El avance de la tecnología siempre propone desafíos. No aceptarlos implicaría quedarse en el tiempo y ser superados por el futuro.
La Cooperativa de Electricidad de Trenque Lauquen está acostumbrada a enfrentar retos desde su nacimiento hace 62 años. El primer gran objetivo cumplido fue cuando proyectó lo que en hace 50 años parecía una utopía: llevar la luz a los campos.
Desde entonces, nada detuvo su marcha para lograr las metas en cada uno de los servicios que hoy presta a su comunidad.
En materia de servicio eléctrico, la realidad nos está proponiendo caminos nuevos que nos permitirán estar a la altura de las exigencias en aras de ofrecer la mejor calidad de prestación al asociado.
Conozcamos de qué se trata esta herramienta que la tecnología pone en nuestras manos y de qué manera desarrolla la Cooperativa esta nueva experiencia.
¿Adiós al medidor convencional?
El desafío viene de la mano de los llamados “medidores inteligentes”, que en un futuro conformarán las “Smart grids” o “Redes inteligentes”. Consiste en un sistema de telemedición de los consumos de electricidad y demás variables eléctricas y la interacción de los usuarios con el medidor para determinar modalidades de uso. Este sistema ya ha sido adoptado en algunos países centrales como Estados Unidos y en Europa y se extiende al resto del mundo.
Actualmente los hogares, empresas y comercios disponen de los llamados medidores analógicos o convencionales que permiten al distribuidor conocer los consumos de todas las conexiones, sean urbanas o rurales.
Frente a esta realidad, el medidor inteligente se presenta como una herramienta mucho más eficiente aplicada a los consumos eléctricos mediante la incorporación de la telemedición (vía remota desde una PC en la Cooperativa). Además, permite un significativo ahorro de tiempo en la ejecución de las tareasy reduce sustancialmente los márgenes de errores, entre otras ventajas que veremos en detalle.
En base al asesoramiento de la Gerencia General y el Departamento Técnico, el Consejo de Administración de la Cooperativa tomó la decisión de avanzar con el proyecto y, en ese sentido, dispuso la compra de 100 medidores en una primera etapa, donde se realizaron pruebas en el Barrio Los Robles, y la Ampliación Urbana. Posteriormente se adquirieron 1200 medidores más que se instalarán en diferentes sectores de Trenque Lauquen.
El Ing. Cristian Noya explica que “estos medidores inteligentes hace años que se utilizan en España y nosotros en Cooperativa estamos aplicando esa tecnología europea con resultadosmuy interesantes, optándose por una marca en especial de medidores que se conectan en la casa del usuario, sin invadir el gabinete de medición con ningún otro cable ni con ningún otro servicio”.
Su funcionamiento
Para comenzar a operar con este tipo de tecnología, la Cooperativa realizael cambio del medidor convencional por el inteligente.
“Toda la información registrada por el medidor inteligenteinstalado en la casa del usuario, es tomada por un concentrador(equipo colocado en las subestaciones transformadoras), quienrecibe la información de todos los medidores que tiene conectados aguas abajo de cada subestación”, indica Noya.
Lacomunicación del concentrador con cada uno de los medidores de los usuarios se establece a través de los cables eléctricos llamados PLC (sigla en inglés que significa Power Line Communication).
“El concentrador –agrega Noya- se comunica con la Cooperativa, mediante una conexión de Internet, ya sea de fibra óptica o un par telefónico, y desde una PC se interrogaa cada uno de los equipos, suministrando toda la información que ha recibido de los medidores”.Los datos recolectados son almacenados en una base de datos de la Cooperativa, loscuales son utilizados por el área de Facturación, cualquier otra sección que la necesite y en un futuro el usuario para determinar su modalidad de consumo.
Asimismo, y según observa el Ingeniero, “cada medidor, además de registrar la energía que consumen los usuarios, tiene otras variables eléctricas que, para la Oficina Técnica son muy útiles para proyectar y desarrollar las redes eléctricas. Es así que podemos contar con valores de corriente, potencia y tensiones, por ejemplo”.
“En principio, se optó por colocar este tipo de medidores y concentradores en zonas donde tenemos una mayor densidad de población y, de esa manera, colocar varios medidores en un solo punto. Una prueba que estamos haciendo ahora es en la Ampliación Urbana, donde tenemos una subestación transformadora casi en su totalidad telemedida.
En caso de la zona rural, donde los usuarios se encuentran más dispersos ahí está la posibilidad de utilizar una comunicación de celular (GPRS) para acceder a la información.
¿Por qué conviene esta tecnología?
Para la Cooperativa, este nuevo sistema tiene interesantes ventajas con respecto al convencional o analógico.
Una de esas ventajas es la velocidad en la toma estado. “Uno puede tener la trazabilidad de todos los estados de la Cooperativa prácticamente por día. Esto significa que, si hacemos correr un proceso que al final de cada día recolecte todos los estados de estos medidores, vamos a contar con una base de datos sumamente actualizada a un día de diferencia”, indica Noya.
Otra de las ventajas que provee este sistema es verificar las pérdidas de energía de los transformadores, las cuales pueden ser técnicas o no técnicas. “En este caso, ya que el concentrador hace las veces de medidor, en la subestación transformadora podemos medir el consumo total que demanda esa subestación. Por lo tanto, haciendo una sumatoria con los medidores instalados aguas abajo, el balance de energía tiene que dar muy similar, pudiendo además detectar alguna zona con pérdidas de energía que no estamos contemplando en estos momentos”.
Otra de las grandes posibilidades de la incorporación de esta tecnología es el notable ahorro de tiempo en la tarea de tomar los estados de los consumos y, frente a una eventual falta de pago o suspensión de servicio por requerimiento del usuario, el sistema permite el corte a distancia del servicio desde una PC en la Cooperativa. De esa manera, se evitaría el envío de una cuadrilla para efectuar el corte.
Agrega Noya que “estos medidores tienen la particularidad de limitar el consumo de potencia al usuario. Por ejemplo, si algún asociado en particular no debe superar una determinada potencia demandada, el medidor brinda la posibilidad de cortar el suministro al superarse esa potencia”.
En este contexto, Noya observa otra singularidad de estos nuevos equipos: “Hoy la red eléctrica tiene una frecuencia industrial de 50 hertz y la comunicación PLC posee una frecuencia distinta que rondan en una banda que va desde los 10 a 490 Khz. Cuando por distintos motivos en la red se pierde la comunicación de algunos de los medidores, estos poseen una memoria interna que almacena toda la información del usuario. Mientras el concentrador intenta reestablecer la comunicación con sus medidores, al momento de realizar la misma, toda la información almacenada en el medidor es reportada al concentrador, por tal motivo no se pierden los datos recolectados de los usuarios.
Personal capacitado
La Cooperativa siempre ha tenido como premisa la necesidad de que su personal, en cada una de las secciones, cuente con los conocimientos debidamente actualizados.
Por lo tanto, la incorporación de esta nueva tecnología obliga a quienes son los responsables de ejecutarla a estar debidamente capacitados.
En consecuencia, se han realizado visitas a las empresas proveedoras de estos medidores, las consultas técnicas son permanentes, además de desarrollarse encuentros profesionales a distancia en estos momentos de aislamiento social más la bibliografía necesaria para su lectura.
MODERNIZACIÓN DEL SISTEMA SCADA
La incorporación de esta nueva tecnología aplicada a una mayor eficacia en la medición de consumos, nos permite recordar que la Cooperativa dispone de un Sistema SCADA totalmente modernizado para controlar, telemedir y monitorear a distancia el sistema eléctrico desde la Cooperativa.
En abril de 2018, y en ocasión de la inauguración del ampliado Centro de Distribución y Maniobras de 33 Kv, se presentaron en sociedad las nuevas tecnologías aplicadas a este sistema de Supervisión, Control y Adquisición de Datos (SCADA, según sus siglas en inglés).
De esta manera, y con la utilización de un software a cargo de personal especializado, desde la Cooperativa se puede monitorear y operar de manera remota y “on line” (en el momento) líneas y equipamiento en cualquier punto de nuestra área de concesión, por lo que una vez detectado un problema, puede ser solucionado de una forma mucho más rápida y efectiva, implicando una mejora sustancial en la calidad del servicio eléctrico.
En suma, la Cooperativa se propone objetivos y los concreta. Ayer, fue llevar la luz y el progreso a los campos y a las pequeñas poblaciones del Distrito que requerían del servicio. Hoy, ponernos a la altura de las renovadas exigencias que nos propone la tecnología en el mundo.
Hoy, como ayer, todo lo emprendido ha sido bajo un mismo razonamiento: que el aporte del asociado regrese a cada hogar traducido en una mejor calidad de prestación.