Las fugas de gas suelen ser invisibles a simple vista y pueden producirse en cualquier punto de una tubería u otra infraestructura. Dependiendo del gas de que se trate, una fuga puede suponer desde una pérdida de beneficios hasta un peligro extremo para la seguridad de las personas y la salud del medio ambiente. Dado que una fuga de gas en un lugar inesperado puede ser difícil o casi imposible de detectar con herramientas como los olfateadores de gas (sniffers), muchas empresas de servicios públicos están recurriendo a las imágenes ópticas de gas (OGI) para detectar mejor las fugas.
Una empresa de servicios públicos que ha adoptado el uso de la tecnología de imagen óptica de gases es ČEPS a.s., con sede en Praga (República Checa). Es el único operador checo de sistemas de transmisión y se encarga del mantenimiento y la mejora de 39 subestaciones con 68 transformadores. Casi todos los disyuntores, transformadores de corriente, transformadores de tensión y subestaciones aisladas con gas de la red de distribución utilizan hexafluoruro de azufre (gas SF6) como aislante.
El gas SF6 es el aislante más utilizado en los equipos de alta tensión de todo el mundo. Sin embargo, también es un gas de efecto invernadero muy potente, por lo que cualquier fuga en los equipos puede poner en peligro la continuidad de la distribución de energía y tener consecuencias para el medio ambiente. Para limitar estos impactos negativos, las empresas de servicios públicos pueden detectar fugas de SF6 con una cámara óptica de imágenes de gas como la FLIR G306.
“Detectar fugas de SF6 en una fase temprana ayuda a evitar averías y garantiza la continuidad en la distribución de energía”, explica Milan Sedláček, jefe del Departamento de Mantenimiento de Alta Tensión de ČEPS a.s.
“Probamos una cámara óptica de formación de imágenes de gas en un transformador de corriente que tenía una fuga de SF6 e inmediatamente nos dimos cuenta de su potencial”, afirma Sedláček. “Habíamos intentado sin éxito detectar la fuga con otros medios, pero con la cámara óptica de imágenes de gas conseguimos averiguar dónde estaba el problema. Tras esta demostración sorprendentemente satisfactoria, compramos la cámara y no nos hemos arrepentido de esa decisión. Ha demostrado ser muy eficaz incluso a los pocos meses de uso”.
OLFATEADORES DE GAS VERSUS CÁMARAS OGI
Como el SF6 es incoloro, inodoro y no inflamable, es casi imposible detectarlo a simple vista. Una herramienta muy utilizada para detectar este gas invisible es el llamado “sniffer”, un dispositivo que mide la concentración de un determinado gas en un solo lugar y genera una lectura de la concentración en partes por millón (ppm).
Aunque estas herramientas son útiles, su aplicación es limitada, según Sedláček. “Un sniffer sólo detecta fugas de gas en un punto. Esto significa que es muy fácil pasar por alto una fuga. El transformador de corriente que utilizamos para probar la cámara óptica de detección de gases es un buen ejemplo. Sabíamos que tenía fugas, ya que necesitábamos rellenarlo con SF6 cada seis u ocho meses aproximadamente, pero no podíamos localizar la fuga con los olfateadores. Con la cámara pudimos localizar la fuga muy rápidamente”, explica.
Las fugas de SF6 en equipos eléctricos pueden producirse por errores de instalación, alteraciones durante el mantenimiento planificado o fallos de las piezas de sellado por envejecimiento. Las vías de fuga más comunes en los equipos de distribución eléctrica son las bridas, los casquillos, los discos de ruptura y los vástagos de las válvulas.
“Siempre que las fugas se limiten a los lugares donde se espera que se produzcan, los olfateadores pueden ser muy útiles, pero las fugas suelen producirse en lugares inesperados”, explica Sedláček. “En el caso del transformador de corriente que utilizamos para probar la cámara óptica de imágenes de gas, la fuga se produjo en el material del cabezal del transformador de corriente, no en un lugar donde se unían dos piezas, donde se sospecharía una fuga”, continúa Sedláček. “Nunca habríamos podido encontrar el lugar de la fuga con un detector de fugas. Los olfateadores solo proporcionan una medición puntual, mientras que la cámara óptica de imágenes de gas ofrece una visión general de todo el transformador de corriente u otra pieza del equipo que se esté inspeccionando.”
VENTAJAS DE LAS OGI
Según Sedláček, la principal ventaja de la imagen óptica de gases frente a otros métodos es el rango de detección. “Con un sniffer hay que estar a unos pocos milímetros del lugar de la fuga para detectar la fuga de SF6, pero hemos descubierto que la cámara óptica de imágenes de gas puede detectar pequeñas fugas a seis metros, por lo que puede utilizarse con seguridad mientras el equipo está en carga. Esto significa que no se requiere tiempo de inactividad para la inspección, lo que supone una gran ventaja para nosotros”.
Otra ventaja es la mayor velocidad de inspección. “Utilizar olfateadores para detectar fugas de gas lleva mucho tiempo. Hay que sostener físicamente el sensor junto a cada posible lugar de fuga”, explica Sedláček. “Con la cámara óptica de imágenes de gas, se puede escanear todo un equipo de una sola vez. Y como tiene unas dimensiones y un peso similares a los de una cámara de vídeo normal, es fácil de usar sobre el terreno.”
Una función especial de la cámara que Sedláček utiliza a menudo es el modo de alta sensibilidad (HSM): una técnica de procesamiento de vídeo por sustracción de imágenes que mejora eficazmente la sensibilidad térmica de la cámara. El HSM sustrae un porcentaje de las señales de píxeles individuales de los fotogramas del flujo de vídeo de los fotogramas siguientes. Esto realza las diferencias entre fotogramas, lo que hace que las fugas destaquen más claramente en el vídeo resultante.
Según Sedláček, la decisión de invertir en una cámara óptica de imágenes de gas fue acertada. “Nos permite encontrar y, por tanto, reparar fugas de gas rápidamente, lo que ahorra dinero que de otro modo se gastaría en rellenar con SF6, y lo hace sin necesidad de tiempos de inactividad mientras encontramos las fugas”, afirma.
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