B. Don Russell tänkte inte på att förhindra en skogsbrand när han utvecklade ett verktyg för att upptäcka problem med kraftledningar innan de orsakar utrustningsfel, strömavbrott eller till och med dödliga olyckor.

Elektroteknikprofessorn vid Texas A&M University tänkte att han kunde rädda ett liv om hans skapelse kunde förhindra att någon elektricerades av en strömförande ledning.

Men brandförebyggande kan vara hans produkts största försäljningsargument i Kalifornien och andra platser som har upplevt förödande vildmarksbränder som skylls på elektrisk utrustning.

"Om vi ​​kan hitta saker när de börjar misslyckas, om vi kan hitta saker som håller på att förnedras innan en katastrofal händelse inträffar, t.ex. en nedlagd ledning som kan elektrocutera någon eller en brand som startar eller till och med ett avbrott för deras kunder, det är typ den heliga gralen, " sa Russell.

Tekniken han fakturerar som ett unikt diagnostiskt verktyg som kallas Distribution Fault Anticipation används nu i Texas och testas i Kalifornien av Pacific Gas &Electric Co. och Southern California Edison. Verksamheten har fått skulden för några av de mest destruktiva och dödligaste bränderna i Kalifornien.

Texas A&M sa att tekniken också kommer att testas i Nya Zeeland och Australien, som just nu rasar av destruktiva skogsbränder.

Verktyget upptäcker variationer i elektriska strömmar orsakade av försämrade förhållanden eller utrustning och meddelar elnätsoperatörer så att de kan skicka en besättning för att åtgärda problemen, Sa Russell.

Det kan förutse många problem i deras tidiga skeden – ibland år innan de orsakar ett avbrott – eller dirigera ett verktyg vart det i förebyggande syfte ska stänga av kretsar för att förhindra gnistrande skogsbränder, vilket verktyg i Kalifornien nu gör under brandförhållanden.

Innan tekniken utvecklades, Elföretagen visste ofta inte att de hade problem förrän det uppstod ett fel eller en kund ringde för att rapportera gnistor på kraftledningar eller strömavbrott.

"Antagandet som verktyget måste göra idag är att det är hälsosamt tills vi får ett samtal som säger att någons lampor (är) släckta, "Sade Russell. "Vid det laget har branden startat eller avbrottet har inträffat eller personen är elektricerad."

Pedernales Electric Cooperative Inc. som betjänar cirka 330, 000 kunder utanför San Antonio och Austin, Texas, började implementera systemet efter framgångsrika tester som började 2015. Verksamheten betjänar områden så landsbygden att innan tekniken installerades, elektricitet som driver en pump på en brunn kunde ha varit avstängd i flera dagar innan den upptäcktes av en bonde.

Enheterna som är installerade på transformatorstationer felsöker nu alla typer av problem, sa Robert Peterson, huvudingenjör för kraftverket.

"Vi har hittat trädgrenar på linjen. Felaktiga avledare. Felaktiga kondensatorer. Felaktiga anslutningar, " sa Peterson. "Det är ganska fantastiskt."

I Kalifornien, testprocessen har precis börjat och det finns inga resultat än, enligt PG&E och SoCal Edison.

I södra Kalifornien, programvaran körs på bara 60 av Edisons 1, 100 kretsar i elverkets högriskbrandzon, som står för ungefär en fjärdedel av dess totala kretsar.

Det är bara ett av flera verktyg som verktyget testar för att fortsätta att modernisera sitt system.

"Det finns ingen silverkula, sade Bill Chiu, verkställande direktör för nätmodernisering och resiliency på SoCal Edison. "Detta är egentligen mer av en förebyggande åtgärd. ... Den viktiga punkten är att detta kommer att vara en av de teknologier som kommer att hjälpa oss att bättre bedöma nätets tillstånd."

Chiu sa att tekniken inte var vid den punkt där den kunde användas av verktyget för att bestämma var man ska stänga av strömmen när farliga vindar förutses under torra förhållanden. Han sa också att det inte kommer att lokalisera problem men kan hjälpa till att skicka besättningar närmare källan för utrustning som måste fixas, spara tid som skulle slösas bort på att patrullera mil med kraftledningar.

En fråga är om tekniken är ekonomiskt genomförbar att distribuera över tiotusentals miles av kraftledningar, sa Chiu.

Till en kostnad som uppskattas till mellan $15, 000 till $20, 000 per krets, it could cost the utility $22 million in its high-risk fire area and that doesn't include installation, operation and maintenance costs.

That's a fraction of what a moderate wildfire sparked by a utility could cost, Sa Russell.

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, sa Peterson.

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."

© 2019 Associated Press. Alla rättigheter förbehållna.