REP en Alta Tensión ed. 1

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Carlos Tapia - Félix Arroyo Helmer Hernández - Javier Gutiérrez

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Edición General

Coordinación de Comunicaciones Red de Energía del Perú

Comité Editorial

Félix Arroyo, Javier Gutiérrez, Helmer Hernández, Carlos Tapia, Genaro Susanibar, Antonio Vallejos

REP en Alta Tensión Año 1, número 1.

Hecho el Depósito Legal N° 2015-02386 Editado por: Red de Energía del Perú Avenida Juan de Arona N°720. Oficina 601. San Isidro, Lima-Perú.

Impreso en: Ediciones Nova Print SAC Jr. Ignacio Merino 1546. Lince, Lima- Perú Marzo 2015 “La revista REP en Alta Tensión pretende ser una herramienta técnica, que recoge la experiencia, el conocimiento y la opinión de los colaboradores de REP. Por ello, las propuestas de los artículos contenidos podrían ser distintas a las prácticas implementadas por las empresas que conforman Interconexión Eléctrica S.A., -ISA”.

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EDITORIAL

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A nombre de Red de Energía del Perú (REP), me llena de orgullo presentarles el primer número de la revista trimestral REP en Alta Tensión.

Carlos Mario Caro Gerente General de Red de Energía del Perú, Consorcio Transmantaro e ISA Perú

REP gestiona dos importantes empresas del sector energético: Consorcio Transmantaro (CTM) e ISA Perú. Las tres son empresas de Interconexión Eléctrica S.A. -ISA- y cuentan con una red de subestaciones eléctricas de más de 9,000 kilómetros de líneas que recorren 20 regiones del Perú, usando la más moderna tecnología.

ISA es una empresa multilatina que cuenta con 33 empresas y cuatro negocios en ocho países.

ISA, desde su fundación, hace casi cinco décadas, avanza con hechos de futuro en sistemas de infraestructura que garantizan la eficiencia en los negocios de transporte de energía, concesiones viales, transporte de telecomunicaciones y gestión inteligente de sistemas de tiempo real, y aseguran la disponibilidad de servicios estratégicos para los países, sus industrias y su gente.

REP en Alta Tensión busca difundir el conocimiento en los procesos de construcción, operación y mantenimiento especializados de redes de transmisión de energía eléctrica en alta tensión, buscando una transmisión permanente con excelencia.

REP en Alta Tensión busca llegar a profesionales del sector público y privado, al mundo académico, a los centros de investigación, especialistas, estudiantes de distintas especialidades y a profesionales en formación.

A través de esta revista, queremos que los profesionales más calificados conozcan REP y se animen a formar parte de la empresa líder en transmisión de energía eléctrica del Perú, que tiene la concesión del 78% del mercado de transmisión. En REP encontrarán un excelente clima laboral y un espacio de desarrollo profesional técnico y de gestión único en el país.

En este primer número les ofrecemos diversos temas vinculados a la gestión, infraestructura y tecnología a propósito del trabajo que realiza REP en la transmisión de energía eléctrica. ¡Esperamos que lo disfruten!

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PRÓLOGO

Red de Energía del Perú (REP) es la empresa líder en transmisión de energía eléctrica del Perú. Se especializa en la construcción, operación y mantenimiento de redes de transmisión de energía eléctrica en alta tensión.

A la fecha, REP: • Opera 63 subestaciones eléctricas.

• Cuenta con más de 9,000 kilómetros de líneas que recorren 20 regiones del Perú.

• Gestiona dos importantes empresas del sector: Consorcio Transmantaro (CTM) e ISA Perú. Las tres son empresas que tienen como accionista principal a Interconexión Eléctrica S.A. -ISAAccionistas: ISA ISA, desde su fundación, hace casi cinco décadas, avanza con hechos de futuro en sistemas de infraestructura que garantizan la eficiencia en los negocios de transporte de energía, concesiones viales, transporte de telecomunicaciones y gestión inteligente de sistemas en tiempo real, y aseguran la disponibilidad de servicios estratégicos para los países, para sus industrias y su gente.

Orientada a las mejores prácticas, ISA adopta metas sostenibles con intenciones transformadoras, buscando conciliar la experiencia y la eficacia empresarial con el desarrollo de la sociedad.

Grupo Energía de Bogotá El Grupo Energía de Bogotá es uno de los grupos empresariales más importantes de

Colombia. Está dedicado al sector energético y tiene presencia internacional, en países como Perú y Guatemala. El núcleo de negocio del Grupo es el transporte y distribución de energía (electricidad y gas natural), y cuenta con participaciones importantes en diferentes empresas del sector energético.

Tiene más de 100 años de experiencia en el sector eléctrico y 22 en el sector del gas natural.

REP, un buen lugar para trabajar El desarrollo integral del colaborador es una parte fundamental de la misión empresarial de REP. Por ello, sus pilares corporativos fomentan el desarrollo profesional y personal de todo su equipo humano.

La gestión del talento humano abarca temas fundamentales que inciden en el balance de vida de los colaboradores, como son la educación, salud, reconocimiento, aprendizaje y bienestar en el marco de los valores que vive la empresa: Ética, Responsabilidad Social, Innovación y Excelencia.

Principales logros: El 2014 fue un año muy satisfactorio, debido a que REP puso en operación comercial proyectos importantes, gestionó sus operaciones con rigurosidad y excelencia, tal como lo viene haciendo a partir de su constitución, y principalmente alineada a su estrategia de estrategia de crecimiento. En el 2014 logró concentrar acuerdos para CTM e ISA Perú que generarán USD 14.3 millones de ingresos adicionales por año: • Ingreso al Sistema Interconectado Peruano de cuatro proyectos y seis ampliaciones en los tiempos estipulados por el gobierno,

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•

• •

• •

•

•

brindando una calidad reconocida.

Preparación de las empresas en todos los procesos de operación, mantenimiento y soporte para concesiones de 30 años y más de 8,000 km de líneas de transmisión.

Liderazgo del proceso de emisión de bonos internacionales por 450 millones de dólares.

Acreedor por segunda vez del “Índice de Buen Gobierno Corporativo”, reconocimiento otorgado por la Bolsa de Valores de Lima.

Distinción de la American Chamber a REP, ganando la certificación de Buen Empleador.

Adjudicación de la Buena Pro del proyecto “Línea de Transmisión 500 kV Mantaro – Marcona – Socabaya – Montalvo y Subestaciones asociadas”, mayor obra de transmisión licitada en el Perú.

Adjudicación del proyecto LT 220 kV Planicie – Industriales. Esta concesión suscrita con el Estado Peruano generará USD 5.4 MM anualmente por 30 años y se desarrollará dentro de la zona urbana de Lima, con una longitud aproximada de 16.6 km (11.7 km en tramo aéreo y 4.9 km de tramo subterráneo) y una capacidad de 400 MVA por circuito.

Adjudicación del proyecto LT 220 kV Friaspata – Mollepata y SE Orcotuna. Esta concesión suscrita con el Estado Peruano generará USD 5.7 MM anualmente por un plazo de 30 años.

Proyecciones de inversión: REP está enfocada en atender el crecimiento de la transmisión en Perú y garantizar un servicio de transmisión confiable y de calidad que interconecta la demanda creciente de energía eléctrica y las centrales de generación eléctrica.

En tal sentido, REP elabora cada dos años el estudio Plan de Expansión de la Transmisión, en cumplimiento de lo establecido en su contrato de concesión, cuyos resultados son propuestas de Ampliación y otros proyectos recomendados para el sistema. Adicionalmente, REP sigue muy de cerca el Plan Vinculante de Transmisión que es elaborado por el COES y aprobado por el MEM cada dos años.

Para el 2015, REP tiene previsto lograr acuerdos con el MEM por proyectos de Ampliación al sistema bajo su concesión. Adicionalmente, en base a

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su rol de centro gestor de CTM, participará en las licitaciones internacionales promovidas por ProInversión y atenderá propuestas de conexiones para terceros. A continuación, se indican algunos de estos negocios mencionados: Ampliaciones en REP: • Subestación Puno Compensación Capacitiva 2X7.0 MVAR en 60 kV. • Subestación Ica Transformador 220/60/10 kV 100 MVA y Cambio de Confign 60 kV. • Subestación Paramonga Nueva Transformador 220/66/10kV y cambio de configuración de barras 66 kV. • Cambio de configuración Subestación Combapata 138 kV. • Cambio de configuración Subestación Huancavelica 220 kV. • Cambio Configuración SE Cotaruse (Concesión Mant-Soc).

Licitaciones ProInversión: • LT 220 kV Azángaro-Juliaca-Puno.

• Subestación Carapongo 500/220 kV y enlaces de conexión.

A la fecha, REP, CTM e ISA Perú han realizado inversiones en ampliaciones, nuevas concesiones y conexiones para terceros por un valor aproximado de USD 1100 MM y se prevé participar en nuevos proyectos que podrían ascender a USD 1000 MM entre el 2015 y 2018.

Gracias a la importante participación de mercado de las tres empresas, se tienen ventajas comparativas muy importantes que permiten a ISA continuar invirtiendo en el Perú y desarrollando proyectos exitosos. En términos generales, se han logrado niveles de eficiencia operativa que, junto con la capacidad financiera de las empresas, convierten a ISA en un gran socio para el país y para las empresas que utilizan nuestros servicios.

Inversiones en nuevas construcciones de REP y CTM (millones de USD)

320

1,422

280

36

240 200 160 120 80

42 43 161

196

37

442

630

204

151

40

758

906

1,186

51

244

2011

2012

CTM

1,500 1,100 900

20 109

2013

1,700 1,300

0

REP

500 0

96 2014

700

236

57

2010

1,479

2015P

2016P

2017P

Acum. 2010-2017

300 100 -100

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MANDO SINCRONIZADO EN INTERRUPTORES PARA MINIMIZAR LOS FENÓMENOS TRANSITORIOS DE MANIOBRA

Félix Arroyo Ingeniero de Mantenimiento EPA. Departamento de Gestión del Mantenimiento Red de Energía del Perú farroyo@rep.com.pe

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RESUMEN Las maniobras de los interruptores causan transitorios, tales como sobretensiones y/o sobrecorrientes en el sistema, los cuales no siempre pueden ser tolerados. La magnitud del transitorio depende del equipo o sistema maniobrado y del valor instantáneo de la onda de tensión o de corriente en el momento en que se realice la maniobra.

La energización de bancos de condensadores, reactores shunt, transformadores de potencia y líneas en vacío puede causar transitorios de sobretensiones elevadas o corrientes de inrush elevadas. Por otro lado, la desenergización de cargas capacitivas, filtros de armónicos o reactores en derivación, puede producir recebados o reencendidos, que resultan en impulsos de tensión progresivos, estos transitorios son peligrosos para el interruptor y los equipos del sistema.

Actualmente existen dispositivos convencionales para reducir estas anormalidades, como resistencias de preinserción, reactores de amortiguación o descargadores de sobretensión que limitan la magnitud y efecto de los transitorios de maniobra, sin embargo, estos dispositivos son costosos y, en algunos casos, resultan ineficaces o inseguros, siendo el relé de mando sincronizado el método más eficaz para minimizar los fenómenos transitorios de maniobra.

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INTRODUCCIÓN El equipo de mando sincronizado (EMS) es un dispositivo basado en tecnología de microprocesadores, programado para determinar según el equipo a ser maniobrado, las condiciones óptimas de los valores instantáneos de corriente o tensión bajo las cuales se debe realizar la maniobra, de modo que, permita minimizar el fenómeno transitorio y su efecto sobre la red. En un interruptor sin equipo de mando sincronizado, las tres fases operan casi en el mismo instante y dado que el instante de maniobra es aleatorio, las maniobras de cierre o apertura pueden someterlo a esfuerzos que reducen su vida útil.

Para lograr el objetivo, el EMS realiza las siguientes funciones: • Monitorea la tensión o la corriente del sistema al cual se encuentra asociado el interruptor a ser maniobrado.

• Retrasa la orden de maniobra dada por el operador hasta el instante en el cual se presenten condiciones óptimas de operación para que los transitorios sean mínimos.

Es de anotar que esta maniobra se realiza en un lapso de tiempo muy corto y resulta casi imperceptible para el operador; adicionalmente, la utilización del equipo de mando sincronizado no es aplicable para los comandos provenientes de los equipos de protección ya que, por velocidad de operación y confiabilidad del sistema, dichos comandos deben ejecutarse directamente sobre las bobinas de disparo del interruptor. a b c Iref

Cout

Oout

Uref Equipos de mando sincronizado (EMS)

Cin Oin

Carga

Figura 1. Arquitectura funcional del equipo de mando sincronizado.

1. CARACTERÍSTICAS DE LOS INTERRUPTORES PARA TRABAJAR CON EQUIPOS DE MANDO SINCRONIZADO Para que la aplicación de los relés de mando sincronizado sea exitosa, el interruptor debe cumplir con lo siguiente: Que sea de mando unipolar o que, en su defecto, posea un desplazamiento mecánico fijo entre los tres polos que permita la acción de cada polo en el instante requerido. En este último caso el interruptor solamente resulta apto para la maniobra del tipo de equipo para el cual se diseñó.

Que el tiempo de operación del interruptor permanezca aproximadamente constante en el tiempo y no varíe considerablemente de una maniobra a otra.

2. PARÁMETROS QUE AFECTAN LOS TIEMPOS DE OPERACIÓN DEL INTERRUPTOR El tiempo de operación de cada polo del interruptor durante las maniobras de apertura y cierre depende de los siguientes factores: • La temperatura ambiente: es el parámetro de influencia más complejo. La resistencia eléctrica de las bobinas de operación, la viscosidad del aceite y la presión del gas SF6 dependen de la temperatura. Además, las barras de operación y las porcelanas se expanden. Todos estos parámetros influyen en el tiempo de operación de diferente forma.

• Tensión de alimentación de bobinas del interruptor: con una tensión de control reducida en la bobina de operación hay menos energía disponible para cambiar los mandos de control eléctricos a una acción mecánica. El tiempo de operación aumenta. (Válido para todo tipo de mandos de operación.)

• La presión hidráulica: cambiando la presión hidráulica a mandos hidráulicos, la energía disponible para efectuar el movimiento de maniobra cambia.

Al procesar un comando de operación del interruptor, el equipo de mando sincronizado tomará en cuenta estos factores.

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3. OPERACIÓN DE CIERRE SINCRONIZADO El ciclo de cierre se realiza de la siguiente manera: V

i 7

2

1

Tdelay

3

4

8 T prearc

1. Orden de desconexión (sala de control).

2. Reconocimiento del paso por cero de la corriente.

3. Tiempo de retardo.

4. Comando controlado en el disparador de APERTURA. 5. Tiempo de apertura (compensado por temperatura, tensión de bobinas y presión hidráulica).

6. Separación del contacto.

7. Tiempo de arco.

8. Final del flujo de la corriente.

5. CASOS TÍPICOS DE APLICACIÓN DE EQUIPOS DE MANDO SINCRONIZADO

5

Tbrearc =f(g,p UDc)

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6

5.1 Energización de bancos de condensadores

Figura 2, ciclo de cierre sincronizado.

1. Orden de conexión (sala de control).

2. Reconocimiento del paso por cero de la tensión.

3. Tiempo de retardo.

4. Comando controlado en el disparador de CIERRE. 5. Tiempo de cierre (compensado por temperatura, tensión de bobinas y presión hidráulica).

6. Cierre del contacto.

7. Inicio de flujo de corriente.

8. Tiempo de prearco.

4. OPERACIÓN DE APERTURA SINCRONIZADO

El método tradicional para controlar la corriente de energización de un condensador ha sido la colocación de un reactor en serie; sin embargo, esta función puede ser ahora realizada de manera más efectiva por los equipos de mando sincronizado.

En el momento de la energización de un condensador descargado, este se comporta como un cortocircuito, por lo que al aplicarle la tensión del sistema aparece un transitorio de corriente cuya magnitud está dada por la expresión: i=C dV dt Donde: C = capacitancia del banco de condensadores.

El ciclo de cierre se realiza de la siguiente manera: dV/ dt= Variación de la tensión con respecto al tiempo.

V

i 2

1

8

Tdelay 3

4

Tbrearc =f(g,p UDc)

5

7

Tarc

6

Figura 3, ciclo de apertura sincronizado

De acuerdo con esto, la energización del condensador deberá realizarse cuando la tensión aplicada a él sea cero. Las dos aplicaciones más comunes para la energización de condensadores son: a. Energización de bancos de condensadores en derivación conectados en estrella con neutro puesto a tierra En este caso, cada una de las fases del banco está sometida a la tensión fase-tierra del sistema por lo que cada uno de los polos del interruptor deberá cerrar cuando las correspondientes tensiones de fase cruzan por cero.

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Las fases deben cerrar a intervalos de 60°eléctricos cuando su valor instantáneo esté cruzando por cero y en secuencia reversa a las fases del sistema.

Suponiendo que el voltaje de referencia se toma en la fase a, la secuencia de cierre sería a-c-b: cierra fase a 2,8 ms después cierra la fase c y finalmente 5,6 ms después cierra la fase b. b. Energización de bancos de condensadores en derivación con conexión en estrella y neutro flotante En este caso, la tensión de cada una de las fases del banco está referida a la tensión fase-fase y la secuencia de la maniobra debe ser tal que, se deben cerrar dos fases simultáneamente cuando poseen el mismo valor de tensión instantánea. 90°eléctricos después se cierra la tercera fase en el cruce por cero. Suponiendo que el voltaje de referencia se toma en la fase a, la secuencia de cierre sería bc-a: cierre fases b y c, 4,2 ms después cierra la fase a.

5.2 Energización de transformadores de potencia La maniobra con el equipo de mando sincronizado debe garantizar el cierre de la primera fase cuando la onda de tensión se encuentra en su valor máximo para que la corriente de magnetización y el flujo sean nulos en el instante del cierre. El cierre de las dos fases restantes dependerá del tipo de transformador según sea tipo núcleo o acorazado, banco monofásico o trifásico y el grupo de conexión de los devanados.

A continuación se muestra la secuencia de energización para un transformador trifásico, tipo núcleo, con el devanado primario conectado en estrella aterrizada.

Se debe cerrar la primera fase cuando esté en su valor máximo de tensión para que la corriente y el flujo sean nulos en el momento del cierre, se deben cerrar las dos fases restantes 90°eléctricos después. Suponiendo que el voltaje de referencia se toma en la fase a, la secuencia de cierre sería a-bc: cierra fase a, 4,2 ms después cierran las fases b y c.

5. 3 Apertura de reactores Durante la maniobra de apertura de reactores se presentan los siguientes fenómenos: La corriente en un reactor posee un valor muy pequeño comparado con la corriente de carga de una línea o de un transformador, por lo que esta corriente generalmente está muy por debajo de los valores

de la corriente nominal de los interruptores. Con los nuevos mecanismos de extinción de corriente en los interruptores es posible que, al abrir una corriente de un reactor, esta se extinga antes de su cruce natural por cero (chopping).

El segundo fenómeno ocurre porque en el momento de la desenergización de un reactor, la corriente que circula por él disminuye súbitamente. La bobina genera un flujo de gran magnitud en el sentido contrario al flujo que posee, generándose una gran sobretensión de acuerdo con la siguiente expresión.

V=-L di/dt=-N dØ/dt Donde: V = Sobretensión L = Inductancia del reactor N = Número de espiras di/dt = Variación de corriente con respecto al tiempo. dØ/dt = Variación de flujo con respecto al tiempo.

Esta maniobra puede conllevar a la reignición del arco entre los contactos del interruptor debido a la sobretensión generada entre ellos.

La maniobra sincronizada de reactores debe realizarse garantizando que se temporice la orden de apertura de manera que, en el próximo cruce por cero de la corriente, los contactos se encuentren suficientemente separados para soportar la sobretensión generada entre ellos TRV y así evitar la reignición. Pero, asimismo, debe garantizarse que el inicio de la separación de los contactos no se presente muy lejos del próximo cruce de la corriente por cero, puesto que los contactos pueden llegar a tener una separación tal que el arco se rompa antes de dicho cruce por cero y presentarse el fenómeno del corte de corriente, el cual a su vez da lugar a grandes sobretensiones en el sistema.

Dos casos típicos de desenergización de reactores son: a. Desenergización de bancos de reactores trifásicos, tipo núcleo conectados en estrella con neutro puesto a tierra En este caso, la corriente se interrumpe en secuen-

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cia inversa de fases con la segunda fase 30° eléctricos después de la primera y la tercera 90° eléctricos después de la segunda. Suponiendo que el voltaje de referencia se toma en la fase b, la secuencia de apertura sería b-a-c: apertura fase b 2,8 ms después apertura fase a y 2,8 ms después apertura fase c. b. Desenergización de bancos de reactores trifásicos, tipo núcleo, conectados en estrella con neutro flotante En este caso, la corriente se interrumpe inicialmente en una fase y 90° eléctricos después, simultáneamente, en las otras dos fases. Suponiendo que el voltaje de referencia se toma en la fase a, la secuencia de apertura sería a-bc: apertura fase a 4,2 ms después apertura las fases b y c.

6. RESUMEN DE CASOS TÍPICOS DE APLICACIÓN DE EQUIPOS DE MANDO SINCRONIZADO Carga Modo Maniobra Uref +0o Uref +120o

Uref f + 240o neutro Fase(a) Fase(b) Fase(c)

Angulo Tiempo Angulo Tiempo Angulo Tiempo

O O O ( ) (ms) ( ) (ms) ( ) (ms) C A P AC I OT R

T R A F O

R E A C T O R

a tierra Cierre

0o O 120O 5.8 80o 2.8

aislado Cierre 180o 8.3 90o 4.2 90o 4.2 a tierra Cierre

90o 4.2 180o 8.3 180o 8.3

aislado Cierre 90o 4.2 0o 0 0o 0 a tierra Apertura 90o 4.2 30o 1.4 150o 6.9 aislado Apertura 90o 4.2 180o 8.3 180o 8.3

Cuadro 1, Resumen de casos típicos de aplicación de equipos de mando sincronizado.

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7. VENTAJAS DEL USO DE EQUIPOS DE MANDO SINCRONIZADO El uso de equipos de mando sincronizado presenta claras ventajas: • E l i n c r e m e n t o d e c o n f i a bilidad del interruptor de bido a que el equipo no se encuentra sometido a transitorios de corriente o tensión que deterioran a la cámara.

• Reducción de costos de mantenimiento del interruptor.

• Valores elevados de sobretensión en la conmutación pueden ser erróneamente interpretados como falla por algún relé de protección desconectando alguna línea. Aunque los dispositivos modernos de protección están preparados par a c uidar e s t a s situacio nes, la conmutación controlada permite mayor calidad y confiabilidad del sistema.

• Cuando las maniobras de conmutación son factores determinantes para la especificación de los pararrayos de óxido metálico MOV, la conmutación controlada permite la selección de pararrayos con un menor nivel de disipación de energía.

• La reducción de sobretensiones de maniobra conseguida con la conmutación controlada reduce el esfuerzo dieléctrico en los arrollamientos del reactor de compensación y permite una expectativa de tiempo de vida mayor del mismo. El mismo análisis puede ser extendida a los transformadores.

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CONCLUSIONES

• En general los transitorios de maniobra más severos se presentan en las energizaciones de bancos de condensadores, transformadores y desenergizaciones de reactores, por lo que se recomienda el u so de interruptores con mando sincronizado.

REFERENCIAS [1] [2]

[3] [4] [5]

• Los efectos de sobretensiones durante la energización de líneas son debido, en su mayoría, al efecto Ferranti. El uso del relé de mando sincronizado no evita estas sobretensiones. Por lo tanto, su utilización no se justifica, lo recomendable es el uso de resistencias de preinserción para la energización de línea largas.

IEC 62271-100. High-voltage alternating current circuit breakers, Edition 2.1 2012-09.

CIGRE WG13.04, “Shunt Capacitor Bank Switching-Stresses an Test Methods”, 1st Part: Electra No 182, February 1999 – 2nd Part: Electra No 183, April 1999.

IEEE Standard C37.015 – 1993 “IEEE Application Guide for Shunt Reactor Switching” CIGRE WG13.07, “Controlled Switching of HVAC Circuit Breakers”, 1st Part: Electra No 183, April 19992nd Part: Electra No 185, August 1999.

GREENWOOD, Allan. “Electrical Transients in Power Systems” Second Edition. Ed. John Willey and Sons, INC. New York. 1991.

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PRUEBAS COMPLEMENTARIAS EN INTERRUPTORES DE POTENCIA Y SU IMPORTANCIA EN LA DETERMINACIÓN DE CONDICIÓN DE ESTADO

Carlos Tapia Gestor de Proyectos.

Gerencia de Proyectos Red de Energía del Perú ctapia@rep.com.pe

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RESUMEN Mostrar pruebas adicionales a las que normalmente se vienen efectuando a los interruptores de potencia instalados en la concesión de REP. No todos los interruptores tienen un mismo desempeño de operación. Existen interruptores de línea, celda llegada transformadores de potencia, de celdas reactores, banco de capacitores, alimentadores de distribución, entre otros.

Dentro de los activos en REP se cuenta con equipos analizadores de interruptores y se desea optimizar su uso para complementar pruebas adicionales a las establecidas. Estas son desplazamiento (angular y lineal) y comportamiento de la resistencia de la cámara de interrupción, proyectada en función del tiempo y reflejada simultáneamente con los tiempos de operación del interruptor, que sirven para obtener importantes conclusiones de las medidas efectuadas.

Tampoco se deben descuidar los controles de calidad del medio de extinción de arco SF6 de las cámaras de corte de los interruptores.

Con los datos obtenidos del resultado de los ensayos, proponemos orientar el análisis y obtener conclusiones para diagnosticar la condición de estado de los interruptores de potencia en REP, adicionales a los puntos de medida establecidos.

También se propone validar estos nuevos puntos de medida y considerar su importancia para la evaluación de la condición de estado de los interruptores de potencia.

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INTRODUCCIÓN El interruptor de potencia es un equipo de mucha importancia en el patio de llaves de una subestación de potencia, y la disponibilidad de operación debe considerarse de alto impacto en una empresa de transmisión como REP. Mantener la confiabilidad de operación de los interruptores es tarea del área de mantenimiento de los Departamentos de Transmisión; y realizar planes de mantenimiento y evaluación corresponde al Departamento de Gestión del Mantenimiento, equipo de patio de llaves (DGM-EPA).

Tipo de mecanismo de operación en interruptores de 220 kV

CONCEPTOS GENERALES DE INTERRUPTORES

110

No interruptores

120

El interruptor es un dispositivo que tiene la función más relevante de abrir o cerrar circuitos eléctricos bajo carga en condiciones normales y en condiciones de falla (cortocircuitos), activadas por controles de mando y protección del sistema eléctrico de potencia.

100 80 60 40

0

Definiremos los siguientes grupos: a. Nivel de tensión de operación • 220 kV • 138 kV • 66 y 60 kV • Menores de 35 kV (media tensión) MT Distribución de interruptores instalados REP 140

130

131

No interruptores

120

Serie 1

7

Resorte

Hidráulico

Neumático

110

14

7

Tipo mecanismo de operación

Tipo de mecanismo de operación en interruptores de 138 kV 60 No interruptores

INTERRUPTORES INSTALADOS EN REP

114

20

56

50 40 30

30 20 10

100

88

80

2

0 67

60

Serie 1

Resorte

Hidráulico

Neumático

56

30

2

Tipo mecanismo de operación

40 20 0 220 kV

Serie 1

131

138 kV

60-66 kV

> 35 kV

88

67

130

Nivel de tensión

b. Mecanismo de operación • Resorte y muelles (mecánico) • Hidráulico (oleoneumático) • Neumático • Solenoides (reconectadotes en MT)

Para efectos del presente trabajo, consideramos los interruptores de 220 y 138 kV por tener alto impacto en la operación del sistema y las conclusiones serán extendidas a los interruptores de 60 y >36 kV según corresponda. c. Medio de extinción de arco: • SF6 (exafloruro de azufre) • Pequeño volumen de aceite • Soplo de aire comprimido • Vacío (interruptores MT)

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Pareto de distribución de interruptores 60 kV por fabricante

Clasificación interruptores por tipo de extinción de arco

120.0%

40

23

20

15

2

0 220 kV 138 kV 60 kV

5

0

SF6

Peq. Vol. aceite

129 64 52

2 23 15

1 0 Soplo aire comprimido 0 1 0

0

Medio de extinción

11

10

52%

9

60.0% 7

28%

40.0% 2

20.0% 1

1

1 Alsthom Atlantique

52

80.0%

69%

Merlin Gerin

60

15

100.0%

99% 100.0%

97%

96%

93%

Toshiba

64

82%

Asea

80

16

Magrini Galileo

100

ABB

No interruptores

No interruptores

120

19

Browboveri

20

Siemens

129

Aeg (Alsthom)

140

21

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0.0%

Nota: Se excluyen los interruptores menores a 60 kV d. Clasificación por marca Pareto de la distribución de interruptores 220 kV por fabricante 120.0% 26

20

59.5%

87.8% 91.6%

60.0% 40.0% 5

Simens

Alsthom Atlantique

ABB

Aeg Alsthom

4

4

2 Asea

21.4%

Sprecher

80.0%

14

41.2%

5 0

94.7% 97.7% 100.0%

20.0% 1

0.0%

Merlin Gerin

15 10

100.0%

23

77.1%

Magrini Galileo

25

24

Toshiba

28

Gec Alsthom

No interruptores

30

Nota: Marcas predominantes: AEG, Siemens, ABB y Brown Boveri, siendo de este grupo: 100% con mando mecánico resorte, con un 75% en medio de extinción de arco en SF6.

Nota: Marcas predominantes: SPRECHER, AEG, ABB y Siemens, siendo de este grupo el 90% con mando mecánico resorte y 100% en medio de extinción de arco en SF6 Pareto de distribución de interruptores 138 kV por fabricante 120.0%

23

20

20

87.5%

80.7%

95.5% 100.0%

100.0%

67.0%

12

60.0% 6

5

40.0%

Asea

ABB

AEG Alsthom

Ganz

Delle Alsthom

4

20.0%

3

2

2 Sprecher

26.1%

48.9%

Toshiba

16

10

BBC

15

0

92.0%

80.0%

Siemens

No interruptores

25

0.0%

Nota: Marcas predominantes: D. Alsthom, GANZ, AEG y ABB, siendo de este grupo: 50% con mando hidráulico y 50% mando mecánico resorte, con un 100% en medio de extinción de arco en SF6

PLANES DE MANTENIMIENTO ACTUALES Actualmente, en REP se tienen planes de mantenimiento a los interruptores de potencia programados de acuerdo al estudio MCC (Mantenimiento Centrado en Confiabilidad). Los puntos de medida implementados en el sistema SAP tienen los siguientes puntos de medida: • Medida de tiempos de operación.

• Medida de resistencia de contacto.

• Inspecciones periódicas.

• Medida de aislamiento AC (solo en interruptores de 220 kV).

• Control de presiones (para mecanismos de operación neumáticos e hidráulicos).

• Control de calidad de SF6.

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ANÁLISIS DEL PROBLEMA Garantizar la correcta operatividad de un interruptor de potencia depende de la buena disponibilidad de funcionamiento de las dos partes constitutivas del interruptor, que son consideradas las más importantes, definidas como: • Mecanismo de operación (resortes, hidráulico o neumático).

• Cámara de interrupción (SF6, pequeño volumen de aceite).

Mecanismo de operación

Cámara de corte

La suma de puntos de medida implementados, si bien ayuda a verificar el estado de los interruptores, no determina posibles fallas ocultas que se estén gestando en el mecanismo de operación o cámara de interrupción.

En REP se cuenta con analizadores de interruptores que nos ayudarán a determinar condiciones de operación del interruptor, explotando todas sus funciones e interpretando los resultados.

El presente trabajo propone implementar nuevos puntos de medida en los ensayos de interruptores en REP. Estas pruebas son: 1. Desplazamiento y velocidad de operación del mecanismo de operación.

2. Corriente de bobinas de cierre y apertura.

3. Corriente motor.

4. Resistencia dinámica DRM.

Estos ensayos fueron realizados como pruebas de verificación de la condición de estado en los interruptores instalados en REP. Todas estas pruebas son medidas en función del tiempo a una frecuencia de muestreo mayor o igual a 10 kHz (10 medidas/milisegundo) con los analizadores de interruptores con los que cuenta REP distribuidos en los Departamentos de Transmisión.

Equipo

Cantidad

Accesorios

TM-1600 MA31 Programma

1

Con accesorios completos de desplazamiento.

TM-1600 MA61 Programma

1

Falta implementar módulo DRM.

TDR9000 Doble

3

Con accesorios completos de desplazamiento.

TM-1600 MA61 Programma

1

Con accesorios completos de desplazamiento.

1. DESPLAZAMIENTO Y VELOCIDAD DE OPERACIÓN La sola inspección de los mecanismos de operación no garantiza su correcta operación, debido a que estos bloques operan con una gran energía acumulada, y la mejor manera de poder visualizarlos es realizando las pruebas de desplazamiento angular o lineal. Los equipos analizadores de interruptores TM-1600 o TDR9000 cuentan con accesorios para medir el desplazamiento (transductores de desplazamiento). Al momento de realizar la medición, proporcionan el desplazamiento, la velocidad de operación y su comportamiento en función del tiempo.

De acuerdo a la base de datos de los interruptores podemos indicar que los tipos de mecanismos de operación en las instalaciones de REP son: • Mecánico - resortes: 90% (desplazamiento angular).

• Hidráulico: 7% (desplazamiento lineal).

• Neumático: 3% (desplazamiento angular).

Mecanismo de operación (resortes) interruptor 3AP1 FG Siemens de 60 kV.

Es importante mencionar que en el analizador de interruptores TM-1600 para el desplazamiento angular también proporciona la penetración de los contactos principales en función del ángulo de giro, que aplica para los interruptores ABB (licencia por modelo de interruptor). Esquematizando lo descrito:

Función del tiempo

Final del desplazamiento

Rebote

Mecanismo de operación con desplazamiento angular.

Interruptor HPL420 ABB.

estado de los mecanismos de amortiguamiento de cierre y apertura comparados con la estampa de tiempo de operación de las cámaras de corte.

• Velocidad de desplazamiento (m/s): comportamiento de la velocidad de operación del mecanismo de operación y su desempeño debido a la oposición de la cámara de corte para el cierre y apertura.

Mecanismo de operación con desplazamiento angular (90° nominal).

Interruptor HPL245 ABB. Inicio del desplazamiento

Sobredesplazamiento

El desplazamiento angular representa más del 93% de población de interruptores instalados en REP (60 a 220 kV). El desplazamiento lineal es particular en los interruptores de mando hidráulico (modelos FL245, FX-170).

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Desplaza. total

EN ALTA TENSI N

Curva caracteristica de desplazamiento

Desplazamiento angular en función del tiempo. Interruptor mando mecánico resortes.

Mecanismo de operación con desplazamiento lineal (220 mm nominal).

Interruptor FX-170. Alsthom.

• Desplazamiento angular: nos muestra el comportamiento del mecanismo de operación al cierre o apertura (ángulo de giro total).

• Sobredesplazamiento: o sobrerrecorrido del desplazamiento total. Se pueden verificar defectos del mecanismo de operación.

• Rebote: ocasionado por la fuerza mecánica del interruptor, donde se puede observar el

Los interruptores de potencia con mando hidráulico (desplazamiento lineal) por la configuración mecánica de pistones y acumuladores de energía a alta presión hidráulica (330 bar) inmersos en medio óleo (aceite) de por sí tienen un sistema de amor tiguamiento interno. Es por ello, que en la familia de interruptores en 138 y 220 kV (FL-245 y F X-170) no se observarán anomalías de sobredesplazamiento o rebotes de operación mecánica que vayan mas allá de la curva característica.

Por ello, en el presente trabajo descontamos el análisis para es te tipo de interruptores.

O tro aspec to a considerar es que en es tos mandos es difícil acoplar los transduc tores de medida.

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Por ejemplo, puntos de medida de un interruptor del tipo ABB HPL: prueba de cierre • Desplazamiento nominal: 90 grados.

• Sobredesplazamiento permisible: 4.0 grados.

• Rebote permisible: 2.0 grados.

• Curva de desplazamiento y velocidad a ser comparada con mecanismos de operación del mismo tipo (deben ser simétricas).

Figura esquemática de un mando hidráulico (oleoneumático).

Se muestran medidas de desplazamiento angular proyectadas con los tiempos de operación del interruptor, como, por ejemplo:

Puntos de medida a efectuar en los interruptores de potencia: Tipo desplazamiento

Mov. angular

Observación

Desplazamiento ° (grados)

Comparar con desplazamiento nominal

Sobredesplaza- ° (grados) miento

Comparar con desplazamiento nominal

Rebote

° (grados)

Penetración (*)

mm (*)

Comparar con desplazamiento nominal Comparar con desplazamiento nominal

Curva Evaluar desplazamiento tendencia en f(t). gráfica

Superponer con desplazamiento nominal

Curva velocidad Evaluar desplazamiento tendencia en f(t) gráfica

Superponer con desplazamiento nominal

(*) Si se dispone de tablas de conversión del fabricante.

Reporte interruptor de 138 kV de mando uni-tripolar SE Repartición. Pruebas de verificación en interruptor ABB LTB 170, equipo de prueba TM-1600 Programma.

La energía acumulada para la operación de cierre es mayor que la de apertura. Es por ello que los amortiguadores de cierre se deben encontrar siempre operativos; algún defecto se reflejará en las pruebas.

Del cuadro estadístico y de acuerdo al diagrama de Pareto, en la familia de interruptores de potencia de 138 y 220 kV instalados en REP, se desarrolla un cuadro con los valores típicos de desplazamiento angular de acuerdo al tipo y fabricante. La correcta operación de los mecanismos de operación reflejará valores similares a los nominales.

Estos valores fueron obtenidos de las diferentes pruebas a los interruptores, iniciadas en el año 2006.

EN ALTA TENSI N

Desplazamientos angulares interruptores 220 kV al cierre (CLOSE)

Desplazamientos angulares interruptores 138 kV al cierre (CLOSE)

Rebote (°)

Marca

Desplaz. (°)

Sobredesplaz. (°)

Rebote (°)

4.0° deg.

2.0° deg.

Delle Alsthom FL1A

60° deg.

3.0° deg.

1.0° deg.

65-68° deg.

3.0° deg.

2.0° deg

Delle Alsthom FX-170

Lineal (mm)

Lineal (mm)

Lineal (mm)

ABB HPL 245

90° deg.

4.0 ° deg

2.0 deg.

GANZ OR2M

No aplica, mando hidráulico

No aplica, mando hidráulico

No aplica, mando hidráulico

SIEMENS 3AP1 FI/FG

60° deg.

6.0° deg

3°–4° deg.

AEG (Alsthom) S1-170 F3

60-62° deg.

3.0° deg

2.0° deg.

ABB LTB170

75° deg.

7° deg.

1.5-2° deg.

Marca

Desplaz. (°)

Sprecher E. HGF 114/115

92°-93° deg.

AEG (Alsthom) S1-245 F3

Sobre Desplaz. (°)

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Generalmente, los interruptores son de mando uni-tripolar, lo cual ayuda a comparar entre sí (polos unipolares) el desplazamiento angular, así como la velocidad de operación. Cada modelo de interruptor tiene una curva característica de operación. De por sí la primera evaluación es por comparación gráfica y luego se verificará que las medidas se asemejen a las nominales.

Generalmente, los interruptores son de mando uni-tripolar, lo cual ayuda a comparar entre sí (polos unipolares) el desplazamiento angular, así como la velocidad de operación. Cada modelo de interruptor tiene una curva característica de operación. De por sí la primera evaluación es por comparación gráfica y luego se verificará que las medidas se asemejen a las nominales.

Las medidas esperadas a la apertura de los interruptores de potencia ensayados deben ser: Desplaz. apertura (°) = Desplaz. Cierre (°) Sobredesplazamiento = 0- 1° deg.

Rebote = 0 -1° deg.

No se espera un sobredesplazamiento y rebote ya que la energía del mecanismo de operación a la apertura es menor que al cierre.

Se detallan algunos reportes gráficos de las pruebas de interruptores:

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Medida de cierre del interruptor Sprecher 220 kV de mando uni-tripolar. Se observa simetría en las 03 fases al desplazamiento angular y velocidad de operación, proyectadas con los tiempos de operación de la cámara de corte del interruptor.

Prueba de cierre interruptor Magrini Galileo 362 MHM 220 kV. Se observa pronunciado rebote ocasionado por el desgaste del amortiguador de cierre del interruptor fase R y T. Es evidente la falla, inclusive ocasiona una interrupción en una cámara de corte por un tiempo de 25 ms.

Este defecto ocasionaba sobretensiones que operaban los pararrayos de carburo de silicio (SiCa). Como medidas correctivas se calibró el mecanismo de operación y se cambiaron los amortiguadores de cierre de las 03 fases, así como los pararrayos de SiCa por ZnO.

EN ALTA TENSI N

Medida de apertura del interruptor ABB LTB420 kV de mando uni-tripolar (doble cámara). Se observa simetría en las 03 fases al desplazamiento angular y velocidad de operación, proyectadas con los tiempos de operación de la cámara de corte.

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Medida de cierre del interruptor AEG (Alsthom) 138 kV de mando uni-tripolar. Se observa asimetría en las 03 fases al desplazamiento angular y velocidad de operación descoordinada entre sí, proyectadas con los tiempos de operación de la cámara de corte del interruptor. Defecto encontrado: montaje defectuoso, bastidor o estructura soporte que no guardaba distancias de acuerdo al fabricante. Este defecto ocasionó el trabamiento del mecanismo de operación con indisponibilidad del interruptor. Se regularon bielas de accionamiento y se corrigió el defecto.

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2. CORRIENTE DE BOBINAS DE CIERRE Y APERTURA

Por ejemplo, comparar la curva característica de operación entre los 03 mecanismos de operación de un interruptor monopolar:

La medida de corriente de las bobinas de cierre y apertura de los interruptores de potencia también es registrada en función del tiempo. Los analizadores de interruptores TDR9000 y TM-1600 nos proporcionan una curva de comportamiento donde se puede apreciar lo siguiente: Pulso de disparo del analizador de interruptores On 1 Off 0 I (Amp.) 5.00 4.00

5

4

3 2

7

3.00 2.00 1.00

1 2 3 4

6

1

0 5 10 15 20 ms ms ms ms ms Energización bobina Desplazamiento armadura móvil Parada de armadura móvil Cambio inductancia bobina

25 ms

30 35 40 45 t (mseg) ms ms ms ms 5 Resistencia bobina proporcional a la I, V (DC) 6 Contacto auxiliar abierto 7 Desenergización de bobina

En esta gráfica de corriente en función del tiempo se pueden medir los intervalos de operación en el software del analizador de interruptores, evaluar tendencias y comportamiento, donde se pueden tomar las siguientes apreciaciones: • Elemento móvil de la bobina con trabamiento (humedad, suciedad, presión externa, etc.).

• Percutor de accionamiento del mecanismo de operación no responde.

• Variación de aislamiento y resistencia de arrollamiento Direct Current (DC) o Corriente Continua de la bobina.

• Enclavamiento de posición del interruptor no opera.

• Evaluar tendencias de los reportes entre mediciones de mecanismo de operación del mismo tipo.

• Medir máximas corrientes de paso por las bobinas de cierre y apertura y coordinar selección de los relés de salida de los relés de protección (binary output).

• No aplica a control de operación de interruptores con relés auxiliares de contacto para activamiento de las bobinas de cierre o apertura.

Ensayo de cierre de un interruptor Sprecher 220 kV. En el primer cuadro el pulso de cierre configurable. En el segundo cuadro se observa la curva de corriente bobina de cierre del interruptor proyectada con el desplazamiento angular y los tiempos de operación del interruptor. Solo es necesario para el caso de este interruptor 5 ms para energizar la bobina y dar pase al percutor mecánico. El sistema opera correctamente.

Ensayo de apertura del interruptor Siemens 3AP1 FG. En el primer cuadro el pulso de apertura es configurable. En el segundo cuadro se observa la curva de corriente bobina de apertura del interruptor proyectadas con el desplazamiento angular y tiempos de operación del interruptor. Solo es necesario para el caso de este interruptor 18.0 ms para energizar la bobina y dar pase al percutor mecánico. El sistema opera correctamente.

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Bobinas de cierre y apertura:

Diferentes tipos de bobinas de cierre y apertura de interruptores de potencia y bloques de operación eléctrica–mecánica, objeto de estudio.

Anomalías de los circuitos de cierre y apertura se muestran en las siguientes figuras.

Problema: El relé de contacto interno de orden de cierre del relé ABB REB551 se quema (dos oportunidades) al realizar recierre del sistema de protección. Se presume que componente de estado sólido interno del interruptor más la bobina de cierre del interruptor tanque muerto (ABB) consumen excesiva corriente.

Con la medida se demuestra que el consumo del componente de estado sólido tiene una medida de 0.2 amperios DC. Conclusión: el problema no radica en el interruptor.

Puntos de medida a efectuar Puntos de medida

Unidad puntos de medida

Desplazamiento armadura Milisegundos móvil

Prueba de apertura interruptor ASEA de 220 kV (doble cámara), a la orden de apertura las fases S y T, aperturan con retardo. Se observa que la corriente de las bobinas de disparo quedan sostenidas hasta que acaba el pulso de apertura (configurado en el analizador de interruptores a 66 ms). Se encontró que el sistema mecánico del percutor operaba con retardo se corrigió con una lubricación del sistema.

Contacto auxiliar abierto

Milisegundos

Curva de operación de corriente bobina en función del tiempo

Evaluar tendencia entre medidas

Realizar pruebas de recierre monopolares para poder discriminar las corrientes por fase, luego sobreponer gráficos y evaluar tendencias con el software del analizador de interruptores TDR9000 o TM-1600.

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3. CORRIENTE MOTOR CARGA RESORTE El tema va siempre analizando los interruptores con mando mecánico resorte. Se tienen planes para controlar el estado de los motores de carga resorte como: • Medición de corriente de motor: ¿pero qué corriente, pico, promedio, máxima?

• Tiempo de carga resorte.

• Mantenimiento electromecánico (verificaciones, lubricación y limpieza).

Si bien es cierto que estos parámetros nos indican el estado de los motores, no siempre son exactos.

Se propone adicionar pruebas para medir la corriente de carga resorte de los interruptores en función del tiempo utilizando los analizadores de interruptores TDR9000 o TM-1600 y ver la tendencia de corrientes en función del tiempo a la orden de cierre de los interruptores.

Luego con los reportes gráficos podemos determinar: • Corriente de arranque máxima.

• Tiempo de corriente máxima.

• Tiempo de carga resorte total.

• Perfil de corriente en función del tiempo de acuerdo a fabricante y modelo de mecanismo de operación.

• Trabamiento o sobrecarga eléctrica por causa mecánica, entre otros.

Tenemos el siguiente reporte de medida de corriente motor carga resorte.

Corriente motor interruptor Sprecher de 220 kV en la subestación Independencia. Se tiene de la medida una corriente pico de 9.5 amperios DC y el tiempo de carga resorte es de 11.82 segundos.

La tendencia de crecimiento de corriente es proporcional al tiempo para el caso particular de este tipo de interruptor. No se observa anomalía y este perfil de corriente de motor será referencial y podemos compararlo con otros interruptores del mismo tipo.

Corriente motor interruptor ABB LTB72.5 en la subestación Marcona. Se tiene de la medida una corriente pico de 17.0 amperios DC y el tiempo de carga resorte es de 8.86 segundos. No se observa anomalía.

Nota: La dirección de polaridad de corriente medida está invertida.

Motores de interruptor ABB: Tipo HPL245 con mando BLG1002A y LTB170 mando BLK82.

EN ALTA TENSI N

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En las medidas realizadas para medir corriente motor con los analizadores de interruptores se debe tener en consideración: • Configurar oscilograma de muestreo del analizador de interruptores a 30 segundos como máximo.

• Las pruebas se reportan a la orden de cierre y se pueden medir en simultáneo con el desplazamiento angular, corriente bobina y tiempos de operación del interruptor.

• Si el analizador de interruptores tiene 03 canales de entradas analógicas (corrientes) se puede medir en interruptores con mando uni-tripolares y compararlos entre sí.

• Una sobrecorriente se hace evidente cuando el bloque operacional de carga resorte se encuentra con trabas mecánicas.

• Las corrientes de medida se realizan con pinzas amperimétricas DC o con resistencia shunt.

Puntos de medida a efectuar corriente motor.

Puntos de medida

Unidad puntos de medida

Máxima corriente pico

Amperios

Corriente promedio

Amperios

Tiempo de carga resorte Segundos por mando mecánico.

Curva de operación de co- Evaluar tendencia rriente motor en función entre medidas del tiempo Realizar pruebas de cierre con medidas de corriente motor de los mandos (uni-tripolares o tripolares) para discriminar las corrientes por fase, luego con el perfil de corrientes motores sobreponer gráficos y evaluar tendencias con el software del analizador de interruptores TDR9000 o TM-1600.

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4. RESISTENCIA DINAMICA DMR Anteriormente (títulos 1, 2 y 3) nos hemos referido a pruebas para verificar los mecanismos de operación. En este título veremos pruebas para ver la condición de estado de la cámara de corte del interruptor de potencia.

Cámara de corte de un interruptor tripolar Siemens 3AP1 FG de 145 kV. La cámara de corte es accionada por la fuerza de los mecanismos de operación.

Las pruebas tradicionales de resistencia de contacto solo reflejan el estado en reposo de un interruptor cerrado. Los elementos que se deterioran cada vez que operan los interruptores son los contactos de arqueo inmersos en gas SF6. Estos elementos no pueden medirse en modo estacionario, ya que operan en condiciones extremas (de arqueo) y en movimiento.

DMR (Dynamic Resistance Measurement) es un método para medir la resistencia de contacto en función del tiempo durante la operación de cierre o apertura del interruptor de potencia.

Esta medida provee información del estado de los contactos de arqueo de la cámara de interrupción, utilizando herramientas de diagnóstico de los analizadores de interruptores TDR9000 y TM1600 configurados a una frecuencia de muestreo mínimo de 10 kHz (10 medidas/milisegundo). En la prueba de DMR los analizadores de interruptores toman medidas de tensión y corriente en el tiempo para calcular directamente el valor de resistencia de contacto de la cámara de interrupción. Para esta medida se utiliza una fuente alimentación de 12 voltios (batería que inyecte una I > 50 A. DC).

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Arcing contac part

R and Contac travel

Rp T0

Dp Contac travel curve

Rp

Pa DA

Dynamic resistance curve

Main contac part Time

Curva de resistencia dinámica en función del tiempo.

En REP se han realizado muy pocas pruebas de resistencia dinámica, con el equipo TDR9000 de Doble, donde se muestran los valores medidos de V y I en función del tiempo.

El analizador de interruptores TM-1600 indica la medida directa de resistencia f(t) calculada de la tomas de medidas de V y I y tiene una mejor frecuencia de muestreo.

Estas pruebas deben realizarse por condición en interruptores cuestionados de acuerdo a: • Interruptores con continuas operaciones, como interruptores de celdas reactores, banco de capacitores y líneas con alta tasa de fallas.

• Interruptores con corte de corrientes de cortocircuito elevadas, cercanas a las nominales (25, 31.5, 40 KA).

• Interruptores con más de 10 años en servicio.

• Interruptores con operaciones mayores a las 2,000.

• Gas SF6 contaminado con productos de descomposición a causa de descargas parciales, humedad de SF6 y porcentaje de volumen de SF6.

• Operación inadecuada de los mecanismos de operación.

Explotando las funciones del analizador de interruptores. TDR9000 Doble.

Prueba de resistencia dinámica de una cámara de corte del interruptor ABB del tipo LTB420 (cierre).

Rojo: comportamiento de la resistencia dinámica.

Azul: voltaje. Al cerrar el interruptor el valor decrece y tiende a cero.

Verde: corriente. Al cerrar el interruptor el valor aumenta al valor máximo de la fuente auxiliar.

Amarillo: Δt, vibración producto del cierre.

Blanco: cursor se puede visualizar la medida de 82 mW.

EN ALTA TENSI N

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RESULTADOS ESPERADOS

• Definir muy claramente en los planes de trabajo en las partes constitutivas del interruptor orientadas a realizar mantenimiento en el mecanismo de operación y cámara de corte.

• Prevenir fallas que se pudieran estar gestando en los interruptores de potencia con la ejecución de pruebas a búsqueda de fallas.

• Analizar reportes y tomar acciones correctivas en los interruptores de potencia intervenidos o cuestionados.

• Manejar base de datos de los interruptores instalados en REP clasificados por tipo de operación, medio de extinción de arco, niveles de tensión, antigüedad, fabricante, entre otros, y proponer planes adicionales de pruebas de mantenimiento.

• Ver la necesidad de homologar pruebas de desplazamiento y resistencia dinámica a interruptores que tienen alto impacto en la operación de la transmisión de energía en REP e ISA. • Implementar analizadores de interruptores y accesorios para los equipos TM-1600.

• Hacer seguimiento sobre el uso adecuado de los equipos y receptar nuevos.

Prueba de apertura del mismo interruptor.

Se visualiza la resistencia de contacto en el instante de arqueo con un valor de 1316 μΩ.

Los valores obtenidos inicialmente se tomarán como referencia para futuras pruebas. Algún deterioro de los contactos de arqueo será evidenciado por: • Incremento de la resistencia en un lapso de tiempo de arqueo Δt1 a Δt2; puede ser para el caso del interruptor LTB420 entre 14.63 y 17.68 milisegundos a la orden de apertura.

• Reducción de tiempo de arqueo significa erosión de los contactos.

• Las medidas gráficas obtenidas se pueden superponer entre medidas.

RECOMENDACIONES

• Implementar en los Departamentos de Transmisión de REP un (01) equipo analizador de interruptores para la ejecución de pruebas, lo cual se ha cumplido.

• Continuar entrenando al personal de los Departamentos de Transmisión en el mantenimiento de los interruptores de potencia.

• Realizar versiones mejoradas de MCC de interruptores en función de las pruebas propuestas.

Cuando realicemos un Overhaul de un interruptor cuestionado, podemos encontrar lo siguiente:

C

Contactos de arqueo de una cámara de corte con desgaste. Estas anomalías generan productos de descomposición del medio de extinción de arco SF6.

O

N

C

L

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CONCLUSIONES

• Se ha desarrollado análisis estadístico estratificado de la población de interruptores instalados en la concesión de REP. • Siguiendo el principio de Pareto se ha determinado que más del 80% del total de la población de interruptores instalados en REP (60 a 220 kV) tienen mecanismo de operación que se adecua para realizar las pruebas dinámicas enunciadas. Siendo el 20 % restante interruptores de mando hidráulico, mecanismos a los cuales no es necesaria estas pruebas por lo explicado en el capítulo “Desplazamiento y Velocidad de Operación”.

• Tomar referencia d e los re sult a dos de la s prueba s efec tuada s y

sacar conclusiones sobre el estado de los interruptores comple mentándolos con las pruebas de verif ic ación y mantenimiento ya establecidas.

• De acuerdo al reporte de fabricantes de interruptores y analizadores de interruptores, el peso ponderado de la evaluación de los mecanismos de operación representa el 70% de la calificación total del interruptor. Prestar mucha atención para garantizar la correcta operación de los mecanismos de operación.

• La tasa de fallas en interruptores de REP está concentrada en más del 80% por defectos en el mecanismo de operación.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

New Measurents Method of the Dynamic Contac Resistance. Autores: N Landry, A. Mercier, G. Ouellet, C. Rajotte - Hidro Quebec.

Paper DRM Programma.

Circuit Breaker Diagnostics. , Cigre, 1998.

Preventive Diagnosis on High–Voltage Circuit Breaker. Berlín Cigre, 1993.

Manual de operación TM-1600 MA61 Programma.

Manual de operación TDR9000 Doble.

Base de datos SAP interruptores REP.

ANEXOS

Muestras fotográficas

Instalación de transductor en interruptor Magrini Galileo 362 MHM.

Accesorio para medir desplazamiento angular en interruptor ABB del tipo LTB420 E2.

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Pérdidadehidrolinadelamortiguadordecierredel interruptorMagriniGalileo.Elamortiguadorfue reemplazadoluegodeverificarlaspruebasrealizadas.

Ensayo de un interruptpr Sprecher Energia HGF tipo 114/1A.

Instalación de transductor del TDR9000 en prueba del interruptor ABB LTB170.

Instalación de transductor del TDR9000 en prueba del interruptor Siemens 3AP1 FG.

Con los controles y pruebas de los interruptores podemos prevenir fallas:

El sobreesfuerzo mecánico al cierre del interruptor generado por el mecanismo de operación, siendo que el amortiguador al encontrarse vencido (primera vista amortiguador en perfectas condiciones difiere de la segunda vista, amortiguador vencido) originó el sobre desplazamiento de las tulipas de contacto al interior de la cámara de corte, de tal forma que el cilindro fijo no tenía contacto franco con las tulipas, lo que generó descargas internas que rompieron la biela de accionamiento e indispuso la operación mecánica del interruptor.

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CASO REP: FACTORES CLAVES PARA LA EJECUCIÓN DE PROYECTOS EXITOSOS

Javier Gutiérrez Gestor de Proyectos.

Gerencia de Proyectos Red de Energía del Perú jgutierrez@rep.com.pe

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En este mismo periodo se han ejecutado y puesto en marcha grandes proyectos de infraestructura en casi todos los sectores, vía inversiones públicas y privadas. De acuerdo a APOYO Consultoría1 (setiembre 2013), existen obras inconclusas o que no reciben el mantenimiento adecuado, por lo que no generan los beneficios para las que fueron diseñadas o se deterioran rápidamente. Esto afecta la sostenibilidad de las inversiones y la calidad del servicio. En resumen de alguna manera, no llegaron a cumplir los objetivos planteados.

ISA, Red de Energía del Perú y los proyectos de infraestructura Interconexión Eléctrica S.A. -ISA- en el año 2002 obtuvo la concesión por treinta años del servicio de transmisión de energía eléctrica al Sistema Interconectado Eléctrico Nacional (SEIN), vía un concurso promocionado por el Estado Peruano como parte del paquete de medidas de privatización de las empresas públicas, constituyendo así la subsidiaria Red de Energía del Perú (REP).

ISA es uno de los operadores más importantes de Latinoamérica, con presencia en varios países de la región. Grupo empresarial al cual se integran además otras dos empresas: Consorcio Transmantaro (CTM) e ISA Perú, que operan también en Perú.

ISA, a través de su empresa REP, inicia en el 2006 la ejecución de proyectos de infraestructura para Transmisión de Energía Eléctrica (Ampliación1-REP). A la fecha, las inversiones superan los USD 1600 millones.

Los objetivos de los emprendimientos de ISA son implementar nuevos ac tivos o repotenciar las instalaciones existentes que permitan: i) satisfacer la demanda creciente de energía y ii) aumentar la confiabilidad del servicio de transmisión; incrementando de esta forma los ingresos de la empresa a través del peaje por transmisión de energía según la regulación o por los acuerdos hechos con los clientes finales que solicitan este servicio.

Los proyectos de infraestructura significan para REP un reto en la gestión de los mismos, ya que no solo se trata de poner foco en la inversión inicial sino también en el costo de operación y mantenimiento de los activos durante todo el periodo de la concesión (treinta años).

1 Cuatro medidas para mejorar la infraestructura de forma eficiente y sostenible Propuesta de Política N. °2, setiembre 2013.

Para superar este reto la Gerencia de Proyectos

A partir del 2000, el Perú crece a tasas superiores al 6% anual (con excepción del 2009) y se prevé que esta tendencia no varíe en el próximo decenio. Los indicadores macroeconómicos muestran que el ingreso per cápita nacional aumentó de USD 2,196 a USD 6,458 del 2000 al 2014 (Tabla 1).

Indicadores macroeconómicos-Perú

LONG-TERM TRENDS | 5-year averages

Population (million): GDP (USD bn): GDP per capita (USD): GDP growth (%):

2000-04 2005-09 2010-14 26.7

28.8

59

106

30.7 198

2,196

3,683

6,458 6.7

3.4

6.8

Fiscal Balance (% of GDP):

-2.2

1.3

0.9

Public Debt (% of GDP):

46.0

30.3

20.2

2.4

2.8

2.9

Inflation (%): Current Account (% of GDP): External Debt (% of GDP):

-1.7

0.2

-2.5

48.2

30.3

25.3

Fuente: Latin Focus Consensus Forecast (octubre 2012)

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de REP implementó la Metodología para la gestión de proyectos en REP (MGPREP©). Los objetivos de este desarrollo integral fueron: • Lograr el cumplimiento de la visión de REP como centro gestor contribuyendo al logro de las metas de ISA. • Asegurar el cumplimiento de los proyectos en términos de oportunidad, costo y calidad; mediante la aplicación de las buenas prácticas del grupo y del Project Management Institute (PMI) dentro del marco legal vigente, enmarcados en políticas, normas y valores corporativos.

La implantación del MGPREP© significó no solo el desarrollo de un conjunto de formatos y un manual para la gestión, sino también la obtención de un nivel óptimo de alineamiento entre personas, procesos y tecnología a utilizarse en la gestión de proyectos y el aseguramiento del crecimiento continuo hasta lograr la madurez en la gestión de proyectos en REP. Como resultado de la implementación, REP cuenta con un Manual para la Gestión de Proyectos del MGPREP©; un Sistema de Gestión de Proyectos SGPREP© (Share Point / MSProject Server); procesos de gestión de proyectos definidos; equipo de gestión de proyectos especializados certificados como PMP® y CAPM®2; así como comités de Lecciones Aprendidas y Control de Cambios.

Además, la satisfacción del cliente interno, interesado en la calidad operativa de las instalaciones que aseguren un costo óptimo de mantenimiento durante el ciclo de vida del activo, ha aumentado.

El cliente externo, cuya preocupación es la confiabilidad del servicio, siente que el sistema responde con mejor propiedad3.

2 PMP® CAPM® Certificaciones como Project Management Professional y Certified Associate in Project Management, certificación otorgadas por el Project Management Institute (PMI) 3Estadística basada en la encuesta anual de satisfacción del cliente externo 2010-2014

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Finalmente, la inversión está bajo control mediante el cumplimiento del alcance, plazo y costo de los proyectos; destacando además el hecho de que se ha puesto énfasis en el tema de la Gestión de los Interesados y de los Riesgos.

La implementación de la MGPREP©, mediante una estrategia adecuada, permite la interiorización de la solución por parte del equipo, además fue el primer paso hacia la excelencia en gestión de proyectos sobre la base del compromiso de los directivos de la empresa.

Factores claves para la ejecución de Proyectos exitosos La experiencia de ISA y REP en la ejecución de proyectos ha llevado a identificar factores claves que considerar para una adecuada gestión: i) la cultura organizacional ii) cómo agrega valor la ejecución del proyecto a la organización y iii) los factores ambientales.

La cultura organizacional empresarial tiene fuerte influencia en los resultados de los proyectos.

Por definición, la cultura es la forma en que las organizaciones satisfacen sus necesidades. Dentro de las características culturales sobresalientes se encuentran la visión, la misión y los valores; destacándose la forma en particular de cómo aprende la organización.

Otro factor clave es la identificación de cómo agrega valor la ejecución de proyectos a la organización. El equipo debe tener claridad del aporte del proyecto a los objetivos del negocio, cuáles son los fines de la gestión y del producto. Si la organización al término del proyecto, va a conseguir: i) ingresos directos inmediatos, entonces debe focalizarse en el producto y sus procesos o ii) una renta por un periodo específico, el foco tendría que ser en la gestión, considerando el ciclo de vida del activo.

Fuente: Elaboración propia Figura 1 Objetivos, métricas de calidad,

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Procesos de dirección de la organización

• Objetivos del negocio • Aseguramiento: Gerente de proyectos y Project Manager • Estrategias empresariales • Métrica • Objetivos de la gestión • Aseguramiento: Supervisores, mandos medios, project manager.

• Metodologías propietarias de gestión • Métrica: de gestión: CPI, SPI, EV, otros, y del producto: Entregables aceptados, ml, m3⁄seg, etc.

Procesos de dirección del proyecto Gestionar proyectos Planificación

Inicio

Ejecución Entrega

Seguimiento y control

• Objetivos de la gestión c • Aseguramiento: Automático 1.1. Entregable A: Sistema bombeo o equipo de trabajo.

• Procedimientos y estándares, Ingeneria Equipos Pruebas Construcción Montaje detalle almacén de equipos y PES rendimientos. de bases • Métrica de producto: Uni1.1.4 Entregable B: Montaje de equipos dad, ml, m3 ⁄ seg, etc. (centros en los objetos) Área libre Tendido de Conexiones y Pr Montaje de acond.

tuberías

bombas

pruebas de estanco

interesados y la pirámide de los procesos.

El enfoque cambia la manera de gestionar el emprendimiento, impacta en la elección de los objetos de control, la calificación y tratamiento de los interesados, la selección de los procesos constructivos o de gestión, los métodos, técnicas y herramientas que van a ser utilizados en cada caso (ver figura 1).

Finalmente, los factores ambientales influyen en la gestión, ya que estos están asociados a riesgos particulares del proyecto, expectativas de los interesados, así como los requisitos del mercado desde el punto de vista legal, regulatorio, normativo, entre otros.

El desarrollo de una metodología propietaria permite a la organización contar con una potente herramienta para gestionar y aumentar la probabilidad de obtener éxito en la ejecución de los proyectos.

y

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a

Procesos constructivos

ruebas equipo

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• Accionistas • Miembros del directorio • Estrategias empresariales • Gerente general

• Gerentes de línea • Empresas competidoras • Fisco (impuestos) • Otros

• Project Manager • Sponsor • Equipo directriz de proyecto • Clientes internos externos contratantes

• Financistas • Proveedores y contratistas • Jefes de áreas de la empresa • Otros

• Supervisores • Municipalidadess • Contratistas y proveedores • Vecinos • Comunidad del AID (1) • Organismos públicos • Usuarios clientes internos y (permisos) externos • Organismos reguladores • Trabajadores • Otros (1)

Área de influencia directa

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¿CÓMO ENFRENTAR EL HUNDIMIENTO DE SUELOS EN LA SUBESTACIÓN TINGO MARÍA?

Helmer Hernández Especialista en Mantenimiento de Líneas de Transmisión.

Red de Energía del Perú hhernandez@rep.com.pe

EN ALTA TENSI N

RESUMEN Tingo María es una de las 63 subestaciones de transformación de energía eléctrica que opera Red de Energía del Perú (REP) y se encuentra localizada en el departamento de Huánuco, provincia de Leoncio Prado, distrito de Rupa Rupa. Ver figura 1. Se emplaza al pie de la ladera derecha del valle del río Huallaga, a la altura del kilómetro 532 de la carretera Tingo María–Aguaytía, a una altitud de 672 msnm. En estas instalaciones se vienen generando hundimientos de suelos de origen kárstico desde el año 2003, los cuales han afectado a los equipos instalados en el patio 138 kV de propiedad de ETESELVA.

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MAPA DE LÍNEAS 2014 - 2022 ECUADOR

COLOMBIA

El Milagro Machala Iquitos Zorritos

Talara

Iquitos

TUMBES

Manseriche

IQUITOS

Repartición Intermedia

Pariñas Sullana Rentema

Chulucanas

Paita Piura Oeste

Muyo

Piura Centro

PIURA

Sechura Bayovar La Niña

La Niña Cumba 4 500 kV Nueva Jaén

Moyobamba Nueva

Bagua Jaén

Caclic

Moyobamba MOYOBAMBA

Cutervo

Gera

CHACHAPOYAS

Tarapoto

CHICLAYO

Carhuaquero Cerro Corona Reque Celendín Gallito Chadín 2 La Balsa Ciego Guadalupe CAJAMARCA Bellavista Cajamarca Pacasmayo

Chiclayo Oeste

BRASIL

Cajabamba Trujillo Norte

Trujillo Nueva Alto Chicama

TRUJILLO

Tocache

Yarinacocha

Trujillo Sur

Chimbote Nueva Chimbote 1

Kiman Ayllu

HUARAZ

Cajamarquilla Nueva Jicamarca

Callahuanca Carapongo

HUÁNUCO

CERRO DE

Paragsha

Nueva Yuncán

Rio Madeira

Yuncán Yaupi

La Oroya

Platanal Paquitzapango Huancavelica

Chilca

Fénix

Termochilca

Cantera

AYACUCHO

Sumabeni

Huanta La Guitarra Ayacucho Suriray Mollepata

Cangallo

Independencia Ica

LIMA

Restitución Cobriza

HUANCAVELICA

Friaspata

Desierto

Huinco

San Juan

Chuquipampa ICA

Andahuaylas

Quillabamba C.H. Machu Picchu

Abancay

EMPRESAS

LÍNEAS proyectada 500 kV

REP

Combapata

220 kV

ISA PERÚ TRANSMANTARO OTRAS EMPRESAS

138 kV 60-66 kV Central hidráulica proyectada Central hidráulica Central térmica Subestación Subestación proyectada Convertidor de frecuencia 60/50 Hz

Sicuani

Tintaya

Azángaro Ayaviri

Mina

Callalli

AREQUIPA

Repartición

PUNO

Cerro Verde

Charcani V Ilave Santuario Socabaya Pomata Nueva Socabaya Parque Industrial

MOQUEGUA

Moquegua

BOLIVIA

Puno

Chilina

Mollendo

Huancané

Juliaca

Charcani I, II, III Charcani IV Ocoña

PTO. MALDONADO

C.H. San Gabán

Quencoro

Onocora

Termochilca Poroma Marcona San Nicolás

Urub 320

ABANCAY

Cotaruse

Fénix

Pto. Maldonado Mazuco

Cachimayo Inambari INA 200 Dolorespata

Vizcatan

Platanal Chilca

Fig. 2: Asentamiento del lado derecho de la estructura del seccionador de la celda de ETESELVA causado por hundimiento de suelos en el 2003.

Nueva Yanango Yanango Chimay Pachachaca Caglia Pomacocha Tambo HUANCAYO Carapongo Huayucachi Huanza LIMA Mantaro Planicie

Lomera Carabayllo Zapallal Ventanilla Chavarria Sta. Rosa San Juan

Moyopampa

Planicie

Huánuco

Cahua PASCO Carhuamayo

Matucana Huampani

Zapallal Colonial Ventanilla Chavarria Industriales Sta. Rosa

Vizcarra

Conococha

Huacho

Tingo María

Antamina

Huaraz

Paramonga Nueva

Carabayllo

Aguaytía

Carhuaz

Pierina

SE. TINGO MARÍA

Aucayacu

Caraz

Chimbote 2

OCÉANO PACÍFICO

Lomera

Pucallpa

PUCALLPA

Cañón del Pato

C.T. Ilo Ilo

Botiflaca Toquepala Aricota 1 Y 2

Mazocruz

Tarata Tomasiri La Yarada

Mill Site Los Heroes Calana

TACNA

CHILE Arica

Fig. 1: Ubicación de la subestación Tingo María.

Fig. 3: Hundimiento típico.

Introducción La subestación Tingo María, por estar emplazada sobre suelos donde predominan las rocas calizas, es susceptible de presentar hundimientos con frecuencia, debido a la presencia de fenómenos kársticos y agrietamientos de las rocas que subyacen en los suelos de superficie. En la figura 2 se puede observar la inclinación del seccionador de ETESELVA ocurrida en el año 2003, y en las figuras 3 y 4 se observan algunos de los hundimientos ocurridos en años sucesivos sin afectar a los equipos de transformación.

Fig. 4: Hundimiento típico ocurrido en los suelos de la subestación Tingo María.

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Para entender con mayor claridad la ocurrencia de estos fenómenos, brindaremos mayor detalle a continuación:

1. DEFINICIÓN DEL PROBLEMA Fenómeno kárstico: Conjunto de transformaciones que se producen en una región caliza como consecuencia de la circulación del agua y como resultado del equilibrio del sistema agua – caliza. El agua es el elemento generador o activo, mientras que la caliza es el medio en el que se desarrollan los fenómenos, o elemento pasivo. Cuando este equilibrio se perturba, los fenómenos kársticos dejan de funcionar. La perturbación solo puede producirse por ausencia o pérdida de actividad del elemento activo o agua, que es un elemento transitorio, en oposición a la caliza, que es el elemento permanente.

El fenómeno kárstico se produce mientras existe circulación hídrica, pero cuando por circunstancias geográficas o climáticas la circulación se detiene, el fenómeno kárstico también se detiene.

En las regiones lluviosas y zonas tropicales como es el caso de la zona de Tingo María con precipitaciones de más de 1,000 mm., los fenómenos kársticos tienen elevada actividad.

Para que la caliza pueda disolverse hace falta que el agua posea una determinada acidez, que en la mayoría de los casos, se la proporciona el CO2 que pueda tener en disolución por la reacción siguiente.

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túa la acidez del agua y consecuentemente su poder disolutivo.

Las posibilidades de disolución de la caliza dependen de dos factores: i) de la composición química de la caliza, y ii) de la acidez del agua.

El contenido en CO3 Ca de la caliza es esencial para la disolución. Las calizas muy puras, con porcentajes del orden de un 96% en carbonato cálcico, son muy solubles; la solubilidad disminuye a medida que disminuye también el porcentaje en CO3 Ca.

2. INVESTIGACIONES DESARROLLADAS Con el propósito de entender con mayor detalle y fundamento la generación de hundimientos en los suelos de la subestación Tingo María, se desarrollaron estudios geológicos, geofísicos, geotécnicos hidráulicos y topográficos por un período aproximado de dos años (2004- 2006).

2.1 Investigación Geofísica – Método Indirecto •

• • El ácido carbónico, actuando sobre la caliza, la transforma en bicarbonato cálcico, según la ecuación siguiente.

• • •

Siendo el bicarbonato cálcico soluble en el agua, ésta se enriquecerá de este modo en CO3 Ca. La acidez del agua, medida por el pH, influye considerablemente en su poder disolvente, las aguas con pH bajos son las más agresivas, porque contienen ácidos en mayor proporción. La existencia de un suelo ácido, rico en humus o en sílice, acen-

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Ejecución de 33 perfiles geofísicos con georradar en las áreas del Patio de Llaves 138 kV, Edificio de Control y áreas adyacentes de la subestación Tingo María. Estas investigaciones geofísicas estuvieron orientadas fundamentalmente a detectar y cuantificar la presencia de cavidades o conductos kársticos subterráneos que ocurren en el subsuelo de la subestación.

Revisión geológica de superficie del área de la subestación Tingo María y zonas aledañas.

Ejecución de tres sondeos eléctricos verticales (SEV) con el objeto de determinar la profundidad del agua subterránea.

Excavación de dos trincheras, para el estudio de las propiedades geomecánicas del subsuelo.

Ensayos de laboratorio de mecánica de suelos.

Levantamiento topográfico del área de la subestación y sus alrededores.

Los resultados del estudio anterior permitieron establecer las siguientes conclusiones: a. El área del Patio de Llaves 138 kV se encuentra emplazado sobre depósitos residuales producto de la alteración y descomposición in-situ

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de las lutitas, limolitas y areniscas finas, debajo de las cuales yacen las rocas calcáreas kárstificadas. b. Los resultados de las investigaciones geofísicas con georradar permitieron identificar en el área del Patio de Llaves 138 kV, una zona de anomalías relacionadas con cavidades o conductos subterráneos de origen kárstico. c. El levantamiento geofísico ha identificado 21 cavidades a profundidades que varían entre 5 m y 14 m, aproximadamente, distribuidas en el área de la subestación, pudiéndose elaborar un plano conteniendo estas anormalidades en el subsuelo (cavidades). Ver figura 5. d. Estos hundimientos de origen kárstico, funcionan como un verdadero embudo de absorción de las aguas pluviales que vierten directamente sobre ellos. Esto trae como consecuencia su progresivo crecimiento en diámetro y el aumento de la disolución en profundidad.

rísticas de un “karst cubierto” u “oculto” por encontrarse recubierto por formaciones más modernas. En este caso particular, por depósitos de suelos residuales y rocas muy alteradas y descompuestas (lutitas, limolitas, areniscas finas, etc.), debajo de las cuales yacen las calizas karstificadas. Al producirse en las calizas karstificadas derrumbamientos o colapsos subterráneos, se deja sin soporte a toda la columna de materiales que gravitan sobre la zona kárstica, produciéndose su desmoronamiento lento y originándose las depresiones o hundimientos del terreno. f. Geomorfología El valle de emplazamiento de la subestación Tingo María se caracteriza por presentar potentes pliegues kársticos de calizas, con numerosas cuevas de notable interés espeleológico como la “Cueva de las Lechuzas” y de “Las Pavas”, la cadena montañosa de la “Bella Durmiente” y numerosos manantiales de aguas termales y tragaderos, el río Huallaga que es el mayor y más importante afluente del río Marañón, perteneciente al grupo de los grandes ríos del sistema hidrográfico del Amazonas.

3.2 Investigación Geotécnica – Método Directo Se utilizaron equipos de perforación diamantina para ejecutar 23 taladros de investigación a profundidades superiores a los 30 m en el patio 138 kV en las zonas de posibles cavidades detectadas con el georradar, a fin de verificar su existencia y sus características geométricas, tal como se puede observar en la figura 6.

Fig. 5: Mapa conteniendo la ubicación de las cavidades. e. Origen del karst

Con base en la interpretación de los resultados de las investigaciones geofísicas con georadar, correlacionados con los resultados del levantamiento geológico de superficie, se puede afirmar que las depresiones o hundimientos del terreno que ocurren en el área de la subestación Tingo María, particularmente en el Patio de Llaves 138 kV, se deben a la existencia de cavidades o conductos subterráneos de origen kárstico. Este fenómeno tiene caracte-

Fig. 6: Registro de perforación de un taladro.

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En esta etapa de investigación se comprobó que debajo del subsuelo de la subestación Tingo María, existe un sistema de cavernas interconectadas, ubicado a profundidades mayores a 5 m. y conformado por rocas calizas, tal como se puede ver en figura 7.

Fig. 8: Equipo de perforación para la construcción de pilotes.

Fig. 7: Mapa de cavernas subestación Tingo María.

Con los resultados de esta investigación se pudo determinar los diseños apropiados para la estabilidad de los equipos instalados en la subestación Tingo María. Además, permitió la decisión de efectuar el tratamiento con un costo de USD 1.1 millones, incluidos estudios, antes que decidir por la reubicación de la subestación, cuyo costo estimado fue de USD 5 millones. Como se puede ver, los costos del tratamiento representaban 1/5 respecto al costo de reubicación.

El sistema de estabilización de los equipos del patio 138 kV comprendió dos (02) tipos de tratamiento que explicaremos a continuación:

3. ESTABILIZACIÓN DE LOS EQUIPOS EN LA SUBESTACIÓN TINGO MARÍA 3.1 Estabilización de los transformadores de potencia Comprendió la construcción de cuatro pilotes especiales de concreto armado y blindaje de acero, alcanzando una profundidad variable entre 30 y 38 m, anclados en roca firme. Sobre estos pilotes se construyeron vigas de concreto armado de gran peralte conformando una estructura tipo mesa para el apoyo de la fundación de los transformadores.

En figura 9 se observa la parte final del pilote preexcavado. A este nivel se construyen las vigas de concreto armado para el apoyo de la fundación del transformador.

Fig. 9: Parte final del pilote.

3.2 Estabilización de los equipos de patio 138 kV

Comprende la construcción de un sistema reticulado con vigas de concreto armado, conectadas en forma de cuadrícula para el apoyo de los equipos de patio. Este sistema de vigas se apoya sobre pilas de concreto armado, las mismas que fueron apoyadas en la roca. La profundidad que alcanzaron estas pilas es variable, desde 7 m hasta 22 m Ver figuras 10 y 11 del sistema de reticulado.

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Fig. 10: Disposición del sistema de reticulado y pilas para la estabilización de los equipos de patio.

Fig. 12: Estado final de construcción del sistema de vigas (reticulado) y pilas.

Sobre este sistema de reticulado (vigas de concreto armado) se apoyan los equipos de patio 138 kV de la subestación Tingo María.

Fig. 11: Sistema de vigas y pilas construidas.

Sobre estas se apoyan los equipos de patio.

Las obras de estabilización se ejecutaron sin interferir en el servicio de transformación del sistema eléctrico.

En el esquema de Fig. 12 se puede observar el estado final de la estructura de estabilización de los equipos.

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CONCLUSIONES

• La investigación permitió definir la presencia de rocas calizas localizadas en el subsuelo por debajo de la subestación Tingo María, afectadas por procesos kársticos (cavidades y agrietamientos) que dan origen a los hundimientos de suelos.

• Elección de adecuados diseños para la estabilización de los transformadores de potencia y equipos de patio.

• La ejecución de las obras (cimentación especial para los transformadores, el sistema de vigas interconectadas para la estabilización de los equipos de patio y el sistema de drenaje en exteriores de la subestación Tingo María) vienen contribuyendo a la estabilidad de los equipos y consecuentemente afianzando la operación permanente

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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del servicio de transformación y transmisión de energía eléctrica.

• Los costos de implementación del sistema de estabilización fueron de USD 1.1 millones, incluidos estudios. Este importe representaba 1/5 del costo estimado para la reubicación de la subestación.

• Los hundimientos de suelos continuarán generándose a través del tiempo, pues estos fenómenos kársticos no son posibles de detener, menos en la zona de selva donde las precipitaciones pluviales son abundantes, componente principal para la disolución de las rocas calizas.

• Para el mantenimiento eléctrico de los equipos de patio se deberá tener especial cuidado, de preferencia caminar por las canaletas y vigas reticulares.

• Investigaciones geológicas, ejecutadas por la empresa GEOSERVICE INGENIERÍA SAC. • Investigaciones geotécnicas e hidráulicas, ejecutadas por la empresa GEOTÉCNICA SA. • Investigaciones geotécnicas, ejecutadas por la empresa MICHELENA SA.

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