Mejores prácticas internacionales de Empresas Distribuidoras de Energía Eléctrica obtenidas mediante Indicadores de Calidad de Servicios

Transcripción

1 Comisión Coordinación de Integración Internacional Energética Área Distribución Regional Mejores prácticas internacionales de Empresas Distribuidoras de Energía Eléctrica obtenidas mediante Indicadores de Calidad de Servicios SEMINARIO INTERNACIONAL SOBRE CONTROL DE PÉRDIDAS, SMART GRID Y CALIDAD DE LOS SERVICIOS DE DISTRIBUCIÓN 1

2 Comisión de Integración Energética Regional Coordinación Internacional Área Distribución Temas a abordar: Proyecto CIER 06 Indicadores de Calidad de Servicios Evolución de los Indicadores Mejores Prácticas Conclusiones 2

3 Proyecto CIER 06 Calidad de Servicios en la Distribución Objetivo: Benchmarking de Indicadores de Calidad de Servicio en la Distribución. Producto: Informes anuales sobre Indicadores de Gestión Operacional de Distribución basados en una metodología desarrollada por CIER. Cuantas empresas vienen participando: Promedio Argentina Bolivia Brasil-ABRADEE Chile Colombia Ecuador Paraguay Perú Uruguay Venezuela Centroamérica y El Caribe Fuente: Proyecto CIER 06 3

4 a) Cantidad de clientes (urbano, rural) b) kms. de redes aéreas y subterráneas (AT, MT y BT) c) Demanda máxima pico (MW) d) Área geográfica de concesión (km²) e) Composición de mercado: porcentaje de clientes residenciales, comerciales, industriales, rurales, etc. f) Consumo anual por consumidor (kwh /cliente) g) Población Proyecto CIER 06 Calidad de Servicios en la Distribución INFORMACIÓN DE REFERENCIA Magnitud de la Empresa Fuente: Proyecto CIER 06 4

5 Proyecto CIER 06 Calidad de Servicios en la Distribución INDICADORES GERENCIALES Desde el punto de vista del consumidor: En este enfoque los consumidores no son diferenciados, y son tratados en forma idéntica para evaluar los índices de continuidad de suministro siguientes: Frecuencia Media de Interrupción por Cliente. Tiempo Total de Interrupción por Cliente. Duración Media de las Interrupciones. Desde el punto de vista del sistema: En este caso, se considera la magnitud relativa de los consumidores, y por lo tanto, los índices de continuidad permiten evaluar con mayor grado de precisión el efecto económico de las interrupciones. Los indicadores de continuidad del suministro son: Frecuencia Media de Interrupción del Sistema. Tiempo Total de Interrupción del Sistema. Duración Media de las Interrupciones. Fuente: Proyecto CIER 06 5

6 Proyecto CIER 06 Calidad de Servicios en la Distribución INDICADORES GERENCIALES Desde el punto de vista de los componentes: En este enfoque se evalúa la confiabilidad de los componentes de la red a través del siguiente indicador: Interrupciones cada 100 Km. o elementos de red (según corresponda). n : L : Número de interrupciones ocurridas Longitud o cantidad de elementos de la red Este indicador se calcula para el conjunto de Trs. (AT/MT y MT/BT) y para Red aérea y Red subterránea de AT, MT y BT Fuente: Proyecto CIER 06 6

7 Proyecto CIER 06 Calidad de Servicios en la Distribución INDICADORES GERENCIALES Fs = Frecuencia Media de Interrupción del Sistema Representa el número de interrupciones que afectaron a la potencia media instalada del sistema en análisis, durante el período de control considerado. Pa(i): KVA instalados en Trs. de distrib. afectados por la interrupción (i). Ps : Total de KVA instalados en Trs. De distribución del sistema en análisis (i) : Nº de orden de las interrupciones ocurridas, que varía de 1 a n. Fuente: Proyecto CIER 06 7

8 Proyecto CIER 06 Calidad de Servicios en la Distribución INDICADORES GERENCIALES Ts = Tiempo Total de Interrupción del Sistema Representa el tiempo equivalente en el cual toda la potencia del sistema en estudio se vio interrumpida durante el período considerado. Pa(i): KVA instalados en Trs. de distrib. afectados por la interrupción (i). Ps : Total de KVA instalados en Trs. de distribución del sistema en análisis t(i) : Tiempo de duración de la interrupción (i) : Nº de orden de las interrupciones ocurridas, que varía de 1 a n. Fuente: Proyecto CIER 06 8

9 Proyecto CIER 06 Calidad de Servicios en la Distribución INDICADORES GERENCIALES Ds = Duración Media de las Interrupciones Fuente: Proyecto CIER 06 9

10 Proyecto CIER 06 Calidad de Servicios en la Distribución INDICADORES GERENCIALES Fc = Frecuencia Media de Interrupción por Cliente Ca(i): Número de consumidores afectados en la interrupción (i). Cs : Número total de consumidores del sistema en análisis en el momento actual. (i) : Nº de orden de las interrupciones ocurridas, que varía de 1 a n. Fuente: Proyecto CIER 06 10

11 Proyecto CIER 06 Calidad de Servicios en la Distribución INDICADORES GERENCIALES Tc =Tiempo Total de Interrupción por Consumidor Ca(i): Número de consumidores afectados en la interrupción (i). Cs : Número total de consumidores del sistema en análisis en el momento actual. t(i) : Tiempo de duración de la interrupción (i) : Nº de orden de las interrupciones ocurridas, que varía de 1 a n. Fuente: Proyecto CIER 06 11

12 Proyecto CIER 06 Calidad de Servicios en la Distribución INDICADORES GERENCIALES Dc = Duración Media de las Interrupciones Fuente: Proyecto CIER 06 12

13 Fc Proyecto CIER 06 Calidad de Servicios en la Distribución Fc = Frecuencia Media de Interrupción por Cliente Fuente: Proyecto CIER 06 13

14 Tc (horas) Proyecto CIER 06 Calidad de Servicios en la Distribución Tc =Tiempo Total de Interrupción por Consumidor Fuente: Proyecto CIER 06 14

15 Dc (horas) Proyecto CIER 06 Calidad de Servicios en la Distribución Dc = Duración Media de las Interrupciones 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0, Fuente: Proyecto CIER 06 15

16 % Pérdidas Totales Proyecto CIER 06 Calidad de Servicios en la Distribución Pérdidas Totales por Empresa 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% Fuente: Proyecto CIER 06 16

17 % Pérdidas No Técnicas Proyecto CIER 06 Calidad de Servicios en la Distribución Pérdidas No Técnicas por Empresa 20% 18% 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% Fuente: Proyecto CIER 06 17

18 Algunos valores promedios actuales de estos indicadores Frecuencia Media de Interrupción del Sistema (Fs): 9,3 veces x año Tiempo Total de Interrupción del Sistema (Ts): 15,4 hs. x año Cómo han evolucionado estos indicadores en los últimos 5 años? 18

19 En general han evolucionado positivamente, particularmente en algunas empresas Qué nos indican esa evolución? La búsqueda permanente, por parte de esas Empresas, de las Mejores Prácticas 19

20 Decimos: La búsqueda permanente, por parte de esas Empresas, de las Mejores Prácticas Sobre que aspectos principales? Automatización y Monitoreo Operación, Telemedición, Smart Grid Mantenimiento Calidad de Producto Pérdidas 20

22 Automatización Ejemplo: Automatismos en Subestaciones TAC= Transferencia Automática de Cargas Ante la falla en un transformador, opera la TAC, calcula la sobrecarga que se produciría sobre el otro transformador que absorverá toda la carga, deslastra y cierra interruptor de acoplamiento Fuente: Congresos y Seminarios-CIER 22

23 Monitoreo Los flujos de comunicación del sistema de monitoreo de la red (sistema de control y adquisición de datos), esencial para su funcionamiento en las condiciones exigidas en cuanto a la confiabilidad y calidad del suministro requiere del sistema de control que incluye tableros electrónicos, usualmente instalados en subestaciones, los datos recibidos de los sensores locales y la transmisión de órdenes de control a los componentes locales, basados en órdenes formuladas en la sala de control central (o local) En general, sus funciones consisten en adquirir y procesar datos, llevar a cabo el control remoto, procesar las alarmas, almacenar datos históricos, y encargarse de la interfaz entre los operadores y la maquinaria. Digitalización Monitoreo Temperaturas Pasatapas CBC Monitoreo Gás Bobinas Humedad Membrana/Bolsa Digitalización Señales Fuente: Congresos y Seminarios-CIER 23

25 Operación Utilización de Algoritmos genéticos Ejemplo: Reubicación de elementos de maniobra en la red mediante la utilización de Algoritmos genéticos Establecimiento de modelos para determinar la ubicación óptima de los elementos de maniobra en la red, a partir de una función de costos que minimiza la energía no suministrada, los costos de multas y compensaciones asociadas a los indicadores de calidad de servicio. Fuente: Congresos y Seminarios-CIER 25

26 Operación Reubicación de elementos de maniobra en la red mediante la utilización de Algoritmos genéticos El modelo considera la topología real de la red, flujos de carga, puntos de respaldo, tasas de fallas, y los costos de instalación y/o reubicación. A partir del flujo de potencia y tasas de falla en la red, se determinan los bloques de demanda y energía que quedan sin suministro y se genera una matriz de estado que indica la indisponibilidad anual de cada tramo y el lugar óptimo del elemento de maniobra. Fuente: Congresos y Seminarios-CIER 26

27 Operación Instalación de nuevos sistemas de protecciones Detector de arco Cuando el equipo detecta luz y corriente abre los elementos de maniobra de forma tal de minimizar el daño KAA Elemento que contabiliza los KAA de cada apertura por cortocircuito y dá aviso al Centro de Control para la temprana acción de mantenimiento. Fuente: Congresos y Seminarios-CIER 27

28 Operación Análisis de Contingencias Estudios realizados sobre distintos escenarios para evaluar las transferencias de cargas posibles, las sobrecargas admisibles para las instalaciones, los tiempos estimados de reposición, los recursos disponibles, etc. Utilización de softwares (simuladores) Fuente: Congresos y Seminarios-CIER 28

29 R L R L R L R L R L R L R L R L R L R L R L R L R L R L R L Operación Softwares de manejo de redes Centro de control CD CELP Open ++ Opera Workstation remota (Via teléfono celular ) Workstation MicroSCADA Windows NT Open ++ Opera Impresora Hard Copy Impresora Eventos 40 x REC 523 Radio Spread Spectrum IEC GPS COM 500 SE 9 COM 500 SE 5 COM 500 SET20 LAN TCP/IP Fibra Optica Fibra Optica Fibra Optica Fibra Optica COM 500 CD FTRA Front -End Star Coupler Star Coupler Star Coupler Star Coupler Star Coupler 10 x Nulec Reclosers Radio Spread Spectrum Modbus 6 x Unidades REF x Unidades REF x Unidades REF x Unidades REF x Unidades REF 541 Fuente: Congresos y Seminarios-CIER 29

30 Operación Softwares de manejo de redes Implementación de software, para el manejo de la red de distribución, que en conjunto con las funciones SCADA (Supervisory Control and Data Adquisition) (unifilares de control, alarmas, eventos, reportes) incluye todas las funciones específicas de Distribution Management System (DMS). La operación dinámica de las líneas, interruptores y reconectadores posicionados geográficamente sobre un mapa, le permite al operador un rápido y preciso control de la red eléctrica. Además estos softwares brindan herramientas para aislar fallas y reponer el servicio, efectuar simulaciones de la red ante posibles fallas y detección precisa de las mismas. Fuente: Congresos y Seminarios-CIER 30

31 Operación Unidades de Control, Protección y Medición (UCPM) integradas El operador dispone de toda la información (posición de aparatos de maniobra, medición, enclavamientos, alarmas, etc.) necesaria para un manejo seguro del equipamiento. Todos los eventos se registran en la lista de eventos de la UCPM con resolución de 1 ms, dado que dispone de un reloj interno sincronizado con los servidores del sistema SCADA. Fuente: Congresos y Seminarios-CIER 31

32 Operación Seccionamiento en MT por telecontrol Compuesto por seccionador y caja de control. Dentro de dicha caja de control, se dispone de una botonera de control y un panel de alarmas, que permiten la operación local y por telecomando, del seccionador. Fuente: Congresos y Seminarios-CIER 32

33 Operación Protocolos de comunicación La posibilidad de implementar Sistemas de Automatización de Estaciones, resultó en una evolución del equipamiento de las mismas, que pasaron de dispositivos electromecánicos a digitales. Esto, a su vez, permitió la posibilidad de implementar Sistemas de Automatización descentralizados, utilizando diversos dispositivos electrónicos inteligentes (IEDs) (Intelligent Electronic Devices) para realizar las funciones de protección, monitoreo local y remoto, control, etc. Como consecuencia, surgió la necesidad de comunicaciones eficientes entre los IEDs, especialmente a través de un protocolo estándar. Fuente: Congresos y Seminarios-CIER 33

34 Operación. Protocolos de comunicación Se desarrollaron estándares de comunicaciones que soportan las funciones operativas de la Estación y poseen un perfil de comunicaciones, en los diversos niveles y basado en los estándares IEC / ISO / OSI (Open System Interconnection). Fuente: Congresos y Seminarios-CIER 34

35 Operación Utilización de GIS (Geographic Information Systems) y sistemas de comunicación satelitales COPEL DES/COD - CEL BRASILSAT II Rede Privativa COPEL - ED.SEDE - CTA CENTRAL OPERADORA ANEL FIBRA ÓTICA Rede Privativa Modem LP - SÍNCRONA Modem COPEL ANTENA VIATURA COPEL Rede Privativa COPEL DES/COD - PGO Para minimizar los tiempos de respuesta ante reclamos Fuente: Congresos y Seminarios-CIER 35

36 Telemedición Los Smart meters deben ser capaces de comunicarse con cualquier computadora central (CCM) de forma segura y confiable. Uno de los problemas mas críticos en la construcción de una AMI está relacionado con la atención a los atributos considerando los diversos perfiles de las redes eléctricas existentes. La figura muestra un modelo de red de comunicación para una AMI genérico para atender la demanda de las distribuidoras. Este sistema de comunicación está dividido en 3 subsistemas : WAN (rede de larga distancia), LAN (red local) y HAN (red doméstica). Fuente: Congresos y Seminarios-CIER Fuente: Congresos y Seminarios-CIER 36

37 Smart Grid Smart Grid es una red de generación, transporte y distribución de energía eléctrica que tiene la capacidad de entender, asimilar, elaborar información y utilizarla adecuadamente, haciendo un uso intensivo de las tecnologías de la información y las comunicaciones. Es un sistema que permite la comunicación bidireccional entre el consumidor final (usuarios particulares o industriales) y las empresas de distribución, de forma que la información proporcionada por los usuarios se utiliza por las empresas para permitir una operación más eficiente de la red eléctrica. Ya existen implementaciones en Brasil, Colombia, etc. Fuente: Congresos y Seminarios-CIER Fuente: Congresos y Seminarios-CIER 37

39 Mantenimiento Aumento del Predictivo Termovisión 45,3 C 44 Ultravioleta AR Ultrasonido SP01 31,6 C 32 39

40 Mantenimiento RCM (Reliability Centered Maintenance) A modo de resumen el RCM es una metodología que parte del análisis de fallas posibles para determinar las tareas de mantenimiento apropiadas. SISTEMA Cable saliente de 13,2 Kv 1 HOJA N FECHA: SUB-SISTEMA Interruptor SIEMENS 3AC 1 DE FACILITADOR: Ing.G.Gaudino FUNCIÓN FALLA FUNCIONAL (Perdida de la función) MODO DE FALLA (Causa de la falla) EFECTO DE LA FALLA (Que ocurre) 1 Realizar maniobras de A No cierra ni abre eléctricamente 1 Resorte de accionamiento destensado El interruptor no opera apertura y cierre en forma local 2 Falta tensión de maniobra El interruptor no opera 3 Bobina de accionamiento quemada El interruptor no opera 4 Predispositor no cierra circuito El interruptor no opera 5 Bornera intermedia defectuosa El interruptor no opera 6 Circuito de maniobra cortado El interruptor no opera 7 Bobina de accionamiento trabada El interruptor no opera 8 Escudo mal posicionado El interruptor no opera 9 Falla enclavamiento de celda El interruptor no opera 10 Mecanismo trabado El interruptor no opera SISTEMA SUB-SISTEMA Información de Evaluación de la Acción Cable saliente de 13,2 Kv 1 HOJA N FECHA: Interruptor SIEMENS 3AC 3 DE FACILITADOR: Ing.G.Gaudino H1 H2 H3 Frecuencia Puede ser S1 S2 S3 N TAREA PROPUESTA inicial hecha por referencia consecuencia Default F FF MF H S E O O1 O2 O3 H4 H5 S4 N1 N2 N3 1 A 1 S S S 1 Inspección ocular señalización resorte diaria operación 1 A 2 S S S 2 Inspección ocular señalización tensión de maniobra diaria operación 1 A 3 S S S 3 Inspección ocular señalización circ.deseng.sano diaria operación 1 A 4 S N N N S 4 Prueba cierre-apertura local bianual mantenimiento 1 A 5 N S 5 Inspección estado y ajuste de borneras bianual mantenimiento 1 A 6 N S 4 Prueba cierre-apertura local bianual mantenimiento 1 A 7 N S 6 Realizar apertura-cierre programado semestral operación 1 A 8 S S S 7 Revisar desplazamiento normal de escudo bianual mantenimiento 1 A 9 S S S 8 Inspeccionar enclavamiento de celda bianual mantenimiento 1 A 10 N S 6 Realizar apertura-cierre programado semestral operación 1 B 1 S S S 1 Inspección ocular señalización resorte diaria operación 1 B 2 S S S 2 Inspección ocular señalización tensión de maniobra diaria operación 1 B 3 S S S 3 Inspección ocular señalización circ.deseng.sano diaria operación 1 B 4 S N N N S 4 Prueba cierre-apertura local bianual mantenimiento 1 B 5 N S 5 Inspección estado y ajuste de borneras bianual mantenimiento 1 B 6 N S 4 Prueba cierre-apertura local bianual mantenimiento 1 B 7 N S 6 Realizar apertura-cierre programado semestral operación 1 B 8 S S S 7 Revisar desplazamiento normal de escudo bianual mantenimiento 1 B 9 S S S 8 Inspeccionar enclavamiento de celda bianual mantenimiento 1 B 10 N S 6 Realizar apertura-cierre programado semestral operación 1 B 11 S N N S S 9 Prueba cierre-apertura desde CLD semestral operación 40

41 Mantenimiento TPM (Total Productive Maintenance) La técnica TPM es un sistema que garantiza la efectividad de los sistemas operativos y cuyo objetivo es mantener la disponibilidad de los distintos activos, mediante la participación del personal de operación en las actividades de mantenimiento. 41

42 LEVE MODERADO CRÍTICO MUY CRÍTICO Mantenimiento Mantenimiento Basado en Riesgo: es aquel que tiene en cuenta la condición de riesgo de cada equipo en particular, para definir las tareas de mantenimiento a efectuar sobré él. NIVEL COLOR DESCRIPCIÓN VALOR Aceptable VULN 1 ó G de Vi 6.25% N de A i = 1 Tolerable 1 < VULN 2 ó 6.25% < G de V i 12.5% N de A i = 2 Inaceptable 2 < VULN 16 ó 12.5% < G de V i 100% N de A i = 3 Vulnerabilidad Vuln = F S Donde: Vuln = Vulnerabilidad F = Frecuencia S = Severidad SEVERIDAD? FRECUENCIA? ALTA I I I I MEDIA I I I I BAJA T I I I MUY BAJA A T I I 42

43 El 66 % de las empresa distribuidoras de la Región CIER utilizan una, o una combinación de esas técnicas de mantenimiento Fuente: Base de Datos Área Distribución-CIER 43

44 Mantenimiento Utilización de Modelos Matemáticos para determinación de periodicidades Cálculo del intervalo óptimo de mantenimiento preventivo t Beta 3,73 3,22 2,96 2,67 2,35 Eta 1283, , , , ,98 t Valores de la F(t) Teórica para diferentes "t0" Ord. "t" F(t) , ,0087 0,0075 0,0068 0,0060 0, , ,0199 0,0195 0,0194 0,0195 0, , ,0389 0,0403 0,0416 0,0437 0, , ,0680 0,0722 0,0755 0,0803 0, , ,1094 0,1168 0,1223 0,1298 0, , ,1646 0,1750 0,1823 0,1918 0, , ,2338 0,2463 0,2544 0,2647 0, , ,3162 0,3288 0,3367 0,3460 0, , ,4089 0,4195 0,4257 0,4324 0, , ,5077 0,5143 0,5175 0,5203 0, , ,6071 0,6082 0,6077 0,6058 0, , ,7013 0,6965 0,6922 0,6857 0, , ,7850 0,7751 0,7676 0,7571 0, , ,8545 0,8412 0,8316 0,8185 0, ,9375 0,9079 0,8935 0,8832 0,8690 0, ,999 0,9460 0,9326 0,9226 0,9088 0, ,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1, ,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1, ,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1, ,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1, ,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 F 1 e t 0,25 Ord. t 0 r 1 0 3, ,19 0, , ,67 0, , ,21 0, , ,77 0, , ,98 0, "TMPF" Ord. o "TMEF" Entrar con el valor de K P/K C = Desvio Patrón (DP) (DP/Media) 2 Kp/Kc es menor que 1/2 [1-(DP/Media) 2 ] Existe Intervalo Óptimo? ,53 346,21 0,0893 0,4553 SI ,56 361,25 0,1160 0,4420 SI ,07 373,06 0,1356 0,4322 SI ,87 390,44 0,1627 0,4186 SI ,82 419,06 0,2040 0,3980 SI Valores obtenidos de los datos de falla de los equipamientos. Cálculo Válido para BETA >= 1 Intervalo Óptimo para Manutenimiento Preventivo 675,99 700,96 716,04 734,61 760,82 Periodicidad en años 2,1 El 29 % de las Empresas Distribuidoras de la Región CIER han comenzado a utilizar modelos matemáticos en mantenimiento Fuente: Base de Datos Área Distribución-CIER 44

45 Mantenimiento Utilización de Indicadores de mantenimiento El 30 % de las Empresas Distribuidoras de la Región CIER han comenzado a utilizar algún indicador de mantenimiento Fuente: Base de Datos Área Distribución-CIER 45

46 Mantenimiento Análisis de Probabilidades de Fallas, Cálculos de Confiabilidad de ítems Un 17 % de las Empresas Distribuidoras de la Región CIER están utilizando modelos probabilísticos en mantenimiento Fuente: Base de Datos Área Distribución-CIER 46

47 Mantenimiento Aumento de las actividades de TCT El 85 % de las Empresas Distribuidoras de la región CIER aplican TCT Fuente: Base de Datos Área Distribución-CIER 47

48 Mantenimiento Utilización de Software de mantenimiento para mejorar la gestión Un 37 % de las Empresas Distribuidoras de la Región CIER utilizan software de mantenimiento Fuente: Base de Datos Área Distribución-CIER 48

50 I FILTRADA [A] I FILTRADA [A] Calidad de Producto Incremento del Monitoreo contínuo de la Calidad de Producto t [ms] t [ms] 50

51 Calidad de Producto La telemedición de energía, demanda, factor de potencia y de calidad de tensión (fluctuaciones, distorciones, y variaciones momentáneas) posibilita el diagnóstico de problemas de calidad de potencia, identificación de cargas sensibles y medidas correctivas. Fuente: Congresos y Seminarios-CIER 51

52 Calidad de Producto Utilización de Registradores de Interrupción de energía asociados al GIS Fuente: Congresos y Seminarios-CIER 52

54 Aunque se ha mostrado hasta aquí una evolución positiva de los indicadores, mediante la utilización de esas Mejores Prácticas, no ocurre lo mismo con el tema Pérdidas. 54

55 Pérdidas Combate de Pérdidas No Técnicas En la actualidad la mayoría de las empresas distribuidoras de la Región CIER enfrentan una situación caracterizada por un alto nivel de pérdidas no técnicas, siendo el hurto de energía uno de los principales componentes. El valor promedio de Pérdidas No Técnicas de las empresas que participan del Proyecto CIER 06 es del órden del 6 % Las Pérdidas totales (promedio) Región CIER = 13,49 % Las Pérdidas totales (promedio) EEUU: 7% Las Pérdidas totales (promedio) Europa: 8% Fuente: Proyecto CIER 06-CIER 55

56 Pérdidas Causas que motivaron el aumento de las Pérdidas No Técnicas en la Región CIER Racionamiento de energía En la mayoría de los países no se imponen penalizaciones legales (No está previsto en el Codigo Penal) Cuestiones de orden cultural. Fuente: Congresos y Seminarios-CIER 56

57 Pérdidas Que se está haciendo para mejorar el tema? Las principales actividades para la reducción de pérdidas no técnicas llevadas a cabo por las empresas distribuidoras están siendo centradas en las siguientes acciones: Sustitución de medidores antiguos electromecánicos por electrónicos; Implantación de Centros de Medición y Fiscalización; Control de medidores, Fiscalización constante, Tendido de redes de BT a mayor altura junto a líneas de MT, Instalación de medidores inaccesibles para el usuario Tendido de cable pre-ensamblado y Tendido de cable concéntrico Fuente: Congresos y Seminarios-CIER 57

58 Pérdidas Ejemplo: Sistemas integrados de control y cálculo de pérdidas Un Sistema SCADA a partir del cual se reportan los datos de las mediciones en forma remota a un centro de control. Un Sistema Integrado de Gestión, que trabaja como interfase entre el SCADA y el sistema comercial, y permite relacionar los datos de las mediciones que se realizan en cada alimentador de las subestaciones MT/BT A su vez, permite la relación entre cada circuito de BT de la subestación con los clientes que se encuentran conectados al mismo. Sistema de gestión comercial que permite conocer las mediciones de consumo de energía de cada cliente. SCADA SIGRED SISTEMA DE MEDICION OPEN REPORTE CONTROL DE PERDIDAS Fuente: Congresos y Seminarios-CIER 58

59 Ejemplo: Sonda óptica para detección de fraudes Pérdidas Fuente: Curso sobre Pérdidas No Técnicas-CIER 59

60 Pérdidas Ejemplo: Medidores prepagos La instalación de medidores prepagos está dando buenos resultados en un gran número de Distribuidoras. Fuente: Congresos y Seminarios-CIER 60

61 CONCLUSIONES Las Empresas Distribuidoras de Energía Eléctrica de la Región CIER están enfrentando hoy el desafío de la búsqueda real de la eficiencia en un ambiente donde el precio de la electricidad está relativamente bajo en comparación con otras partes del mundo. En la búsqueda de esa Eficiencia o Mejores Prácticas de los procesos operacionales, los factores claves mencionados en esta presentación son los que parecen atraer la mayor atención de dichas Empresas. 61

62 Comisión de Integración Energética Regional Coordinación Internacional Área Distribución Muchas Gracias por la atención dispensada Ing. Gabriel Ángel Gaudino Coordinador Internacional CIER 62