Cuando la memoria vuelve con la lluvia: Montserrat, el Papa y aquel apagón de 1982

La visita del Papa a Montserrat me devuelve al apagón de 1982: lluvia, niebla, contingencias, oficio eléctrico y una lección PDCA

A veces los recuerdos no vuelven por una fecha exacta, sino por una sensación.

Esta semana, al escuchar de nuevo que el Papa visitará Montserrat, hice lo que muchos hacemos por deformación profesional: mirar la previsión meteorológica. No por simple curiosidad, sino porque cuando uno ha vivido incidencias eléctricas, planes de contingencia y situaciones donde el tiempo puede complicarlo todo, mirar el cielo deja de ser un gesto casual.

La previsión hablaba de sol y calor. En principio, todo correcto. Pero Montserrat tiene memoria propia. Pensar en meteorología, montaña e infraestructuras me llevó primero al 10 de junio de 2000, cuando una lluvia torrencial provocó una inundación histórica en Montserrat. Puede parecer raro hablar de inundación en una montaña, pero aquel día la realidad superó cualquier previsión cómoda.

Y de ahí salté a otro recuerdo más antiguo: el 7 de noviembre de 1982, durante la visita del Papa Juan Pablo II a Montserrat. Una jornada histórica, marcada por la lluvia, la niebla, un apagón, una retransmisión difícil y una lección técnica que, con los años, he entendido mucho mejor.

Una gran efeméride también es una operación técnica

Yo entonces tenía veintipocos años. La memoria se ha ido diluyendo, como las fotos antiguas cuando pierden color, pero la sensación sigue ahí.

Aquel día no era un día cualquiera. La visita del Papa era una gran efeméride religiosa, social, institucional, logística y técnica. Y cuando un acontecimiento así pasa por una montaña como Montserrat, todo se convierte en operación especial.

Recuerdo los preparativos, los planes de contingencia, las guardias reforzadas, la gente pendiente y esa sensación de que todo tenía que funcionar porque no había margen para quedar mal.

En el mundo eléctrico eso se entiende muy bien: hay días normales y días señalados. Y los días señalados no perdonan. La red puede funcionar durante meses sin grandes problemas, pero si falla justo cuando todos miran hacia el mismo sitio, el fallo deja de ser una incidencia y se convierte en historia.

El apagón visto desde casa

Yo estaba en casa, con la televisión preparada para ver la visita. Pero de pronto se fue la luz.

No era solo no poder ver bien la retransmisión. Era la sensación de que algo se torcía en el peor momento posible. En una época sin móviles, sin redes sociales y sin mapas de incidencias en tiempo real, un apagón tenía otra textura: era más físico, más incierto y más incómodo.

Recuerdo aquella transmisión como una mezcla de solemnidad, caos y oficio: poca luz, niebla, mala visibilidad, retrasos y una montaña envuelta en un ambiente casi irreal.

El helicóptero no pudo operar como estaba previsto, hubo que rehacer el desplazamiento por carretera y la llegada se retrasó. Para quien lo veía desde casa, aquello tenía algo de escena bíblica y algo de parte de averías.

El temporal fue el contexto, no necesariamente la causa

Con los años he aprendido que las grandes infraestructuras rara vez fallan por una sola causa. Fallan por acumulación: meteorología adversa, accesos complicados, tensión operativa, comunicaciones lentas, instalaciones exigidas y decisiones tomadas bajo presión.

Aquellos días de noviembre de 1982 fueron también los días de los grandes aguaceros en Catalunya, especialmente en zonas como el Pirineo y la cuenca del Segre. Recuerdo la zona de Oliana, porque después trabajé en la topografía de líneas afectadas, entre ellas líneas de 110 kV y 25 kV que venían de Adrall. También me vienen a la memoria afectaciones en zonas como Boades o Sant Vicenç de Castellet.

No afirmo todos los detalles como dato documental cerrado. La documentación de entonces era escrita y mucha pudo perderse con el tiempo. Lo cuento como un recuerdo profesional y una deducción técnica construida a partir de incidentes similares vividos después.

Conviene decirlo bien: el temporal pudo ser el desencadenante operativo. El fallo, si mi hipótesis es correcta, fue técnico.

Hipótesis técnica: interruptores de aceite, maniobras repetidas y cebado de barras

Si la memoria no me traiciona, hubo problemas importantes de alimentación eléctrica, quizá vinculados a la subestación Congost-Manresa, y Montserrat quedó sin luz durante unas horas.

En los antiguos interruptores de alta tensión en aceite, el aceite no solo aislaba. También ayudaba a extinguir el arco cuando el interruptor abría una falta. Cada apertura severa castigaba el aceite y los contactos. El arco podía calentarlo, vaporizarlo parcialmente, descomponerlo en gases y generar carbonilla.

Aquel día había tormenta. Es razonable pensar que algunas líneas aéreas sufrieran faltas transitorias y que los interruptores abrieran y reengancharan varias veces en poco tiempo. Si el aceite no tenía margen para recuperarse, podía perder rigidez dieléctrica por temperatura, gases, humedad, partículas o degradación.

Mi hipótesis es que el sobrecalentamiento pudo provocar una expulsión de gases calientes, vapores de aceite o partículas carbonizadas, contaminando momentáneamente el entorno de las barras.

En barras desnudas de alta tensión, eso puede empeorar la rigidez dieléctrica del aire, ensuciar superficies aislantes y facilitar un camino de descarga entre fases, hacia masa o sobre los aisladores. Y cuando una descarga se ceba en barras, el resultado puede ser serio.

La lección PDCA: lo que no se documenta se repite

La verdadera lección no está solo en la avería, sino en lo que se hace después.

Aquel incidente se resolvió, pero el aprendizaje no siempre entraba en el sistema. El servicio volvía, alguien entendía lo ocurrido, pero muchas veces ese conocimiento quedaba en la cabeza de unas pocas personas.

Y cuando eso ocurre, la organización no aprende. Aprende una persona, un turno o un equipo concreto. Pero el sistema queda igual de vulnerable.

Ahí encaja perfectamente el ciclo PDCA: planificar, ejecutar, comprobar y actuar.

• Planificar no es solo diseñar una instalación para que funcione en condiciones normales. También es preguntarse qué puede fallar.
• Ejecutar no es únicamente poner medios. Es asegurarse de que esos medios están disponibles, son adecuados y funcionan.
• Comprobar no es solo verificar que todo vuelve a la normalidad. Es entender por qué falló.
• Y actuar no es solo reparar. Es corregir la causa raíz, dejar constancia y evitar que el mismo fallo vuelva a repetirse.

Porque resolver una avería devuelve el servicio. Documentarla evita que vuelva a pasar.

La solución: contener, monitorizar y renovar

En casos similares, la solución llegó en tres fases, como suele ocurrir en ingeniería cuando no puedes cambiarlo todo de un día para otro.

Fase 1. Contención inmediata

Se observó que, en algunos equipos, la válvula de escape de gases estaba orientada hacia las barras o hacia elementos aislantes próximos.

La medida más rápida fue reorientar esas válvulas para que cualquier expulsión de gases, vapores o partículas se dirigiera hacia zonas seguras, alejadas de las barras conductoras en tensión y de sus elementos de soporte.

Fase 2. Monitorización y mantenimiento

A corto y medio plazo se implantaron controles adicionales: registrar disparos y maniobras de cada interruptor y, al superar determinados umbrales, activar una inspección, limpieza o revisión preventiva.

Eso es mejora continua aplicada al mantenimiento: no esperar a que el fallo se repita, sino usar las señales previas para actuar antes.

Fase 3. Renovación tecnológica

A largo plazo, la solución fue sustituir progresivamente los antiguos interruptores de aceite por tecnologías más modernas, con menores necesidades de mantenimiento y menor riesgo asociado.

Durante años se utilizó el SF₆, una solución eficaz por sus propiedades dieléctricas y de extinción del arco. Pero exigía control de presión, estanqueidad y mantenimiento. Además, con el tiempo apareció otro problema: el SF₆ es un gas de efecto invernadero muy potente.

Por eso hoy la evolución tecnológica empuja hacia soluciones con menor impacto ambiental. En media tensión, los interruptores en vacío se han consolidado como una alternativa robusta. En alta tensión, la transición es más gradual.

O, como diría mi abuelo: no basta con apagar el fuego; hay que apartar la leña, vigilar las brasas y, si puedes, cambiar la estufa.

Conclusión: la ingeniería invisible

Detrás de cada gran acto público hay una red de servicios que nadie mira mientras funcionan: energía, comunicaciones, accesos, seguridad, agua y emergencias.

Todo parece natural hasta que falla. Entonces descubrimos que la normalidad también se diseña, se mantiene y se defiende.

La visita del Papa de 1982 fue histórica. Pero para algunos también fue una lección temprana: los planes de contingencia no son papeles para cubrir expediente. Son la diferencia entre el caos absoluto y el caos gestionado.

Hoy no estamos en 1982. La red es otra, las comunicaciones son otras y los protocolos han mejorado.

Pero la lección sigue vigente:

• las infraestructuras críticas no se improvisan el día de la foto.
• se preparan antes,
• se revisan antes,
• se prueban antes
• y se operan con gente que tenga margen, criterio y oficio para responder cuando algo se tuerce.

Porque cuando la naturaleza aprieta y todos miran hacia el mismo sitio, la ingeniería deja de ser invisible.

Y se convierte, aunque nadie lo diga, en parte esencial de la historia.