Las compañías de servicios públicos de California están probando una nueva tecnología que podría ayudar a prevenir apagones, cortes preventivos de energía e incendios forestales generados por líneas de transmisión defectuosas o caídas.
La tecnología, desarrollada por ingenieros de la Universidad de Texas A&M, es un nuevo tipo de software denominado Anticipación de Fallas de Distribución (DFA). El software interpreta las variaciones de la corriente eléctrica en los circuitos de la empresa de servicios públicos que se producen por el deterioro o la falla de los equipos y advierte a los operadores de la empresa de servicios públicos que deben responder a los problemas antes que se produzcan apagones o chispas de incendio.
La nueva herramienta de diagnóstico fue desarrollada por el Dr. B. Don Russell, profesor de ingeniería eléctrica e informática, y su equipo de investigación, incluido el profesor Carl L. Benner.
Russell comparó el avance del DFA con las herramientas de diagnóstico computarizadas que se encuentran en los vehículos modernos y que advierten a los conductores cuando se están acabando los fluidos o cuando una pieza del motor está a punto de fallar.
«Los sistemas de servicios públicos funcionan hoy como mi Chevy de los años 50», dijo Russell. «Tienen algunos fusibles, disyuntores y cosas, pero en realidad no tienen nada de diagnóstico. No tienen esa computadora bajo el capó diciendo lo que está a punto de salir mal».
Durante los últimos seis años, más de una docena de empresas de servicios públicos en Texas y en otros lugares han probado con éxito la tecnología DFA, y los investigadores de Texas A&M se están preparando para realizar más experimentos en Australia y Nueva Zelanda.
Dos de las empresas de servicios públicos más grandes de California, Pacific Gas & Electric Co. (PG&E) y Southern California Edison (SCE) actualmente están probando la nueva tecnología con el apoyo de la Comisión de Servicios Públicos de California (CPUC por sus siglas en inglés). SCE está probando 60 monitores DFA, mientras que PG&E está probando 6 dispositivos de monitoreo de circuitos con contratos de investigación de 2 años con Texas A&M.
El uso generalizado del DFAE podría reducir los costos de mantenimiento y prevenir tragedias futuras, informaron los investigadores de Texas A&M. La tecnología tiene el potencial de ahorrar miles de millones de dólares dedicados en reparaciones de daños causados por incendios forestales y evitar que se inicien, en primer lugar. Un instrumento DFA puede costar hasta 15.000 dólares.
Las fallas en los equipos de PG&E han provocado varios incendios forestales en el norte de California en 2017 y el Campamento de Fuego del año pasado, que quemó 153,336 acres, destruyó 18,804 estructuras, destruyó el pueblo de Paradise y dejó 85 personas muertas. En enero, el gigante de servicios públicos se declaró en bancarrota, aduciendo miles de millones de dólares en obligaciones potenciales por los incendios forestales.
En un reciente informe publicado por la CPUC, la agencia detectó que PG&E Gas and Electric no había inspeccionado y mantenido adecuadamente la línea de transmisión defectuosa que inició el incendio del Camp Fire, lo cual, según dijo, se pudo haber evitado. Este no fue un incidente aislado sino «indicativo de un patrón general de inspección y mantenimiento inadecuados de las instalaciones de transmisión de PG&E», declaró la división de seguridad de la comisión en su informe de 700 páginas.
«El DFAE es una nueva herramienta que permite a las empresas de servicios públicos transformar sus procedimientos operativos para encontrar y solucionar problemas antes de que ocurran fallas catastróficas», dijo Russell. «Los operadores de servicios públicos necesitan conocer la situación en tiempo real de las condiciones de sus circuitos (…) DFA hace eso.»
El software del DFA utiliza un sofisticado conjunto de algoritmos basados en patrones descubiertos y refinados a través de 15 años de investigación que involucran el monitoreo de líneas de distribución en servicio en más de una docena de empresas de servicios eléctricos, afirman los investigadores de Texas A&M.
Los cortes de energía eléctrica se producen generalmente por la caída de árboles que derriban las líneas o por fallas de dispositivos como abrazaderas, interruptores, conductores y conectores. Estos dispositivos a menudo se deterioran durante semanas o meses, impactando la corriente eléctrica en pequeñas cantidades antes de que se produzca una falla real, provocada posiblemente por los fuertes vientos.
Las inspecciones visuales y el mantenimiento preventivo de los equipos eléctricos son de escasa ayuda, ya que su deterioro es a menudo difícil o imposible de ver, y las empresas de servicios públicos han buscado durante mucho tiempo una nueva forma de detectar problemas, especialmente con infraestructuras anticuadas.
Antes de que se desarrollara la tecnología DFA, las compañías de servicios eléctricos a menudo no se daban cuenta si había una falla en el equipo hasta que un cliente llamaba para reportar un apagón o habían chispas en las líneas eléctricas, a veces ya era demasiado tarde para evitar que un incendio forestal se propagara y estuviera fuera de control.
Pero ahora, DFA puede monitorear continuamente los sensores de corriente y aplicar sus algoritmos para detectar y reportar anormalidades para realizar investigaciones y reparaciones. Los ingenieros de Texas A&M desarrollaron DFA para ayudar a las compañías de servicios públicos a mejorar la confiabilidad en general, pero también vieron su potencial para prevenir incendios forestales.
La tecnología DFA también podría ayudar a las compañías de servicios públicos a reducir el número y el tamaño de apagones preventivos, que ahora están afectando la vida diaria de muchas personas en diferentes áreas del norte de California durante la temporada alta de incendios, cuando las condiciones climáticas son secas y fuertes vientos.
«Se está suspendiendo la energía sin saber si hay algo malo en un circuito dado. Los servicios públicos necesitan una bola de cristal, algo que les diga qué circuito va a iniciar un incendio mañana porque ya no se encuentra en buenas condiciones. Somos una especie de bola de cristal», dijo Russell.
Aunque DFA no puede identificar todas las fallas de los equipos eléctricos, Russell y Benner dicen que es la única herramienta de diagnóstico que puede analizar kilómetros de circuitos en funcionamiento en tiempo real e «identificar explícitamente qué está fallando».
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