11.1 UEN COMERCIAL ÁREA DE ATENCIÓN EMPRESARIAL. A. Informes de Calidad de Voltaje.

Transcripción

1 11.1 UEN COMERCIAL ÁREA DE ATENCIÓN EMPRESARIAL. A. Informes de Calidad de Voltaje. Se debe entregar en formato digital y de forma automática a los clientes industriales, un informe de calidad de voltaje de manera mensual, según lo establecido en la norma ARNT SUCAL, además que se indique en caso de incumplimiento de alguno de los puntos de la norma SUCAL a los encargados del área de calidad de la energía de la empresa mediante una alarma o correo electrónico., además el informe debe enviarse con su factura al cliente mediante un correo electrónico certificado y ser igual o similar al anexo 1. Es importante indicar que los medidores de tipo industrial que recopilen la información del suministro eléctrico, deben cumplir con los parámetros indicados en las normas SUCAL y SUMEL de la ARESEP para generar los reportes de calidad. B. Perfiles de Carga. Se debe entregar a los clientes industriales su perfil de carga mensual y que se envié en conjunto con su factura por medio de correo electrónico. En este el cliente podrá visualizar su comportamiento de consumo diario del último periodo de facturación y verificar su máxima demanda, que estará debidamente señalada. C. Sitio Web para clientes. Se debe ofrecer a los clientes industriales y/o residenciales un sitio web seguro y en un ambiente de alta disponibilidad, donde puedan encontrar información de su facturación, perfiles de carga, calidad de voltaje y eventos. Los clientes podrán también ver su factura e informe de calidad de voltaje mediante acceso con usuario y contraseña.

2 Facturación. A. Lectura Remota. Se debe establecer un ciclo de facturación con lectura remota que permita reducir a un día el proceso de facturación de la ESPH (Lectura, Análisis y Envió de Factura Electrónica al Cliente). Contemplando las diversas tarifas existentes: Residencial, Comercial, Máxima Demanda y TMT, previendo la incorporación de Tarifas de Tiempo de uso en el sector residencial, Tarifa de generación distribuida, así como un posible esquema de facturación prepago. Los datos necesarios para facturar; es decir; en el caso de la TMT, la lectura de energía para punta, valle y nocturno; así como las lecturas de demanda para punta, valle y nocturno; también las lecturas de la demanda aparente para punta, valle y nocturno y finalmente el factor de potencia promedio para los periodos de punta, valle y nocturno. De los clientes residenciales se requiere los Kwh acumulados. B. Perfiles de Carga. Se debe enviar un informe mensual de los perfiles de carga de los clientes industriales a la ARESEP, en estos ciclos necesitamos que se almacene los perfiles de carga en los formatos:.xls,.html,.df,.txt,.cvs, y sea un repositorio en el cual, en caso de necesitarlo, se pueda obtener para cada uno de los clientes su perfil de forma histórica. Eventualmente se necesita que estos mismos clientes puedan accesar la información de los perfiles a través de una herramienta web. C. Prepago. Se necesita establecer una plataforma web que permita incorporar un esquema de prepago en el servicio de energía eléctrica. Y que tenga interacción a través de un web service con la plataforma de recaudación de la ESPH.

3 D. Generación Distribuida. Es necesario que se puedan almacenar los perfiles de consumo registrado por lo el medidor de facturación, tanto de la energía recibida, como de la entregada; así como la información del medidor que registra lo generado por el equipo de producción. El sistema debe estar en la capacidad de suplir y almacenar la siguiente información de acuerdo al uso de la energía según lo defina ESPH: Datos medidor residencial: KWh entregados, KWh recibidos (cuando aplique), KWh neto (cuando aplique). Datos medidores comerciales: KWh entregados, KWh recibidos (cuando aplique), KWh neto (cuando aplique), KW máx, KVA máx, FP. Esta información debe ser almacenada con intervalos de 15 minutos en el formato de la base de datos. E. Corta y Reconexión. Se necesita automatizar el proceso de corta y reconexión de la ESPH, implementando un proceso optimizado y ágil. Debe generar las respectivas órdenes, ejecutarlas y posteriormente restaurar el servicio al cliente. Ver documento Adjunto F. Electrolineras. Se necesita que la transferencia de la información se realice a través de una interfase que permita compartir información entre el sistema de recolección de monitoreo de las electrolineras y el sistema AXIS, para que se pueda contar con la información histórica en el futuro. Los datos corresponden a consumos, tiempos, montos de facturación, fallos.

4 G. Integración Sistema AXIS. Se debe realizar una interfase entre el sistema AMI y el sistema de facturación AXIS de la ESPH. (Número de contrato, energía, demanda, factor de potencia, fecha de lectura). Se requiere que toda la información necesaria para facturar sea trasladada del sistema AMI al sistema Comercial Axis. H. Ilícitos. Se debe detectar posibles conexiones ilícitas por parte de los clientes de la ESPH. El sistema debe generar los posibles lugares donde se presente una situación anómala, mediante un mapa indicando la zona afectada, para realizar la respetiva inspección. Para ello el sistema debe contar con alarmas que detecten la manipulación de los medidores, también debe contar con algoritmos que permitan relacionar el consumo de un medidor colocado a la salida del transformador versus el consumo de los medidores que se alimentan de este, esto para poder detectar las pérdidas asociadas al transformador UEN ENERGÍA ELÉCTRICA Y ALIMBRADO PÚBLICO Planificación del Negocio de Energía Eléctrica. A. Curvas de Carga. Se debe obtener curvas de cargas generales (Subestación, circuito, reconectador, transformador y medidor, según lo establecido en el GIS de la ESPH) y por segmentos de clientes que permitan establecer tendencias en el corto, mediano y largo plazo.

5 B. Pérdidas Eléctricas. Se debe generar informes de estudios para determinar porcentajes totales de pérdidas de la red de la ESPH, así como determinar el porcentaje que corresponde a pérdidas eléctricas técnicas y no técnicas, realizando una identificación de los tipos que se presentan en cada una de estas. C. Estudios de Cargabilidad en Transformadores de Distribución. Se debe generar informes de estudios de cargabilidad a los transformadores de distribución, con el objetivo de optimizar los equipos instalados, evitando tener instalados equipos sobredimensionados en la red de distribución y aumentando las pérdidas por transformación, entre otros aspectos Centro de Control de Energía Eléctrica. A. Puntos de medición primaria y detección de fallas. Se debe obtener información de equipos de medición de falla y detectores de falla instalados en la red primaria, tales como: Voltajes, corrientes y energía. Identificar las averías, interrupciones o incidentes presentados en la red de distribución eléctrica y georreferenciar las mismas (en GIS), con lo cual se permitiría visualizar los sectores con incidentes para posteriormente desarrollar acciones de atención y mejora en la red eléctrica (priorizando sectores), así como el registro estadístico de las mismas. B. Calidad de la Energía. Se debe determinar clientes o zonas con porcentajes que estén sobre o debajo de lo establecido por la norma técnica ARNT SUCAL (+- 5% del voltaje nominal). Se

6 debe ver la información en la pantalla del operador o proponer cómo será visible esto. Se debe obtener informes de calidad de voltaje de los clientes industriales para cumplir con la norma técnica ARNT SUCAL. C. Perfil de Carga por Circuito. Se necesita obtener los perfiles de carga por circuito, para análisis y elaboración de pre despacho de energía al ICE, a partir de los medidores ubicados en los puntos de recepción de energía de la ESPH. D. Facturación por Tiempo de Uso por Circuito. Se necesita obtener los datos de facturación de energía y demanda (Pico, valle, nocturno) por circuito (14 Circuitos en 3 subestaciones, 4 plantas de generación) a partir de los medidores ubicados en los puntos de recepción y entrega de energía de la ESPH. E. Informe de Generación Distribuida. Se debe obtener información de producción (KWh), energía entregada (KWh) y retirada de la red (KWh), por punto de entrega, por segmento y general. F. Puntos de medición primaria y detección de fallas. Se debe obtener información de equipos de medición de falla y detectores de falla instalados en la red primaria, tales como: Voltajes, corrientes y energía PROA. A. Sistema de Monitoreo de las Electrolineras. Se debe obtener información del sistema de monitoreo de las electrolineras de la empresa, datos como energía suministrada, tiempo de uso, facturación, eventos

7 B. Comunicación de Reconectadores y otros equipos de monitoreo y control. Se debe incorporar equipos de monitoreo y control en la red de comunicación para ser incorporados dentro del sistema SCADA empresarial. Lo anterior con una disponibilidad de servicio del 99.99% así como tener prioridad sobre los otros equipos que utilizan la red (medidores, luminarias, etc.)