Medidores inteligentes: El nuevo desafío de la Cooperativa de Electricidad

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 está proponiendo caminos nuevos que permitirán estar a la altura de las exigencias en aras de ofrecer la mejor calidad de prestación.

Conozcamos de qué se trata esta herramienta que la tecnología pone en nuestras manos y de qué manera desarrolla.

¿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 tareas y 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 explicó que “estos medidores inteligentes hace años que se utilizan en España y nosotros en la Cooperativa estamos aplicando esa tecnología europea con resultados muy 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 realiza el cambio del medidor convencional por el inteligente.

“Toda la información registrada por el medidor inteligente instalado en la casa del usuario, es tomada por un concentrador (equipo colocado en las subestaciones transformadoras), quien recibe la información de todos los medidores que tiene conectados aguas abajo de cada subestación”, indicó Noya.

La comunicación 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 –agregó 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 interroga a 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, los cuales 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” indicó Noya.

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”, comentó el Ingeniero.

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. Al respecto explico que “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.

Agregó 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”.