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October 19 – 21, 2009, Sao Paulo, BRAZIL

Plan de Redes Inteligentes de Chilectra

Rafael Caballero GarzónJefe Area Regulación Regional y Eficiencia Energética

Chilectra S.A., Chile

October 19 – 21, 2009Transamerica Hotel, Sao Paulo,BRAZIL


Agenda

• Presentación de la empresa

• Estrategia Regional

• Ejes del Plan de Redes Inteligentes

• Principales actuaciones y desafíos futuros

• Reflexiones finales


ENELwww.enel.it

92%

Minoritarios

8%

Minoritarios

39%

ENERSIS

www.enersis.cl

99%

Minoritarios

1%

CHILECTRAwww.chilectra.cl

ENDESA

www.endesa.es

61%

Chilectra, principal distribuidora de Chile

October 19 – 21, 2009, Sao Paulo, BRAZIL.

Chilectra 1,5 millones

12,5 TWh

Ampla 2,5 millones - 9,1 TWh

Codensa2,3 millones - 11, 8 TWh

Edelnor1,0 millones - 5,6 TWh

Coelce 2,8 millones - 7,6 TWh

4

Edesur2,3 millones - 16,2 TWh

Total LatamClientes 12,4 millonesVentas 62,8 TWhIngresos 6.843 MMUS$Área Servicio 203 mil km2

Redes AT/MT/BT 268 mil kms

Distribución en Latinoamérica

Datos a diciembre 2008.


Chilectra, infraestructura eléctrica

5

Datos a diciembre 2008.

148Transformadores de poder

83 %- Red aérea

17 %- Red subterránea

82 %- Red aérea

18 %- Red subterránea

27.768Transformadores distribución (N°)

9.817 kmsRed en baja tensión (< 380 V)

4.745 kmsRed en media tensión (12, 23 kV)

Sistema de distribución

6.652 MVACapacidad instalada

53Subestaciones de alta tensión

355 kmsLíneas de alta tensión

Sistema de subtransmisión (220, 110, 44 kV)


Chilectra, líder en eficiencia operacional

6

5,9%

13,6%

9,0%

5,5%

1990

1995

2005

2008

Pérdidas de energía

3,6

3,6

3,7

5,52005

2006

2007

2008

Tiempo de interrupción por kVA (Horas)

1,8

1,9

1,9

2,62005

2006

2007

2008

Frecuencia de interrupciónpor kVA (Veces)

Mejor empresa en calidad de servicio (distribuidora s de más de 100 mil clientes), según ranking SEC.

Nivel superior al estándar regional en pérdidas, du ración y frecuencia de interrupciones.


Redes y sistemas para Santiago S.XXI

7

• 7,7 millones de habitantes en 2025.• Crecimiento vertical, densificación, soterramiento.

• Mayor equipamiento de hogares.• Clientes más activos en administrar su consumo.

• Comunicaciones, medición, automatización.• Conexión de energías renovables en media y baja tensión.• Aplicaciones de eficiencia energética.

• Marco regulatorio con mayores exigencias. • Calidad y seguridad de suministro.

La Ciudad

Los clientes

Tecnologías

Regulación

Las redes inteligentes deben permitir el mejor servicio de forma rentable, para las nuevas necesidades:


8

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

Plan de Redes Inteligentes, parte de una Estrategia Regional


9

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 p ersonal

5. Generación distribuida y energías renovables

Líneas de acción estratégicas

Estrategia Regional Redes Inteligentes

Plan AcciónAmpla

Plan Acción

Codensa

Plan AcciónCoelce

Plan Acción

Chilectra

Plan AcciónEdelnor

Plan AcciónEdesur


Evolución Telemedición Latam

-

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

2005 2006 2007 2008

Nota: Ampla y Coelce incluye clientes facturados

Clie

ntes

Tel

emed

idos

Edesur

Codensa

Edelnor

Chilectra

Coelce

Ampla

1

0

Liderazgo regional en telemedición

Aprovechamos las experiencias inter-empresas del Grupo

Sistemas de medición centralizada (Ampla, Coelce)

Foco del desarrollo: control de pérdidas


1

1

•Telemedición 85 mil clientes.

• Automatización AT y monitoreo MT.

• Integración sistemas técnicos y comerciales.

• Comunicaciones con foco en eficiencia operacional.

• Full Electric.

Actual

Mediano PlazoFuturo

• 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.

• Gx distribuida (fotovoltaica, biomasa).

• Plug-in hybrid electric vehicles.

2020-252009

Visión Futura Redes Inteligentes de Chilectra

Mantener posicionamiento y liderazgo alcanzado.

La senda responde a la evolución del mercado , la regulación y la relación beneficio/costo de los proyectos.

2010-15


M

6 S/E

AT/ATS/E

45 AT/MT y 3 MT/MT

27.768

transformadores MT/BT

394 Alimentadores MT

reconectadoresy seccionadores

Macro-medición (206 mil clientes)

Monitoreo transformadores

Micro-medición(155 mil clientes)

85 mil medidores residenciales

1.600 medidores industriales

Plataforma Infraestructura (Equipos telecomandados/ telemedidos)

Monitoreo S/E y transformadores

M

Plataforma Comunicaciones

Plataforma de Sistemas

MM

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)

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)

Desafío: integralidad de infraestructura eléctrica, comunicaciones y sistemas

R


1

3

• 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 .

Desafíos futuros

• Telemedición de 1.600 clientes industriales y 85 mil clientes residenciales (63 mil en edificios, 1.800 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.

Principales actuaciones

Propuestas de Valor para los clientes

8hrs.

18 19 20 21 7hrs.

Tarifa Normal

30% R

ecargo

30% Descuento

8am a 6pm 10pm a 8am

Tarifa Hogar Plus - Invierno


1

4

• 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.

Desafíos futuros

• 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.


Automatización, monitoreo y control


1

5

• 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.

Desafíos futuros

• 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.


Comunicaciones y sistemas

SCADA SAC-MTPlataforma Integral de Monitoreo (PIM) Portal Sistemas

Técnicos Integrados


1

6

• 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.

Desafíos futuros

• 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.


Eficiencia operativa y gestión de activos y del personal


1

7

• 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.

Desafíos futuros

• 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.


Generación distribuida y energías renovables


• 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.

Reflexiones finales

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