Cenace indicadores y redes inteligentes

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Cenace indicadores y redes inteligentes

  1. 1. Indicadores Sector Eléctricoy Redes Inteligentes Diciembre 2011
  2. 2. UN MUNDO MAS INTELIGENTE
  3. 3. CONTENIDOSituación Actual y Futura del SectorEnergético y Eléctrico del EcuadorRedes inteligentesRetos
  4. 4. CONTENIDOSituación Actual y Futura del SectorEnergético y Eléctrico del EcuadorRedes inteligentesRetos
  5. 5. SECTOR ENERGÉTICO
  6. 6. REALIDAD Y FUTURO DEL SECTOR ENERGÉTICO MUNDIALFuente: MEER
  7. 7. SECTOR ENERGÉTICO DEL ECUADOR CONSUMO ENERGÉTICO (kbep)
  8. 8. SECTOR ENERGÉTICO DEL ECUADORCONSUMO DE ENERGÍA POR HABITANTE
  9. 9. SECTOR ENERGÉTICO DEL ECUADORCONSUMO DE ENERGÍA POR HABITANTE
  10. 10. SECTOR ELÉCTRICO – SISTEMA NACIONALINTERCONECTADO.
  11. 11. INSTITUCIONES MINISTERIO DE ELECTRICIDAD Y ENERGÍA RENOVABLE CONELEC (REGULADOR)Generación Transmisión Demanda•CELEP EP •CELEC EP •CNEL•Generadores Privados (ELECTROQUIL) •Distribuidores Estatales•Autoproductores Privados •Grandes Consumidores •Consumos Propios de Autoproductores Privados
  12. 12. D. Peripa Pucará Agoyán S. Francisco Zhoray Paute Línea de 500 kV Línea de 230 kV Línea de 138 kV Línea de 138 (69) kV Gen. Hidro. Gen. Térmica SNT a Diciembre 2011
  13. 13. SITUACION ACTUAL 15 subestaciones 230/138/69 kV. 2 subestaciones seccionamiento 230 y 138 kV. 22 subestaciones 138/69 kV. 8.305 MVA de transformación.1.968 km de líneas de transmisión de 230 kV.1.770 km de líneas de transmisión de 138 kV (115 km a 69 kV).
  14. 14. CRECIMIENTO DE LA DEMANDA (GWh) PERÍODO 2000 - 2011 Composición Generación 2011 Energía Total (GWh) Potencia Máxima (MW) Nafta Int. Colombia 2011 158,5 1242,5 17635,3 3010,5(al 12 -Dic) 0,9% 7,0% Int. Perú 0,0 Mazar 2010 17544,5 2879,2 Diesel 0,0% 830,0 1242,3 4,7% 2009 16888,9 2767,7 7,0% 2008 16364,6 2785,2 2007 15569,3 2706,3 Hidráulica Paute 2006 14741,3 2641,6 FuelOil6 5357,8 10279.2 2004,0 30,4% 58.3% 2005 13830,0 2424,2 11,4% 2004 13037,8 2401,0 2003 12188,8 2257,9 2002 11546,3 2133,5 G. Hidrúlica Restante Gas natural 2001 10875,4 2002,3 FuelOil4 4091,3 675,3 1890,3 Biomasa 23,2% 3,8% 2000 10519,5 1954,7 10,7% 143,1 0,8% 1500 6500 11500 16500 1800 2300 2800
  15. 15. 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 0abr-99 jul-99oct-99ene-00abr-00 jul-00oct-00ene-01 TOTAL HIDRAULICOabr-01 jul-01oct-01ene-02abr-02 jul-02oct-02 TOTAL TERMICOene-03abr-03 jul-03oct-03ene-04abr-04 jul-04oct-04ene-05abr-05 jul-05oct-05ene-06abr-06 jul-06 INTERCONEXION COLOMBIA (138-230)oct-06ene-07abr-07 jul-07oct-07ene-08abr-08 jul-08oct-08 INTERCONEXION PERUene-09abr-09 jul-09oct-09ene-10abr-10 PERÍODO ABRIL 1999 – NOVIEMBRE 2011 ABASTECIMIENTO DE LA ENERGÍA (GWh) jul-10oct-10ene-11 GENERADOR DEFICITabr-11 jul-11oct-11
  16. 16. COMPOSICION CAPACIDAD INSTALADA - 2011 Capacidad Hidráulica Capacidad Térmica Capacidad No Convencional (*) Total Restantes5000 577 Esmeraldas 4072 MW 132,5 Gas Machala 4.072 138 3.962 1944000 Electroquil 3.524 3.557 3.596 212 EDG 3.288 3.090 3.096 3.098 3.083 3.101 619 2.983 Electroguayas 2.8763000 Capacidad Térmica (1872) Restantes 351,32000 156 Agoyán 170 210 Mazar 2121000 M. Laniado 1100 San Francisco Paute 0 2010 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2011 Capacidad Hidráulica (2200)
  17. 17. DEMANDA DE ENERGIA DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS COTOPAXI 2% EMELNORTE 3% RIOBAMBA 2% AMBATO 3% REG. SUR 1% CENTRO SUR 5% AZOGUES 1% ESMERALDAS 3% EL ORO 4% MILAGRO 3%QUITO 22% GUAYAS RIOS 8% S.DOMINGO 2% CNEL 34% S.ELENA 2% LOS RIOS 2% MANABI 7% BOLIVAR 0% SUCUMBIOS 1% GUAYAQUIL 28%
  18. 18. EFICIENCIA SECTOR ELÉCTRICO DEL ECUADOR
  19. 19. EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN Y CRECIMIENTO DE LA DEMANDA Capacidad instalada nacional (MW) Potencia Máxima (MW)9000 7.5087000 5.824 4.945 4.5765000 4.364 3.962 4.0723000 3.594 3.799 4.015 3.043 3.217 3.400 2.8791000 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016-1000 Fuente: Plan Maestro de Electrificación 2009 – 2020 – Escenario Medio (5,7 %)
  20. 20. GRANDES PROYECTOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA PROYECTO HIDROELÉCTRICO PROYECTO HIDROELÉCTRICO PROYECTO HIDROELÉCTRICO PROYECTO EÓLICO PROYECTO HIDROELÉCTRICO PROYECTO EÓLICO PROYECTO HIDROELÉCTRICO MAZAR- - HIDROELÉCTRICO DUDAS PROYECTOPILATÓN MINAS SOPLADORA TOACHI SAN FRANCISCO DELSITANISAGUA – VILLONACOSINCLAIR COCA CODO QUIJOS 1500 MW USD MM 1.979,00 487 MW 253 MW 115 MW 276 MW 62,5 MW 50 MW 21 MW 672,19 215,84 593,74 15 MW 506,13 135,71 95,85 44,29 37,5 Coca Codo Sinclair Sopladora Toachi - Pilatón Minas - San Delsitanisagua Manduriacu Quijos Mazar Dudas Villonaco FranciscoFuente: MEER
  21. 21. PROYECCION DE CONSUMO ENERGETICO - GWh 30000 26015 24261 25000 22921 21704 20647 20000 18942 15000 10000 5000 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016Escenario de Crecimiento Medio Fuente CONELEC
  22. 22. Infraestructura SNT al Nueva infraestructura 2016 SNT Chontal Tortugo Chespi Palma Real C.C.Sinclair Toachi Pilaton BabaD. Peripa Pucará 720 km L/T 500 kV 720 km L/T 500 kV 3,278 km L/T 230 kV Agoyán 1,310 km L/T 230 kV 2,336 km L/T 138 kV S. Francisco 566 km L/T 138 kV 16,244 MVA Transformación 2,850 MVA 500/230 kV 2,126 MVA 230/138 kV Zhoray 1,568 MVA 230/69 kV Paute Sopladora 1,845 MVA 138/69 kV Minas San Francisco La Unión Línea de 500 kV Línea de 500 kV energizada a 230 kV. Línea de 230 kV Línea de 138 kV SNT a 2016 Línea de 138 (69) kV Gen. Hidro. Gen. Térmica
  23. 23. Sistema Colombiano Chontal Tortugo Chespi Palma Real C.C.Sinclair Toachi Pilaton Baba D. Peripa Pucará Agoyán Estas interconexiones fortalecerán S. Francisco las transferencias tanto con Colombia como con Perú. Zhoray Paute Sopladora Minas San Francisco La Unión Línea de 500 kV Línea de 500 kV energizada a 230 kV. Línea de 230 kV Línea de 138 kV INTERCONEXIONES Línea de 138 (69) kV a 500 kVSistema Peruano Gen. Hidro. Gen. Térmica
  24. 24. EFICIENCIA SECTOR ELÉCTRICO DEL ECUADOR
  25. 25. MODALIDADES DE TRANSACCION TIE Contratos Distribuidor Regulados Generador Contratos Estatal Privado Regulados Contratos No ReguladosGenerador Estatal Gran Contratos No Consumidor Regulados (excedentes) Abastecimiento Consumos Propios interno Contratos No Auto de Regulados prodroductores Autoprodroductores (excedentes) . Privados
  26. 26. TIPOS DE CONTRATOS REGULADOS Los Contratos Regulados con los Distribuidores asignan energía y costos a prorrata de su demanda Costo Fijo (CF)  Generadores Estatales &  Generadores Privados Costo Variable (CV)  Autoproductores Públicos Cargo Variable (CV)  Autoproductores PrivadosPotencia Remunerable (PR) & Costo Variable (CV) &  Generadores Privados Cargo Variable (CVA)
  27. 27. CONTENIDOSituación Actual y Futura del SectorEnergético y Eléctrico del EcuadorRedes inteligentesRetos
  28. 28. Qué son las Redes Inteligentes? «LAS REDES INTELIGENTE SON UNA VISIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA FUTURA DE SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA, QUE MEJORA LA EFICIENCIA Y RESILIENCIA (FORTALEZA) DE LAS REDES, EMPODERANDO A LOS CONSUMIDORES Y RESOLVIENDO LAS AMENAZAS RESPECTO A LA SOSTENIBILIDAD ENERGÉTICA.» GARTNER 2011 «LA RED INTELIGENTE ES LA ENTREGA DE INFORMACIÓN ENERGÉTICA TRANSPARENTE, DE DOBLE VÍA, SIN INTERRUPCIONES E INSTANTÁNEA PERMITIENDO A LA INDUSTRIA ELÉCTRICA GESTIONAR DE MANERA ÓPTIMA LA GENERACIÓN, TRANSMISIÓN Y SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD, EMPODERANDO A LOS CONSUMIDORES A TENER UN MEJOR CONTROL SOBRE SUS DECISIONES ENERGÉTICAS». PJM (OPERADOR DEL NE DE LOS EEUU) 2011
  29. 29. CARÁCTERÍSTICAS DE LAS SMART GRIDS? Auto-restaurable (self-healing) Empoderamiento del consumidor Alta calidad de potencia Tolerante a ataques Transparente para varias opciones de generación y almacenamiento de energía. Madurar los mercados de electricidad Optimizar la utilización de activos
  30. 30. ARQUITECTURA CENTRALIZADA
  31. 31. CONTROL AUTÓNOMO
  32. 32. SITUACIÓN ACTUAL Y TENDENCIAS DE LAINDUSTRIA (SMART GRIDS).
  33. 33. SITUACIÓN ACTUAL Y TENDENCIAS DE LA INDUSTRIA OBJETIVOS: HACER LA RED MAS INTELIGENTE Y CAPAZ DE DESCARBONIZAR LAS FUENTES DE GENERACIÓN ASÍ COMO LLEVAR LA EFICIENCIA ENERGÉTICA AL USUARIO FINAL LAS EMPRESAS DEBERÁN MEJORAR LA OBSERVABILIDAD Y CONTROL DE SUS REDES, CAPACITANDO A SUS OPERADORES PARA QUE ALCANCEN NIVELES REQUERIDOS DE CONCIENCIA SITUACIONAL TRANSFORMAR LA INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA HACIÉNDOLA MAS RESISTENTE, FLEXIBLE, Y EFICIENTE, DE TAL MANERA QUE SOPORTE EL DESARROLLO ECONÓMICO DE UNA SOCIEDAD DIGITAL, CONSIENTE AMBIENTALMENTE Y LIDERADA POR EL CONSUMIDOR.
  34. 34. SITUACIÓN ACTUAL Y TENDENCIAS DE LA INDUSTRIA SISTEMAS DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN INTELIGENTES: AUTOMATIZACIÓN SISTEMAS DE POTENCIA • SCADA, EMS, DAS, ADMS, ETC. DIAGNÓSTICO PREVENTIVO DE INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA • PREDICCIÓN DE FALLAS • DIAGNÓSTICO PREVENTIVO • PREDICCIÓN VIDA ÚTIL Y EXTENSIÓN DE LA MISMA (ASSET MANAGEMENT) AUTORECUPERACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS (SELF HEALING)
  35. 35. SUBESTACIONES DIGITALESBASADO EN IEC 61850 SISTEMA DIGITAL DE SUBESTACIÓNINTEGRADOCONTROL EN TIEMPO REAL DE TODO EL SEPIEDS: MULTIFUNCIONALIDAD: MEDICIÓN, SUPERVISIÓN,COMUNICACIONES, CONTROL, REGISTRO DE EVENTOS Y DATOS,PROTECCIÓNSUBESTACIONES COMPACTAS• DISEÑO COMPACTO Y AVANZADO EQUIPO DE ALTA EFECTIVIDAD • REDUCIR SF6 MEDIANTE LA ADOPCIÓN DE NUEVOS MATERIALES AISLANTES PARA BREAKERS • USO DE AGUA COMO REFRIGERANTE EN LUGAR DE SISTEMAS DE ENFRIAMIENTO POR AIRE.• DISMINUCION DE COSTOS DE CONSTRUCCIÓN POR REDISEÑO DE LA CASA DE CONTROL
  36. 36. ADVANCED METERINGINFRAESTRUCTURE –AMIMEDICIÓN REMOTA AUTOMÁTICA DE ALTA CONFIABILIDADSUMINISTRA INFORMACIÓN COMPLETA DEL CLIENTE,DETECCIÓN DE INTERVENCIÓN SOBRE DISPOSITIVOS DEMEDICIÓN. CONEXIÓN/DESCONEXIÓN REMOTAMONITOREO DE CALIDAD DE POTENCIA EN TIEMPO REAL: VOLTAJE, CORRIENTE, VAR, INTERRUPCIÓN DE SERVICIO, ETC.MEJORA EN LA CALIDAD DE POTENCIA POR LA REDUCCIÓNDE TIEMPOS DE DESCONEXIÓN Y RECONOCIMIENTO ENTIEMPO REAL DE LA INTERRUPCIÓN DE SERVICIO AL CLIENTE
  37. 37. DISMINUCIÓN DE PÉRDIDAS CON AMIPÉRDIDAS NEGRAS ALTAS AFECTAN DISPONIBILIDAD DE GENERACIÓN,CAUSANDO AÚN APAGONES IMPACTO FINANCIERO EN LA EMPRESA Y SECTOR MEDIANTE AMI Y MEDIDORES INTELIGENTES SE PUEDE LOGRAR UNA REDUCCIÓN IMPORTANTE EN LAS PÉRDIDAS Y DETECCIÓN DE ACCIONES DE FRAUDE DERIVADAS DE LA INTERVENCIÓN SOBRE DISPOSITIVOS DE MEDICIÓNKOREA-KEPCO TIENE LAS PÉRDIDAS DE TX&D MÁS BAJAS DEL MUNDO: 4 %.META 2030 3%
  38. 38. DISMINUCIÓN DE PÉRDIDAS CON AMICOMPARACIÓN DE LA CARGA DE LOS TRAFOS CON LOS CONSUMOSDE LOS CLIENTES ALERTA AUTOMÁTICA DE ACCIONES FRAUDULENTAS SOBRE LOS MEDIDORES MEDIANTE MENSAJE SMSCOMPARACIÓN DE CONSUMOS DE CLIENTES DEL ÚLTIMO AÑORESPECTO DE CONSUMOS HISTÓRICOS DE LOS ÚLTIMOS TRESAÑOS
  39. 39. GESTIÓN EFICIENTE DE LA DEMANDAPERMITE LA IMPLEMENTACIÓN DE PROGRAMAS PARA MEJORAR LOS PROCESOSE INGRESOS DE LA EMPRESABENEFICIOS: AHORROS EN TIEMPO Y DINERO MEDIANTE MEDICIÓN REMOTA REDUCCIÓN EN COSTOS DE GENERACIÓN DEBIDO A UN CONSUMO MÁS CONSCIENTE DE LOS USUARIOS, ELECTRODOMÉSTICOS MÁS EFICIENTES PREVENCIÓN DE ERRORES DE MEDICIÓN Y ACTIVIDADES ILEGALES COMO HURTO DE ELECTRICIDAD NUEVAS OPORTUNIDADES DE NEGOCIO COMO RESULTADO DE INFRAESTRUCTURA DE COMUNICACIONES BILATERALES CON LOS CLIENTES OPORTUNIDADES DE NEGOCIO DE VALOR AGREGADO PARA INTEGRAR MEDICIONES DE GAS Y AGUA
  40. 40. SISTEMAS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA1. SISTEMAS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA TALES COMO PANELES SOLARES, GENERACIÓN EÓLICA Y PEQUEÑAS TURBINAS HIDRO SE INSTALAN RÁPIDAMENTE EN VARIOS SITIOS DE LAS REDES ELÉCTRICAS, DEBIDO A SUS PRECIOS COMPETITIVOS Y POR CONSTITUIR SOLUCIONES AMIGABLES CON EL MEDIO AMBIENTE2. SISTEMAS DE SUPERVISIÓN DE GENERACIÓN RENOVABLE: – MONITOREO Y ADQUISICIÓN DE STATUS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA CADA 10 MINUTOS3. ALERTA AUTOMÁTICA DE DESVÍOS DE LOS VALORES DE CALIDAD DE POTENCIA FUERA DE CONSIGNA MEDIANTE SMS
  41. 41. PROYECTOS RELACIONADOS PROYECTO SIGDE En la primera etapa se prevé mejorar los procesos de operación y la calidad del servicio eléctrico a 2.4 millones de usuarios de energía eléctrica. Incorporando en el sistema SCADA- OMS-DMS los sistemas de distribución de 7 empresas: Quito, EdG EP, CNEL Guayas Los Rios, CentroSur, Ambato, Azogues y Sur; agrupados en tres zonas de implementación, lo cual es parte de la estrategia de la arquitectura concebida.
  42. 42. PROYECTOS RELACIONADOS: WAMS CENACE – PSYMETRIX – ELPROS• Conciencia situacional• Fortaleza de la red• Estabilidad oscilatoria en tiempo real
  43. 43. PROYECTO AMI SMART GRID ELÉCTRICA DE GUAYAQUIL EPFinales del 2010 AMI´s 1 2 3 4 LAN Posibilidad de Servicios Integrados y Prepago Implementación de 24.500 clientes Implementación de de 4.650 medidores clientes Implementación de 20.000 Implementación 4.517 medidores Residenciales en zonas de Posibilidad de mayor consumo: Servicios Grandes Residenciales en zonas de • Área •deUrdesa Clientes Integradosconcesión, representa y Prepago mayor consumo: • un 50•%Kennedy de la Energía Comercial total del Residencial • Ceibos Integración con Sistemas • Distribuida • Garzota Comercial, • Los Parques • Lago de Capeira Empresa: Elster • Cumbres GIS, Pérdidas UEG Empresa: Itron • Bin Bam Bum Urdesa, Kennedy, Garzota, Lago de • WAN Capeira Miraflores • Bellavista • Ferroviaria Vía a la Costa Guayaquil Urdesa, Kennedy, Garzota, Lago de Capeira Empresa: Elster Fuente: EP Eléctrica de Guayaquil
  44. 44. CONTENIDOSituación Actual y Futura del SectorEnergético y Eléctrico del EcuadorRedes inteligentesRetos
  45. 45. RETOS I Se debe impulsar complementación Sistema Nacional de Transmisión. Red de 500 kV. Integración Regional (2014) Declaración de Bogotá Complementar el marco legal y regulatorio para considerar e incentivar las iniciativas Smart Grids45
  46. 46. RETOS II Se deben ejecutar los nuevos proyectos de generación para modificar la matriz energética Incentivar y fomentar Planes de Generación Distribuida en el S.N.I., con la finalidad de mejorar las condiciones operativas de los sistemas de transmisión y/o distribución. Reubicar generación térmica disponible en puntos críticos de la red.46
  47. 47. RETOS III Definir la hoja de ruta del Proyecto Redes Inteligentes Ecuador, a través de un proceso participativo y colaborativo entre Estado, Empresas Públicas, Privadas y Universidades Complementar el marco legal y regulatorio para considerar e incentivar las iniciativas Smart Grids47
  48. 48. Muchas gracias por suatención. Diciembre 2011

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