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Integración de MAS con SICOM

Presentada por:

Francisco Javier Varela SolisJefe de Departamento

Medición y Servicios

Eduardo González GóngoraJefe de Oficina

Sistemas Comerciales

www.meteringamerica.com

�Contenido

� Nuestras razones para utilizar AMI

� Requerimientos de AMI en CFE

� Proyecto Piloto en Mérida

� Interfaz MAS-SICOM

� Demostración interfaz

� Beneficios del proyecto


� Nuestras razones para utilizar AMI


�Nuestras razones para usar AMI

�Robo de electricidad en el 2006:

�91,383 Usos ilícitos

� 3,977 GWh

� 1,713 inspectores adicionales

en operación

�La legislación lo considera un

delito no grave

� Alto nivel de robos de energía


� Alto nivel de estimación de lecturas



� Porqué AMI?

� Comunicación remota bidireccional

� Envío de alarmas

� Obtención de perfiles de consumo

� Corte y reconexión remota

� Posibilidad de facturación mensual

� Sólo AMR no justifica la inversión

� AMR Automatic Meter Reading→ AMI Advanced Metering InfrastructureMedidor lectura remota → Medidor Telecontrolado



� Recolección de lecturas, alarmas y eventos:

� Automática programada y/o a petición

� Desde un medidor hasta el total de medidores instalados

� En cualquier combinación

� En cualquier área geográfica

� Almacenar hasta 2 años de datos en línea

� Cortes y reconexiones:

� Automática y/o a petición

� Confirmación de que el watthorímetro recibió y operó la instrucción

� Dispositivo de corte interno

� Hasta 100 Amperes con carga, sin arco eléctrico

� Capacidad de hasta 10,000 operaciones



� Sistema:� Operación de hasta 10 usuarios simultáneamente

� Cualquier medio de comunicación

� Contar con niveles de seguridad

� Capacidad de operar hasta 100,000 medidores sin requerir hardware o software adicional

� Capacidad de respaldo de base de datos en medio externo

� Medidor:� Totalmente de estado sólido

� Programable en sitio o vía remota

� Clase de exactitud 0,5%

� Integra energía como entregada al cliente, independiente del sentido en que fluya

� No requiera línea de vista



� Medidor:� Capacidad de detección y envío alarmas por:

� Flujo inverso de energía

� Desconexión del medidor

� Inversión del medidor

� Ausencia de al menos un potencial

� Errores fatales

� Perfiles de consumo:� Mínimo 2 meses.

� Automático y/o a petición

� Guarda la lectura, hora y fecha de ocurrencia cada 15 minutos para 1 y 2 fases, y cada 5 minutos para 3 fases

� Se puede seleccionar cualquier medidor o grupo de medidores, en cualquier combinación, hasta un máximo de 500 clientes por colector

� Capacidad de almacenar en línea los perfiles de hasta 1000 medidores por un período



� Reportes :� Por medidor o grupo de medidores, por periodo.

� Con salida para pantalla. Impresora y medio magnético

� Lecturas diarias, semanal, quincenal, mensual, bimestral y anual

� Valores de tensión (actual, máximo y mínimo)

� Relación de medidores cuyas lecturas no se pudieron adquirir

� Alarmas

� Archivo de salida para sistemas CFE

� Soporte del proveedor:� Procedimiento para reporte

� Tiempos máximos de Atención:� 5 días para sistemas de comunicaciones

� 10 días para medidores



� Primera licitación de su tipo en CFE

� Especificación GWH00-78� Abierta a cualquier tecnología� Internacional

� Mas de 10 proveedores compraron bases

� Se logró el contrato hasta la segunda ocasión.

� Se presentaron 3 propuestas la primera vez y 2 en la segunda

� Un total de 97 preguntas en juntas de aclaraciones


Electricity Meters and Systems


� Se incluyó en la propuesta:

� 1590 medidores de 1, 2 y 3 fase

� 10% Con corte y desconexión

� Todo el hardware y software necesario

� Los costos de enlaces de comunicación del primer año

� El Software del sistema con Licencia institucional

� En caso de software de terceros: Licencia hasta 100,000 medidores, por diez años

� Trámite de permisos de comunicación

� Instalación y puesta a punto

� Capacitación



� Proyecto piloto Mérida


13 Divisiones y 116 Zonas de distribución

Peninsular

Baja California

NoroesteNorte

Golfo Norte

Bajío

Golfo Centro

Jalisco

Centro Sur

Centro Oriente

Oriente

Sureste

Centro Occidente



� Centro histórico de la ciudad.

� Servicios domésticos y comerciales

� Estimaciones del 11%

� Proliferación de Usos ilícitos



� Aspectos de la Instalación



Proyecto Piloto Proyecto Piloto en Men Mééridarida

1590

A316S165

SiRex12S50

Rex12S440

SiRex1S85

Rex1S850

Corte y Reconexión

ModFormaCantidad

*3- Los medidores A3 son usados comocolectores -GPRS


� Interfaz MAS-SICOM


� Esquema Tradicional de Lectura

Interfaz MAS-SICOM


�La administración de los medidores tele-controlados se realiza a través de un sistema en Web denominado MAS (Metering Automation Server).

�A través del Sistema MAS podemos tomar lecturas, conectar y desconectar remotamente los medidores.

�Con el propósito de que el uso del nuevo Sistema MAS fuera completamente transparente para los usuarios del Sistema Comercial SICOM de CFE, se desarrollaron interfaces entre el SICOM y el MAS, de tal manera, que todas las operaciones se realicen desde el SICOM.

Interfaz MAS-SICOM


�Las interfaces habilitadas entre el SICOM y el MAS son las siguientes:

1.Interfaz de Toma de Lecturas

2.Interfaz de Cortes

3.Interfaz de Reconexiones y Movimientos de Medidor

Interfaz MAS-SICOM


Interfaz MAS-SICOM


Requerimientos de software para SCO Open Server 5.0.6.

� UDK Compatibility Runtime Set for SCO OpenServer(OSRcompat-uw713.set)

� Java 2 Standard Edition v 1.3.0_02 for SCO UNIX operating systems (java2sdk3.pkg.Z)

� Release Supplement 5.0.6A for OpenServer 5 (rs506a.tar).

� Support Level Supplement (SLS) OSS646C (oss646c.tar).

� Supplemental Graphics, Web and X11 Libraries (gwxlibs)version 2.1.0Ba (gwxlibs210Ba_vol.tar).

� Perl 5.8.7Ba (perl587Ba_vol.tar).

� Clases java de Elster

Interfaz MAS-SICOM


� Demostración interfaz MAS-SICOM


� Beneficios del proyecto


� A nuestros clientes:

�Ausencia de potencial monitoreada

� Fácil de leer y control consumo

�Perfil de consumo (a solicitud)

� Lecturas seguras (no errores)

�Pueden mantener el medidor dentro del edificio

� A nuestros empleados:

�Menos riesgos cuando se realizan cortes

�Productividad en las lecturas

� A CFE

� Incrementos de las ventas

�Detección de robo de energía

� Sin manecillas sujetas a manipulación

�Mayor exactitud

�No lecturas estimadas

�Rápido retorno de la inversión

Beneficios del proyecto


Gracias por su atención!

Francisco Javier Varela SolisJefe Departamento Medición

Eduardo González Góngora

Jefe de Oficina Sistemas Comerciales

Comisión Federal de ElectricidadDivisión PeninsularCalle 19 #454 Fracc. MontejoMérida, Yucatán, México C.P. 97127Phone: (999) 9421647Fax: (999) 9421640Email: [email protected]

www.cfe.gob.mx/www2

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