In questo 18 ottobre, 2019, foto d'archivio, Pacific Gas and Electric Company, gli operai seppelliscono le linee elettriche in Paradiso, California. Una nuova tecnologia in fase di sperimentazione da parte delle utility della California, come Pacific Gas &Electric Co. e Southern California Edison, ha lo scopo di diagnosticare i problemi prima che possano causare interruzioni di corrente o incendi. (AP Photo/Ricco Pedroncelli, File)
B. Don Russell non pensava a prevenire un incendio quando ha sviluppato uno strumento per rilevare i problemi della linea elettrica prima che causino guasti alle apparecchiature, blackout o addirittura incidenti mortali.
Il professore di ingegneria elettrica presso la Texas A&M University ha pensato che avrebbe potuto salvare una vita se la sua creazione avesse potuto impedire a qualcuno di essere fulminato da un filo sotto tensione abbattuto.
Ma la prevenzione degli incendi potrebbe essere il più grande punto di forza del suo prodotto in California e in altri luoghi che hanno subito devastanti incendi boschivi attribuiti alle apparecchiature elettriche.
"Se riusciamo a trovare le cose quando iniziano a fallire, se riusciamo a trovare cose che si stanno degradando prima che si verifichi un evento catastrofico, come una linea abbattuta che potrebbe fulminare qualcuno o l'accensione di un incendio o persino un'interruzione per i loro clienti, è una specie di Santo Graal, " ha detto Russel.
La tecnologia che definisce uno strumento diagnostico unico chiamato Distribution Fault Anticipation è ora in uso in Texas e testata in California da Pacific Gas &Electric Co. e Southern California Edison. I servizi pubblici sono stati incolpati di alcuni degli incendi più distruttivi e mortali in California.
Texas A&M ha affermato che la tecnologia sarà testata anche in Nuova Zelanda e Australia, che si sta attualmente riprendendo dagli incendi distruttivi.
Lo strumento rileva le variazioni delle correnti elettriche causate dal deterioramento delle condizioni o delle apparecchiature e avvisa gli operatori delle utility in modo che possano inviare una squadra per risolvere i problemi, ha detto Russel.
In questo 31 ottobre, 2019, foto d'archivio, un vigile del fuoco combatte un incendio noto come Maria Fire a Somis, California. Una nuova tecnologia in fase di sperimentazione da parte delle utility della California, come Pacific Gas &Electric Co. e Southern California Edison, ha lo scopo di diagnosticare i problemi prima che possano causare interruzioni di corrente o incendi. (Foto AP/Marcio Jose Sanchez, Fuoco)
Può anticipare molti problemi nelle loro fasi iniziali, a volte anni prima che causino un'interruzione, o indirizzare un'utilità in cui spegnere preventivamente i circuiti per prevenire l'innesco di incendi, che i servizi pubblici in California stanno ora facendo durante le condizioni di incendio.
Prima che la tecnologia fosse sviluppata, le aziende elettriche spesso non sapevano di avere un problema fino a quando non si verificava un guasto o un cliente non chiamava per segnalare scintille sulle linee elettriche o una perdita di elettricità.
"Il presupposto che l'utilità deve fare oggi è che sia sano finché non riceviamo una chiamata che dice che le luci di qualcuno (sono) spente, "Ha detto Russell. "A quel punto l'incendio è iniziato o l'interruzione è avvenuta o la persona è rimasta fulminata".
Pedernales Electric Cooperative Inc. che serve circa 330, 000 clienti al di fuori di San Antonio e Austin, Texas, ha iniziato a implementare il sistema dopo i test di successo iniziati nel 2015. L'utilità serve aree così rurali che prima che la tecnologia fosse installata, l'elettricità che alimenta una pompa su un pozzo potrebbe essere rimasta spenta per giorni prima di essere rilevata da un agricoltore.
I dispositivi installati nelle sottostazioni ora risolvono tutti i tipi di problemi, disse Robert Peterson, ingegnere principale per l'utilità.
"Abbiamo trovato rami di alberi sulla linea. Arresti guasti. Condensatori guasti. Collegamenti guasti, " ha detto Peterson. "E 'piuttosto sorprendente."
In California, il processo di test è appena iniziato e non ci sono ancora risultati, secondo PG&E e SoCal Edison.
Questa foto non datata fornita dal Texas A&M Engineering College mostra il professor B. Don Russell. Una nuova tecnologia in fase di test dalle utility della California ha lo scopo di diagnosticare i problemi prima che possano causare interruzioni di corrente o incendi. Russel, chi ha inventato la tecnologia, ha affermato che il software rileva i problemi sulle linee elettriche molto prima che si verifichino e potrebbe essere utilizzato per determinare quando spegnere l'elettricità per evitare l'inizio di un incendio. (Texas A&M Engineering College tramite AP)
Nel sud della California, il software gira solo su 60 di Edison 1, 100 circuiti nella zona di incendio ad alto rischio dell'utenza, che rappresenta circa un quarto dei suoi circuiti totali.
È solo uno dei numerosi strumenti che l'utilità sta testando per continuare a modernizzare il proprio sistema.
"Non esiste una pallottola d'argento, "ha detto Bill Chiu, amministratore delegato della modernizzazione della rete e della resilienza presso SoCal Edison. "Questa è davvero più una misura preventiva. ... Il punto importante è che questa sarà una delle suite di tecnologie che ci aiuterà a valutare meglio le condizioni della rete".
Chiu ha affermato che la tecnologia non era al punto in cui potrebbe essere utilizzata dall'utility per determinare dove interrompere l'alimentazione quando sono previsti venti pericolosi in condizioni di siccità. Ha anche detto che non individuerà i problemi ma può aiutare a mandare gli equipaggi più vicini alla fonte dell'attrezzatura che deve essere riparata, risparmiando tempo che verrebbe sprecato pattugliando miglia di linee elettriche.
Una domanda è se la tecnologia sia economicamente fattibile da implementare su decine di migliaia di miglia di linee elettriche, Chiu ha detto.
Con una spesa stimata tra $ 15, 000 a $ 20, 000 per circuito, potrebbe costare all'utility 22 milioni di dollari nella sua zona di incendio ad alto rischio e questo non include l'installazione, costi di esercizio e manutenzione.
È una frazione di quanto potrebbe costare un moderato incendio provocato da un'utilità, ha detto Russel.
In questo 31 ottobre, 2019, foto d'archivio, smoke from a wildfire known as the Maria Fire billows above Santa Paula, Calif. A new technology being tested by California utilities is aimed at diagnosing problems before they could cause power outages or spark wildfires. The technology invented by Texas A&M University was designed to provide greater reliability for utility customers, but its biggest selling point could be its use in preventing disasters. (Foto AP/Noah Berger, File)
PG&E, which is testing the technology in nine locations, was driven into bankruptcy protection this year while facing at least $20 billion in losses from a series of deadly and destructive wildfires in 2017 and 2018.
SoCal Edison recently agreed to pay $360 million to local governments to settle lawsuits over deadly wildfires sparked by its equipment during the last two years. That figure doesn't include lawsuits by thousands who lost their homes in those fires or family members of 21 people killed when a mudslide tore down a fire-scarred mountain. Two other people were never found.
Bluebonnet Electric Cooperative found the cost was feasible and has installed it on about a sixth of its circuits for the utility that has about 100, 000 customers in Central Texas, said Eric Kocian, chief engineer and system operations officer.
While the system has helped proactively diagnose problems and detect the cause of outages, the university team that developed it can often find problems the utility's control room operators don't detect.
Pedernales Coop is working with an analytics company to streamline the analysis of the myriad information the software evaluates to find and fix problems in a day, Peterson said.
Russell said he never had a hint the device his research team created 15 years ago would have fire prevention applications until a series of bad wildfires in Texas in 2011. They were focused on keeping power systems safe and the lights on.
"It's obvious now in today's context of the drought that we've had in California and other places, " Russell said. "Serendipitously, that's where we find ourselves today."
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