El sistema eléctrico de la CPE, que se extiende en casi un millón de hectáreas y ocho ciudades, es controlado desde la sede central de la cooperativa, donde funciona el sistema de Supervisión, Control y Adquisición de Datos (SCADA), que permite operar la red a distancia y contar con información instantánea sobre el estado de sus componentes. Con una inversión de 40 mil dólares solamente en la adquisición del software, se encuentra operativo luego de meses de importantes obras edilicias, conexiones, desarrollos técnicos y ensayos, todo realizado por el personal de la Cooperativa.

Aunque desde hacía dos décadas la cooperativa había incursionado en el control informático y operación a distancia con esta herramienta que es aplicada en diversos procesos industriales, fue hace dos años en que se realizó una importante actualización del sistema, en plena pandemia, ya que el anterior empezaba a quedar obsoleto ante las nuevas tecnologías y la incorporación de nuevas y modernas subestaciones transformadoras en la zona.

El edificio que lo alberga consta de una sala principal, donde antiguamente estaban ubicadas las celdas de control de la Subestación Transformadora Norte, que en 2010 fue reconstruida en su totalidad a unos pocos metros de allí, en el predio de la CPE.

En otra sala se emplazan los racks de potencia, de conectividad y los procesadores que hacen funcionar el sistema SCADA. En el rack de potencia se recibe la energía desde cuatro posibles y distintas fuentes, para que los sistemas sigan funcionando ante eventuales cortes parciales o totales. Reciben, además de la alimentación en 220 voltios, tensiones de 24, 12 y 5 voltios, con la posibilidad de abastecerse de energía, en un caso extremo, por medio de un grupo electrógeno. Habitualmente se alimenta de una línea conectada a una serie de paneles solares ubicados sobre el edificio de la subestación Norte.

Al centro de control llega por fibra óptica la información desde las subestaciones transformadoras Norte, Sur, Este, Oeste y Mansilla, Hospital, Yapay, Toay y los reconectadores ubicados en distintos puntos de la red. Los datos son transmitidos por lo que se conoce como un “pelo” de la fibra.

Los racks de computadoras albergan a cinco potentes unidades  -con procesadores I9, memorias RAM de 132GB y discos de estado sólido- armadas en un cluster donde se montan diferentes servidores virtualizados, incluido el sistema SCADA; con esta arquitectura y redundancia se busca garantizar el funcionamiento del sistema en situaciones críticas y facilitar el mantenimiento de hardware.

Junto a la de racks, funciona la sala de soporte y desarrollo para todas las máquinas físicas y virtuales; allí se gestiona, modifica e incorpora el software y el hardware del sistema.

El ingeniero Pablo Stellin, subgerente de Operaciones, Guardia y Alumbrado Público, 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.

En la sala principal se destacan las tres pantallas centrales que muestran, al instante, el estado de cada componente de la red en todo el ámbito de concesión de la CPE, que incluye, además de las ciudades de Santa Rosa, Toay, Ataliva Roca, Anguil, Uriburu, Lonquimay, Catriló y Mauricio Mayer, una vasta zona rural.

Con un código de colores que corresponde a cada uno de los distribuidores que funcionan en las subestaciones (llegan a ser hasta ocho por subestación), se identifica con claridad en las pantallas el recorrido de los mismos.

En el caso de que algún distribuidor “se abra”, se activan alarmas sonoras y visuales, para que el operador de turno ponga en aviso al personal de calle con el fin de acudir a la zona que se ha quedado sin energía y compruebe los motivos que llevaron a esa situación. El personal recorre toda la red que depende del alimentador para detectar la anomalía. Mientras esto sucede, es habitual que comiencen a recibirse llamados telefónicos de los domicilios afectados por el corte. El operador de turno habilita en el contestador de la Guardia una respuesta automática para esos llamados, que informa detalles principales sobre el corte, como la zona aproximada que se afecta y una estimación sobre su duración. La mayoría de las personas, al escuchar esta respuesta automática, corta la comunicación, conforme con la explicación y con la tranquilidad de que la CPE ya sabe de la interrupción y está en vías de solucionarla. Sin embargo, hay personas que aún así quieren ser atendidas por el personal de Guardia. En este caso, pasa a una lista de espera y su llamada es respondida por los operadores de turno. La cantidad de llamados que se reciben simultáneamente depende de la amplitud de la zona afectada y su densidad de población.

Algunos llamados aportan información; suelen recibirse testimonios de gente que escuchó, por ejemplo, un ruido parecido a una explosión. Estos datos ayudan a delimitar aún más la zona de búsqueda para proceder a los trabajos de reparación y habilitar posibles “anillamientos” —es decir interconexiones de redes— para abastecer de energía, desde otras subestaciones, a los sectores afectados.

¿Qué es el Sistema SCADA?

SCADA significa, en inglés, “Supervisory Control and Data Acquisition”, es decir Supervisión, Control y Adquisición de Datos. Básicamente, es una herramienta de automatización y control que se usa en todo tipo de industrias y diversos procesos productivos. En este caso, interviene en la distribución de energía eléctrica, controlando, supervisando y recopilando datos para analizarlos y generar informes a distancia mediante sistemas informáticos (software).

En el caso del sistema eléctrico, la CPE adquirió hace dos años un nuevo sistema SCADA a una empresa de Buenos Aires, con una inversión de unos 40 mil dólares. La migración entre un SCADA nuevo y el viejo, fue mucho más complicada de lo previsto. El nuevo sistema era una suerte de “paquete cerrado”, aunque muy versátil, que había que adaptar y ponerlo 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. “Fue un trabajo muy importante, porque no podemos estar un minuto sin tener conexión con las subestaciones. En ese momento, aunque la red siga operando, nosotros estaríamos a ciegas. La pandemia y la imposibilidad de juntarnos complicó todo, pero lo logramos y podemos decir que hoy la diferencia entre el SCADA adquirido y el desarrollado por nosotros acá, es abismal”, señala Stellin.

Para desarrollarlo, fueron necesarios unos seis meses de ardua tarea por parte de los ingenieros, técnicos y operarios de la CPE que, mediante una prolongada serie de “ensayo y error”, lograron concebir y establecer todo un sistema que hoy prácticamente funciona a pleno.

El nuevo sistema SCADA permite, además de la operación de buena parte de la red eléctrica desde el Centro de Control de la cooperativa, el conocimiento al instante de cada sector, la detección prematura de fallos —provocados, por ejemplo, por pájaros, ramas u otro tipo de incidentes— y la proyección de la jornada de trabajo, algo importante sobre todo en días de extremo calor, esos que exigen al máximo todos los componentes de la red.

La información instantánea aportada por el SCADA es cotejada con la central meteorológica propia;  los análisis de datos posibilitan la comprensión total del comportamiento del sistema eléctrico durante las temporadas estivales complicadas, lo que permite programar tareas de mantenimiento, estrategias o inversiones en puntos débiles del mismo a lo largo del año, cuando la demanda de potencia es menor.

Además de las conexiones con todas las subestaciones que controla la CPE, hay un tendido de fibra óptica directa con las estaciones transformadoras que controla la Administración Provincial de Energía en Santa Rosa: la Este, ubicada en el Camino del Centenario, frente al convento El Carmelo, y la Sur, que se encuentra junto al Cementerio Parque de la ciudad. Aunque no corresponde a la CPE operar sobre esa conexión, por ella se reciben datos desde APE, como el estado de los interruptores y la carga, además de tener una conexión telefónica directa por la misma fibra entre ambos centros de control, sin depender de otras formas comunicación como celulares, internet o telefonía física.

Entre las informaciones más importantes que se reciben, se encuentra el estado de carga de cada transformador que opera en una subestación. Ese porcentaje de utilización de un transformador o de toda una subestación se muestra en forma de gráfico instantáneo y va dibujando curvas de carga durante el transcurso del día, comparando también la carga instantánea con la del día anterior y la proyectada para la jornada actual, teniendo en cuenta, además, los datos aportados por la central meteorológica, como temperatura y velocidad y dirección del viento.

Las informaciones, con sus gráficos instantáneos, pueden ser replicadas en teléfonos celulares. Es una ventaja en los días de extremo calor, cuando es posible observar los picos de la demanda de potencia y las proyecciones estimadas minuto a minuto desde cualquier lugar.

Otro de los sectores importantes del Centro de Control es una oficina dedicada a analizar nuevas tecnologías. Una suerte de laboratorio donde se ensayan novedades que están circulando en el mundo para ser incorporadas tanto al SCADA como a otras aplicaciones y sistemas que utiliza la cooperativa.

“Podemos decir que casi todo lo que vemos en el Centro de Control lo desarrollaron, construyeron o colaboraron ellos”, reconoce Stellin, y recuerda que “ellos” son, además de él como responsable: Darío Gómez, Nicolás Schneider, Rodolfo Sosa, Sergio Brozt, Esteban Alonso, Damián Berger, Lucas Dettler, Enzo Domínguez, Fabián Espinosa, Ramiro Fiorucci, Héctor Frank, Esteban Galván, Luis Miguel García, Fabricio Grosso, Carlos Maldonado, Cristian Marsero, Gonzalo Martino, Leandro Mayer, Daniel Ranz, Fabián Reale, Fernando Romero, Mauricio Sánchez, Marco Tullio y Cristian Villafañe.