Calidad del Servicio y Planeamiento Electrico del SER Iberia-Iñapari
El objeto es presentar los hechos sobre la calidad del servicio y atención al cliente, en la localidad de Iberia y Iñapari, ubicadas en la frontera Peru-Brasil, en el departamento de Madre de Dios.
Las localidades del SER Iberia-Iñapari, han estructurado un subsistema, con las localidades de Iberia e Iñapari, con las localidades ubicadas a lo largo de la carretera transoceánica paralela a ella. Las localidades de Iberia e Iñapari, son zona de Concesión.
De 2004, en que se inicio la construcción de la carretera, la realidad socio económica, esta variando ostensiblemente con la migración de población de otras partes del país. Se espera concluir la carretera, hacia fines del 2011, con lo cual tendremos una realidad bastante diferente con un alto flujo de comercio e inversión fundamentalmente brasilera en las tierras de selva baja.
El planeamiento a corto plazo, lleva a recomendar llegar a Iñapari, en 138 KV, pues el Brasil, en el corto plazo ( no mas de dos años) tendra 138 KV en la frontera y lo mismo sucedera en Bolivia (tambien en no mas de dos años), con una consecion otorgada para llegar a Cobija (frontera con Peru en el triangulo formado en la zona), con 138 KV.
PRESENTACION DE LOS HECHOS
Las líneas de 22,9 Kv fueron construidas por el Ministerio de Energía y Minas, el 2006-2007. En la construcción no se instauro la franja de servidumbre, eliminando la vegetación de la misma y con el ancho suficiente, que garantice una operación optima. El nivel del aislamiento de línea, es menor que las sobretensiones atmosféricas originadas por efecto indirecto de las descargas atmosféricas, generando fallas fase-tierra y saliendo la línea de servicio.
Existe la expectativa de la población fronteriza, del servicio las 24 horas del día, como lo es en las localidades de Brasil y Bolivia similares. Para ello tendría que prolongarse la LT 138 Kv de Puerto Maldonado, los 170 Km. hasta Iberia. En un futuro mas cercano que lejano, debemos interconectarnos los tres paises en 138 KV.
Si nos situamos en un escenario de mediano y largo plazo, este seria el nivel de tensión, que permita interconectar Brasil, Bolivia, con el Perú, en las localidades de Basilea y Cobija.
La carretera interoceánica, recorre al lado del 100% de la troncal de 22,9 Kv, considerándose que sus efectos en la demanda se darán entre los años 2011-2015, una vez concluida la misma hasta el Cusco, variando drásticamente la actual demanda de 450 Kw. del SER.
El centro de carga es Iberia, con extremos en Iñapari (superior) y Alerta-San Pedro (inferior); y un ramal MRT desde Iberia hacia Pacahuara. En general, toda la zona tiene población concentrada en pocas localidades, como Iñapari, Iberia, San Lorenzo, Alerta y San Pedro. Percibiéndose la existencia de tráfico de madera, droga y Oro, en horas nocturnas. Las líneas primarias en 22,9 KV, tienen una ruta dentro de vegetación típica de selva baja, que debe ser mantenida periódicamente.
La localidad de Iberia, tiene el manzaneo y cotización que se indica en el plano mostrado, con la delimitación de ampliación de zona urbana, aprobada por el municipio. Comparando con el plano de redes eléctricas, verificamos que las redes no cubre la totalidad de la zona urbana.
Plano de Redes Electricas actual de Iberia
La municipalidad de Iñapari, tiene el siguiente plan director, para su desarrollo urbano, el cual puede compararse con el plano de redes eléctricas, verificándose que estas últimas no cubren la totalidad de las viviendas. Se aprecia que al lado derecho de la plaza de armas, el plano del municipio no considera las viviendas allí ubicadas. Esta es una zona no autorizada por defensa civil, como protección de las riberas del río Acre, el cual desarrolla un bucle peligroso, pero que sin embargo, tiene suministro eléctrico.
Plano de Redes Electricas Iñapari
Las redes primarias y secundarias de las localidades de Iberia e Iñapari, deben ampliarse a la totalidad de las viviendas existentes. Teniendo en cuenta que las localidades son zona de concesión, sobre las cuales, la inversión del Ministerio de Energía y Minas, ha sido complementaria en las localidades conexas a lo largo de la carretera transoceánica y áreas periféricas de Iberia e Iñapari, así como sus redes primarias, no cubiertas por la Concesión. Sin embargo, el Concesionario no ha invertido en mejorar o completar las redes en su área de concesión.
La operación de las CT de Iberia e Iñapari, están operadas por un Services, la cual se realiza satisfactoriamente frente a la población y autoridades locales.
No existe oficina para Atención al Cliente, en toda el área del SER Iberia-Iñapari.
La operación, mantenimiento y comercialización de las redes de distribución, están a cargo de otra Services, la cual no realiza su labor satisfactoriamente, frente a la población y autoridades locales. Esta labor esta asociada a las frecuentes interrupciones del servicio, por la salida de la línea primaria 22,9 Kv, Iberia-Iñapari (por vegetación en la franja de servidumbre y bajo aislamiento de la línea).
Como resultado directo, de las frecuentes interrupciones del servicio, un alto numero de artefactos de los usuarios, como equipos de aire acondicionado y sistemas de cómputo. El perjuicio ha llegado al extremo que varios de ellos (sobre todo los especiales, como la Agencia del Banco de la Nación, Gobierno Regional, Inade, M. Agricultura, y otros) se han desconectado de las redes del Concesionario e instalado sus propios grupos electrógenos.
Considero, que hasta el Concesionario supere sus dificultades en la línea 22,9 Kv - Iberia-Iñapari, la operación con el grupo de la CT Iñapari, evitando así, los frecuentes cortes del servicio.
Establecer una conexión de la línea troncal del PSE Iberia-Iñapari, que actualmente llega a Alerta (trifásico), con el otro extremo de la línea desde Puerto Maldonado, la cual llega hasta Alegría, solo resta 15 Km., para el empalme. La línea tendría 224 Km de longitud y se utilizarían reguladores de tensión automáticos. Técnicamente es viable la operación por un periodo corto (de tres-cuatro años), a sustentarse con cálculos justificativos. Sin embargo, para que esta opción sea viable, se requiere tener un claro compromiso con la construcción de la LT 138 Kv Puerto Maldonado-Iberia y SE Iberia, así como el de sanear físicamente la franja de servidumbre de las líneas de 22,9 Kv.
CONCLUSIONES
• El Concesionario debe establecer físicamente la franja de servidumbre y árboles colindantes altos, en todas las rutas de las líneas primarias del PSE Iberia-Iñapari. Debiéndose implementarse un ambicioso programa de mantenimiento.
• El Concesionario debe ampliar las redes, para las viviendas nuevas, en las localidades Iberia e Iñapari.
• Establecer la operación de la CT Iñapari, abriendo el circuito de la LP Iberia Iñapari, por la muy grave tasa de salida del servicio en Iñapari.
• Definir la realización de la LP de empalme en 22,9 Kv, para operar por un periodo corto (de tres-cuatro años), a sustentarse con los cálculos justificativos, bajo la condición vinculante de construir la LT 138 KV Puerto Maldonado-Iberia.
• Implementar con Urgencia, una Oficina de Atención al Cliente, en la localidad de Iñapari, capital de la provincia de Tahuamanu.
RECOMENDACION
• Comprometer al Concesionario, a ejecutar las acciones indicadas en las Conclusiones.
Nivel de Alumbrado Publico por Calificacion Urbanistica
El caso del CP El Triunfo, ubicado en el Departamento de Madre de Dios, es interesante de explicar, por corresponder al caso de otras en el pais.
Antecedentes
La presente evaluacion, es fue una iniciativa del suscrito, en su Condición de Supervisor Regional, teniendo en cuenta el estado restringido del servicio de alumbrado publico, en el sector El Triunfo, en la ciudad de Puerto Maldonado. El sector El Triunfo, esta ubicada al otro lado del río Madre de Dios, como se aprecia en el plano. El Triunfo, pertenece al distrito de Las Piedras y la Provincia de Tambopata.
En años anteriores, Foncodes financio la ejecución de sus redes secundarias, bajo la calificación de centro poblado menor del distrito de las Piedras. El proyecto fue concebido como de electrificación rural y por tanto aplicable las normas de alumbrado público rural.
Evaluacion Tecnica
La Municipalidad Provincial de Tambopata, tiene un Plan Director de la Ciudad de Puerto Maldonado, vigente para el periodo 2004-2012, aprobado con Ordenanza Municipal N° 004-2004-MPT-A-SG.
El plano de zonificación de dicho Plan Director, se muestra en el Anexo “A”, aprobado por el Arquitecto Hugo Solezi Breña, en su condición de Jefe del Proyecto INADUR.
En el mismo se verifica que el sector reconocido como “El Triunfo”, forma parte de la ciudad de Puerto Maldonado, como resultado de un proceso de con-urbanización de la ciudad hacia ambos lados del río Madre de Dios, antes de su confluencia con el río Tambopata. De manera que para propósitos de mercado eléctrico, las partes de la ciudad hacia ambas riberas del río, son un mismo sector típico. Están social y económicamente integradas, aunque pertenezcan a distritos distintos y una misma provincia.
El Triunfo, esta incluido en el Plan Director de la ciudad de Puerto Maldonado, regulándose su desarrollo, para una equilibrada integración social. Las obras de electrificación en el Sector “El Triunfo”, son resultado de estudios aprobados erróneamente por la Municipalidad Distrital de Las Piedras, como Centro Poblado Rural, de la Provincia de Tambopata. Si bien es cierto, la jurisdiccion distrital es correcta, su característica urbana la da el Plan Director de la Municipalidad Provincial de Tambopata.
En este contexto errado, la Concesionaria aprobó y recepciono redes de distribución secundaria, con el alumbrado público limitado, asociado a la caracterización de centro poblado rural, que debe ser corregido.
Conclusion
El Concesionario debe cumplir con la Norma Técnica de la DGE, de Alumbrado de Vías Públicas de Zonas de Concesión de Distribución, en el sector El Triunfo de la ciudad de Puerto Maldonado. Debe por tanto instalarse lámparas de alumbrado público en todas las estructuras de las redes secundarias.
Analisis de descarga de rayos-caso Neshuya
La zona de Neshuya esta ubicada en el distrito de Curimanam a orilllas del rio Aguaytia, siendo en principio, una zona geografica de altas descargas atmosfericas. En particular las plantaciones de palmas, son un factor agravante. La palma, es de forma simetrica cilindrica casi perfecta, casi sin tallo, con hojas multiples con forma bien alargada y con puntas en el extremo superior. Cuando se dan las tormentas, con lluvia, se comportan como multiples "atraerrayos" tipo "franklin".
Como la linea Neshuya a Curimana, la tenemos muy cerca de las palmas, a lo largo de varios kilometros(aprox 15 KM), pues estan atrayendo descargas directas en el entorno de la linea. Estas corrientes, que son instantaneas, viajan por la linea "queriendo" descargar lo mas pronto posible, rompiendo los aisladores tipo PIN, pues su BIL es bajo (150 KV) comparado con los frentes de las ondas de rayo, del orden de 400-450 KV. Pero estas ondas tambien descargan por los pararrayos de las subestaciones, pues no tenemos pararrayos intermedios (deberiamos tenerlos en algunas estructiras en los tramos criticos). Como los pararrayos son de clase 1, de poca capacidad de disipacion de energia, y de marca poco confiable, de baja calidad y confiabilidad de operacion, se quedan los con"pegados" y explotan cuando se les reconecta.
Recomiendo utilizar descargadores clase 2, o clase 3, en zonas de alta densidad de descargas como la zona de Neshuya-Curimana.
El reporte de la inspeccion es el siguiente:
El dia de ayer martes 28, realize la inspeccion de la subestacion particular de Aguaytia Energy, en la localidad de Neshuya, Km 60 de la Av. Federico Basadre, 3 km hacia Curimana, con la participacion del tecnico Manuel Upari y el Ing. Miguel Romero, del Area de Ingenieria de la Gerencia de Operaciones, contando con un megometro de 15 Kv de la Gerencia Comercial y un telurometro digital de la Gerencia de Operaciones, adicionalmente de un Multitester.
En el lugar, se inspecciono y midio la resistencia de puesta a tierra de los dos pozos existentes en dicha subestacion particular. La inspeccion dio conformidad plena y el valor medido fue de 3.65 y 3.25 ohms, en cada caso, siendo estos valores suficientes para su funcion.
El Tecnico, Manuel Upari, subio a la plataforma de los equipos, en la estructura monoposte, inspeccionando visualmente los equipos. Los cut outs, estan en posicion abiertos,conformes sin huella alguna de descargas tipo flash over, ni de cortocircuito a tierra o entre fases. Los bushing y carcasa del transformador y del transformix, los encontro conformes, de manera similar a los cut outs. Los pararrayos actuaron bajo descarga con visibles huellas de haberse quedado "pegados", en su ultima actuacion, los de las fases "R" y "T", habiendose retirado las tres conexiones con el borne de los cut outs, para aislar el cortocircuito generado por esta falla.
Se procedio a medir el aislamiento a tierra del transformador y el transformix, con el megometro de 15 Kv, en la escala de 10 KV, asi como con el multitester portatil. En ambos casos los resultados fueron conformes.
De lo informado por el vigilante de Aguaytia Energy, con posicion permente en su garita, a escasos 10 metros de la subestacion, con buena visibilidad, los hechos habrian sucedido asi:
El viernes 24 de noviembre-06, a aprox. 2.30 AM, despues de varias horas de tempestades en la zona, el servicio de interrumpio en la subestacion, sin mediar evento visible alguno de falla en ese lugar. El mismo viernes a las aprox. 06 PM, personal de EU de Curimana, a la subestacion y viendo que todo aparentemente estaba conforme con sus cut outs cerrados normalmente, se dirigio a los seccionamiento del Km 60, procediendo a cerrarlos hacia Curimana. Hubo dos intentos durante los cuales los dos transformadores iniciaron su actuacion normalmente, pero el servicio se interrumpia a los dos o tres segundos. En el segundo ocurrieron las explosiones de los pararrayos y el desprendimiento del cable que une los bornes superiores del cut out central y el pararrayo central (fase "S"). No hubo tercer intento.
El personal de EU, habrio los seccionadores y visualizo los dos pararrayos quemados (fases "R" y "T"). El sabado 25, hacia el medio dia llego personal tecnico de EU, de la Gerencia Comercial de Pucallpa, a la subestacion de Aguaytia Energy. Los tecnicos de EU, reportan una fisura en uno de los bushing del transformix. Durante su inspeccion ocurrio un contacto entre el conductor que unia el pararrayo netral con su respectivo cut out, que quedo descolgado, y el bushing del transformix., con visualizacion de descarga. Asi, deciden retirar las tres conexiones de pararrayos y cut outs. Del analisis que realizo, concluyo en que lo que ocurio fue lo siguiente:
Durante las horas de tormenta de la noche del jueves 23 y la madrugada del viernes 24, hubieron sobretenciones atmosfericas y quizas descargas directas a la linea, que en su conjuncion generaron actuacion del pararrayos, sin marca, clase 1, instalado en dicha subestacion. La mala calidad del aislador ocaciono que los contactos de dos de ellos quedaran pegados en algun momento (2.30 AM del viernes), ocacionando un cortocircuito entre dos fases ("R y "T").
Cuando el viernes a las 06 PM, se intenta reponer, suponiendo erroneamente, que todo estaba conforme en la subestacion de Aguaytia Energy, no ingresa la carga por el cortocircuito existente. Los transformadores no tenian porque haberse dañado, salvo si en las labores de inspeccion del viernes 25, la descarga por contacto inadecuado del conductor suelto con el bushing del transformix, lo hubiera ocacionado.
Como conclusion de la evaluacion, debe reemplazarse los tres pararrayos, por otros de clase 2, considerando la alta frecuencia de fenomenos atmosfericos en la zona, y de marca reconocida. La responsabilidad es del cliente, pues la instalacion del pararrayos sin marca y presumiblemente de mala calidad, ocaciono que se pegaran sus contactos, estableciendo un cortocircuito entre fases.
En general tambien evalue las condiciones en que opera las lineas de 22,9 KV en la zona. Lo que esta claro es que el bajo aislamiento de la linea para enfrentar las sobretensiones atmosfericas, asi como la ausencia de
recloser en la radial (en SEPI y en un punto intermedio, por su longitud y ser selectivo en aislar la falla) y derivaciones principales como Curimana y Tornavista. Para aumentar el aislamiento tendria que cambiarse progresivamente y monitoreando sus efectos, comenzando por los tramos mas criticos, de los aisladores tipo pin, por otros tipo line poste, polimerico, de un BIL externo del orden de 250 a 300 KV (superior alos 150 KV del existente). Para ser selectivo en el aislamientop de la falla, asi como la pronta repsosicion del servicio, por ser fenomenso transitorios del orden de una milesima de segundo, aunque pueden darse muchas veces durante las tormentas, se instalen un recloser en CampoVerde (luego de las derivaciones de Nueva Requena y Tornavista), un seccionador fusfible en la derivacion de Tornavista.
En la zona de mayor efectos identificada en el tramo de Neshuya a Curimana los pararrayos deben ser clase 2, por su mator capacidad de disipar mayores energias de descargas atmosfericas y estar ello asociadas a marcas mas confiables. Seria tambien recomendable, instalar pararrayos clase 2, en por lo menos cuatro estructuras de dicho tramo de linea, pues ahora no se tiene ninguno (en las tres fases).
