Jueves 11 de Agosto de 2022       •      Dólar= $889,49      •      UF=$       •      UTM=$58.248

Arturo Gajardo, Consultor y Director de Avaga Consultores:
“Hay aspectos en algunos reglamentos vigentes que no tienen aplicación actual”

Con 57 años de destacada carrera profesional, este Ingeniero Civil Electricista, de la Universidad Técnica Federico Santa María, es uno de los profesionales con mayor experiencia en el desarrollo de proyectos de líneas de transmisión y de subestaciones eléctricas a lo largo de Chile, en especial las relacionadas con la transmisión y distribución de energía eléctrica de alta tensión. Durante su carrera, también participó en el diseño de obras de transmisión en otros países como Ecuador, Paraguay, Perú, Argentina, Panamá, Costa Rica, Nicaragua, Honduras, Guatemala y El Salvador.

¿Están al día las normativas técnicas usadas en el sector Transmisión?
La Norma Técnica de Seguridad y Calidad y Servicio está actualizada, pero, a mi entender, no sucede lo mismo con los reglamentos eléctricos. Varios de los reglamentos (como el de Corrientes Fuertes y el de Cruces y Paralelismo) se actualizaron hace unos tres o cuatro años, pero aún no están vigentes. Es un proceso muy lento. Tengo entendido que los reglamentos ya fueron autorizados por la Contraloría, pero todos los cuadernos técnicos -que son los que permiten actualizar los diseños- aún no lo están. Entonces, si tengo que responder hoy en día respecto a qué norma está vigente en Chile para el diseño de líneas de transmisión, la respuesta sería una norma que data de la década de los ‘50.

¿Qué significa esta situación para el diseño de las líneas de transmisión?
Los diseños y obras eléctricas han evolucionado de manera que hay aspectos en algunos reglamentos vigentes que no tienen mucha aplicación en la actualidad. En la década de los ‘50, cuando se crearon algunas de las normas eléctricas aún vigentes, las líneas de transmisión en Chile se hacían con conductores de cobre, lo que hoy sería demasiado caro. En esa época, los niveles de tensión a transmitir eran mucho más bajos; por ejemplo, solo había una lí- nea de 275 kV en el mundo y quedaba en EE.UU. En cambio, ahora podemos encontrar líneas de 1.100 kV, y en Chile ya se consideran futuros proyectos con tensiones tipo 750kV.

Entonces, cuando hacemos diseños y anteproyectos, debemos extrapolar los reglamentos y normas existentes, mientras no entren en vigencia sus actualizaciones.

¿Qué factores han cambiado en estos 70 años de electrificación del país?
En el caso específico de las líneas y subestaciones de transmisión eléctrica, el mayor cambio ha sido el devenir de las grandes tensiones, principalmente por la necesidad de transmitir mayores potencias, de forma más barata y segura. Y esta necesidad surge a medida de que se incrementa la población y la economía crece.

Además, las personas se han vuelto más exigentes: hace 70 años, era común tener uno o dos días a la semana sin electricidad; ahora se tienen al año dos o tres horas sin suministro y todas las fuerzas vivas reclaman. Entonces, todos estos factores han provocado que cambie la concepción de los proyectos eléctricos.

Otro problema es obtener las servidumbres para realizar los proyectos…
Sí, muchas personas quieren las líneas, pero no les gustan. Eso hace que los proyectos tengan que adecuarse a si se obtiene o no la servidumbre y eso es muy serio para un país como el nuestro, que es “flaquito”.

Una línea de transmisión es una obra longitudinal. A diferencia de una central fotovoltaica (que tiene una superficie limitada), y aunque tiene una cantidad definida de kilómetros, una línea de transmisión no queda confinada dentro de un cierre, por lo que enfrenta una serie de dificultades para su construcción que se derivan de esa situación.

¿Cuándo entró al mundo de la Transmisión eléctrica?
Salí muy joven de la Universidad Técnica Federico Santa María y tuve la suerte de trabajar 39 años en la ENDESA e Ingendesa. Aproximadamente a los dos años de llegar a la empresa, comencé a trabajar en el área de diseño de líneas de transmisión; era un cabro recién salido de la universidad y lo único que querían los ingenieros era enseñar, para que los jóvenes aprendieran y siguieran haciendo lo que ellos habían hecho.

¿Cuál de sus proyectos destacaría?
Uno de los primeros diseños que me tocó hacer fue la línea Chapiquiña-Arica, de 66 kV. Esta central está a casi 4.000 m de altitud y, en ese momento, en la ENDESA no había experiencia para hacer una línea a esa altitud; ni siquiera había registros meteorológicos. Necesitábamos saber el nivel ceráunico de la zona, si se requería cable de guardia, el nivel de aislación, la resistencia, entre otros factores que desconocíamos por ser un proyecto a esa altitud. En esa época, era muy usual recurrir a las publicaciones y presentaciones internacionales. En esos años, en una revista de la Asociación de Ingenieros de Perú, salió un artículo sobre una línea que se había construido en la zona del Mantaro, y de donde pudimos extrapolar algunos pará- metros para nuestro proyecto. Otra fuente muy valiosa fueron las publicaciones de la CIGRE. En ese sentido, la ENDESA tenía una muy buena biblioteca técnica para ese entonces.

También participó en la electrificación de la isla de Chiloé…
Así es. Cuando la planta generadora a dié- sel ya no brindaba la confiabilidad adecuada, se tomó la decisión de interconectarla con el continente en 1962. Aunque se evaluó el cruce aéreo, se decidió hacerlo bajo el mar y, con mucha suerte, me tocó participar en dicho proyecto, que se extendió inicialmente hasta 1967.

La instalación de los cables submarinos era todo un desafío, requiriendo la ayuda de buques de la Armada. Un par de años antes se había hecho una instalación de 13,2 kV en la boca del río Maullín, pero a una profundidad de 10 m. En cambio, el proyecto de interconexión de Chiloé eran palabras mayores, con profundidades hasta 110 m, superiores a los 60 m que era el límite para el descenso de los buzos autónomos.

En el verano de 1964, se instalaron los primeros cables en el lugar más conveniente (a unos dos kilómetros al poniente de donde se encuentra el actual cruce aéreo). Sin embargo, los buzos no podían corroborar si los cables quedaban bien instalados por la profundidad de la zona y lo irregular del fondo marítimo.

En definitiva, en un período de 10 años, se instalaron unos 12 cables, hasta que se decidió avanzar unos kilómetros más al poniente a un lugar que tenía el doble de longitud (unos 6 km), pero el fondo estaba a unos 64 m, distancia a la que los buzos podían observar bien qué estaba pasando con los cables.

Luego, se tomó la decisión de hacer el actual cruce aéreo de 220 kV…
Sí, y ese también es un proyecto emblemático, no tanto por la potencia, sino por la longitud del vano (2.800 m). En ese proyecto, el problema estaba en cómo vencer esa longitud, ya que en el mundo existían otros cruces de gran potencia, pero eran muy escasos los de esa longitud. Ello condujo a que se utilizara un conductor prácticamente de acero, lo que es atípico para una línea de transmisión. Ahora, ya está implementándose un nuevo cruce aéreo en la zona del Canal de Chacao, pero esta vez con un sistema de doble circuito de 500 kV.

Abril 2019
.......
Comentarios acerca de este artículo
No hay comentarios publicados
Comenta este artículo
Nombre:
Empresa:
Email:
Comentario:
Notificarme de actividad en este artículo
Ingrese los caracteres de la imagen:
Desayunos
LA MODERNIZACIÓN TECNOLÓGICA DEL SECTOR MINERO: Avanzando hacia la digitalización
AUTOMATIZACIÓN Y CONTROL INDUSTRIAL: Digitalizar los procesos productivos, la clave para el futuro
LA INDUSTRIA ELECTRÓNICA EN CHILE: Construir redes para fortalecer el ecosistema
Contáctenos
Dirección: José Manuel Infante 919, Of. 203,
Providencia, Chile
Teléfono: (562) 2433 5500
Email: info@emb.cl
Visite también:
© Copyright 2019 Editora Microbyte Ltda.