| Existe la tradicional "medida en terreno" con equipos portátiles, la cual consiste en una medida puntual en uno o varios puntos de una red; posteriormente se elevan las conclusiones de la medición y se evalúa la solución planteada. En la actualidad, se utiliza cada vez más el monitoreo "permanente y a distancia", por ejemplo, con uno o varios supervisores dentro de la misma empresa (ingeniería, mantenimiento, operaciones, etc.) o a través de un tercero. En ambos casos, podemos contar con reportes diarios, semanales, mensuales y/o anuales para cada una de las áreas. Con esta información se asignan facturas por departamento o por línea de producción; se toman decisiones para invertir en grupos electrógenos, bancos de condensadores, filtros armónicos, pararrayos, estabiliza-dores de voltaje; y se pueden definir nuevos contratos eléctricos. También es posible bajar la facturación mensual, distribuyendo de forma eficiente nuestra curva de carga, entre otros ejemplos (ver figura 1). |
Implementar el sistema es muy sencillo; basta con incorporar una plataforma de medidores, cada uno de ellos con distintas potencialidades según la carga a supervisar. Lo más importante es que cada medidor debe contar con un puerto de comunicaciones para llevar la información recogida a un software de gestión, y este último a una base de datos. Ventajas • La inversión se hace una sola vez. • La información queda dentro de la empresa y se puede solicitar las veces que se estime conveniente. • El usuario es capaz de monitorear desde el empalme (BT, MT o AT), hasta cargas menores no críticas. • Permite gestionar costos y contratos eléctricos, etc. • En caso de alarmas, el usuario es informado en terreno. Muchas empresas ya están en esta dirección, en la minería, plantas de cementos; industria automotriz, instituciones del gubernamentales, edificios comerciales, etc. | Para que la inversión sea la mejor, los medidores básicos ya deben contar por lo menos con valores instantáneos de voltajes, corrientes, potencias, energías, factor de potencia, frecuencia, demandas, máximos y mínimos y THD, con una clase de precisión 1. Los más avanzados deben permitir analizar armónicos individuales, perturbaciones, predicciones, capturas de onda automática, variables no eléctricas (agua, vapor, petróleo), entre otros, con una clase de 0,5 para cargas críticas y clase 0,2 para el empalme principal. Así, formamos un ciclo cerrado donde los equipos nos suministran la información y el software realiza el análisis de los datos recogidos. Luego, se estudian y se ejecutan las soluciones, y los mismos medidores serán los testigos de los nuevos cambios provocados en el sistema, volviendo así a la etapa inicial (ver figura 2). 
Figura 2: Ciclo de la gestión eléctrica.
La estructura del sistema es sencilla: 1. El software de gestión y monitoreo. 2. Las interfaces de comunicación 3. Los equipos de medición (centrales de medida, analizadores de redes
y/o relés de protección con función de medición). |
