El monitoreo y la inspección de líneas eléctricas son acciones que difieren entre sí y persiguen propósitos distintos. El primero de ellos se refiere a la visualización de mediciones de variables de interés remotas, en un lugar centralizado, como lo son los centros de control de las empresas dueñas de dichas líneas, y que también deben ser transmitidas al Coordinador Eléctrico Nacional en el caso de las instalaciones de alta tensión. Las variables monitoreadas permiten verificar en línea que el sistema está operando dentro de sus márgenes operacionales. En este sentido, lo mínimo a considerar son voltajes, corrientes y potencias (activa y reactiva) en sus respectivas barras, no obstante también se pueden monitorear otros tipos de variables, como algunas atmosféricas o mecánicas en distintos puntos de la red.

Aspectos como temperatura y vibraciones en conductor pueden alimentar sistemas de mantenimiento predictivo, en donde a través del análisis de datos se detectan anomalías, permitiendo intervenir oportunamente antes de que se produzca una falla, complementando así al mantenimiento preventivo clásico de la inspección de líneas.

Por su parte, la inspección de líneas es una tarea de mantenimiento que puede ser de carácter preventivo o correctivo. Esta inspección se realiza de forma visual pedestre, por helicóptero o bien usando drones equipados para realizar termografías, lo que permite identificar puntos calientes y así intervenir de forma oportuna.

Ambas prácticas son determinantes para procurar bajos niveles de fallas atribuibles a las empresas distribuidoras y/o transmisoras y, por lo tanto, para lograr altos estándares de calidad de suministro con bajos índices de desconexiones de clientes (cantidad y tiempo) por fallas de causa de la empresa.

Las variables mínimas a monitorear para efectos de operación son eléctricas (corrientes, potencias y voltajes) y permiten revisar que los valores estén dentro de sus parámetros operacionales, en particular, el nivel de utilización de las líneas. Este último aspecto es clave en el Sistema Eléctrico Nacional, propenso a congestiones dada nuestra geografía longitudinal y donde, por ejemplo, se ha visto grandes niveles de vertimiento de energía solar del norte por restricciones en transmisión hacia la zona central. La capacidad de las líneas depende de la temperatura del conductor y, por ende, en líneas críticas (troncal) se hace relevante monitorear dicha temperatura directamente en distintos puntos, o indirectamente a través de mediciones meteorológicas de temperatura ambiente, velocidad (y dirección) del viento, y humedad relativa del aire, para líneas aéreas, con tal de computar automáticamente y de forma activa la capacidad de cada línea de forma más ajustada a la operación real (conocido como Dynamic Line Rating). El estándar IEEE 738 (2012) provee una metodología para realizar dichos cómputos en líneas aéreas de conductor desnudo.

Para cables (subterráneos) en ductos o enterrados directamente en zanjas se hace imposible realizar inspecciones visuales en sus tramos, obligando necesariamente el monitoreo de variables para mantenimiento predictivo. En cables subterráneos de alta tensión es conveniente monitorear la temperatura a lo largo del tramo (Distributed Temperature Sensing) y descargas parciales para lo que podría usarse tecnología basada en fibra óptica. Los puntos más propensos a fallas son las mufas (uniones) de paso y de derivación, por lo que se les debe prestar especial atención. Como señalé antes, también es posible incluir variables mecánicas, como vibraciones en conductor, para alimentar un sistema de mantenimiento predictivo. Finalmente, también existen estándares para calcular la ampacidad de cables subterráneos, como el IEEE Std. 835 (1994, con enmiendas en 2012) y el IEC Std. 60287-1-1 (2006, con enmiendas en 2014).

Existen distintas tecnologías en uso para las distintas etapas constituyentes de la arquitectura del sistema de monitoreo. En la etapa de medición se utilizan transformadores de voltaje en las barras de las subestaciones que conectan la línea y transformadores de corriente en los paños de línea, equipos que deben cumplir con estándares internacionales de precisión, definidos en la norma. Los datos de una subestación son concentrados y enviados utilizando alguna de las siguientes tecnologías de transmisión de datos: fibra óptica, microondas, onda portadora o carrier, donde se debe garantizar tanto la calidad de la información enviada como aspectos de ciberseguridad.

Las tecnologías más interesantes para el monitoreo se presentan probablemente en el ámbito de los cables AT, a los que se les está incorporando fibra óptica que se usa para monitorear temperatura y descargas parciales en la aislación, incluyendo también mufas intermedias (uniones y derivaciones) y terminales.

Cabe destacar también el proyecto Centinela de Transelec que consiste en el desarrollo de un dispositivo georreferenciado de bajo costo que se instala en las líneas de interés y se conecta a la nube para transmitir datos que permiten identificar el estado de los conductores.

Entre sus beneficios, permite monitorear temperatura, vibración del conductor, y detecta el corta de un conductor, lo que es especialmente relevante en sectores aislados para identificar la ubicación exacta de la falla. Transelec ha puesto esta tecnología a disposición de la industria.

El peso de lo normativo

Aparte de los estándares antes mencionados para el cálculo de la capacidad de transporte de las líneas y cables (en base a monitoreo), la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio del 2020, vigente en Chile, define las exigencias mínimas de diseño de instalaciones de transmisión (capítulo 3), así como las exigencias mínimas para sistemas de información y comunicación (capítulo 4), donde el título 4-4 trata sobre sistemas de monitoreo. Siendo algo más específico, el anexo técnico de “Sistemas de Medición, Monitoreo y Control” (SMMC), define la arquitectura y componentes de un SMMC, así como exigencias para unidades de medida, unidades concentradoras, sistema de gestión y operación, comunicaciones y seguridad, y también exigencias sobre sus niveles de desempeño.

Para líneas de transmisión, el sistema de monitoreo debe permitir “determinar, en todo momento, los flujos máximos que pueden ser transmitidos por la línea. Para ello, las líneas deberán contar con componentes que permitan muestrear la corriente que se encuentra circulando por el conductor, la temperatura de éste, las condiciones meteorológicas que afecten la capacidad de transporte, y con los sistemas de comunicación que permitan el registro y envío de información a los sistemas de información en tiempo real del Coordinador”. Hasta ahora, el monitoreo de variables meteorológicas se exige en los puntos de mayor estrés del sistema, información que debe ser incorporada por el Coordinador para calcular la holgura de capacidad de transmisión de la línea en cuestión, en “tiempo real”.

Cabe destacar que la norma técnica se basa en estándares internacionales (IEC, ANSI, IEEE).

Aparte de monitorear las variables de interés antes mencionadas, es recomendable integrar dicha información en un sistema SCADA que permita entregar alarmas de tiempos de sobre-temperatura de líneas y cables, capacidad de transmisión por circuito (incorporando factores ambientales), y poder estimar indicadores normalizados de estabilidad y cargabilidad de redes, como lo es el gradiente de tensión. Además, es conveniente llevar un historial de las variables medidas para poder alimentar sistemas de análisis de datos para mantenimiento predictivo (por ejemplo, usando técnicas de inteligencia artificial) y también para hacer informes de falla cuando corresponda.

Es aconsejable también potenciar el desarrollo de tecnología escalable y que pueda ser incorporada por distintas empresas del mismo rubro, como el caso de Centinela, prácticas que apuntan a mejorar la calidad de servicio en nuestras redes.