Con una inversión que supera los 14 millones de pesos, el objetivo es sumar tecnología de vanguardia. Buscan mejorar la calidad del servicio y la confiabilidad de las redes de distribución eléctrica.

La EPE incorporará subestaciones transformadoras inteligentes.

   El Empresa Provincial de la Energía (EPE) incorporará a sus redes 14 subestaciones transformadoras inteligentes. Las mismas, que fueron adquiridas mediante licitación pública para la provisión de materiales, equipamiento y mano de obra, implicaron una inversión superior a los 14 millones de pesos.

   Las subestaciones inteligentes contribuirán a continuar con un proceso de mejora y aumento de la confiabilidad en la red de distribución eléctrica. A su vez, permitirán reducir los tiempos de reposición: en el caso de detectarse una falla en el sistema que deje a un grupo de usuarios sin suministro, la disminución del tiempo de normalización es un estándar fundamental que responde al objetivo de mejorar la calidad del servicio.

   Con la incorporación de esta nueva tecnología será posible realizar trabajos que hasta ahora requerían un corte programado para concretarse, como un cambio en la configuración de la red, sin la necesidad de interrumpir el suministro. Otras de las funciones son la detección remota de puntos de falla y la medición de la corriente en tiempo real con el objetivo de llevar a cabo balances de energía.

   El presidente de la Empresa Provincial de la Energía, Maximiliano Neri, destacó que “este tipo de inversiones deben priorizarse, ya que el resultado es una mejora en los tiempos de respuesta y como consecuencia, un mejor servicio para los usuarios. Este primer paso es muy importante y tomamos el compromiso de acelerarlo lo máximo posible. Es otro ejemplo de la transformación que vive la empresa”.

   Por su parte, el gerente General y responsable del proyecto, Marcelo Cassin, precisó que “en las subestaciones de distribución se necesita un operario para definir el punto de falla. Con esta nueva tecnología, cada subestación tiene un sensor que transmite, cuando hay alguna falla, al centro de control. De este modo ya no es necesario que el operario recorra, sino que solo se dirija a la fuente de falla". Además, "la medición de tiempo real se tiene una vez por minuto los 365 días del año y cuenta con un sensor que mide las tres fases”.

   Estos procesos, en tecnologías de última generación en la industria de la distribución eléctrica, constituyen un objetivo fundamental que apunta directamente a la calidad y progreso en la prestación del servicio.

   “Este proyecto de innovación tecnológica beneficia al usuario ya que como la información se recibe en tiempo real, permite evitar la rotura de transformadores permitiendo realizar el cambio previamente, evitando cortes de suministro”, concluyó Cassin.