Alfonso Valverde Madriz

Manejo de demanda y Facturación a Tiempo Real

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INTRODUCCIÓNCOMPAÑÍA NACIONAL DE FUERZA Y LUZ S.A.

La operación de la CNFL :•Alta concentración de servicios. •Con 400.000 clientes, que representan el 39% del total nacional;•Gestión comercial que abarca el 46% del mercado eléctrico costarricense, CNFL, S.A..• 1.8% del territorio nacional, •Con el 47% de la demanda eléctrica.

•23 subestaciones, •4,713 kilómetros de líneas

•972 MVA de capacidad instalada en transformadores de distribución,• Cobertura del 99% de la zona

servida.

El potencial de generación es de 85 MW de capacidad instalada en ocho plantas hidroeléctricas, las cuales en

1999 generaron el 15,4% de la energía comercializada y el 84,6%

restante se la compra al ICE.

Visión de la Compañía Nacional de la CNFL, S.A.“Ser una empresa modelo en el ámbito nacional e internacional en la prestación de servicios públicos de alto valor agregado para nuestros clientes, basados en el desarrollo tecnológico, la responsabilidad social y la calidad técnica y humana de nuestro personal”

Misión de la Compañía Nacional de la CNFL, S.A.“Somos una empresa del sector eléctrico que brinda servicios públicos en el mercado nacional y que, comprometidos con la satisfacción del cliente desarrollamos nuestras competencias esenciales y utilizamos los recursos de forma óptima, para contribuir con el crecimiento económico y social y con el desarrollo ambiental del país”

Misión, visión y área servida de la CNFL

Problema existente

� “Desperdicio de la energía eléctrica en los grandes consumidores de la CNFL S.A.”

� Razones para resolver el problema

� Reducción de quejas ante la CNFL S.A. por el monto facturado del recibo eléctrico

� Aumento del costo de producción de energía eléctrica.� Operación forzada de los transformadores de distribución� Eliminar la búsqueda de alternativas no amigables con el

ambiente

Problema existente

� “Desperdicio de la energía eléctrica en los grandes consumidores de la CNFL S.A.”

� Beneficios obtenidos de resolver el problema

� Disminución del monto por pagar en la factura eléctrica� Cumplimiento con la ley 7447 “Uso Racional de la Energía”� Disponibilidad de mayor potencia instalada para

crecimiento futuro� Competitividad empresarial� Disponibilidad de la energía eléctrica mediante acciones

racionales que procuren un desarrollo sostenible� Satisfacción de los clientes por los servicios brindados

Meta y Objetivos

� Meta� Controlar la demanda máxima facturada del

cliente industrial que lo requiera a partir de límites de demanda previamente acordados con el cliente

� Objetivo general� Reducir el pago de la factura eléctrica de los

clientes industriales en al menos un 10 %

Objetivos específicos� De hardware

� Construir un prototipo del control de demanda para efectuar las implementaciones de programación y protocolos de medición

� De software� Programar e interrogar el medidor ION8500 por medio de

INTERNET� Utilizar la Demanda predictiva del medidor ION8500 para

implementar el control de demanda� Crear una interfase entre el medidor ION8500 y un PLC para

automatizar el control de demanda en la industria� Desplegar la facturación del cliente a través de navegador

de Internet a tiempo real, utilizando los servicios WEB que ofrecen los medidores ION8500

� Desarrollar un programa informático que permita evaluar los beneficios económicos de ahorro de la demanda al cliente

Objetivos específicos� De documentación

� Realizar un manual del usuario para la lectura de los perfiles de carga del Medidor ION8500 dirigido a los clientes

� Implementar los procedimientos que permitan evaluar los beneficios económicos de ahorro de la demanda al cliente

� De implementación� Instalar el sistema de control de demanda en un cliente

modelo

Criterios considerados en el Diseño

Incorporacación de equipos de alta eficiencia en el

proceso

Reprogramación de operaciones de

producción en la planta

Control de demandas máximas por priorización de

uso

Generación térmica

BAJO COSTO NO SI SI NOMÍNIMA INVERSIÓN POR PARTE DEL CLIENTE

NO NO SI NO

CONFIABLE NO NO SI NOFACTIBILIDAD DE FABRICACIÓN

NO SI SI NO

RAPIDEZ DE IMPLEMENTACIÓN

NO SI SI NO

ADAPTABLE A OTROS CLIENTES

NO NO SI NO

CAPACIDAD DE AJUSTARSE SEGÚN NECESIDADES DEL CLIENTE

NO NO SI NO

IMPLEMENTACIÓN DE AJUSTES EN FORMA REMOTA POR PARTE DE CNFL

NO NO SI NO

EVALUACIÓN DE RESULTADOS A TIEMPO REAL

NO NO SI NO

APORTA AL CLIENTE INFORMACIÓN PARA MEJORAR EL PROCESO

NO NO SI NO

DE ALTO GRADO DE TECNOLOGÍA

SI NO SI SI

BASADO EN EL DESARROLLO SOSTENIBLE

SI SI SI NO

Alternativa de solución al desperdicio de energía eléctricaCRITERIOS DE DESCRIMINACIÓN

Curva de carga típica

Umbralde demanda

Curva de carga típica

Umbralde demanda

Desarrollo Ingenieril

ANTES DESPUÉS

SOFTWAREDE DETERMINACIÓNDE UMBRALES

CONTROL DE DEMANDA PREDICTIVO

FACTURACIÓNATIEMPO REAL

Tiempo/h

24 h

KW

e

a = 6:00b = 10:00 c = 12:30d = 17:30e = 20:00

a b c d

PUNTA ; 10:00 a 12:30 y 17:30 a 20:00VALLE : 6:00 A 10:00 Y 12:30 a 17:30Nocturna: 20:00 a 6:00

PUNTA VALLE NOCTURNA

$0.02 $0.02

$3.76 $3.76$0.05

$7.89

Energía (KWh)

Máx. Dem. (KW)

TEMPORADABAJA

TEMPORADAALTA

$0.04 $0.02

$10.14

$4.60$0.06

$10.52

P PV VN N

Tarifa T-MT: Media Tensión

Tarifa T-MT: Media Tensión

Estacionalidad de la Tarifa Media Tensión

ENERO

FEBRER

OM

ARZOAB

RILM

AYOJU

NIO

JULIO

AGOSTO

SETIE

MBR

E

OCTU

BRE

NOVIE

MBRE

DICIE

MBRE

MES

TEMPORADA BAJA

TEMPORADA ALTA

Registración de la Energía y Demanda en Tarifa Media Tensión

Doming

oLu

nes

Mar

tesMiér

cole

sJu

eves

Viern

esSáb

ado

Día de la semana

ENERGÍA

DEMANDA

Periodos de registración diarios

012345678

00:00

02:00

04:00

06:00

08 :0010:0

012 :0014:0

016:0

018 :0020:0

022 :0000:0

0

Tiempo

Pot

enci

a (K

W) Periodo Punta

Periodo Valle

Periodo Nocturno

Demanda registrada

Variable eléctrica Monto facturadoPUNTA 70957.00 ₡1,319,800.00 70903.50 ₡1,318,805.13 -0.08% -0.08%VALLE 125763.00 ₡943,220.00 126058.25 ₡945,436.88 0.23% 0.24%NOCTURNA 135128.00 ₡972,920.00 135020.30 ₡972,146.13 -0.08% -0.08%PUNTA 796.792 ₡2,548,140.00 794.800 ₡2,541,773.00 -0.25% -0.25%VALLE 787.500 ₡1,200,935.00 795.240 ₡1,212,737.00 0.98% 0.98%NOCTURNA 795.847 ₡1,213,665.00 796.200 ₡1,214,199.00 0.04% 0.04%PUNTA 87.71% ₡66,530.00 91.00% ₡0.00 3.75% -100.00%VALLE 88.77% ₡16,640.00 89.00% ₡15,463.16 0.26% -7.07%NOCTURNA 88.88% ₡15,295.00 89.00% ₡14,461.00 0.14% -5.45%

I.V. 0.00% ₡1,065,830.00 ₡1,066,662.62 0.08%ALUMBRADO ₡80,500.00 ₡80,500.00 0.00%TOTAL ₡9,443,475.00 ₡9,376,685.00 -0.71%

SISTEMA DEFACTURACIÓN CONTROL DE DEMANDA

Porcentaje de error

ENERGIAS (KWh)

DEMANDA (KW)

F.P

PROCESAMIENTODE SEÑALES PARA

LA OBTENER LAPOTENCIA

INSTANTÁNEA ENKW

TRANSDUCTOR DECORRIENTE

Corriente (amperios)

Tensión (voltios) Módulo de predicciónde la demanda

Umbral o consignade demanda

LÍNEA DE POTENCIACARGAS

SIGNIFICATIVAS OIMPORTANTES EN EL

PROCESO DEPRODUCCIÓN

+

-

SISTEMA DEDESCONEXIÓN

CARGAS NOSIGNIFICATIVAS

LTPD

LSubSubevDemPEnergíaTrSubPTedictivaDemanda

int])1int(#Pr[_int)(Pr_

⋅−⋅++⋅=

Variable Descripción unidades

PT Promedio térmico KWTrSubint Tiempo restante del subintervalo segundos

Energía_P Energía acumulada en el Periodo KWs

DemPrev Demanda previa KW#Subint Número de subintervalos unitario

LSubint Longitud del subintervalo segundos

LPTD Longitud total del periodo de demanda segundos

edictivaBase

MedidaPotenciaedictivaBasePTPT K

K Pr

_)1Pr(1 +−⋅= −

int100

_Re100Pr LSub

predictivaspuestaedictivaBase ⋅−= intint# LSubSubLTPD ⋅=

0

1

2

3

4

5

1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2

Intervalo

Pot

enci

a (K

W) FUENTE

PROMEDIO TÉRMICO

demanda deslizante previa

demanda predictiva

DEMANDA(KW)

Implementación del Sistema de Control de Demanda

SeñalesSeñales de de tensión tensión y y corrientecorriente

Red Red estructurada estructurada del del cliente cliente con con permisos permisos de de lecturalectura

EthernetEthernet

TCP/IPTCP/IP

Conjunto Conjunto de de contactores para contactores para desconexión desconexión de de cargascargas

Manejo Manejo de de cargacarga

InternetAcceso Acceso al al medidor por parte medidor por parte de CNFL a de CNFL a través través de internetde internet

Pared de fuego del cliente

Factura a tiempo real

LADO DE LA EMPRESA ELÉCTRICALADO DE LA EMPRESA ELÉCTRICA LADO DEL CLIENTELADO DEL CLIENTE

SeñalesSeñales de de tensión tensión y y corrientecorriente

Red Red estructurada estructurada del del cliente cliente con con permisos permisos de de lecturalectura

EthernetEthernet

TCP/IPTCP/IP

Conjunto Conjunto de de contactores para contactores para desconexión desconexión de de cargascargas

Manejo Manejo de de cargacarga

InternetInternetAcceso Acceso al al medidor por parte medidor por parte de CNFL a de CNFL a través través de internetde internet

Pared de fuego del cliente

Factura a tiempo real

LADO DE LA EMPRESA ELÉCTRICALADO DE LA EMPRESA ELÉCTRICA LADO DEL CLIENTELADO DEL CLIENTE

Resultados

� Objetivo de hardware:

Resultados

� Objetivo de implementación:

Resultados

� Objetivo de implementación:

Resultados

� Objetivo de implementación:

Resultados

� Objetivos de Software:

Resultados

� Objetivos de documentación:� Manual para programación de medidores ION8500

con Control de Demanda Predictiva� Manual de inicialización del medidor a partir del

ION ENTERPRISE� Manual de instalación de Software “Determinación

de umbrales de demanda para el Control de Demanda Predictivo

� Manual Guía del Usuario para la utilización del Software “Determinación de umbrales de demanda para el Control de Demanda Predictivo”

Resultados

� Objetivo General 2004:Demanda máxima general vrs Demandas de Periodos

700750800850900950

Sep-0

3Oct-

03Nov-0

3Dic-

03Ene

-04

Feb-0

4M

ar-0

4Abr

-04

May

-04

Jun-

04Ju

l-04

Ago-0

4Sep

-04

Oct-04

Nov-04

Dic-04

Ene-0

5

meses de estudio

Pot

enci

a (K

W)

0100000200000300000400000500000

EN

ER

GÍA

(K

Wh

)

Dem Máx General Dem Máx Punta Dem Máx Valle

Dem Máx Noct ENERGÍA MENSUAL

Resultados

� Objetivo General 2004:Beneficio econónico vrs horas de no producción

a partir de umbrales de 770 KW

0

5

1015

20

25

Sep-0

3O

ct-0

3Nov

-03

Dic-0

3Ene

-04

Feb-

04M

ar-0

4Abr

-04

May

-04

Jun-

04Ju

l-04

Ago-0

4Sep

-04

Oct

-04

Nov-0

4Di

c-04

Ene-0

5

meses de estudio

hora

s

reco

rtada

s

$0.00

$500.00

$1,000.00$1,500.00

$2,000.00

$2,500.00

MO

NTO

PO

R

AHO

RR

AR

H. Punta H. Valle H. Nocturna Ahorro dólares USA

Resultados

� Objetivo General 2005 a 2006:Demanda máxima general vrs Demandas de Periodos

Umbrales: punta 850 , valle 865 y nocturna 890 KW

700750800850900950

Sep-0

5Oct

-05

Nov-0

5Dic-

05Ene

-06

Feb-0

6M

ar-06

Abr-0

6M

ay-0

6Ju

n-06

Jul-0

6Ago

-06

meses de estudio

Pot

enci

a (K

W)

0100000200000300000400000500000

EN

ER

GÍA

(K

Wh)

Dem Máx General Dem Máx Punta Dem Máx Valle

Dem Máx Noct ENERGÍA MENSUAL

Resultados

� Objetivo General 2005 a 2006:Costo vrs horas de sobre producción

a partir de umbrales de 850 KW

00.5

11.5

22.5

33.5

4

Sep-

05O

ct-05

Nov-

05Dic

-05

Ene-0

6Fe

b-06

Mar

-06

Abr-0

6M

ay-0

6Ju

n-06

Jul-0

6Ago

-06

meses de estudio

hora

s sin

reco

rtar

$0.00

$500.00

$1,000.00

$1,500.00

$2,000.00

Cos

to to

tal p

or

sobr

edem

anda

H. Punta H. Valle H. Nocturna Costo en Dólares USA

Resultados

� Objetivo General:

Comparación cuantitativa del ahorro obtenido por parte del cliente Plásticos Modernos

MAYOR MENOR MÁXIMO PORCENTAJE MÍNIMO PORCENTAJETEMPORADA ALTA $33,908.94 $30,264.99TEMPORADA BAJA $25,744.34 $22,539.91

$28,078.11 $8,693.05

AHORRO ANUAL

8.64% 2.68%

PERIODO DEL AÑO 2004Facturación Facturación Anual

2004

$324,959.39

Conclusiones

� a. Ahorro máximo de $28,078 los cuales representan un 8.64% de la facturación anual.

� b. El cliente podrá a futuro reducir sus valores límites de demanda de 800 KW a 770 KW con el fin de obtener un 100% de incremento en el ahorro mensual.

� c. El sistema de control actúa en el cliente con mayor esfuerzo durante las horas valle, 12 horas al mes lo cual representa el 1.6% del periodo de facturación.

� d. El valor de la constante de respuesta predictiva inicial durante la implementación será de 70 y deberá ajustarse de ser necesario según el tipo de carga del cliente.

� e. El trasiego de datos por Internet opera al 100% entre los medidores instalados en los clientes y el servidor de la CNFL.

Conclusiones

� f. El software para evaluación de los beneficios económicos y determinación de umbrales de demanda garantiza la operatividad del proyecto según sus resultados y la expectativa del cliente en un 100%.

� g. El Sistema de Control de Demanda Predictivo puede ser adaptado a cualquier empresa

� h. El Sistema de Control de Demanda Predictivo puede adaptarse a cualquier tipo de Tarifa vigente en el pliego tarifario actual.

� i. El software de Determinación de Umbrales permitiráevaluar los resultados obtenidos en forma rápida y oportuna

� j. El empleo de la facturación a tiempo real le permite a toda empresa tener una retroalimentación inmediata

� k. La factura a través de WEB realizada por parte del medidor de la CNFL permite a los clientes prepararse con el pago de la factura eléctrica con anticipación

Gracias por la atención