Revista Electricidad Nº227

abril de 2019

CNE inicia consulta pública sobre anexo técnico para medidores inteligentes

Por el decreto de Ley de diciembre de 2017, las compañías distribuidoras tienen la obligación de reemplazar los medidores actuales por inteligentes en siete años. En este contexto, la CNE busca normalizar las tecnologías y protocolos que serán usados en Chile.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) inició el proceso de consulta pública en relación al Anexo Técnico de Sistemas de Medición, en un proceso que pretende estar listo durante este año, según informa el secretario ejecutivo del organismo regulador, José Venegas.

“La CNE se encuentra desarrollando desde hace más de un año el Anexo Técnico de Sistemas de Medición, Monitoreo y Control (SMMC), proceso que se originó debido a la necesidad de contar con la información necesaria para poder medir efectivamente todas las variables que influyen en la calidad de servicio en los sistemas de distribución eléctrica. El Anexo Técnico sienta las primeras bases para empezar a hablar efectivamente de redes inteligentes”, explica la autoridad a este medio.

El presidente de la Comisión Smart Grid del Comité Chileno de la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC por sus siglas en ingles), José Eduardo Muñoz, describe el trabajo realizado con las autoridades: “Nos hicimos parte del comité consultivo de la CNE incorporando a dos de nuestros especialistas y profesionales que participan en la Comisión Smart Grid-IEC, buscando que tuvieran una mirada lo más universal posible, en estricto rigor que no estuvieran asociados a una marca en particular, pero sí con una experiencia en la implementación de este tipo de solución”.

Normativa

Un tema esencial es la interoperabilidad, la cual es definida por la directora de Estudios y Regulación de Empresas Eléctricas A.G., Rosa Serrano, como lo que “busca permitir la utilización de distintas tecnologías para realizar la transmisión de la información almacenada en los medidores”.

“En todo caso, las particularidades de cada zona geográfica, los niveles de ruralidad y disponibilidad de sistemas de comunicaciones, entre otros −detalla la especialista− implican que las empresas distribuidoras deban implementar soluciones tecnológicas acordes a sus propias realidades, existiendo, por tanto, distintos niveles de interoperabilidad.

Forzar una solución global significaría acotar el nivel de competencia de los proveedores y la disponibilidad tecnológica sin existir mayores beneficios para el cliente”, precisa la especialista.

Respecto a una de las necesidades de la normativa a la interoperabilidad para los medidores inteligentes, el gerente de Desarrollo Operacional del Grupo Saesa, Leonel Martínez, explica que “cada distribuidora está buscando la solución tecnológica que satisfaga de mejor manera sus necesidades y expectativas. Cada empresa posee condiciones únicas, por ejemplo nosotros tenemos clientes dispersos en plena cordillera, donde las diferentes alturas y las zonas rocosas harían más difícil el envío de datos por radiofrecuencia”.

El especialista agrega que “para lograr la interoperabilidad se necesita un gran trabajo entre los distintos operadores, lo que se ve complicado en un periodo donde el mayor desafío es conseguir el cambio y que la comunidad comprenda la enorme cantidad de beneficios que traerá la medición inteligente en el futuro”.

Por su parte, el subgerente de Operaciones Comerciales de la Red de Enel Distribución, Rodrigo Arévalo, agrega que “lo importante es utilizar protocolos abiertos que estén disponibles para ser utilizados por distintas tecnologías y la interoperabilidad se debe dar a nivel de sistemas de gestión”.

José Eduardo Muñoz detalla que “lo que ya se lee es que los estándares que aparecen, que en su mayoría están asociados a la IEC, responden a que la solución sea lo más universal posible. Lo que hay que pensar es que los sistemas tienen que tratar de ser interoperables, ojalá incluso, construyendo una carretera pública de comunicaciones que permita la sensorización de todo tipo de dispositivos IoT, aportando así a un mejor complemento de todo el ecosistema de una Smart City, esto implica trabajar con estándares internacionales y a eso es lo que ha apuntado la comisión”.

Lo importante, agrega Muñoz, es no generar barreras de entrada y ser lo más genérico desde el punto de vista de tecnologías y soluciones a aplicar, el desarrollo IoT recién comienza en Chile y debemos estar abiertos a recibir y conocer soluciones y tecnologías que día a día irán apareciendo y otras que ya existen, irán mejorando, siempre teniendo presente que debemos buscar las mejores alternativas de costo/eficiencia en todas las capas del IoT.

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Medidor inteligente del Grupo Saesa. Foto: Gentileza Saesa

Medidor inteligente del Grupo Saesa. Foto: Gentileza Saesa

Redes e interoperabilidad

Respecto a las tecnologías de comunicación que pueden usar los medidores inteligentes, el especialista de IEC explica que “la transformación digital está haciendo que en todos los ámbitos, incluida la medición inteligente, se prueben y adapten algunas tecnologías nuevas, los protocolos de Capa Física y de Redse están cambiando y actualizando constantemente por los diferentes fabricantes y entidades internacionales dedicadas a generar soluciones transversales al IoT (Internet de las cosas), hoy en día tenemos experiencia en cosas muy básicas como comunicación punto a punto GPRS, 3G, 4G, hasta las tecnologías de comunicación de uso más frecuentes, que se separan en dos grandes mundos; Power Line Communications (PLC) y Radio Frecuencia”.

“Nuestro desafío como industria es encontrar las mejores alternativas que permitan un despliegue de eficiente en todas las capas del IoT, incluida la última milla, que redituará directamente hacia los prestadores de servicio con niveles de experiencia de los usuarios”, agrega el especialista.

Según Muñoz, “no es lo mismo una solución para Santiago que para cualquier otra ciudad de Chile, la realidad de una empresa eléctrica en zonas urbanas versus las necesidades de cooperativas eléctricas con un mix de ruralidad y zonas con mayor densidad poblacional, requiere el mayor esfuerzo desde la autoridad y sus exigencias técnicas, hasta la industria con su experiencia internacional. Como parte del Ecosistema Smart City, estamos trabajando con todos los actores relacionados para aportar y encontrar las aplicaciones más adecuadas a la realidad de nuestro país y sus diferentes ciudades, comunas y usuarios”.

Los modelos instalados por Enel transmiten la información a través de PLC, que llegan al transformador, y luego este las retransmite a la central de la empresa por red celular 2G o 3G, según informó Rodrigo Arévalo.

Por otro lado, Saesa usa radiofrecuencia y PLC, que poseen protocolo de comunicación que se basan en DLMS-COSEM (especificación de lenguaje de mensaje de dispositivo) y normas ANSI (American National Standar Institute). “En una ciudad es muy viable la implementación de radio frecuencias, sin embargo para los sectores rurales se ve más ineficiente, por lo que en Nueva Imperial instalamos el sistema Power Line Communication Twacs, que envía datos cada una hora”, detalló Leonel Martínez.

Modelos

Según Enel Distribución, se han instalado 275.000 medidores en 32 comunas de la región Metropolitana. Rodrigo Arévalo estima que la compañía llegará a los 285.000 este año para cumplir con la norma Técnica de Calidad de Servicio publicada en diciembre de 2017. El modelo utilizado por esta compañía es el medidor inteligente Enel en versión monofásica y polifásica, directa e indirecta.

En tanto, Leonel Martínez estima que “el plan de Saesa considera lograr el cambio de 65.000 medidores a diciembre de 2019, llegando a 10 comunas. Y a fines de 2020 haber implementado el sistema en 30 comunas con 155.000 equipos inteligentes operativos considerando los modelos SGM 3000 y SGM 1400”.

Martínez agrega que los principales datos que pueden recolectar los medidores inteligentes son “energía, voltaje, corrientes, armónicos y factor de potencia. Las energías inyectadas y consumidas también serán obtenidas y algo importante para el sector distribución, es que ofrece alarmas para detectar el intento de intervención para hurto”.

El subgerente de Medición Inteligente de Chilquinta, Javier Sandoval, concluyó, en tanto, que “tenemos una solución instalada para medidores trifásicos y estamos probando diferentes tecnologías para medidores monofásicos con el objetivo de verificar que estas cumplan con las especificaciones técnicas que se han establecido”. Según el ejecutivo, ya han instalado 9.000 medidores inteligentes, y planean remplazar “100.000 medidores al segundo año de iniciado el proceso, 300.000 medidores al año cuatro, 620.000 al año seis y casi 800.000 al año siete”.

Recuadro

Aplicaciones móviles

En el caso de Enel, los clientes con medidor inteligente pueden revisar su consumo en la aplicación Mi Enel. Por su parte, Saesa también tiene una app para celulares en que los clientes pueden revisar su consumo en periodos de 15 minutos. Ambas aplicaciones permiten revisar reportes sobre el consumo eléctrico del hogar, que incluyen cuánto se ha consumido y en qué horarios. Ambos están disponibles para Android e iOS.