¿Se ve afectada la monitorización del estado en línea mediante SIG por interferencias electromagnéticas?

Si es operador de red eléctrica o administrador de activos GIS (aparamenta de conmutación con aislamiento de gas), probablemente se haya apoyado en el monitoreo de condiciones en línea para mantener los equipos críticos funcionando de manera confiable. Durante años, hemos proporcionado soluciones especializadas de monitoreo de condición GIS en línea, y una pregunta surge con más frecuencia que cualquier otra:¿El monitoreo de condición en línea GIS se ve afectado por la interferencia electromagnética (EMI)?Es una preocupación válida: GIS opera en entornos de alto voltaje y alta corriente donde la EMI es omnipresente y los datos de los sistemas de monitoreo son el sustento para el mantenimiento predictivo. Analicemos esto, analicémoslo en desafíos del mundo real y expliquemos cómo nuestras soluciones abordan este problema.

Primero, establezcamos el escenario: GIS es compacto, eficiente y ahora omnipresente en las subestaciones, pero su diseño cerrado y encerrado en metal no elimina la EMI: la moldea. Cada vez que funciona un disyuntor, se activa un pararrayos o se corta una corriente de falla, genera pulsos electromagnéticos transitorios (EMP) que se propagan a través de la subestación. Estos pulsos pueden filtrarse o acoplarse en cables, sensores y dispositivos de monitoreo adyacentes que conforman el monitoreo de condición en línea GIS. El riesgo no es sólo un ruido menor; se pasan por alto los primeros signos de falla (como descarga parcial) o alertas falsas que desperdician recursos de mantenimiento.

Durante la última década, hemos trabajado con más de 20 clientes de servicios públicos en América del Norte y Europa, y nuestros equipos in situ han documentado de primera mano los problemas de monitoreo relacionados con EMI. Las primeras instalaciones de sistemas de monitoreo básicos (sensores disponibles en el mercado conectados junto con cables de alimentación) regularmente tenían entre un 15% y un 20% de alertas de descargas parciales falsas positivas en nuestros primeros tres años en el negocio. Un cliente del Medio Oeste informó que su monitoreo de humedad del gas SF6 aumentaba 30 ppm cada vez que se encendía un transformador cercano, lo que obligaba a los operadores a validar manualmente las lecturas en lugar de confiar en los datos en tiempo real. Fue entonces cuando aprendimos: la EMI no es un problema teórico, es un obstáculo operativo diario para el monitoreo de condiciones en línea SIG no optimizado.

Seamos específicos sobre cómo interactúa EMI con los parámetros comunes de monitoreo SIG. Primero, el monitoreo de la calidad del gas SF6: el SF6 es el núcleo aislante y extintor de arco de GIS, por lo que las fugas, la descomposición o la humedad son señales críticas de falla temprana. Nuestros sensores SF6 de primera generación utilizaban conexiones cableadas analógicas que captaban EMI de modo común de las barras colectoras de la subestación. La EMI distorsionaría las lecturas de voltaje, lo que dificultaría distinguir los subproductos reales de la descomposición del SF6 (como SO2 o H2S) del ruido eléctrico. Posteriormente rediseñamos estos sensores con procesamiento diferencial de señales, un cable de par trenzado blindado (STP) y un filtro de ancho de banda sintonizado para eliminar las frecuencias transitorias de la subestación (1 kHz-1 MHz, la fuente más común de ruido de conmutación GIS). ¿El resultado? Las lecturas falsas de SF6 se redujeron en un 89 % en las pruebas de los clientes. Si está buscando un sistema especialmente diseñado que integre esta mitigación de ruido, consulte nuestroSistema de monitoreo de gas Sf6Diseñado exclusivamente para entornos GIS.

A continuación, el monitoreo de descargas parciales (PD): aquí es donde la interferencia EMI afecta con más fuerza, porque la PD en sí es una pequeña señal eléctrica (nanoamperios, picoculombios) oculta en el ruido de fondo de alto voltaje. Una vez brindamos asistencia a un cliente en Texas donde su sistema de monitoreo de DP no especializado pasó por alto un DP interno crítico en una bahía GIS de 230 kV porque el sensor no tuvo en cuenta los transitorios de corriente de falla de 50 kA de la subestación. La falla eventualmente causó un apagón de 4 horas, lo que le costó a la empresa de servicios públicos $2 millones en pérdida de ingresos. Esa experiencia nos impulsó a construir nuestraSistema de monitoreo de descargas parciales en línea para Gisque utiliza dos capas de rechazo de EMI: primero, transductores de corriente de alta frecuencia (HFCT) con blindaje metálico que se conecta directamente a la carcasa conectada a tierra del GIS para aislar las señales PD del ruido externo. En segundo lugar, un algoritmo patentado que cruza las lecturas de DP con marca de tiempo con los registros de eventos de la subestación (operaciones de interruptores, activaciones de pararrayos) para filtrar picos transitorios de EMI. En las pruebas de seguimiento con ese cliente de Texas, el sistema detectó PD interno 12 meses antes de cualquier otra señal de falla, sin alertas falsas de eventos de conmutación de subestaciones.

Los pararrayos son otro componente crítico del SIG y su monitoreo (para corriente residual y corriente de fuga) también es vulnerable a EMI. Cuando un rayo cae sobre una subestación, el pararrayos desvía la corriente, generando EMI masiva que puede distorsionar las lecturas de corriente de fuga. Hemos visto a clientes utilizar sensores de corriente de fuga genéricos que leerían 5 veces el valor real durante una tormenta, lo que llevaría a reemplazos innecesarios de los pararrayos. NuestroMonitoreo de pararrayos contra sobretensionesEl sistema utiliza bobinas Rogowski con blindaje magnético para atenuar la EMI de frecuencia de los rayos, junto con carcasas resistentes a la intemperie que bloquean el ruido de RF externo. Un cliente en Florida informó que durante una tormenta de categoría 2, nuestro sistema de monitoreo de supresores de sobretensiones mantuvo una precisión de datos del 98%, mientras que el sistema genérico de una empresa de servicios públicos vecina tuvo una pérdida de datos del 70%. Esa es la diferencia entre el diseño resistente a EMI y las soluciones posteriores.

Ahora bien, quizás te preguntes: ¿existe alguna manera de eliminar por completo el impacto de la EMI? La respuesta corta es no: las subestaciones siempre tendrán ruido eléctrico, pero se puede diseñar un moderno monitoreo de condición GIS en línea para mitigarlo de manera efectiva. La clave no es simplemente comprar cualquier sistema de monitoreo; es elegir uno diseñadopara entornos SIG, no reutilizados en entornos industriales o de bajo voltaje.

Abordemos los mitos comunes que escuchamos de los administradores de activos escépticos. Mito 1: "El cableado de fibra óptica elimina la EMI, por lo que debería utilizar fibra en lugar de cobre blindado". Si bien la fibra es inmune a la EMI eléctrica, aún puede captar ruido óptico de la luz ambiental o del calor de la subestación, y es más costoso instalarla en un GIS modernizado (donde hay que perforar gabinetes metálicos). Nuestros clientes que han combinado cobre blindado para comunicaciones de sensores y fibra para backhaul obtienen lo mejor de ambos mundos: bajo costo, alto rechazo de ruido y datos confiables de larga distancia. Mito 2: "La EMI solo afecta a los sistemas cableados, por lo que el monitoreo inalámbrico es mejor". Los sistemas inalámbricos (como LoRa o Wi-Fi) son susceptibles a la EMI de RF de transmisores cercanos o equipos de control de subestaciones, y sus paquetes de datos pueden corromperse durante eventos de alta transitoria. Hemos probado opciones tanto inalámbricas como cableadas y descubrimos que los sistemas cableados reforzados con EMI tienen una disponibilidad de datos un 12% mayor en entornos de subestaciones, incluso durante las operaciones de conmutación pico.

En los últimos cinco años, nuestra base de clientes ha crecido un 35 %, principalmente gracias al boca a boca. Una importante empresa de servicios públicos en Canadá cambió de tres sistemas de monitoreo genéricos diferentes a nuestro conjunto completo de monitoreo de condición GIS en línea e informó: "Antes, pasábamos 10 horas a la semana validando alertas falsas; ahora tardamos menos de 1 hora y detectamos un defecto en el GIS que habría causado una interrupción esta primavera". Ésa es la verdadera ventaja de abordar la EMI en el monitoreo: obtiene datos precisos y procesables que le permiten planificar el mantenimiento, no reaccionar ante las fallas.

Si actualmente tiene problemas relacionados con EMI con su monitoreo de condición en línea GIS, o está buscando actualizar a un sistema diseñado para entornos de subestaciones con mucho ruido, estaremos encantados de explicarle nuestras soluciones. Nuestro equipo de ingeniería tiene experiencia in situ con instalaciones GIS de 110 kV a 500 kV y podemos proporcionar un plan de mitigación de ruido personalizado adaptado al diseño de su subestación. Ya sea que necesite monitoreo específico de SF6, detección integral de DP o seguimiento de descargadores de sobretensiones, nuestras soluciones están diseñadas para funcionar incluso en los entornos con mayor intensidad EMI. Para obtener más información sobre nuestros sistemas especialmente diseñados, incluidas nuestras herramientas especializadas de monitoreo de descargas parciales y gas SF6, explore nuestros recursos en línea o comuníquese con nuestro equipo de ventas para analizar sus necesidades específicas. Estamos aquí para ayudarlo a convertir datos de monitoreo confiables en mejoras tangibles en el rendimiento de la red.

Referencias

1. IEEE Std C37.122.1-2018, “Guía IEEE para subestaciones aisladas en gas (GIS) para sistemas de energía de alto voltaje”
2. Wang, Y., et al. (2021). "Mitigación de interferencias electromagnéticas para el monitoreo de descargas parciales en subestaciones GIS". Transacciones IEEE sobre suministro de energía, vol. 36, núm. 4, págs. 1897-1905.
3. Grupo de Trabajo A3.26 del Consejo Internacional de Grandes Sistemas Eléctricos (CIGRE). (2019). "Monitoreo de condición de aparamenta aislada en gas: mejores prácticas para la resiliencia EMI". Folleto CIGRE 762.
4. Oficina Estadounidense de Normas (ABS). (2022). "Directrices para el monitoreo del estado en línea en subestaciones de alto voltaje".