Con una inversión en software de 40 mil dólares, más el desarrollo de infraestructura edilicia y de conectividad, la CPE tiene un moderno centro operativo para monitorear en tiempo real las condiciones del servicio eléctrico.
El antiguo sistema SCADA (Supervisión, Control y Adquisición de Datos) que tenía ya dos décadas de funcionamiento en la cooperativa, fue reemplazado por un nuevo software que demandó más de dos años de adaptación.
El nuevo SCADA controla la operatividad desde el centro de monitoreo de toda la red eléctrica del área de concesión de la CPE, que se extiende en casi un millón de hectáreas y ocho localidades que incluyen Santa Rosa, Toay, Ataliva Roca, Anguil, Uriburu, Lonquimay, Catriló y Mauricio Mayer, una vasta zona rural.
La actualización del sistema comenzó en plena pandemia, cuentan desde la cooperativa, “ya que el anterior empezaba a quedar obsoleto ante las nuevas tecnologías y la incorporación de modernas subestaciones transformadoras en la zona”.
Toda la información proveniente desde las subestaciones transformadoras llega al centro de control por fibra óptica y los datos se procesan en servidores virtualizados, en “una arquitectura con redundancia para garantizar el funcionamiento del sistema en situaciones críticas y facilitar el mantenimiento de hardware”.
La migración y puesta en marcha de la nueva tecnología “fue mucho más complicada de lo previsto”, señaló el ingeniero Pablo Stellin, subgerente de Operaciones, Guardia y Alumbrado Público. El nuevo sistema era una suerte de “paquete cerrado”, aunque muy versátil, que había que adaptar y poner en práctica en cada lugar de la red y subestaciones que opera la cooperativa, con sus correspondientes esquemas de conexión, tendidos de fibra óptica, redes LAN, sensores, actuadores, unidades terminales remotas, hardware, sistemas operativos y pantallas. “Pero lo logramos y podemos decir que hoy la diferencia entre el SCADA adquirido y el desarrollado por nosotros acá, es abismal”, señala el ingeniero que encabeza un grupo de operarios en el Centro de Control, donde seis tríos —conformados cada uno por un operador, un oficial y un ayudante de guardia— rotan para cubrir las 24 horas de los 365 días del año. Cabe destacar que solo la compra del software demandó una inversión de 40 mil dólares.
¿Qué ventajas tiene la nueva tecnología?
Luego de seis arduos meses de trabajo, el equipo de ingenieros, técnicos y operarios de la CPE “logró concebir y establecer un sistema que funciona a pleno”, explicaron desde la propia cooperativa.
Con la nueva tecnología se opera desde el centro de control buena parte de la red eléctrica, se detectan prematuramente los fallos provocados, por ejemplo, por pájaros, ramas u otro tipo de incidentes y la proyección de la jornada de trabajo.
Mediante un sistema de alarmas sonoras y visuales, el operador monitorea en tiempo real todo el sistema que, además, combina y analiza datos con la estación meteorológica de la cooperativa para evaluar el estado del sistema eléctrico ante eventos climáticos extremos.
Fuente: Prensa CPE
