La instalación de equipos reconectadores y seccionadores de red y el uso de sistemas Scada, que permiten monitorear, controlar y optimizar el proceso de transmisión y distribución eléctrica en tiempo real, son algunas de las principales tecnologías de automatización con las cuales el segmento de distribución eléctrica en Chile está avanzando hacia la automatización, donde también se destacan centros de control a distancia, según señala el superintendente de Electricidad y Combustibles, Luis Ávila.

Y es que en los últimos años se ha registrado un incremento de la inversión en tecnología por parte de las distribuidoras, lo que responde a las exigencias de la Norma Técnica para el segmento, además de las contingencias ambientales que afectan a las redes de distribución como temporales de lluvia, sismos, incendios forestales y otras emergencias naturales.

Tecnologías

El superintendente señala a ELECTRICIDAD que las principales acciones en materia tecnológica dentro del segmento apuntan a la automatización, donde se destaca “la instalación y habilitación remota de equipos reconectadores, que son dispositivos de interrupción y protección capaces de detectar sobrecorrientes, interrumpirlas y reconectarlas, automáticamente, para reenergizar las líneas, a través de una operación que es telecomandada”.

La autoridad también menciona que otros avances en materia de inversión en automatismos que informan las distribuidoras a la SEC se relacionan con la la instalación de equipos seccionadores de red, “que son dispositivos que pueden conectar o desconectar un circuito sin carga, cuya operación puede ser automática”.

Empresas

Para Javier Bustos, director de Estudios y Regulación de Empresas Eléctricas A.G., la importancia de la automatización radica en que permite “gestionar los flujos de energía, tanto de consumo como de generación que se van a empezar a dar cada vez más en el segmento de la distribución con la electromovilidad, generación distribuida y almacenamiento”.

“En todo esto, la gestión de la información y de los flujos de la energía es mucho más eficiente con la automatización, por lo que en la distribución empiezan a ser más relevantes los sistemas Scada, que se usan en la operación coordinada del sistema eléctrico, debido a la masificación de la generación distribuida”, precisa el especialista.

A su juicio, la automatización permite “reaccionar mejor ante variaciones que puedan existir por emergencias que hayan en la red y esto va en la línea de una distribución eléctrica que avanza hacia un servicio más inteligente”.

Bustos sostiene que la Norma Técnica de Calidad de la Distribución incorporó una actualización tecnológica, recordando que esto supone “avanzar en un sistema de gestión de la información y de los consumos”, por lo que se requiere de la automatización.

En las empresas del sector destacan la incorporación de otras tecnologías. Leonel Martínez, gerente de operaciones de Grupo Saesa, sostiene a este medio que las mayores inversiones que ejecuta la empresa “tiene que ver con equipamiento, sensores y automatización de la red”.

“La compañía dispone de plataformas que permiten la gestión en línea de la operación y gestión de las guardias en terreno, la plataforma funciona sobre la base de un GIS donde está la red eléctrica digitalizada y sobre ésta 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”.

A juicio del ejecutivo estas tecnologías permiten otorgarle una mayor flexibilidad y seguridad operativa a las redes de distribución, debido a las labores de monitoreo y automatización que permiten en las gestión de las redes.

En Enel Distribución también se anotan avances en automatización. Según Denisse Cancino, responsable Planificación del mantenimiento y estudios de la Operación de la empresa, además del sistema Scada, se utilizan tecnologías de telecontrol como el sistema STM (Sistema Telecontrol Media Tensión, el cual permite “comandar a distancia el equipamiento modificando la topología original para acotar zonas de fallas”.

La ejecutiva afirma que la compañía aumentó el uso del telemando en un 18% desde 2017, lo que ha posibilitado acotar “las zonas afectadas y se reduzcan los tiempos de identificación del punto de falla”.

“Adicionalmente, se está dando un paso adicional en el uso de tecnología para enfrentar fallas sin la intervención de nuestro Centro de control, con el uso de equipamiento que se configura para que selectivamente minimice las zonas de falla y los clientes afectados”, precisa Cancino.

 

Participación de mercado en distribución. Fuente: Empresas Eléctricas A.G.