IA para la red eléctrica

El mantenimiento predictivo (MP) es una de las características más promocionadas de la red inteligente. Los sensores conectados recopilan datos que luego se utilizan para analizar en tiempo real el estado de la red. El MP no solo puede detectar problemas existentes, sino también prever fallas de los equipos. Los algoritmos de aprendizaje automático recopilan datos históricos de rendimiento e identifican patrones que permiten anticipar futuros puntos de presión. La idea es ayudar a los administradores de la red a programar el mantenimiento únicamente cuando sea necesario, lo que, en un escenario ideal, debería contribuir a reducir los tiempos de inactividad y los costos.

Unión Europea: una transición lenta

Muchos países del mundo están adoptando gradualmente tecnologías de redes inteligentes para respaldar mejor la transición hacia las energías renovables y unos recursos energéticos cada vez más distribuidos. Las empresas eléctricas europeas no son una excepción. La Comisión Europea adoptó en 2022 el Plan de Acción para la Digitalización del Sistema Energético, que contenía más de 20 medidas clave para respaldar el despliegue de redes inteligentes y favorecer la inversión en este ámbito.

Sin embargo, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) advierte en su informe de 2025 sobre la inversión energética mundial que, en Europa, “las mejoras de la red deben seguir el ritmo de la rápida expansión de la generación eléctrica de bajas emisiones. Se prevé que el gasto anual en redes supere los 70.000 millones de dólares en 2025, el doble de lo invertido hace una década”.

No obstante, continuó la agencia, “la inversión aún no ha igualado el ritmo del despliegue de energías limpias, lo que ha provocado ineficiencias como largas colas de conexión y dificultades para transportar electricidad renovable barata desde las regiones meridionales de la Unión Europea hasta las zonas de alta demanda”. Por lo tanto, uno de los principales problemas es la rápida expansión de las fuentes de generación de energía renovable sin las correspondientes mejoras en el almacenamiento y la infraestructura de red.

Chisimdiri Anyaogu, ingeniero de la empresa eléctrica irlandesa ESB, también hace una advertencia sobre la manera en que se ha implementado el MP en Europa. “Parece haber una instalación y un uso más extensos del MP en Oriente Medio, mientras que sus homólogos europeos y estadounidenses avanzan lentamente. Las diferencias de comprensión y prioridades entre las partes interesadas en el ámbito europeo —autoridades gubernamentales y regulatorias, empresas eléctricas y operadores, así como fabricantes y proveedores— generan distintas interpretaciones de los requisitos y las expectativas, implementaciones diferentes, sistemas complejos y falta de claridad sobre los costos recuperables y la penetración en el mercado”.

Por eso, afirma, “el sector se beneficiaría de normas que disipen los malentendidos y proporcionen una plataforma común para pasar de la teoría a la práctica”.

Casos de uso en Finlandia e Irlanda

Para obtener una imagen más clara de la situación en Europa, consultamos a ESB y a otra empresa eléctrica, Helen Electricity Network, con sede en Finlandia, sobre el uso que hacen de las herramientas de MP.

Helen Electricity Network es un operador de sistemas de distribución (DSO) con una visión de futuro en la ciudad de Helsinki. Según el experto de Helen Mika Loukkalahti, la empresa tiene 400.000 clientes y es el tercer mayor DSO de Finlandia. “La red eléctrica de Helsinki está altamente mallada e incluye mucha redundancia y automatización. Además, las redes de media tensión (MT) y baja tensión (BT) están completamente cableadas”, explica.

Considera que esa es la razón por la que los niveles de confiabilidad del suministro de Helen probablemente se encuentran entre los mejores de Europa. “El índice de duración media de las interrupciones del sistema (SAIDI) por cliente y año suele ser de solo dos a tres minutos”, señala Loukkalahti. También es una de las razones por las que su empresa no ha implementado plenamente el MP en toda la red, “porque no es necesario”.

MP utilizado en cables, transformadores y subestaciones

No obstante, el MP se utiliza para supervisar sistemas y equipos específicos. Los nuevos sistemas de cables de alta tensión de 110 kilovoltios (kV) que se están introduciendo han sido equipados con sensores de descargas parciales (DP) y temperatura. Helen también ha invertido en más de 10 sistemas inteligentes de vigilancia de cables para los sistemas de MT, que miden en línea las DP en los cables. Una DP es una ruptura dieléctrica localizada que no es visible cuando se produce dentro de un aislamiento sólido. Con el tiempo, puede provocar una ruptura del aislamiento, que puede desencadenar cortes de electricidad. Los sistemas de medición en línea de DP permiten a Helen prever fallas en evolución y, si es necesario, transferir el suministro eléctrico a otros sistemas.

“También hemos introducido MP para transformadores de potencia que operan entre las redes de alta y media tensión. Algunos de nuestros transformadores más antiguos ahora están equipados con analizadores de gases como parte del proceso de mantenimiento”, señala Loukkalahti. Los gases en los transformadores pueden proceder del entorno exterior o de reacciones químicas internas. Según este proveedor de equipos de ensayo eléctrico, “estos gases indican posibles problemas como sobrecalentamiento, formación de arcos o deterioro del aislamiento. Pueden ser invisibles a simple vista, pero su presencia es una señal reveladora de problemas subyacentes”.

Helen también ha automatizado subestaciones mediante dispositivos electrónicos inteligentes y comunicaciones seriales o Ethernet. “El cien por ciento de nuestras subestaciones primarias están automatizadas, al igual que un tercio de las secundarias. Los sistemas pueden predecir parcialmente sus fallas internas y enviar señales de alarma cuando se detecta un problema, lo que permite solucionarlo rápidamente”, agrega.

Ventajas y desventajas del MP

Loukkalahti considera que, en general, el MP ha sido bastante beneficioso. “El MP y su función de autosupervisión han permitido numerosos ahorros de costos. Ya no es necesario realizar el mantenimiento periódico de las subestaciones, porque las fallas se notifican inmediatamente. También hemos comprobado que la necesidad de realizar pruebas periódicas de protección mediante relés ha disminuido considerablemente. Antes realizábamos estas pruebas cada tres años, pero con el MP solo es necesario hacerlas cada ocho a 12 años”.

Además, señala Loukkalahti, “también nos ha permitido recibir alertas sobre fallas en evolución en nuestros transformadores antes de que se agraven. Asimismo, contamos con una flota de lectura automatizada de medidores (AMR), que nos ha ayudado a orientar mejor el mantenimiento hacia los medidores adecuados, así como a prever su vida útil y cuándo deberían desplegarse los medidores de próxima generación. Hemos utilizado herramientas basadas en IA para analizar, a partir de las señales AMR, la vida útil y el estado de la flota de medidores. La AMR se utiliza para la medición de energía y también para alarmas de calidad de la energía, todo ello con lectura remota”.

Sin embargo, también ha habido algunos inconvenientes, relacionados principalmente con las diferentes vidas útiles de la tecnología de redes inteligentes y los equipos de transmisión heredados. “Un ejemplo son los analizadores de gases que utilizamos para nuestros transformadores. Su vida útil ha sido de unos diez años —aunque está mejorando rápidamente hasta alcanzar entre 15 y 20 años—, mientras que los transformadores funcionan durante unos 50 años. Por lo tanto, debemos evaluar cuidadosamente el costo de utilizar estos analizadores, que debe ser inferior al ahorro que permiten obtener. Realizamos este análisis de costo-beneficio para cada nuevo sistema”, reconoce.

MP utilizado en transformadores y equipos de maniobra

ESB es el operador del sistema de distribución eléctrica (DSO), propietario de los activos de distribución (DAO) y propietario de los activos de transmisión terrestre (TAO) de Irlanda. Cuenta con 3.000 empleados que construyen y operan sistemas eléctricos de media y baja tensión, incluidas centrales eléctricas, líneas aéreas, postes y cables subterráneos en Irlanda.

La empresa está aumentando gradualmente el uso del mantenimiento predictivo para activos críticos, en particular transformadores y equipos de maniobra. “En lugar de depender exclusivamente de inspecciones basadas en intervalos de tiempo o de responder de manera reactiva a fallas y alarmas, utilizamos sensores y sistemas de supervisión en línea para recopilar continuamente datos en tiempo real de estos activos”, explica Chisimdiri Anyaogu. “Los datos adicionales, como la criticidad, la utilización y la caracterización de los activos derivada de las investigaciones de fallas, ayudan a identificar qué activos deben priorizarse para la incorporación de sensores y sistemas de recopilación de datos”, agrega.

Como resultado, ESB “ha podido prolongar la vida útil operativa de activos críticos al detectar ya varios problemas en sus primeras etapas, lo que nos ha permitido evitar interrupciones no planificadas que de otro modo habrían afectado el suministro”. El MP también ha permitido a ESB evitar costos significativos derivados de la sustitución prematura de activos eléctricos.

Motivos para adoptar el MP

La empresa decidió pasar al mantenimiento predictivo porque “los programas de mantenimiento rutinario basados en intervalos de tiempo, aunque resultaban familiares, no permitían identificar los problemas con suficiente antelación, lo que generó la necesidad de una forma más inteligente de supervisar el estado de los activos y facilitar una toma de decisiones basada en datos”.

Otro factor que impulsó el cambio fue que otras empresas competidoras del sector también estaban adoptando herramientas de MP. Y otro aspecto igualmente importante fue la creciente dispersión geográfica de los activos eléctricos, como consecuencia de la mayor dependencia de fuentes de energía renovable, como la solar fotovoltaica o la eólica, especialmente a medida que estas fuentes se expanden hacia lugares más remotos.

“Llevar equipos y personal a zonas remotas es costoso y requiere mucho tiempo, lo que ejerce presión sobre los recursos y la eficiencia. El mantenimiento predictivo, posibilitado por las capacidades de supervisión remota, ofrece una manera de gestionar con mayor eficacia estos activos dispersos geográficamente, reduce la necesidad de visitas frecuentes a los emplazamientos y nos permite priorizar las intervenciones según los datos reales sobre su estado, en lugar de hacerlo en función de la proximidad o la conveniencia del calendario”, agrega Stewart Flood, especialista en ciclo de vida de ESB.

¿Cuáles son las desventajas?

ESB se encontró con varios desafíos de implementación, algunos de ellos similares a los de Helen y relacionados con la combinación de activos heredados con herramientas digitales basadas en IA. “Nuestra red depende de una infraestructura anterior a los sistemas digitales modernos, y la incorporación de sensores de internet de las cosas y plataformas de MP a activos heredados rara vez es sencilla. En la mayoría de los casos, también estamos obligados a trabajar con plataformas impuestas por los proveedores de equipos o con protocolos específicos que limitan nuestra capacidad de integrar los datos en nuestros propios sistemas y según nuestras propias condiciones; pensemos en DVD frente a Blu-Ray o, como ejemplo más moderno, Amazon frente a Microsoft y Google”, señala Anyaogu.

El rendimiento desigual de los sensores también puede ser un problema. “En entornos de campo, los sensores pueden producir a veces lecturas inconsistentes, lo que reduce la confianza en los datos. Determinar cuándo confiar en una alerta o en una falla indicada puede llevar tiempo. Por ejemplo, los sistemas de supervisión de gases utilizados en equipos de maniobra aislados en gas proporcionaron inicialmente falsas alarmas debido a cambios en la temperatura ambiente que no estaban compensados en las primeras configuraciones”, explica Flood.

También hay que tener en cuenta el costo de implementación, así como el aspecto cultural que implica pasar a una nueva forma de trabajo, algo que no debe subestimarse.

“La inversión inicial en MP es considerable, ya que no abarca únicamente el hardware, sino también el sistema y los conocimientos especializados necesarios para interpretar los datos. Los sensores requieren mantenimiento continuo y sustituciones periódicas, lo que añade costos operativos que no siempre se prevén. Internamente, incorporar a las partes interesadas no técnicas al proceso exige un esfuerzo deliberado. El MP implica un cambio de mentalidad y la necesidad de explicar sus beneficios a quienes están fuera del ámbito de la ingeniería”, afirma Flood.

La necesidad absoluta de normas IEC y de una visión sistémica

Ambas empresas eléctricas coinciden en que las normas son indispensables para facilitar una adopción más fluida de estas nuevas herramientas basadas en IA. Helen y ESB identifican varias normas que ya se utilizan ampliamente, incluidas algunas de la serie IEC 61850, que abarca normas fundamentales para las redes inteligentes, en particular para la automatización de subestaciones. Además, ESB señala la relevancia de la IEC 60422, la norma utilizada para la supervisión y el mantenimiento de aceites aislantes y equipos eléctricos, y de la IEC 60599, que proporciona una guía para interpretar los análisis de gases disueltos y libres. Helen menciona la norma IEC 61869 para transformadores de medida.

“La IEC 62443 constituye una buena base en lo relativo a las medidas de ciberseguridad para los sistemas de automatización de procesos. Por supuesto, el ámbito de la ciberseguridad es muy amplio, y la cooperación entre los sectores de tecnologías de la información y tecnologías operativas es obligatoria”, afirma Loukkalahti.

También menciona una norma de CENELEC, la EN 50549, que define los requisitos técnicos para conectar a la red eléctrica recursos energéticos distribuidos, como inversores solares fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento en baterías.

Sin embargo, ambos también sostienen que se necesitan nuevas normas. Loukkalahti incluye en su lista de deseos una nueva norma para almacenamiento en baterías vinculada a la EN 50549. Para Anyaogu y Flood, la lista es más detallada. “Aunque existen ejemplos prácticos, como la IEC 61968, que favorece el intercambio de información entre sistemas eléctricos de potencia que respaldan funciones empresariales, el cambiante entorno basado en datos podría beneficiarse de una norma centrada en una plantilla arquitectónica general para sistemas de transmisión y distribución, tanto para operadores como para empresas eléctricas”, señala Flood.

“Existen normas como la IEC 61850, el informe técnico IEC TR 23188, que especifica el panorama de la computación de borde en la tecnología de nube, y la IEC 62443, pero no parece existir una norma integral que las vincule para la supervisión de los activos de las estaciones de alta tensión”, continúa Flood.

Algunas normas ayudan a supervisar el rendimiento de los sensores inteligentes: la IEC 60747-19-1, que aborda el esquema de control de sensores inteligentes —esquema de comunicación y control bidireccional para dispositivos sensores inteligentes—. Otra es la IEC TS 60747-19-2, que especifica sensores y fuentes de alimentación para operar sensores inteligentes de bajo consumo. Sin embargo, estas no están integradas en una plantilla de arquitectura general para la red inteligente.

El Sistema de Evaluación de la Calidad de la IEC, IECQ, uno de los cuatro Sistemas de Evaluación de la Conformidad (CA) de la IEC, propone una certificación de componentes aprobados que puede aplicarse a diversos componentes electrónicos, incluidos sensores que cumplen normas técnicas o especificaciones de clientes aceptadas dentro del sistema IECQ. Sin embargo, no es específica para la red.

Los distintos comités técnicos y sistemas de evaluación de la conformidad encargados de normalizar y evaluar las diversas tecnologías utilizadas en las redes eléctricas deben trabajar más para lograr la interoperabilidad en asuntos relevantes para la red. Parte de esta normalización a nivel de sistema ha sido asumida por el Comité de Sistemas para Energía Inteligente —SyC Smart Energy—, lo que constituye un punto de partida.

Autora: Catherine Bischofberger

La Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) es una organización mundial de miembros, sin fines de lucro, que reúne a 174 países y coordina el trabajo de 30.000 expertos de todo el mundo. Las normas internacionales de la IEC y la evaluación de la conformidad sustentan el comercio internacional de productos eléctricos y electrónicos. Facilitan el acceso a la electricidad y verifican la seguridad, el rendimiento y la interoperabilidad de dispositivos y sistemas eléctricos y electrónicos, incluidos, por ejemplo, dispositivos de consumo como teléfonos móviles o refrigeradores, equipos de oficina y médicos, tecnologías de la información, generación de electricidad y mucho más.