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DESCARGAS PARCIALES en redes de AT: experiencias españolas

Las medidas de descargas parciales son utilizadas cada vez con mayor frecuencia para diagnosticar el estado del aislamiento de las redes de alta tensión. Una nueva tecnología de medida, que permite discriminar el ruido eléctrico, localizar el emplazamiento de las descargas, discriminar fuentes generadoras y relacionarlas con un patrón resuelto en fase asociado con la causa, ha dado paso a la solución en la nación ibérica, lo que resulta de importancia para atacar el problema en otras latitudes.

La aplicación de la tecnología BlueBOX ha permitido detectar el origen preciso de las descargas parciales y, con ello, evitar daños en los componentes.

Por Fernando Garnacho, M.A. Sánchez-Urán, J. Ortego, F. Álvarez, A. González y D. Prieto

DESCARGAS PARCIALES en redes de AT experiencias espanolasLa medida de descargas parciales (DP) es la técnica internacionalmente aceptada para la evaluación del estado de los aislamientos de alta tensión. Es sabido que los defectos internos en los aislamientos producen descargas parciales de magnitud o tasa crecientes antes del fallo. El fallo en el aislamiento, además de provocar la ausencia de suministro eléctrico más o menos duradero, puede ocasionar explosiones o incluso incendios desastrosos.

Las dificultades prácticas que, hasta hace unos años, suponía la eliminación del ruido electromagnético de las instalaciones eléctricas hacían inviable utilizar la técnica de la medida de DP on-line como herramienta de diagnóstico del estado del aislamiento de los equipos de alta tensión (transformadores de potencia, celdas, GIS, transformadores de medida, sistemas de cables, etc.). Sin embargo, el uso de potentes herramientas matemáticas para el tratamiento de la señal ha permitido discriminar el ruido de las señales de DP, determinar la posición donde aparecen las señales, distinguir los diferentes tipos de DP que aparecen e identificar las causas que las originan. Todo ello ha colocado a la medida on-line de DP para la detección precoz de defectos en los aislamientos eléctricos como la prueba más relevante para el mantenimiento de las instalaciones de media y alta tensión.

Paso 1. Adquisición sincronizada
Paso 2. Supresión de ruido
Paso 3. PD Localización automática
Paso 4. 3D Clustering
Paso 5. Sistema experto diagnóstico
Paso 6. Análisis de la evolución DPFigura 1. Flujograma simplificado del procedimiento de medida

Método de medida
En la Figura 1 se muestra el flujograma simplificado del procedimiento de medida desarrollado por Gas Natural Fenosa (GNF) y la Universidad Politécnica de Madrid. El procedimiento consiste en efectuar capturas sincronizadas y periódicas de DP a través de sensores y unidades de medida dispuestas en la red (paso 1). Tras la adquisición de las señales, el ruido superpuesto se elimina (paso 2) mediante un potente filtrado digital basado en la transformada wavelet.

Los datos filtrados de las unidades de medida permiten relacionar los pulsos de DP generados con la ubicación donde se generan, mediante una herramienta automática (mapa de posición de las DP). La localización del emplazamiento de las DP se determina mediante el retraso de llegada a cada sensor de los pulsos de DP que viajan por la red (paso 3).

Cuando en un mismo emplazamiento (accesorio de cable, transformador, etcétera) aparecen diferentes defectos, es preciso distinguirlos para analizar la criticidad de cada uno de ellos. La herramienta de “agrupamiento 3D por forma de onda” (paso 4) permite distinguir diferentes fuentes de DP situadas en un mismo emplazamiento. La forma de onda de cada pulso de DP se identifica mediante tres parámetros característicos del pulso: frecuencia principal del pulso (fi) y los parámetros ai y bi, que definen la asimetría de la envolvente asociada con cada pulso, lo que permite una representación tridimensional de cada pulso de DP correlacionado con su forma de onda. La representación espacial (3D) de los tres parámetros relacionados con la forma de onda (fi, ai y bi) permite identificar diferentes agrupaciones de DP situadas en el espacio 3D. Mediante una apropiada selección de volúmenes paralelepipédicos en la representación 3D, un grupo de DP es seleccionado cuando su patrón resuelto en fase corresponde con un patrón tipo asociado a una causa generadora de señales de tipo DP (paso 5). La evolución temporal de las DP asociadas con un tipo de defecto permite evaluar el riesgo de fallo asociado (paso 6).

Necesidad de herramientas de identificación de tipos de defectos
Santa Cruz de Tenerife es una isla española con una extensión aproximada de 150 km2 y con 58 km de costa, en la que los aislamientos de exterior habitualmente soportan alta contaminación salina. En mayo de 2009, Endesa puso en servicio dos sistemas de cables trifásicos de 66 kV de salida de subestación, con una longitud aproximada de 1.54 km cada uno de ellos, conectados ambos a una línea aérea de doble circuito.

Cada sistema de cable estaba compuesto por dos tramos de cable de 800 y 740 m de longitud, respectivamente, unidos por un empalme en configuración single-point, con puesta a tierra en el empalme. Para la recepción de los cables se efectuó el ensayo de DP mediante la tecnología de VLF.

La conclusión del ensayo fue la existencia de defectos internos en los empalmes del cable, por lo que Endesa decidió sustituir los que el diagnóstico consideraba defectuosos. Tras la sustitución, se volvieron a medir descargas parciales con la misma tecnología de VLF y el resultado volvió a ser la existencia de descargas parciales en el aislamiento interno de los empalmes nuevos.

F2 Disposicion de la instalacion durante los ensayosFigura 2. Disposición de la instalación durante los ensayos

Endesa no dio por buenas estas medidas, al tratarse del mismo diagnóstico con empalmes nuevos y esmerando su montaje. La dudosa fiabilidad de los análisis realizados hasta entonces, condujo a la empresa a solicitar el diagnóstico al Laboratorio Central Oficial de Electrotecnia (LCOE), al conocer que éste utilizaba la innovadora tecnología BlueBOX de alta capacidad de procesamiento de las señales. Endesa prefirió no informar al LCOE del histórico de medidas y sustituciones de empalmes para no predisponer el diagnóstico. A diferencia de las medidas anteriores, Endesa requirió al LCOE que las medidas se realizaran con la tensión de la red, lo cual dificultaba aún más el análisis por el ruido eléctrico superpuesto en la red. El LCOE realizó dos ensayos (figura 2). El primero midió las DP entre las terminaciones de la subestación y los empalmes de cada sistema de cable, mientras que el segundo midió las DP entre los empalmes de ambos sistemas de cable. Para la última medida se conectaron en serie los dos sistemas de cable.

Para las medidas, el LCOE deshizo las configuraciones en single-point en los empalmes, dando continuidad a las pantallas en ambos lados de cada empalme que previamente estaban puestas a tierra. Con ello se lograba que las señales de alta frecuencia de las DP viajaran libremente por las pantallas de un extremo a otro y pudieran ser medidas por los sensores de tipo HFCT dispuestos en las pantallas.

De la primera medida efectuada con un instrumento eficaz para medidas on-line, por la capacidad de seleccionar la banda de frecuencia de medida donde la relación señal/ruido sea alta, resultó para cada empalme un patrón resuelto en fase, que es muy parecido al patrón tipo de defecto cavidad, lo que inducía a pensar que podría existir defecto interno y justificaba el diagnóstico erróneo de defecto en el aislamiento de los empalmes. Sin embargo, tras aplicar la tecnología BlueBOX con herramientas de procesamiento de la señal de DP, el patrón se pudo descomponer en cuatro grupos diferentes, correspondientes a cuatro fuentes generadoras: superficial-1 en fase V; superficial-2 en fase V; corona en fase V, y superficial en fase U (señal acoplada al sensor de la fase V), sin que ninguna de las fuentes de DP detectadas correspondiese a un defecto interno en el aislamiento, como inicialmente parecía.

En cuanto al error en el posicionamiento de las señales de DP, quedaba también justificado al haber realizado los análisis de posicionamiento de las DP por la técnica de reflectometría, ya que las DP existentes en las terminaciones (corona y superficiales externas por contaminación), que no afectaban al aislamiento interno, viajan a lo largo del cable y se reflejan en los empalmes, lo que llevaba a interpretar que estos pudieran ser los focos emisores e identificar el empalme como zona generadora de DP, lo cual era erróneo.

El mapa de DP generado con la tecnología BlueBOX es determinado por el retraso de tiempo de llegada directa de los pulsos de DP a los sensores, sin necesidad de esperar a que se reflejen en el extremo abierto (técnica de reflectometría). Con la aplicación de este método alternativo, el mapa de DP generado automáticamente para el segundo ensayo ubicó los grupos de DP en el punto medio entre los empalmes de ambos sistemas de cable; es decir, en el apoyo, lo cual era compatible con el tipo de patrones encontrados: DP tipo corona y DP tipo superficial externa.

Respecto de los pulsos de DP que aparecen en el empalme, no significa que estén ubicados en ese lugar, sino que fueron detectados en el empalme, procedentes de éste o de cualquier aislamiento situado a su izquierda. El análisis del patrón resuelto en fase para estas DP reveló dos grupos de DP diferentes. Uno de ellos correspondía a DP tipo corona y el otro a tipo superficial externa en aire, por lo que ambos tenían que provenir de las terminaciones de la subestación y no del empalme. Medidas complementarias con sensores UHF dispuestos en la proximidad de las terminaciones de la subestación ratificaron la existencia de corona y DP superficiales. Tras el informe favorable de ausencia de defectos en aislamientos internos del cable, emitido por el LCOE-UPM, en septiembre del 2009, la instalación ha funcionado más de cuatro años sin falla alguna.

La monitorización de DP detecta defectos indetectables por las medidas de puesta en marcha
El aeropuerto de Barajas, situado a 12 kilómetros del centro de Madrid, es el primer aeropuerto español por tráfico de pasajeros, carga aérea y operaciones, así como el cuarto de Europa y duodécimo del mundo por número de pasajeros. A las 22:30 horas, aproximadamente, del 15 de agosto de 2010, se produjo un fallo en la continuidad del servicio eléctrico en la terminal T4, con lo que toda la terminal quedó a oscuras durante media hora. El fallo se produjo en el aislamiento de un cable de 45 kV por error de montaje.

F3 Instalacion de monitorizacion permanenteFigura 3. Instalación de monitorización permanente de DP de una nueva línea subterránea de 45 kV en el aeropuerto de Barajas: Sensores (S) de tipo HFCT, Sistemas de Medida (MS) y Sistema de Adquisición y Cont  rol (CAS)

Aeropuertos Españoles y Navegación Aérea (AENA), como empresa responsable del mantenimiento de las instalaciones eléctricas del aeropuerto de Barajas, tras la revisión y el saneamiento del cable defectuoso, decidió efectuar medidas de DP con la tecnología BlueBOX en todos los cables de 45 kV del aeropuerto. El resultado de las medidas permitió descubrir defectos en otros accesorios del cable. Las disecciones efectuadas evidenciaron otros errores de montaje. Dada la eficacia del diagnóstico, AENA decidió instalar monitorización permanente de DP con la tecnología BlueBOX en las dos líneas de 45 kV principales del aeropuerto, una de ellas nueva (Figura 3) y la otra existente.

Tras la instalación de la nueva línea subterránea de 45 kV con cuatro empalmes de cruce de pantalla, tres empalmes rectos y dos terminaciones, AENA realizó el ensayo de recepción del cable con la tecnología de VLF. El ensayo no detectó defectos de aislamiento en el nuevo sistema, por lo que el cable fue puesto en servicio en septiembre de 2012. Tras varios días de funcionamiento, el sistema de monitorización permanente de DP registró la aparición de varias fuentes de DP en algunos empalmes. El monitoreo permanente permite detectar la posición de las DP y analizar su evolución, no sólo en amplitud, sino en tasa de repetición (número de pulsos de DP por unidad de tiempo).

F4 Estado del aislamiento tras la apertura del empalmeFigura 4. Estado del aislamiento tras la apertura del empalme

Cabe destacar que, según el aislamiento del empalme CB3 envejece, la amplitud de las descargas disminuye, a costa de aumentar su tasa. También debe indicarse que cuando el empalme CB3 fue energizado no presentó DP. Tuvieron que transcurrir 35 días para que el error de montaje produjera el inicio de las DP. En la Figura 4 se muestra la degradación del aislamiento que presentaba el empalme tras 45 días de actividad de DP continuada. La apertura del empalme ratificó los errores de montaje.

Detección de DP en un transformador
En una subestación de Unión Fenosa Distribución (UFD), situada a unos 30 km al Este de Madrid, en uno de los nudos eléctricos más importantes para el suministro eléctrico madrileño, se realizaron medidas de DP con la tensión de servicio. La subestación dispone de diferentes autotransformadores de potencia alimentados a 220 kV, entre los que se encuentran tres unidades monofásicas 220/132 kV, de 80 MVA de potencia cada una, sobre las que se realizaron medidas de DP con la tecnología BlueBOX. Se utilizaron sensores de DP no invasivos, siguiendo las indicaciones de la compañía propietaria. Cada autotransformador disponía de bornes convencionales con toma capacitiva, tanto en el lado de 220 kV, como en el de 132 kV. Se desarrollaron sensores de medida, adaptados a los bornes capacitivos, constituidos por filtros paso alto adecuados para la captación de señales de DP. Asimismo, las señales de DP a tierra se midieron mediante un sensor de tipo HFCT dispuesto en la puesta a tierra del autotransformador.

En los tres registros pudo observarse una superposición de patrones de DP, difícil de interpretar a simple vista. Tras aplicar la herramienta de la tecnología BlueBOX de agrupamiento 3D, cada uno de estos registros se descompuso en dos grupos de DP diferentes: el grupo 1, que corresponde a patrones no relacionados con defectos en aislamientos internos (efecto corona, DP superficiales en aire o señales de electrónica de potencia), y el grupo 2, cuyo patrón resuelto en fase corresponde a un patrón característico de defecto interno, que evidenció la existencia de un daño en el autotransformador.

Si bien los tres sensores detectaron el defecto interno, la sensibilidad mayor se logró con los sensores conectados a las tomas capacitivas. Tras la apertura interna del transformador, se detectaron claras degradaciones por calentamiento. Las partes metálicas a alta tensión, a más de 100 grados centígrados, sumergidas en aceite, provocan DP por evaporación microscópica del agua disuelta en el aceite, derivado del envejecimiento de la celulosa.

Discriminación de dos defectos simultáneos en un transformador de potencia trifásico
En una subestación de transformación de 45/15 kV, perteneciente a la compañía UFD, situada en el corazón de Madrid, que interconecta la red de distribución primaria de 45 kV con la red de distribución secundaria de 15 kV, se realizaron medidas on-line de DP para comprobar el estado del aislamiento de la subestación.

F5 Ensayo de DP en redFigura 5. Ensayo de DP en red, esquema de cable de corta longitud, puente entre GIS y transformador de potencia

El plan de mantenimiento de UFD incluye las medidas on-line de DP en los cables puentes de transformador, que unen las celdas a 45 kV con el transformador de potencia de la subestación (Figura 5). Estos cables, con una longitud aproximada de 35 metros, disponen en ambos extremos de terminaciones enchufables tipo Pfisterer.

Para el ensayo de DP on-line, se desconectaron las cargas del lado de 15 kV del transformador y se alimentó la instalación con la red de potencia a través de la GIS. Las medidas sincronizadas desde el lado de la GIS y desde el lado del transformador de potencia mostraron patrones resueltos en fase muy similares, siendo mayor la amplitud de las descargas en el lado del transformador, que en el lado de la GIS, lo que inducía a pensar que estuvieran en el lado del transformador. Tras aplicar la herramienta de agrupamiento 3D, se distinguieron dos grupos diferentes de DP, ambos con patrón característico de defecto interno.

El patrón resuelto en fase del grupo 1 está asociado con la tensión de la fase T, y el patrón del grupo 2 con la tensión entre las fases S y T. Al estar el patrón del grupo 2 asociado con dos fases, el aislamiento involucrado debía encontrase, probablemente, en el interior del transformador. Además, el análisis de los tiempos de llegada (t01 y t02) de los pulsos de DP a la GIS y al transformador situaban las dos fuentes generadoras de DP en el lado del transformador, ubicado a 35 m de la GIS. Medidas efectuadas con sensores UHF ratificaron totalmente la ubicación de las DP del grupo 1 en la terminación Pfisterer de la fase T. Las aperturas de la terminación y del transformador evidenciaron defectos en el montaje de la terminación y aislamientos degradados en el interior del transformador.

F6 a y bFigura 6. a) Carbonización por preparación inadecuada de la terminación del cable b) Degradación del aislamiento de papel en el interior del transformador

Localización de DP en una subestación de transformación
En una subestación de transformación 45/15 kV, perteneciente a UFD, ubicada al Noroeste de la zona urbana de Madrid, se realizaron medidas on-line de DP en los cables puente y en los dos transformadores de potencia de la subestación. Los cables disponen de terminaciones enchufables tipo Pfisterer para conectarse a los transformadores.

Para el ensayo on-line de DP, cada transformador se conectó a una barra diferente de las celdas de 45 kV, con el fin de poder medir DP con el interruptor de acoplamiento de barras acoplado o desacoplado. En las terminaciones de cada transformador se dispusieron dos sensores, uno de tipo HFCT y otro de tipo UHF.

Tras utilizar las herramientas de procesamiento de la tecnología BlueBOX (filtrado, agrupamiento de las DP e identificación de patrones asociados con los defectos), en las fases V y W se detectaron DP asociadas con un defecto interno en el aislamiento. Los patrones resueltos en fase obtenidos en los sensores HFCT dispuestos en el transformador 1 fueron idénticos, tanto con el interruptor de barras abierto como cerrado, mientras que en el transformador 2 no se apreciaban DP en la fase V y en la fase W, la amplitud de las DP era más baja que en el transformador 1, y decrecían al abrir el interruptor de barras. Las medidas realizadas con sensores UHF ratificaron que las DP no procedían del transformador 2.

La medida efectuada con los sensores UHF en el transformador 1 evidenció que las DP se atenuaban hasta desvanecerse al alejar los sensores de UHF de los terminales Pfisterer. Aparece un patrón de mayor amplitud y tasa de DP en la fase W, que en la fase V, que corresponde a una mayor degradación en la superficie de los materiales aislantes (las manchas blanquecinas se transforman en manchas marrón). La inspección de las terminaciones evidenció que la actividad de descargas parciales fue originada por errores de montaje y ratificó plenamente el diagnóstico realizado.

El monitoreo continuo de DP se anticipa a fallos inesperados
La UFD, propietaria de la red aislada de 220 kV del eje Norte y eje Sur de Madrid, tiene monitorizada con tecnología BlueBOX buena parte de ambos ejes. A pocos meses de que la línea aislada de 220 kV, una de las líneas del eje Norte, fuera monitorizada, en mayo de 2011, se detectó el patrón de DP característico de defecto en el aislamiento interno. El sistema de monitorización de DP localizó, de forma automática, el defecto en el extremo de uno de los cables que se conectaba a la GIS de una subestación.

F7 Esquema de la configuracion de la GISFigura 7. a) Esquema de la configuración de la GIS y de los transformadores durante los ensayos. b) Disposición de los sensores y sistemas de medida de tecnología BlueBOX utilizados

Había que localizar exactamente dónde se estaban generando las DP dentro de la subestación con nueve posiciones para reparar el defecto.

La identificación de la posición de las DP se logró mediante tres ensayos complementarios, utilizando unidades portátiles con tecnología BlueBOX:

Ensayo 1:         midiendo DP entre B y C (6 m de distancia)
Ensayo 2:         midiendo DP entre C y D (12 m de distancia)
Ensayo 3:         midiendo DP entre C y E (30 m de distancia)

F8 Esquema simplificado de la lineaFigura 8. Esquema simplificado de la línea y de la parte de la subestación en la que se efectuaron las medidas de DP

Los tres mapas de DP (Figura 8) resultantes de los ensayos situaron la fuente generadora de pulsos de DP en el mismo emplazamiento: en una de las terminaciones correspondientes a la posición C de la GIS. Además, la máxima amplitud de las señales de DP se identificaba también en la terminación de la posición C de la GIS, lo que ratificó el diagnóstico.

La localización del defecto interno en la terminación correspondiente a la posición C de la GIS se ratificó con una medida con sensor invasivo de UHF dispuesto en el compartimento de la terminación de cable de la posición C.

Antes de efectuar la reparación, UFD promovió la comparación de medidas de DP para este defecto en 220 kV con cuatro tecnologías diferentes, además de la tecnología BlueBOX con la que se detectó el defecto: SIEMENS, Mtronix, PRYCAM y PDCheck. La tecnología SIEMENS utilizó el sensor UHF invasivo instalado en el propio compartimento de la terminación defectuosa. El resto de tecnologías, excepto la tecnología PRYCAM, que utiliza su propio sensor de antena incorporado en el instrumento de medida, utilizaron sensores HFCT no invasivos, instalados en la conexión a tierra de la pantalla de la terminación defectuosa. Las mediciones con la tecnología PRYCAM tuvo que efectuarse en una terminación adyacente a la defectuosa, debido a interferencias que la tecnología de SIEMENS le causaba. Todas las tecnologías detectaron el defecto, siendo los patrones de SIEMENS, MTRONIX y BlueBOX muy parecidos entre sí (alta relación señal/ruido).

Fue posible detectar diversas marcas causadas por la actividad de DP en la superficie interna del cono de voltarine y en el aislamiento EPDM de la terminación GIS. El análisis del aceite de la terminación reveló la existencia de partículas extrañas no metálicas de medio tamaño, que justificaban las DP detectadas. Tras la subsanación del defecto, se repitieron las medidas de DP sin que se detectaran señales de DP en la terminación GIS.

Conclusiones
La medida de DP on-line es la técnica más eficaz para el diagnóstico del aislamiento eléctrico de los equipos e instalaciones de media y alta tensión. Para medidas de DP on-line, es preciso disponer de instrumentos de medida capaces de eliminar el ruido eléctrico superpuesto a las señales de DP y de herramientas eficaces para posicionar, separar e identificar las distintas fuentes generadoras. El reconocimiento de los patrones de DP asociados con cada fuente de DP es también imprescindible para un buen diagnóstico. Gracias a estas herramientas, se han podido corregir diagnósticos erróneos de defectos inexistentes o localizar defectos que habían pasado desapercibidos en los ensayos de recepción y que iniciaron su actividad de DP semanas después de energizar las instalaciones. Esto establece un nuevo orden de prioridad en las medidas de DP, en el que la monitorización permanente prevalece frente a los ensayos de DP de recepción; no obstante, aún queda por mejorar el reconocimiento automático de los grupos de DP asociados con patrones tipo, así como una técnica sencilla y fiable de sincronización para las medidas de DP realizadas con más de una unidad de medida.
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Referencias
1. IEC 60270. “High-voltage test techniques-Partial discharge measurements”.
2. “Guidelines for Unconventional Partial Discharge Measurements”, CIGRE Brochure Nº 444. WG D1.33. December 2010.
3. “High Voltage On-site Testing with Partial Discharge Measurement”, CIGRE Brochure Nº 502. WG D1.33. June 2012.
4. F. Garnacho ,M. A. Sánchez-Urán, J. Ortego, F. Álvarez, O. Perpiñan, E. Puelles, R. Moreno, D. Prieto, D. Ramos “New Procedure to Determine Insulation Condition of High Voltage Equipment by Means of PD Measurements in Service”, (Paper D1-309, Plenary Session Study Comity D1, Session 2012, Paris).
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Autores
Fernando Garnacho
Doctor por la UPM. Catedrático en el departamento de Ingeniería Eléctrica de la Escuela Técnica Superior de Ingeniería y Diseño Industrial de la UPM. Director del Centro Tecnológico de Alta Tensión del LCOE. Presidente del Subcomité Técnico 42 “Técnicas de Ensayo de Alta Tensión”, del Instituto Español de Normalización AENOR, y miembro de los grupos de trabajo WG35, WG36, WG37 y WG55 del Comité de estudios D1 “Materials and Emerging Test Techniques” de CIGRE.

M.A. Sánchez-Urán
Doctor por la UPM. Catedrático en el departamento de Ingeniería Eléctrica de la Escuela Técnica Superior de Ingeniería y Diseño Industrial de la UPM. Es el representante español del Comité de Estudios SCD1 “Materials and Emerging Test Techniques”, de CIGRE, y miembro del grupo de trabajo WG37, de CIGRE, sobre métodos de medida de DP no convencionales.

J. Ortego
Licenciado en Informática por la Facultad de Informática de la Universidad Complutense de Madrid. Ayudante en el Departamento de Ingeniería Eléctrica de la UPM.

F. Álvarez
Ingeniero Industrial por la Universidad Carlos III de Madrid. Profesor ayudante en el Departamento de Ingeniería Eléctrica de la UPM.

A. González
Ingeniero Superior Industrial, con especialidad en Electrotecnia, por la Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (ICAI) de la Universidad Pontificia de Comillas, Madrid. Desde 2001, es ingeniero del departamento de Diseño e Innovación Red Alta Tensión de Unión Fenosa Distribución, como responsable de la normalización e innovación de la red de alta tensión en el ámbito de subestaciones y líneas eléctricas aéreas y subterráneas.

D. Prieto
Ingeniero Eléctrico por la Escuela Técnica Superior de Ingeniría y Diseño Industrial de la UPM. Desde 2006 es ingeniero del departamento de Mantenimiento de la compañía Unión Fenosa Distribución, como responsable de las líneas de alta y media tensión de Madrid.

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