El notable desarrollo y extensión de nuestras redes eléctricas y la necesidad de estar a la altura de las exigencias que impone el aumento permanente de la demanda y de ofrecer siempre el mejor servicio a los asociados llevó a la Cooperativa a incorporar la mejor tecnología para ponerla a disposición de la prestación eléctrica en toda nuestra área de concesión.

Para cumplir con estos objetivos, se modernizó el sistema SCADA y se incorporó un software que permite monitorear y operar de manera remota y “on line” (en el momento) línea y equipos en distintos puntos del partido, de tal manera que una vez detectado un problema, el mismo puede ser solucionado de manera mucho más rápida y efectiva, lo cual implica una mejora sustancial en la calidad de servicio.

LOS INICIOS

Hagamos un poco de historia. Viendo la necesidad de mejorar el funcionamiento de los sistemas y acortar los tiempos de reposición, la Cooperativa incorporó un software denominado SCADA (Supervision, Control And Data Adquisicion) por su sigla en inglés. Este sistema permitiría efectuar el telecontrol y la adquisición de datos de sistemas eléctricos a través de una red de comunicación, soportada por módem telefónico, fibra óptica, enlace radial, u otros enlaces.

Consistía en un programa Wonderware y enlaces radiales que en una etapa inicial permitió supervisar, controlar y adquirir datos de 9 reconectadores ubicados en inmediaciones de las plantas urbanas de Trenque Lauquen y Treinta de Agosto y de 15 seccionalizadores instalados en líneas rurales importantes.

El sistema era comandado desde computadoras instaladas en la propia Cooperativa donde se colocaron mímicos –representación a escala del sistema- con indicadores ópticos que respondían a la computadora que monitorea el sistema y, en caso de una falla, actuaban señales acústicas de alarma. Los mímicos instalados facilitaban las tareas de control y comando. El sistema fue ampliado, con el tiempo, incorporándose más reconectadores y seccionalizadores. Fue presentado el 9 de marzo de 2000 en Trenque Lauquen ante funcionarios del OCEBA, Transba, Eden, representantes de cooperativas de distintos puntos del país, funcionarios del Municipio.

Cabe consignar que la incorporación de estas herramientas van de la mano de las nuevas exigencias que demanda un desarrollado sistema eléctrico como el que tiene Trenque Lauquen por su vasta extensión rural. Primero fue el SIDAC –que es el Sistema Integrado de Distribución Asistido por Computadora- y ahora, con el inicio del siglo, el SCADA. Asimismo, la Cooperativa fue invitada a la Conferencia Latinoamericana de Electrificación Rural (CLER) en Costa Rica y expuso un trabajo sobre la implementación del sistema SCADA rural, representada por el entonces Gerente Técnico, Ing. Claudio Venturi.

La experiencia desarrollada por la Cooperativa de contar con un sistema automatizado permitió mejorar el funcionamiento del sistema y acortar los tiempos de reposición.

VI E N T O S D E C A M B I O

Mientras tanto, el paso de los años le daría la bienvenida a las nuevas tecnologías que pronto se encargarían de dejar obsoleto aquellos recursos técnicos que, en su momento, fueron útiles.

Se comenzó entonces por incorporar la red de ethernet para una mejor calidad y eficiencia en la labor del telecomando del sistema de media tensión. Así, por ejemplo, en el año 2009 se logró establecer la comunicación de los reconectadores mediante tecnología inalámbrica a través de ethernet con antenas, que poseen una frecuencia de comunicación de 5,8 Ghz, lo cual le permitió a la Cooperativa comunicar con una eficiencia del 99% a los reconectadores más alejados.

También se estableció la conexión inalámbrica entre el viejo Centro de Distribución y Maniobras 33 kV y la computadora base que funciona en nuestra Cooperativa. Durante el transcurso del año 2012, se adquirieron y se instalaron las celdas de comando y protección en 13,2 y 33 Kv para la nueva ET Norte, el departamento SCADA participó en la selección de los relés de las protecciones instaladas, adoptando un solo criterio de comunicación mediante el protocolo DNP3, con el fin de tele – comandar (Mediciones y operaciones remotas) la ET Norte desde la Central. RAPIDEZ Y EFICIENCIA El aporte tecnológico se fue complejizando.

El monitoreo y la operación de todo el sistema llevó a la adquisición de un nuevo software llamado Wanderware Intouch, utilizado para las lecturas y operaciones de todas las variables de la Estación Transformadora Norte, Centro de Distribución y Maniobras de 33 kV, reconectadores y seccionadores bajo cargo.

En este contexto, se cambió la PC base y se adquirió un servidor de datos para ser usado en la implementación de un nuevo sistema. Ese año se comenzó con la vinculación de cada una de las celdas de maniobra y protección de la Estación Transformadora Norte con el PLC (Controladores Lógicos Programables), encargado de recibir la información de cada celda y mediante la conexión de fibra óptica.

Estos datos son leídos en forma instantánea en la PC base en la Cooperativa. Mediante la tecnología de terminales remotas con PLC y Fibra óptica, la velocidad de respuesta de cualquier monitoreo u operación eléctrica es muy rápida. Al tratarse de redes bidireccionales permiten enviar señales para que realicen una operación de “apertura o cierre” de los interruptores, logrando de esta manera el telecontrol instantáneo de la ET. En la ET Norte, se colocó un gabinete que contiene un PLC encargado de reportar a la PC base los estados de los interruptores, como así también las ubicaciones de los mismos, y reportar las lecturas de todos los parámetros eléctricos.

El SCADA fue avanzando en su labor de telemedición y monitoreo “on line” e incorporó la planta de Transba, el nuevo Centro de Distribución y Maniobras, la ET Norte, la ET Treinta de Agosto, 23 reconectadores de circuitos, 6 seccionadores bajo cargo, SE de 13,2 kV / 04 kV Plaza San Martín, Medición de SE, Sistemas de Alarma.

De esta manera, la Cooperativa avanzaba en la incorporación de una tecnología de avanzada con personal que seguía capacitándose para entender y operar el nuevo SCADA. En definitiva, la adquisición del nuevo software y tecnologías de comunicación permitió modernizar el SCADA y hacer así mucho más eficiente su uso para una más rápida solución de los problemas, lo cual redunda siempre en beneficio de la atención al asociado.

DEL MÍMICO A PANTALLA LED

El desafío de la Cooperativa es ofrecer, permanentemente, un servicio de excelencia. Para ello se requiere de dos componentes necesarios: la incorporación de tecnología de primera generación y un personal debidamente capacitado para su uso y desarrollo.

En esta oportunidad, y en el marco de la modernización del sistema SCADA, se han incorporado cuatro pantallas LED gigantes, de alta definición que permiten una perfecta visualización, monitoreo y telecomando de todo el sistema de 33 kV y 13,2 kV de nuestra Cooperativa. Reemplazan a los mímicos instalados hace más de 15 años y en ellas se visualizan todas las operaciones y fallas en el sistema. Los cuatro monitores están instalados en la Oficina Técnica y permiten una lectura general de todo el sistema que es telecomandado por personal especializado.

Además, permite tener actualizada la red directamente del GIS eléctrico. El SCADA es un sistema cuya denominación en español se traduce como Supervisión, Control y Adquisición de Datos, que permite controlar y supervisar, en nuestro caso, el funcionamiento del sistema eléctrico de la Cooperativa.

Esta labor, a distancia, permite operar el sistema de una manera más rápida y eficiente, lo cual redunda en beneficio de la debida atención que merecen nuestros asociados, tanto urbanos como rurales, de nuestra área de concesión. El software Wanderware Intouch contempla dos aspectos fundamentales: uno operativo y el otro de reporte de información. El operativo permite una visualización “on line” (en el momento) del estado del sistema y la detección de eventuales problemas. Así, se puede controlar los sectores telecomandados.

En caso de existir una falla en algún punto del sistema, se activa un sistema de alarma que envía un correo electrónico de aviso a algunos de los operadores autorizados. De esa manera, se actúa en consecuencia para solucionar el inconveniente.

En cuanto a reporte de información, el SCADA permite conocer los picos de consumo de energía y comparar demandas históricas, entre otras funciones.