Avanza automatización de subestaciones en Tolima

Con este programa se garantiza la confiabilidad, continuidad y tiempos de respuestas óptimos frente a eventos que se presenten en el suministro del fluido eléctrico en esta zona del país.

Redacción Portafolio
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Redacción Portafolio
mayo 21 de 2014
2014-05-21 07:13 a.m.

Resolver en el menor tiempo posible todo tipo de falla que se presente en el servicio de energía en el departamento es la meta que tiene la Compañía Energética del Tolima (Enertolima), con el proyecto de automatización de las subestaciones eléctricas en esta zona del país.

Para concretar tal estrategia ha invertido más de 7.000 millones de pesos, con los cuales ha modernizado gran parte de los equipos de protecciones y ha realizado adecuaciones a las subestaciones, indica la ingeniera Judy Andrea Linares Flórez, gerente de Distribución en esta empresa, quien también le comentó a Portafolio que esta entidad desarrolla un plan que busca cambiar los contadores de energía para los usuarios finales, y la meta que tiene es llegar con esta estrategia a más de 400 mil clientes.

¿Cuáles son los principales planes que tiene para el presente año Enertolima, en materia de modernización de las redes eléctricas en el departamento?

Continuar y terminar el proyecto de automatización de subestaciones eléctricas, que actualmente se encuentra en ejecución, con el fin de poder contar con 18 instalaciones de estas monitoreadas con el Sistema de Control de Supervisión y de Adquisición de Datos (SCADA), a través del cual se podrá supervisar y vigilar un total de 90 circuitos de la compañía.

¿En qué consiste esta estrategia?

Esta estrategia permitirá minimizar los tiempos de respuesta para el restablecimiento del servicio, monitorear y revisar las señales tempranas de fallas que se puedan presentar y garantizar los niveles de calidad de manera oportuna.

¿Qué logra la entidad al tener las subestaciones automatizadas?

Esta automatización permite contar con la operación, vigilancia y supervisión de las subestaciones en tiempo real, desde el centro de control de Enertolima, asegurando que la información sea confiable y segura para la toma de decisiones. Además, podrá disponer de una respuesta inmediata para el restablecimiento del servicio y así mejorar la calidad y continuidad del mismo para los usuarios.

¿Cuál es la inversión estimada para llevar a cabo estos programas?

Para llegar al proceso de automatización, la compañía ha invertido más de 7.000 millones de pesos, los cuales han incluido aparatos tecnológicos nuevos, adecuaciones en subestaciones, además de modernizar gran parte de los equipos de protecciones (relés), debido a que se requieren para tener la interoperatibilidad (comunicación) entre las unidades terminales remotas RTU, Gateway y los equipos propios de una subestación.

¿Cuánto hacía que Enertolima no desarrollaba un plan de modernización de redes eléctricas?

Desde el proceso de su capitalización, en el año 2006, de manera paulatina ha venido llevando a cabo inversiones dirigidas a los diferentes niveles de tensión. Es un proyecto que tarda muchos años, teniendo en cuenta la magnitud de lo que representa esta actualización por el tamaño de la infraestructura, cantidad de maniobras programadas, y todo lo que este tipo de proyectos conlleva y que deben ser muy bien planificados.<QA0>

¿Qué otras actividades espera adelantar Enertolima en las subestaciones?

Continuar actualizando los equipos con tecnología de punta.

¿El cambio de contadores de energía está contemplado en este plan de modernización?

Sí, pero este proyecto se desarrolla de manera independiente, el cual implica cambio de los medidores de energía para los usuarios finales, con el fin de garantizar una medida precisa y confiable a los clientes.

¿Cuándo se haría ese cambio de medidores?

Su ejecución es a largo plazo. Debemos llegar a más de 400 mil usuarios, ubicados en 47 municipios en zonas urbanas y rurales.

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