FLIR,

Aunque los residentes del condado de Mason estén en casa en una noche de invierno con la calefacción bien alta, la televisión puesta, cocinando y con kilos de colada en marcha, Chris Jorgensen, del PUD 3 (siglas en inglés del Distrito de Servicios Públicos) está fuera comprobando los cables eléctricos y el equipamiento. El PUD 3 proporciona electricidad y servicios de telecomunicaciones al por mayor a más de 34.000 personas en el estado de Washington (EE UU). Si no detectan los problemas pronto, miles de clientes podrían quedarse sin electricidad.

Evitar daños antes de que se produzcan
De noviembre a marzo, cuando la carga eléctrica está al máximo y la posibilidad de una avería es más alta, los ingenieros del PUD 3 pasan de 5 a 6 horas por la noche inspeccionando líneas eléctricas, conexiones y equipamiento con una cámara termográfica FLIR. “Empezamos por las subestaciones y después nos ocupamos de las líneas de distribución”, comenta Jorgensen. La cámara térmica les ayuda a identificar puntos calientes en el sistema eléctrico para poder evitar fallos antes de que ocurran.

“Vamos conduciendo por la calle y uno de nosotros escanea por la ventana con la cámara térmica para comprobar puntos. Si vemos algo, salimos y realizamos un análisis completo”, afrima Jorgensen. El PUD 3 utiliza cámaras térmicas para las inspecciones desde 2001. “Antes de tener cámaras termográficas, no había forma de realizar un mantenimiento preventivo. El equipamiento fallaba y salimos para arreglarlo”, explica Jorgensen. Pero con una cámara térmica FLIR, pudieron ahorrar tiempo buscando problemas sin tener que bajarse del vehículo y los detectaron antes de que provocasen un apagón.

Las cámaras termográficas FLIR T-Series proporcionan la resolución y la variedad necesarias para medir con precisión puntos calientes eléctricos, incluso a distancia.

El buje encima de un regulador en el circuito de fase C en la subestación de Mountain View del PUD 3 fallaba. Sin reparaciones a tiempo, esta conexión fallida habría costado 40 000 de dólares por daños y corte de servicio a unos 3000 clientes.

El programa de inspección con infrarrojos en el PUD 3 ayuda a conseguir que el sistema eléctrico sea seguro y fiable, y ahorra a la compañía eléctrica miles de dólares al realizar el mantenimiento durante el horario laboral normal. La alternativa es un apagón importante (uno que pueda producirse de noche o en fin de semana) que provoca horas extras, más caras, para el personal del PUD 3.

Su cámara térmica ha ayudado a encontrar problemas en cortes, estructuras de pasarela de subestación y conexiones malas o fallidas. La tecnología ha resultado útil incluso para comprobar la calidad de la construcción.

“Mi trabajo con los infrarrojos es como ir de caza: escaneamos cada línea y cada pieza del equipamiento en busca de posibles problemas con nuestro sistema”, afirma Jorgensen. “Es una enorme satisfacción encontrar un fallo inminente en el equipamiento y arreglarlo antes de que provoque un apagón”.

Priorizar y programar las reparaciones
El PUD 3 también supervisa las cargas con el software SCADA para ver qué hay debajo de la mayor carga de estrés y busca dónde está la carga más alta. El 60% de las veces encuentran líneas o equipamiento que necesita reparación. Acceder a una cámara térmica ayuda al PUD 3 a priorizar y programar as reparaciones. La capacidad de ver un punto caliente y la gravedad del problema permite a los ingenieros tomar la determinación de que “esto no va a fallar esta noche, pero quizá sí mañana”.

Las ventajas de detectar los puntos calientes precozmente incluyen la extensión de la vida útil de un equipamiento que, en lo demás, funciona bien, la prevención de fallos del equipamiento que podrían provocar apagones importantes y la reducción de costes a través del mantenimiento, en lugar de la sustitución del equipamiento dañado.

“La termografía nos permite de verdad ver lo que el ojo humano no puede ver”, dice Jorgensen. “Nos permite arreglar estos problemas antes de que haya fallos y ha sido un beneficio enrome para el servicio”, concluye.

Los ingenieros detectaron cuatro puntos calientes en este conmutador de operación conjunta. Dos de las fases tenían conectores en caliente y puentes que fallaban, y dos de los tres conmutadores fallaban. Un fallo en esta estructura habría afectado a unos 1.500 clientes.

Debía repararse rápidamente un conector en caliente que fallaba en la conexión entre una línea eléctrica aérea y una subterránea en una estructura elevada en la subestación de Union River del PUD 3, para evitar un apagón que habría afectado a unos 1000 clientes

El conector en caliente de la fase central muestra un fallo inminente. Esta abrazadera o regleta de líneas calientes conecta dos circuitos. Una mala conexión de la abrazadera de líneas está provocando el calentamiento de la línea principal. Si hubiera fallado, 2250 clientes habrían perdido el servicio.

La fase central de este conmutador de operación conjunta en la subestación Pioneer del PUD 3 estaba fallando. Si no se repara, el conmutador habría salido ardiendo, lo que habría cortado el suministro eléctrico a unos 1.600 clientes y habría supuesto un peligro para la seguridad de los operarios que tuvieran que trabajar con él.

Esta imagen de un banco de transformación trifásico en un aserradero local muestra un buje secundario con problemas en uno de los transformadores. De no haberse descubierto, el resultado habría sido un costoso cierre del aserradero: miles de dólares por hora de productividad perdida.

La termografía ayudó al PUD 3 localiza un fallo en un aislador en líneas eléctricas de 115.000 V antes de que provocara un largo apagón para casi 2.000 clientes.