Si bien tienen objetivos específicos distintos, el monitoreo y la inspección de líneas eléctricas apuntan a mejorar la disponibilidad de estos vitales elementos de nuestra infraestructura eléctrica. En general, el monitoreo se relaciona con la operación en tiempo real del sistema mientras que la inspección de líneas es una tarea de mantenimiento (preventivo o correctivo).   

 

Las líneas eléctricas son una parte fundamental para el transporte de la energía hacia los puntos de consumo. Por ello, se requiere una óptima disponibilidad y continuidad operativa, realizándose con ese fin actividades de monitoreo e inspección de líneas: las primeras tienen que ver con la supervisión técnica de los parámetros eléctricos, mientras que las segundas, con los aspectos ambientales o climatológicos.

“Ambas prácticas son tremendamente relevantes 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”, explica Luis Gutiérrez, Director de la Carrera de Ingeniería Civil en Energía en la Universidad Adolfo Ibáñez.

Leonardo Hinojosa, Docente del Área Electricidad, Electrónica y Telecomunicaciones INACAP Concepción Talcahuano, añade que el monitoreo de una línea de transmisión asegura la confiabilidad y se ve reflejado en la calidad de servicio en todos los elementos del Sistema Eléctrico de Potencia: centrales de generación, subestaciones, centros de consumo y, por lo tanto, usuarios finales.

“Por otra parte, las líneas están expuestas a ambientes agresivos, donde se hace necesario un mantenimiento preventivo. En este caso, los aisladores deben ser lavados periódicamente y aquellos que estén quebrados deben ser sustituidos; los tramos de conductor dañado deben ser reparados o reemplazados. Lo anterior es un costo no despreciable, por lo que se debe considerar al momento de proyectar la línea”, agrega. Y si bien las inspecciones de las líneas en Chile se efectúan sin problemas (normalmente de manera visual), el problema que existe en nuestro país, según asegura Fernando Torres, Académico de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Talca, es que prácticamente no se hace monitoreo a las líneas, salvo algunas tecnologías bastante particulares que están apareciendo hoy, como los sistemas DTR (del inglés “Dynamic Thermal Rating», sensores de calificación térmica dinámica).

“En otros países, se utiliza el monitoreo de una forma un poco más extendida y en esos casos se censa la temperatura del conductor. También se está midiendo la tensión mecánica y la flecha. Este último parámetro es importante, porque las normativas técnicas regularmente establecen una distancia mínima que debe tener el punto más bajo de un conductor respecto al suelo y eso depende del nivel de voltaje de esa línea de transmisión en particular”, sostiene.

 

¿Qué se debe monitorear?

En una línea de transmisión, se deben monitorear en todo momento los flujos máximos o mínimos de potencia activa y reactiva; regulación de tensión y capacidad térmica de la línea que son transmitidos hasta el extremo receptor.

Además, como indica Jasson Ulloa, Docente de la Escuela de Ingeniería de Duoc UC Puente Alto, uno de los elementos fundamentales que se debe supervisar es el estado de las protecciones eléctricas, ya que estas son las encargadas de velar por su correcto funcionamiento. “En el caso de una falla estas actúan y desconectan parte de la carga; por lo tanto, si se monitorea de forma remota el estado de las protecciones eléctricas, se puede saber con exactitud dónde se ubica la falla y disminuir los tiempos de búsqueda por parte del equipo”, explica.

Gutiérrez agrega que una variable esencial a monitorear para efectos de operación es 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 en el Norte del país por restricciones en transmisión hacia la zona central”.

En relación a los aspectos ambientales, Torres señala que normalmente lo que se tiene que considerar, sobre todo cuando se está en etapa de construcción de una línea, son una serie de factores como calidad del aire, arqueología y patrimonio cultural, áreas protegidas, geomorfología, disponibilidad de recurso hídrico, además de flora y fauna.

“Naturalmente, la línea siempre va a generar un impacto visual, entonces hay que tratar de minimizarlo”, apunta. “Las condiciones meteorológicas pueden afectar la capacidad de transporte de la línea, por ello es importante que los sistemas de comunicación que permiten el registro y envío de información en tiempo real hacia el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) no tengan factores que generen información errónea”, agrega Hinojosa.

 

Tecnologías

Uno de los principales sistemas de monitoreo existentes hoy en día es el DTR que, con base en la medición de la velocidad del viento y su dirección, la temperatura ambiente y la radiación solar, puede determinar cuánto es la máxima ampacidad admisible por la línea. “Permite determinar esta variable de una forma más bien dinámica y no estática como se hace en la actualidad por parte del CEN”, precisa Torres.

Hoy en día existen bastantes dispositivos que disponen de conexión a Internet, permitiendo verificar su estado en tiempo real y conocer su historial por medio de una base de datos de su actuar y de acuerdo a esto monitorear su vida útil.

Cabe destacar, agrega Ulloa, que el uso de drones para el chequeo de redes de distribución en alta tensión ha tomado un gran protagonismo, especialmente en zonas de vegetación densa. “Es un mecanismo rápido, económico y seguro, permitiendo al usar cámaras termográficas detectar puntos calientes en la red, sistemas corroídos o dañados y advertir de la presencia de aves y otros animales que puedan provocar daños en las estructuras eléctricas”.

Hinojosa destaca que actualmente se están utilizando tecnologías de dispositivos Smart Grid, que se instalan directamente sobre el conductor de las líneas de transmisión, y se conectan a la nube a través de un sistema georreferenciado para recoger y transmitir datos sobre el estado de los cables de las líneas. “Estos dispositivos son capaces de monitorear variables como temperatura y vibración del conductor, información clave para una planificación óptima de mantenciones y que otorga mayor calidad y robustez al suministro del sistema de transmisión”.

También menciona la tecnología OTLM, un moderno sistema de control activo que permite tener monitoreo de una línea de transmisión que va desde los 60 hasta los 1000 KV.

Según Gutiérrez, las tecnologías más interesantes para 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.

 

Normativa y recomendaciones

La Comisión Nacional de Energía es la encargada de analizar las normas técnicas o estándares que deben tener en consideración las empresas de producción, generación, transporte y distribución de energía eléctrica, con el objeto de disponer de un servicio de calidad.

Si bien en Chile normalmente las empresas tienen protocolos propios para poder ejecutar el mantenimiento de sus líneas de transmisión, la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio de 2020 define las exigencias mínimas de diseño de instalaciones de transmisión, así como para sistemas de información y comunicación.

“En Chile, la principal normativa vigente es la ley de calidad de suministro que obliga a las compañías a disminuir el tiempo de interrupción de las líneas a estándares fijados, a la vez, a compensar a los clientes cuando se generen interrupciones en el servicio”, explica Ulloa. “A su vez, el correcto seguimiento de los parámetros de la línea permite tomar acciones para su regulación y que esta se encuentre dentro de los parámetros establecidos en las normas técnicas de calidad de suministro (CNE, mayo 2005)”, agrega.

El académico añade que hay que tener conocimiento de las normativas que regulan estas temáticas, puesto que, en caso de fallas en los sistemas, la compañía debe actuar de manera oportuna y restablecer el suministro en un tiempo mínimo. “A la vez, como clientes, podemos facilitar su labor indicando si observamos anormalidades en la red”.

Torres recomienda poner atención a los sistemas de transmisión en alta tensión y corriente continua (HVDC), ya que poseen líneas que son más livianas y, normalmente, el espacio físico que utilizan las estructuras es más pequeño. “Entonces, poseen varias ventajas técnicas y ambientales respecto a su contraparte en corriente alterna”.

Hinojosa indica que hay que dar una mirada a los “Estudios de franjas”, los que cuentan con información audiovisual y una guía de orientación. “En resumen, este es un documento que aborda desde los conflictos hasta el monitoreo y evaluación de las líneas de transmisión”.

Por último, Gutiérrez expresa que también se debe potenciar el desarrollo de tecnología escalable y que pueda ser incorporada por distintas empresas del mismo rubro, prácticas que apuntan a mejorar la calidad de servicio en nuestras redes.