, RBRF, PHIZ,

PTUVMMXU

Bco. de capacitores M.T. IED1 PTOV, MMXU

Tabla 5. Nodos lógicos para protección de barras.

Esquema oequipo primario


Nodos lógicos

Barras IED1 PBDF



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131


Clases de datos comunes (Common Data Class CDC) propuestos para su uso

Las clases de datos comunes (CDC), de acuerdo al estándar IEC-61850, se utilizan para estruc-turar la información de una manera lógica, esto es, el estatus de información dentro de losnodos lógicos de las funciones de protección de un IED. Los CDC indican dentro de su estruc-tura informática, los atributos, tipo de atributos, el estatus y si el atributo es mandatario uopcional. Es importante indicar que cuando los atributos de un CDC deben ser para el sistemaautomatizado obligatorios, éstos deben definirse como mandatorio en cada uno de los CDC.Los CDC que se utilizan de acuerdo a los requerimientos de una subestación de distribuciónson: SPS, DPS, INS, ACT, ACD, SEC, BCR, MV, CMV, SAV, WYE, DEL, HMV, HWYE, HDEL, SPC, DPC,INC, BSC, ISC, APC, SPG, ING, ASG, CURVE, DPL, LPL, CSD.

En forma de ejemplo, la tabla 6 muestra el CDC ACT Class (Protection Activation Information).

Tabla 6. CDC ACT Class (Protection Activation Information).

Intercambio de información entre los nodos lógicos implementados para la SE

El intercambio de información para el SAS se realizade acuerdo a los requerimientos para las funciones deprotección, control y medición, que se envían entre losdiferentes nodos lógicos involucrados, definidos en laconfiguración de una subestación de distribución.

En el siguiente ejemplo se muestran por bahía, elnodo lógico fuente y los nodos lógicos de destino, eltipo de PICOM, por ejemplo (Trip command , Start indi-

cation, etc.), el tipo/modo de operación por ejemplo(Comando Espontáneo, Evento Espontáneo, etc.), ID

ACT Class (Protection Activation Information)

Attribute Name Attribute Type FC TrgOp Value/Value Range M / O / C

DataName Heredado del Data Class (IEC-6158 7-2)

DataAtribute

Statusgeneral BOOLEAN ST dchg M

phsA BOOLEAN ST dchg M

phsB BOOLEAN ST dchg M

phsC BOOLEAN ST dchg M

neut BOOLEAN ST dchg M

q Quality ST qchg M

t TimeStamp ST M

Configuration, description and extension

operTm TimeStamp CF M

dU UNICODE STRING255 DC M

ServicesService model of

IEC-6158 7-2Service Service

applies to Attrwith FC

Remark

Data model SetDataValuesGetDataValues GetDataDefinition

DC, CF, SVALLALL

Data set model GetDataSetValues SetDataSetValues ALLDC, CF, SV

Reporting model Report ALL Tal como se especifica en el data set que es usadopara definir en contenido del reporte

del PICOM (de acuerdo a tablas B.1, B.2, B.3 y B.4 de IEC61850-5), Tipo de mensaje (de acuerdo a tablas B.5 y B.6de IEC-61850-5), y Tipo de comunicación (de acuerdo atablas B.5 y B.6 de IEC-61850-5, y tabla 1 de IEC-61850-1). Esta última columna muestra el protocolo MMS oGOOSE que se debe implementar en cada intercambiode información entre nodos lógicos. La implemen-tación de servicios de Control, Protección, Automa-tismos, Reporting y Transferencia de Archivos para unSAS se debe realizar de acuerdo al ejemplo mostrado.



132


Topología de las redes de comunicación

Tabla 7. Ejemplo de intercambio de información.

El modelo de la arquitectura del sistema SAS es conside-rado con base en el estándar IEC-61850: niveles de esta-ción, bahía y proceso. El nivel de la estación constituyeel nivel más alto de la arquitectura, incluye al menosdispositivos como: IHM, lugar de trabajo del operador(cuarto de control) e interfaces y equipos para comuni-cación remota. El nivel de bahía debe estar compuestopor los componentes secundarios del sistema de

potencia (IEDs de protección, control, medición, etc.),ubicados típicamente en el cuarto de control de lasubestación. El nivel de proceso constituye el nivel másbajo de la arquitectura y debe estar compuesto por loscomponentes primarios del sistema de potencia (inte-rruptores, cuchillas, TC´s, TV´s, etc.), ubicados en elpatio de la subestación.

El SAS debe proporcionar todas las funciones decontrol, protección, medición y supervisión requeridaspara la operación correcta y segura del equipo primarioa ser instalado en la subestación, así como el manteni-miento de los mismos. Además, debe incorporar inter-faces de comunicaciones compatibles con el estándar

IEC-61850, para la comunicación de la subestación conel centro de control.

En lo referente a la comunicación dentro de la subesta-ción, la arquitectura SAS propuesta está basada en lassiguientes redes LAN (figura1):

• La red de la subestación (station bus)• La red de proceso ( process bus)

Dichas redes deben ser independientes y estar basadas

en la tecnología Ethernet . La red de la subestación debeproporcionar la interconexión de todos los IEDs decontrol, protección y medición, así como la IHM localy otros dispositivos encargados de las comunicacionesdentro y fuera de la subestación. La red de procesodebe proporcionar la conexión de todos los elementosprimarios del sistema de potencia de la subestación,a los IEDs correspondientes. La información transpor-tada por esta red son muestras de voltaje, corriente yseñales de estado, entre otras. Tanto la red de la subes-tación como la red de proceso deben ser supervisadas,de tal forma que cualquier degradación o falla de sudesempeño debe ser incluida en el manejo de eventosy alarmas de la subestación. Además, dichas redes

serán administradas, utilizando el protocolo SNMP.

Ejemplo de tableros para N líneas, N transformadores,N alimentadores, banco de capacitores en alta y mediatensión (figura 2).

Funciones de Protección

DEI

Nodo PICOM Nodos lógicos Tipo/Modo Tipo ID Tipo Tipo

Lógico(fuente)

(datos) destino Operación PICOM (T-B.1)

Mensaje(T-B.5)

Comunicación

Función decomparación

direccional85L

DEI1 (PP) PPDF Trip commandXCBR

Comando

espontáneo

22 1A GOOSE

Start indication CALH, IHMI,ITCI

Evento Espontáneo

10 3 MMS

Trip indication CALH, IHMI,ITCI, RBRF

Evento Espontáneo

10 3 MMS

Trigger RDRE, RFLO Evento Espontáneo

12 1 GOOSE

fault information(Fases, corrientes

de falla, diferenciade ángulos)

IHMI , ITCI, ITMI Archivo Espontáneo

7 5 MMS

Settings IHMI Archivo

Solicitado

24 5 MMS



julio-septiembre-10

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Figura 2. Ejemplo de arquitectura de comunicaciones con doble anillo.

Herramientas de software utilizadas para congurar y documentar el proyecto

Para la integración del SAS se considera la descripción del proceso de inge-niería y configuración de los IEDs, a través de un conjunto de archivosutilizados para especificar la configuración en sus diferentes etapas. ElLenguaje de Configuración de Subestación (SCL) se utiliza para describirconfiguraciones de IED y sistemas de comunicación. El propósito principalde SCL es permitir el intercambio interoperable de los datos de la confi-

guración del sistema de comunicación, entre herramientas de configura-ción de IEDs y herramientas de configuración de sistema, aun siendo dedistintos fabricantes. Por lo tanto, estas herramientas deben apegarseal modelo de objetos definido en el lenguaje, para la conformación delos distintos archivos SCL que se definen en la norma. Las herramientasdeberán considerar el modelo de objetos definido por la norma para ladescripción de IEDs, sus conexiones de comunicación y su asignación a lasubestación.

Las herramientas deben ser capaces de reconocer los 4 archivos SCL defi-nidos, que son:• ICD (Descripción de características de IEDs)• SSD (Descripción de la especificación de sistema)• CID (Descripción de configuración de IEDs)

• SCD (Descripción de la configuración de la subestación)

Las herramientas de ingeniería y configuración forman parte integrantedel proyecto de una subestación, por lo que se consideran un componentemás del sistema. El integrador proporciona el conjunto de herramientas,incluyendo licencias de aplicación y computadoras, así como los archivosde configuración del proyecto.

El diseño de la subestación comienza cuando se dispone de los modelosde todos los IEDs, en consecuencia, un paso previo es la obtención de losarchivos tipo icd, que describen las capacidades de los IEDs.

El diseño de ingeniería del proyecto se llevará a cabomediante una herramienta de ingeniería y documenta-ción. Esta aplicación permitirá que el diseño se realice,combinando tanto los modelos de IED que cumplen lanorma IEC-61850, como otros modelos no incluidos endicha norma. En consecuencia, la herramienta no limi-

tará el alcance del diseño, ni el grado de detalle delmismo, no limitándose a los aspectos contempladosen la norma IEC-61850 y permitiendo, por lo tanto, quela ingeniería cubra todos los aspectos necesarios paraobtener una documentación completa y los archivosde configuración de todos los dispositivos del sistema.

Una vez finalizado el diseño, la herramienta de inge-niería y documentación permitirá obtener la documen-tación del mismo y la configuración de cada uno de losIEDs que forman el proyecto. El integrador debe sumi-nistrar una herramienta de cómputo que incluya todaslas aplicaciones necesarias para conectarse con los IEDsdel proyecto y poder descargar, actualizar y obtener los

archivos de configuración operativos. Esta herramientade configuración permitirá, a partir de los archivos deconfiguración generados por la herramienta de inge-niería, configurar todos los equipos del proyecto.Asimismo, permitirá la introducción de forma manual ycon la ayuda de aplicaciones específicas, de los ajustesde las protecciones y de otros ajustes que puedan sernecesarios, para obtener la funcionalidad descrita enla documentación y en los archivos de configuracióngenerados por la herramienta de ingeniería.



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Descripción de los enlaces y protocolos de comunicación hacia el

exterior de la SE

Conocida como comunicación a nivel superior, a lacomunicación entre el Servidor de Comunicacionescon el protocolo de comunicación DNP 3.0 Nivel 2 yla Unidad Central Maestra de Operación (UCM), para

envío de información y atención a las solicitudes de lamisma.

La transmisión de la información hacia la UCM y la delcontrolador de comunicaciones en la SE, con los IEDscon protocolo abierto son prioritarias. Actualmente, eluso de protocolos de la norma IEC-61850 sólo es parausarse dentro de la subestación y no se utiliza fuera dela misma. Los diseños todavía dependen de los proto-colos SCADA tradicionales y en servicio, tales comoDNP3 y algunos otros actualmente en uso.

Por estar limitada la aplicación de la norma IEC-61850al interior de la subestación, es necesario el uso deuna computadora que recolecte los datos de los IEDsvía los protocolos IEC-61850 y convierta estos datos a

los protocolos SCADA y proporcionarlos a las distintasconsolas SCADA. Por lo tanto, además de actuar comoun convertidor de protocolo, la computadora es unconcentrador de datos y un cliente/servidor. Para losoperadores es transparente el hecho de que los proto-colos dentro y fuera de la subestación son diferentes.

Es necesario considerar que debido a que algunosde los nuevos protocolos IEC-61850 son más funcio-nales y que tienen más características y atributos queno existen en otros protocolos como DNP3, es difícilconvertir a simples mensajes DNP3, para llevar a caboacciones que son más elaboradas en los protocolos IEC61850. El servidor de IHM debe incluir el servidor de

FTP (File Transfer Protocol ), que permita la configura-ción de usuarios y privilegios de acceso desde el puestoremoto de ingeniería.

Funciones de automatización IEC-61850 en REI’s

Actualmente se encuentran en elaboración nuevosestándares o adaptaciones en las normativas, para apli-carse a los desarrollos e implementación de las RedesEléctricas Inteligentes (REI’s). En este entorno se hacenpropuestas de arquitecturas para el funcionamiento de

las REI’s, considerando compartir o transferir informa-ción entre sistemas de información que actualmenteconforman la red eléctrica que incluye la Generación,Transmisión y Distribución de energía.

Asimismo se presenta que los actuales sistemasde información son esquemas distribuidos, esta-blecidos en islas de información y el enfoque dela REI es compartir información en esquemas, porejemplo, cliente-servidor, o suscriptor-publicador,u otro esquema que permita una interoperabilidade intercomunicación entre los diferentes sistemasque conforman el sistema eléctrico, por ejemplo, lossistemas de operación alimentando con datos de

insumo e información a los sistemas de análisis dedisturbios, o bien, a los sistemas de atención a usuariosen tiempo real (call centers), o los sistemas de mante-nimiento, planeación, o de administración de activos,entre otros.

Con el uso de las nuevas tecnologías de comunica-ción e información se contribuye a establecer meca-nismos de comunicación y enlace para compartir lainformación y ser procesada, para dar cierto conceptode inteligencia. En las REI’s se utilizan los datos de lossistemas que adquieren información de operación en

tiempo real, con el objeto de mejorar los tiempo derespuesta a los cambios que ocurran en la interrupcióndel suministro, o bien, en los cambios de la demandade energía, manejo de picos de demanda, o controlde cargas para administrar la energía. En esta inte-

gración inteligente de sistemas se considera la gene-ración distribuida como un componente importanteen las REI’s, las cuales podrán coadyuvar para mejorarla calidad del servicio, la confiabilidad del suministro obien, el futuro de la oferta y la demanda distribuida.

En este contexto, en las funciones de automatiza-ción de subestaciones en IEC-61850 se facilita el inter-cambio de información, considerando que los modelosde datos utilizados son modelos lógicos representadoel estado de los equipos y su operación, en un sistemade información con una semántica estandarizada, estoes, permite su incorporación al modelo común de infor-mación (CIM por sus siglas en inglés), así como la armo-

nización de datos en lenguajes como UML o XML, loscuales coadyuvan en la interoperabilidad de la informa-ción. Entonces, para las funciones de automatizaciónde IEC-61850 en la REI, se requiere lograr la definiciónde los modelos de datos a compartir con otros sistemasen funciones logradas con la automatización de subes-taciones como: Balances de energía, análisis de eventosy oscilografías, monitoreo y filtraje de avalanchas dedatos en condiciones de alarma, reconfiguración decargas, regulación de voltaje, así como monitoreo delcomportamiento operativo crítico de los transforma-dores de potencia.



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135


Benecios de contar con una meta-

especicación

En compañías eléctricas grandes como el caso de CFE-México, el contar con una meta-espe-cificación que define un perfil de referencia IEC-61850, permite homogeneizar la filosofíade operación de subestaciones de Distribución. Asimismo, la asimilación del conocimiento

permite una independencia para resolver problemas técnicos, sin una dependencia fuerte.

Por otro lado, las compañías eléctricas pueden posicionarse en una asimilación y vanguardiade esta tecnología, con el propósito que los fabricantes de IEDs y de otros equipos tomencomo referencia operativa y funcional dicha norma IEC-61850, asegurando que se estandaricecon base en los requerimientos operativos. Y finalmente, es muy importante evitar inversionescostosas en la adquisición de la tecnología que los fabricantes personalicen, de acuerdo consus líneas de desarrollo.

Conclusiones

La elaboración de este tipo de documentos permite alinear la tecnología

del estándar IEC-61850, con los requerimientos específicos de compañíaseléctricas, concretando los beneficios para lograr los mecanismos de inte-roperabilidad de equipos, que conlleva a que los ingenieros de diseño,planeación y mantenimiento cuenten con mayor información al momentode hacer más eficientes las redes eléctricas, mejorando los tiempos de inte-rrupción de usuarios, así como la calidad de la energía.

De igual manera, este documento es un punto de partida para logrardeterminada independencia tecnológica de los fabricantes, proveedores eintegradores.

Finalmente, la compañía eléctrica deberá ser responsable de contar conlas herramientas de software para administración y para documentar elproceso de integración tecnológica, con base en el estándar IEC-61850.

Referencias

CIGRÉ Study Committee B5 Copyright © 2006, Guidelinesfor Specification and Evaluation of Substation AutomationSystems Sponsored.

K.P. Brand, T. Maeda, K. Oestrich, P. Riedman, First experienceswith customer specification of IEC 61850 based SubstationAutomation Systems, Paper 203, Cigre SC B5 Colloquium,2005, Calgary.

K.P. Brand, M. Janssen, The specification of IEC 61850 basedSubstation Automation Systems. Paper presented at the Distri-buTech 2005, Jan 25-27, San Diego.

A. Apostolov, Impact of IEC 61850 on the protection gradingand testing process. Paper presented 9th International Confe-rence on Developments in Power Systems Protection (DPSP2008), Glasgow, UK, 17-20 March 2008, ISBN: 978 0 86341 9027.

Rahul Tongia, Ph.D. Smart Grids White Paper, Center for Studyof Science, Technology and Policy (CSTEP) CAIR Building, RajBhavan Circle, High Grounds, Bangalore 560001, India

CUITLAHUAC PICASSO BLANQUEL [ [email protected] ]

Ingeniero en Comunicaciones por el Instituto Politécnico Nacional (IPN) México. Cuenta con25 años de experiencia en el área de automatización. Ingresó al IIE en 1989, a la División deSistemas de Control, donde se ha desempeñado como desarrollador y líder de proyectos enel área de sistemas SCADA, sistemas de automatización de subestaciones y distribución, asícomo las nuevas aplicaciones para Redes Eléctricas Inteligentes. Miembro del IEEE y del CIGRÉ.Ha escrito artículos internacionales y nacionales referentes a su área de aplicación, y en lo

académico ha impartido la materia de Comunicaciones en el Instituto Tecnológico y de Estu-dios Superiores de Monterrey (ITESM), así como de Sistemas Computacionales en la Univer-sidad Autónoma del Estado de Morelos (UAEM).

CARLOS CHÁIREZ CAMPOS [[email protected] ]

Ingeniero Industrial en Electrónica por el Instituto Tecnológico de la Laguna (ITL) en 1981.Maestro en Ciencias en Ingeniería Eléctrica con Especialidad en Control, por el Centro deGraduados e Investigación del ITL de Torreón, Coahuila en 1991. Ingresó al IIE en 1985. Susáreas de investigación incluyen la integración de sistemas informáticos y automatización deprocesos industriales en tiempo real y en línea, aplicados en centrales de generación eléctrica,así como en el área de distribución, específicamente automatización de subestaciones.



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JOAQUÍN GARCÍA HERNÁNDEZ [ [email protected] ]

Ingeniero en Comunicaciones y Electrónica egre-sado del Instituto Politécnico Nacional (IPN), Méxicoen 1986. Maestro en Ciencias en Electrónica y Tele-comunicaciones del Centro de Investigación Cientí-fica y de Educación Superior de Ensenada, Baja Cali-

fornia (CICESE) en 1990, con especialidad en Redes deÁrea Local. Doctor en Ingeniería de Sistemas Electró-nicos, con especialidad en Redes de ComunicacionesMultimedia de la Universidad de Essex, Inglaterra en1999. Ha publicado más de 45 artículos en revistas ycongresos a nivel nacional e internacional, en las áreasde calidad de servicio (QoS), redes de modo de transmi-sión asíncrona ( ATM), redes de área local (LANs), redesinalámbricas y tecnologías móviles, respectivamente.Ha sido profesor de cátedra durante 10 años en el Insti-tuto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monte-rrey (ITESM), campus Cuernavaca. Cuenta con 23 añosde experiencia profesional en el IIE, participando comocolaborador y Jefe de Proyectos de desarrollo de redes

y sistemas de comunicaciones aplicadas al sector eléc-trico. Es miembro del Comité de Estudios D2 (Sistemasde Información y Telecomunicaciones) del CIGRÉ-Internacional. Es instructor certificado del programaacadémico CISCO Networking Academy (CCNA1) dela compañía Cisco Systems, Inc. Posee 2 derechos deautor relacionados con el desarrollo de interfaces decomunicación para redes de computadoras.

HEBERT GODÍNEZ ENRÍQUEZ [[email protected] ]

Ingeniero Industrial Electricista egresado del Instituto Tecnológico Regionalde Oaxaca en 1985. Ingresó al IIE en 1987, donde se ha desempeñadocomo Jefe de Proyecto en áreas de pruebas de protecciones eléctricas,principalmente para instalaciones industriales de Petróleos Mexicanos, asícomo en el análisis de esquemas de protecciones en generadores, transfor-

madores, motores y barras para sistemas auxiliares de plantas de genera-ción. En el área de diseño de sistemas eléctricos, ha trabajado en proyectosde diseño de subestaciones convencionales de 115, 230 y 400 kV parala Comisión Federal de Electricidad (CFE). En esa misma área, participóen el diseño de un sistema de cómputo de ingeniería básica para subes-taciones de 115 y 230 kV para la Coordinación de Proyectos de Transmi-sión y Transformación de la misma CFE. En el ámbito industrial ha trabajado en proyectos integrales de diseño de subestaciones industriales paraPemex Refinación, para ambientes peligrosos dentro de áreas de procesoy en sistemas de bombeo. Ha impartido cursos y seminarios de diseño desistemas eléctricos industriales.

FRANCISCO CUAUHTÉMOC POUJOL GALVÁN [[email protected] ]

Ingeniero Mecánico por la Universidad de Maryland, College Park, EstadosUnidos. Especialista en sistema de adquisición de datos para análisis, diag-nóstico, monitoreo y control de equipos críticos de alto desempeño enlas áreas de generación y distribución eléctrica, así como de exploracióny producción petrolera. Ingresó al IIE en 1986. El resultado de sus inves-tigaciones le ha permitido sustentar y registrar varios derechos de autor.En apoyo a la academia ha sido catedrático de las facultades de ciencias,y ciencias químicas de la Universidad Autónoma del Estado de Morelos(UAEM), así como del Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores deMonterrey (ITESM) campus Cuernavaca. Su convencimiento en las áreasde investigación, le permitió obtener el premio al “Desempeño Extraordi-nario” del IIE. Ha publicado varios artículos en foros nacionales e interna-cionales en las áreas de diagnóstico y desarrollo de sistemas de adquisiciónde datos, así como elaboración de especificaciones para el sector eléctrico.

DIONISIO ANTONIO SUÁREZ CERDA [[email protected] ]

Ingeniero Electricista por la Universidad Michoacana de San Nicolás deHidalgo, Morelia, Michoacán en 1978. Maestro en Ciencias en IngenieríaEléctrica, especialidad en Control Automático, por el Centro de Investiga-ción y de Estudios Avanzados del Instituto Politécnico Nacional (IPN) en1980. Doctor en Control de Sistemas por la Universidad de Tecnología deCompiègne, Compiègne, Francia en 1996. Sus áreas de interés son la inves-tigación y el desarrollo tecnológico en el campo del control automático,así como en el de la inteligencia computacional y los métodos numéricoscon énfasis en aplicaciones tecnológicas, orientadas al mejoramiento dela operación de centrales generadoras de energía eléctrica, lo que incluyeel diagnóstico de fallas en procesos de generación eléctrica. Asimismo, sus

intereses profesionales comprenden la formación y la consolidación deinvestigadores en su especialidad. Es investigador del IIE desde 1985. Hasido profesor en la Universidad Michoacana de San Nicolás de Hidalgo,en la Universidad Autónoma del Estado de Morelos (UAEM), así como enla Universidad Autónoma del Carmen. Ha dirigido diversas tesis de docto-rado, maestría y licenciatura. Cuenta con publicaciones en revistas arbi-tradas, en conferencias internacionales y es coautor de varios libros. Esmiembro del Sistema Nacional de Investigadores (SNI) desde 1997.

De izquierda a derecha: Dionisio Antonio Suárez Cerda, Carlos Cháirez

Campos, Cuitlahuac Picasso Blanquel, Joaquín García Hernández, Fran-

cisco Cuauhtémoc Poujol Galván y Hebert Godínez Enríquez.

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