A $3.876 millones asciende la inversión que realizan las empresas eléctricas en materia tecnológica para la operación y mantenimiento de redes de distribución, especialmente en el marco de los planes de contingencia que debe enfrentar el sector en los meses de invierno, de acuerdo a las estimaciones entregadas a ELECTRICIDAD por parte de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).

Dentro de las tecnologías que utilizan las compañías del sector para estos fines se encuentran drones con cámaras de última generación, además de sistemas de control Scada y software de telecomando, entre otras.

Para Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G., estas acciones apuntan a la resiliencia de las redes eléctricas de distribución, entendida como “la capacidad que tiene la infraestructura para resistir ciertos eventos que normalmente son poco frecuentes, pero que tiene un alto impacto”.

Mantención en terreno de redes de distribución. Foto: Gentileza Enel Distribución.

Planes

El superintendente de Electricidad y Combustibles, Luis Ávila, señala que este año han recibido 1.211 Planes de Acción de Invierno por parte de las distribuidoras, dentro de los cuales las acciones en materia tecnológica apuntan a “la instalación y habilitación remota de equipos reconectadores, que son dispositivos de interrupción y protección capaces de detectar sobrecorrientes, interrumpirlas y reconectarlas, automáticamente y así poder reenergizar las líneas a través de una operación que es telecomandada”.

“También podemos relevar, siempre en el ámbito de avances tecnológicos, la instalación de equipos seccionadores de red, que son dispositivos que pueden conectar o desconectar un circuito sin carga, cuya operación puede ser manual o automática”, agrega la autoridad.

De acuerdo a las estimaciones de la SEC “las innovaciones tecnológicas en esta materia representan un costo aproximado de $3.876 millones, lo que es relevante ya que son medidas que sirven para que las empresas puedan cumplir con su obligación de entregar un suministro eléctrico continuo y seguro, aún en medio de eventos meteorológicos, como viento y lluvia, que se pudieran producir a lo largo del país”.

Según Rodrigo Castillo las compañías del sector también han desarrollado “sus propios modelos climatológicos a fin de contar con información más precisa de las características de los vientos y lluvias en sus zonas de concesión, además de inversiones en materia de ciberseguridad”.

“Si bien es cierto que la implementación de todas las medidas permite disminuir el impacto en las redes producto de determinados eventos climáticos, incrementar el nivel de resiliencia no es una tarea fácil, ya que requiere anteponerse a contingencias de diversa índole, como terremotos, aluviones, eventos climáticos severos en zonas donde antes no eran frecuentes, además de considerar las necesidades de ciberseguridad de los sistemas”, añade el ejecutivo.

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3. Centro de Control de Saesa en Temuco. Foto: Gentileza Saesa.

Empresas

Enel Distribución es una de las empresas que ha dado a conocer sus planes tecnológicos en materia de resiliencia. Denisse Cancino, responsable de Planificación del mantenimiento y estudios de la Operación de la compañía, destaca la modernización de las actividades de inspecciones de redes “mediante el uso de equipamiento tecnológico de última generación montado en helicóptero, drones y camionetas, con lo que podemos realizar una mayor cobertura de las zonas a inspeccionar y atender adecuadamente zonas de difícil acceso terrestre”.

“Por otro lado, considerando que ya contamos con cerca de 1.800 equipos telecomandados, se ha trabajado en contar con una disponibilidad de la comunicación de los equipos para asegurar su uso en momentos de emergencia. En los últimos 16 meses, se ha incrementado la disponibilidad del uso del telemando en 18%, permitiendo que, ante una falla, se acoten las zonas afectadas y se reduzcan los tiempos de identificación del punto de falla”, explica.

La ejecutiva también menciona el uso de tres tipos de cámaras para la inspección de redes, como las que “pueden escanear la red y los objetos que están próximos a ella para identificar los puntos que pueden generar riesgos o falla por proximidad, como es el caso de la vegetación que cae sobre la red”.

Denisse Cancino explica que cuentan con cámaras termográficas “que permiten identificar puntos que requieran atención por mal contacto eléctrico y que aún no se manifiestan como falla, y cámaras de imagen de alta resolución para identificar el estado del equipamiento y objetos externos que pueden dañar las instalaciones eléctricas, sus estructuras y franjas de servidumbre”.

Para el seguimiento de las actividades de inspección de redes la especialista resalta el uso de softwares y de sistemas Scada. “Para el telecontrol se usa el sistema STM (Sistema Telecontrol Media Tensión) que permite comandar a distancia el equipamiento modificando la topología original para acotar zonas de fallas”, precisa.

Por su lado, Leonel Martínez, gerente de operaciones del Grupo Saesa, afirma que durante el año pasado se inició un plan intensivo de mejoramiento, el cual está asociado “a las exigencias de la nueva Norma Técnica, apuntando a modernizar el sistema de distribución eléctrica, especialmente en las zonas rurales de Biobío y la Araucanía”.

“Sin duda que las inversiones juegan un rol importante en la resiliencia de las redes, pero se requiere el complemento de planes de mantenimiento preventivo y un robusto plan de contingencia, con roles y recursos predefinidos, que permita recuperar el servicio tras una contingencia climática en el menor tiempo posible”, advierte el ejecutivo.

“Estamos instalando una red más enmallada y con equipos de protección y maniobras, que permitan dar flexibilidad al sistema eléctrico y de esta manera disminuir al mínimo posible una zona afectada por falla. La mayor tecnología tiene que ver con equipamiento, sensores y automatización de la red”, agrega Martínez.

Finalmente concluye destacando la incorporación de plataformas que permiten la gestión en línea de la operación y gestión de las guardias en terreno, la cual funciona sobre la base de un GIS “donde está la red eléctrica digitalizada y sobre esta operan herramientas tipo OMS o DMS, que permiten administrar y gestionar la red eléctrica, combinado con un sistema Scada que hace posible el monitoreo y control de los equipos en terreno”.