Plan de Redes Inteligentes de Chilectra

Transcripción

1 Plan de Redes Inteligentes de Chilectra Rafael Caballero Garzón Jefe Area Regulación Regional y Eficiencia Energética Chilectra S.A., Chile October 19 21, 2009 Transamerica Hotel, Sao Paulo, BRAZIL

2 Agenda Presentación de la empresa Estrategia Regional Ejes del Plan de Redes Inteligentes Principales actuaciones y desafíos futuros Reflexiones finales

3 Chilectra, principal distribuidora de Chile ENEL 92% Minoritarios 8% ENDESA 61% ENERSIS 99% Minoritarios 39% Minoritarios 1% CHILECTRA

4 Distribución en Latinoamérica Codensa 2,3 millones - 11, 8 TWh Edelnor 1,0 millones - 5,6 TWh Coelce 2,8 millones - 7,6 TWh Ampla 2,5 millones - 9,1 TWh Chilectra 1,5 millones 12,5 TWh Edesur 2,3 millones - 16,2 TWh Total Latam Clientes 12,4 millones Ventas 62,8 TWh Ingresos MMUS$ Área Servicio 203 mil km 2 Redes AT/MT/BT 268 mil kms Datos a diciembre

5 Chilectra, infraestructura eléctrica Sistema de subtransmisión (220, 110, 44 kv) Líneas de alta tensión 355 kms Subestaciones de alta tensión 53 Transformadores de poder 148 Capacidad instalada MVA Sistema de distribución Red en media tensión (12, 23 kv) kms - Red aérea 82 % - Red subterránea 18 % Red en baja tensión (< 380 V) kms - Red aérea 83 % - Red subterránea 17 % Transformadores distribución (N ) Datos a diciembre

6 Chilectra, líder en eficiencia operacional Pérdidas de energía Tiempo de interrupción por kva (Horas) Frecuencia de interrupción por kva (Veces) ,6% , , ,0% , , ,5% , , ,9% , ,8 Mejor empresa en calidad de servicio (distribuidoras de más de 100 mil clientes), según ranking SEC. Nivel superior al estándar regional en pérdidas, duración y frecuencia de interrupciones. 6

7 Redes y sistemas para Santiago S.XXI Las redes inteligentes deben permitir el mejor servicio de forma rentable, para las nuevas necesidades: La Ciudad 7,7 millones de habitantes en Crecimiento vertical, densificación, soterramiento. Los clientes Mayor equipamiento de hogares. Clientes más activos en administrar su consumo. Tecnologías Comunicaciones, medición, automatización. Conexión de energías renovables en media y baja tensión. Aplicaciones de eficiencia energética.. Regulación Marco regulatorio con mayores exigencias. Calidad y seguridad de suministro. 7

8 Plan de Redes Inteligentes, parte de una Estrategia Regional Estrategia Regional : Evolucionar la red eléctrica actual hacia un sistema eléctrico dinámico y bi-direccional en cada una de las seis distribuidoras del Grupo Endesa en Latinoamérica, bajo principios de rentabilidad compartida con los clientes. Planes de Acción locales : Incorporar nuevas tecnologías de medición, de comunicaciones y sistemas de gestión de redes, para mejorar la eficiencia operativa y ofrecer nuevas propuestas de valor a los clientes de forma rentable para las compañías. Red Futura: + confiable + segura + económica + eficiente + sostenible ambientalmente 8

9 Líneas de acción estratégicas 5 Líneas Estratégicas 1. Propuestas de valor para los clientes 2. Automatización, monitoreo y control de la red 3. Comunicaciones y Sistemas 4. Eficiencia operativa y gestión de activos y del personal 5. Generación distribuida y energías renovables Estrategia Regional Redes Inteligentes Plan Acción Ampla Plan Acción Codensa Plan Acción Coelce Plan Acción Chilectra Plan Acción Edelnor Plan Acción Edesur 9

10 Liderazgo regional en telemedición Evolución Telemedición Latam Clientes Telemedidos Edesur Codensa Edelnor Chilectra Coelce Ampla Nota: Ampla y Coelce incluye clientes facturados Aprovechamos las experiencias inter-empresas del Grupo Sistemas de medición centralizada (Ampla, Coelce) Foco del desarrollo: control de pérdidas 1 0

11 Visión Futura Redes Inteligentes de Chilectra Actual Telemedición 85 mil clientes. Automatización AT y monitoreo MT. Integración sistemas técnicos y comerciales. Comunicaciones con foco en eficiencia operacional. Full Electric. Mediano Plazo Telegestión 390 mil clientes. Tarifas flexibles, prepago. Automatización MT y monitoreo MT/BT. Control calidad servicio, gestión de la demanda. Pilotos integrales. Estandarizar protocolos comunicaciones. Nuevas tecnologías red última milla. Smart meters. Domótica. Futuro Gx distribuida (fotovoltaica, biomasa). Plug-in hybrid electric vehicles. Mantener posicionamiento y liderazgo alcanzado. La senda responde a la evolución del mercado, la regulación y la relación beneficio/costo de los proyectos

12 Desafío: integralidad de infraestructura eléctrica, comunicaciones y sistemas Plataforma de Sistemas Sistema Técnico SDA (Gestión obras y mantenimiento, atención emergencias, calidad suministro, operación redes, actualización datos e infraestructura, Valora), SCADA, Plataforma Integral de Monitoreo-PIM, Sistemas Comerciales (Synergia) Plataforma Comunicaciones Red Troncal (anillo, tecnología SDH, 155 Mbps, fibra óptica y micro-ondas) Red de Acceso (tecnología PDH, 2 Mbps, fibra óptica y micro-ondas) Red Ultima Milla (inalámbrica, GPRS; en análisis ZigBee, WiFi, WiMax, otras) Plataforma Infraestructura (Equipos telecomandados/telemedidos) Monitoreo S/E y transformadores reconectadores y seccionadores Macro-medición (206 mil clientes) Monitoreo transformadores Micro-medición (155 mil clientes) 6 S/E AT/AT S/E 45 AT/MT y 3 MT/MT R M 394 Alimentadores MT M transformadores MT/BT M M 85 mil medidores residenciales medidores industriales

13 Propuestas de Valor para los clientes Principales actuaciones Telemedición de clientes industriales y 85 mil clientes residenciales (63 mil en edificios, en urbanizaciones con concentrador). Piloto domótica (automatización y control de iluminación y climatización) en clientes comerciales. Solución Full Electric para edificios (24 mil departamentos) y Tarifa Flexible. Mix Solar-Electric para agua caliente sanitaria. Desafíos futuros Evolucionar a telegestión de clientes residenciales (390 mil clientes en mediano plazo). Tarifarias horarias residenciales y aplicaciones de domótica que estimulen el consumo eficiente. Factibilidad de piloto de Advanced Metering Infrastructure (AMI). Administración de generadores de respaldo y gestión de la demanda de clientes. Avanzar en monitoreo del alumbrado público. Tarifa Hogar Plus - Invierno Tarifa Normal 30% Recargo 30% Descuento 8 hrs. 8am a 6pm hrs. 10pm a 8am 1 3

14 Automatización, monitoreo y control Principales actuaciones Automatización de subestaciones. Sistema de desprendimiento automático de carga (SDAC). Plan progresivo para automatización de la red de media tensión. Telegestión y telecontrol en sector rural. Telegestión y telecontrol de reconectadores y seccionadores. Monitoreo de transformadores en subestaciones de enlace y transformadores de distribución. Monitoreo de cargabilidad dinámica de líneas de alta tensión. Monitoreo de redes subterráneas de media tensión. Desafíos futuros Monitoreo de bancos de condensadores para el control de consumo de reactivos. Sistema avanzado de gestión de cuadrillas para atención de fallas. Monitoreo de transformadores por voltaje y caídas de servicio. Monitoreo AMI para gestión de apagones. 1 4

15 Comunicaciones y sistemas Principales actuaciones Modernización de la plataforma de medida de puntos de compra. Plataforma integral de medidas (PIM). Plataforma para gestión del mantenimiento del alumbrado público (SIGMA). Sistema de gestión y telesupervisión de las redes de comunicaciones. Plan de mejoramiento de la red troncal y la red de acceso. Sistema de radio comunicaciones móviles. Desafíos futuros Desarrollo de redes de última milla y mix de opciones tecnológicas adecuadas. Sistemas de control para la gestión eficiente de la red eléctrica y los clientes. Establecer relaciones de correspondencia con los operadores de telecomunicaciones para lograr servicios de valor y convenientes para la distribuidora. Contar con los sistemas de información que permitan el procesamiento analítico de mayores volúmenes de información. Plataforma Integral de Monitoreo (PIM) SCADA SAC-MT Portal Sistemas Técnicos Integrados 1 5

16 Eficiencia operativa y gestión de activos y del personal Principales actuaciones Micro-medición en transformadores de baja tensión (monitoreo de 10% de los clientes). Macro-medición en alimentadores de media tensión (monitoreo de 13% de los clientes). Control de la demanda en horas de punta, gestión operativa-comercial de clientes industriales (oferta de potencia de invierno-opi). Proyectos de control de pérdidas no técnicas (red de acometida concentrada y telemedida electrónica) en 10 mil clientes. Corte y reposición por radio frecuencia para redes subterráneas. Desafíos futuros Mantener control de pérdidas de energía y el hurto. Mejorar planificación de las redes y estimación de la demanda. Agilizar atención de emergencias, optimizar operación y mantenimiento de la red a mínimo costo. Contar con trabajadores capacitados y con tecnologías apropiadas para operar en forma segura y eficiente. 1 6

17 Generación distribuida y energías renovables Principales actuaciones Piloto de administración remota de grupo generador en cliente industrial. Piloto fotovoltaico residencial. Desarrollo de propuesta normativa para conexión de pequeños medios de generación en baja tensión. Desafíos futuros Ofrecer telegestión de grupos generadores para control de la demanda de punta. Permitir la integración de la generación distribuida (fotovoltaica, biomasa, eólica), asegurando la estabilidad de la red. Contar con infraestructura y señales económicas para mejorar el factor de carga de las redes. 1 7

18 Reflexiones finales Mantener seguimiento de senda internacional de proyectos y regulaciones. Comprobar in-situ nuevos equipos y opciones de comunicaciones en aplicaciones integrales. Aplicar criterios de gradualidad, selectividad y escalabilidad. Integrar y balancear las soluciones tipo smart hardware con las denominadas smart software. Monitorear avance de mercado sub-regional (Brasil). Gestionar remuneración tarifaria de proyectos. Necesidad de trabajo conjunto regulador-agentes privados.