Más del 50% de los clientes de Saesa se encuentran en zonas rurales del sur de Chile, que presenta diversos desafíos geográficos y climáticos para que la empresa pueda ofrecer un servicio de calidad. "Tenemos alimentadores que se extienden por más de 100 km de longitud y con una densidad de clientes muy baja, causando que los costos de lectura, corte y reposición sean muy superiores a los encontrados en un centro urbano. Por esta razón, buscamos tecnologías que nos permitieran hacer más eficiente nuestro trabajo", explicó Luis Alberto Calvo, Jefe de Proyecto PLC de Saesa.

En este sentido, la empresa revisó diferentes soluciones AMI (Advanced Metering Infrastructure) disponibles en el mercado, focalizándose en plataformas implementadas en condiciones geográficas y climáticas similares a las encontradas en el sur del país. De este modo, visitaron la compañía eléctrica FortisAlberta, en Canadá, que posee una solución de Landis+Gyr funcionando y con planes de tener cerca de 400.000 puntos telecomandados a fines de este año. Tras dicha visita, se acordó realizar un piloto para evaluar la tecnología.

En su rol de representante en Chile de la marca, Comulsa fue el responsable de entregar el apoyo necesario para implementar el piloto. Para esta empresa nacional, se trata del segundo proyecto de telemedida que realiza en conjunto con Landis+Gyr para Saesa. El primero fue ejecutado en el año 2008 en la Subestación Melipulli, alimentador Tepual, con la finalidad de demostrar que los datos pueden ser enviados por la red eléctrica en condiciones de largo de alimentador, tipos de carga y antigüedad del alimentador. Sin embargo, la actual iniciativa -que se implementó en la SE Purranque- tiene como objetivo validar las exigencias anteriores, en relación a obtener la información de la energía consumida en el período, más la posibilidad de corte y reposición a distancia, mayor cantidad de puntos de medida, y explotando la funcionalidad máxima de la plataforma Command Center.

Arquitectura de la plataforma

Para esto, se implementaron varios medidores electrónicos de energía que transmiten una imagen de sus registros por la red eléctrica de distribución de 23 kV, en una frecuencia única utilizando la tecnología de Banda Ultra Angosta (Ultra Narrowband), patentada por Landis+Gyr. "Esta permite recorrer largas distancias, siendo una solución idónea para zonas rurales. La transmisión de los datos puede efectuarse desde el medidor a la subestación, o bien en ambos sentidos", señaló Erich Lorber, Jefe Producto Landis+Gyr y Jefe Zona Sur de Ventas de Comulsa.

La solución incluye un "colector" o unidad de procesamiento de la subestación (SPU), que recoge la señal de los medidores ubicados en el alimentador "aguas abajo" y transmite la información vía una red IP a un servidor, que deberá decodificar y clasificar los datos. Asimismo, cuenta con un transformador y una unidad de acoplamiento de éste, que permiten adaptar las impedancias del sistema a la red eléctrica y así enviar instrucciones a un grupo de medidores o a medidores individuales. Finalmente, la aplicación web "Command Center" permite efectuar la facturación de consumos eléctricos, lograr mejoras en la redes a partir de las señales que se reciben de la red, atender fallas cuando hay ausencia de las señales de medidores determinados, y poder dar una respuesta a emergencias eléctricas de manera más efectiva.

"La finalidad de un sistema Smart Grid, como también se le conoce, es incorporar todas las variables relevantes en un solo sistema que permite mejorar la atención a clientes; mejorar el servicio de reposición, brindando un alto nivel en seguridad para la transmisión de la información; brindar respuestas más rápidas y ofrecer compatibilidad con otros programas, así como un sistema en línea de fallas", indicó Erich Lorber.

Según el profesional, este tipo de soluciones es muy popular en países como EE.UU. y Canadá, donde existen más de 9 millones de clientes conectados a través de la red de distribución (zonas rurales y urbanas) y 15 millones comunicados vía radio frecuencia (zonas urbanas). "El manejo de la red de distribución a través de un sistema único, permite a futuro incorporar la medida de gas y agua en la transmisión de datos, desconectar consumos no prescindibles en horas de tarifa de Punta y segmentar a los clientes por medio de criterios y perfiles, lo que permite mejorar la relación con el usuario", agregó.

En la actualidad, el piloto de la plataforma de telemedida de Landis+Gyr aún se encuentra en etapa de pruebas, pero para Luis Alberto Calvo, de Saesa, su implementación ya ha entregado importantes ventajas. "Aún estamos verificando las instalaciones y analizando los datos, por lo que es muy pronto como para identificar los beneficios, pero sin duda contar diariamente con una lectura que antes teníamos cada dos meses es un gran avance", concluyó.