REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
INSTITUTO UNIVERSITARIO DE TECNOLOGÍA
“ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”
EXTENSIÓN MARACAY
INSTALACIÓN DE RECONECTADOR SCHNEIDER (EQUIPO
AUTOMÁTICO DE INTERRUPCIÓN DE FALLAS) EN EL CIRCUITO DE
DISTRIBUCIÓN ORTICEÑO EN 13.8KV, DE CORPOELEC ZONA
ARAGUA
Trabajo de Grado presentado para optar al Título de
Técnico Superior Universitario en Electricidad
Mención Instalaciones Eléctricas
Autor: Br. Francisco Moreno
Tutor Académico: T.S.U. Díaz, Eduard
Asesor Metodológico: Lcdo. Ramos, Walter
Maracay, Febrero 2013
i
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
INSTITUTO UNIVERSITARIO DE TECNOLOGÍA
“ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”
EXTENSIÓN MARACAY
ACEPTACIÓN DEL TUTOR ACADÉMICO
Quien suscribe, Técnico Superior Universitario Eduard Díaz, Titular de la
Cédula de Identidad Nº V-14.183.165, por medio de la presente hago constar que he
revisado el Trabajo Especial de Grado presentado por el ciudadano Francisco
Abraham Moreno Tabares, Cédula de identidad Nº V-18.488.184 para optar al Título
de Técnico Superior Universitario en Electricidad, Mención: Instalaciones Eléctricas,
el cual está titulado como “INSTALACIÓN DE RECONECTADOR SCHNEIDER
(EQUIPO AUTOMÁTICO DE INTERRUPCIÓN DE FALLAS) EN EL CIRCUITO
DE DISTRIBUCIÓN ORTICEÑO EN 13.8KV, DE CORPOELEC ZONA
ARAGUA” y acepto actuar como Tutor Académico durante la fase de ejecución y
presentación de dicho trabajo.
En la ciudad de Maracay, a los ______ días del mes de ______________ de
2.013,
T.S.U Eduard Díaz
C.I. V-14.183.165
ii
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
INSTITUTO UNIVERSITARIO DE TECNOLOGÍA
“ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”
EXTENSIÓN MARACAY
ACEPTACIÓN DEL ASESOR METODOLÓGICO
Quien suscribe, Licenciado Walter Iván Ramos, Titular de la Cédula de
Identidad Nº V-12.137.893, por medio de la presente hago constar que he revisado el
Trabajo Especial de Grado presentado por el ciudadano Francisco Abraham Moreno
Tabares, Cédula de identidad Nº V-18.488.184 para optar al Título de Técnico
Superior Universitario en Electricidad, Mención: Instalaciones Eléctricas, el cual está
titulado como “INSTALACIÓN DE RECONECTADOR SCHNEIDER (EQUIPO
AUTOMÁTICO DE INTERRUPCIÓN DE FALLAS) EN EL CIRCUITO DE
DISTRIBUCIÓN ORTICEÑO EN 13.8KV, DE CORPOELEC ZONA ARAGUA” y
acepto actuar como Asesor Metodológico durante la fase de ejecución y presentación
de dicho trabajo.
En la ciudad de Maracay, a los _____ días del mes de _______________ de
2.013,
Lcdo. Walter Ramos
C.I. V- 12.137.893
iii
A lo Divino y Supremo que me ha dado
cada segundo de vida y la voluntad necesaria
para obtener tan anhelada meta.
A mi madre que desde niño me inculcó
valores y buenas costumbres, a mi padre que
con su carácter me enseñó a obtener las cosas
con mi propio esfuerzo y siempre con la ayuda
de Dios.
A mi hermano y hermana que son mis
anhelos más grandes
A mis Abuelos Nelson Tabares y
Maritza Tabares por siempre estar ahi en todo
momento y siempre darme el consejo oportuno
para seguir luchando
A mi tía Marinel Tabares mujer
luchadora y ejemplo para muchos, así también
a su hijo Isaac un pequeño que dentro de poco
también será un hombre que alcanzara metas
como esta
Muchas gracias a todos ustedes y a
aquellos que me han ayudado de una u otra
manera a alcanzar este logro tan importante
para mí.
DEDICATORIA
iv
A Dios Todopoderoso por siempre
escucharme y estar a mi lado cada día de mi
vida, por amarme y acompañarme y nunca
dejarme solo
A mis padres, Lizbeth y Javier; por
guíarme por el camino del bien; gracias por su
amor, sus consejos, su ejemplo, su apoyo;
gracias por estar conmigo celebrando mis
triunfos y también por ayudarme a levantar en
mis caídas, nunca tendré como retribuirles
tantas cosas que me han dado, son los mejores.
A mis hermanos Madai y Emanuel; por
apoyarme, entenderme, animarme y alegrarme
la vida con su existencia.
A mi familia; por su cariño
incondicional.
Al Instituto Universitario de Tecnología
“Antonio José de Sucre” el más alto
reconocimiento a todas aquellas personas que
han hecho realidad el presente trabajo de
investigación, en especial a los tutores Walter
Ramos y Eduard Díaz, por ser fuente
inagotable de conocimientos para el logro de
esta meta.
Ha sido largo el viaje pero al fin llegue,
solo tu mano me sostiene gracias por amarme
Jesus, siempre seras lo mejor que ha pasado en
mi vida TE AMO!!!
AGRADECIMIENTOS
v
INDICE GENERAL
ACEPTACIÓN DEL TUTOR ACADÉMICO .............................................................. i
ACEPTACIÓN DEL ASESOR METODOLÓGICO ................................................... ii DEDICATORIA .......................................................................................................... iii AGRADECIMIENTOS ............................................................................................... iv INDICE GENERAL...................................................................................................... v INDICE DE FIGURAS ................................................................................................ ix
INDICE DE GRAFICOS .............................................................................................. x INDICE DE CUADROS .............................................................................................. xi
INDICE DE ANEXOS ................................................................................................ xii RESUMEN ................................................................................................................. xiii INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 1 CAPÍTULO I ................................................................................................................. 4
EL PROBLEMA ........................................................................................................... 4 Contextualización del Problema ................................................................................... 4
Objetivos de la Investigación ........................................................................................ 8 Objetivo General ....................................................................................................... 8 Objetivos Específicos ................................................................................................ 8
Justificación de la Investigación ................................................................................... 8
CAPÍTULO II ............................................................................................................. 11 MARCO REFERENCIAL .......................................................................................... 11 Antecedentes de la Institución .................................................................................... 11
Misión ................................................................................................................. 13 Visión .................................................................................................................. 14
Valores Corporativos .......................................................................................... 14 Objetivos de la Institución .................................................................................. 14 Políticas Comerciales .......................................................................................... 15
Estructura Organizativa ....................................................................................... 15 Estructura Organizativa de la unidad .............................................................. 18
Descripción de las Funciones .......................................................................... 18 Antecedentes de la Investigación ................................................................................ 20 Bases Teóricas ............................................................................................................. 22
Sistema de Potencia................................................................................................. 22
Subestación de Distribución .................................................................................... 23 Sistema de distribución ....................................................................................... 23
Partes de un Sistema de Distribución .............................................................. 24 Clasificación de los sistemas de distribución .................................................. 25 Transformadores de medida ............................................................................ 25
Trasformadores de corriente ........................................................................... 26 Transformador de potencial ............................................................................ 26 Fusibles ........................................................................................................... 27
Reconectador ....................................................................................................... 27
vi
Secuencia de Operación .................................................................................. 28 Número total de operaciones o aperturas .................................................... 29 Tiempo de reconexión ................................................................................. 29 Tiempo de reposición .................................................................................. 29 Corriente mínima de operación ................................................................... 29
Clasificación de los Reconectadores ............................................................... 31 Reconectadores monofásico ........................................................................ 31 Reconectadores trifásicos ............................................................................ 31 Control de los reconectadores. ................................................................... 31 Control hidráulico ....................................................................................... 31
Control Electrónico ..................................................................................... 32 Medio de interrupción y aislación ............................................................... 33 Aplicaciones ................................................................................................ 33
Protecciones en el Sistema Eléctrico de Potencia. .............................................. 34 Objetivos de los Sistemas De Protección ........................................................ 34 Función de los Sistemas De Protección .......................................................... 35
Función Reductora ...................................................................................... 35
Función Detectora ....................................................................................... 35 Función Interruptora.................................................................................... 35
Función Auxiliar ......................................................................................... 35 Tipos de Fallas ............................................................................................ 36
Consecuencias de las Fallas ........................................................................ 36 Consideraciones Básicas para un Sistema De Protección ............................... 37
Causas de las Fallas. .................................................................................... 37 Clases de Fallas. .......................................................................................... 38 Clasificación de fallas de distribución ........................................................ 38
Elementos detectores de falla .......................................................................... 40 Función detectora de los relés ......................................................................... 40
Clasificación de los relés ......................................................................... 40
Características del tiempo de operación .................................................. 41 Parámetros Utilizados para Detectar Fallas y Esquemas Operacional .... 42
Bases Legales .............................................................................................................. 43
Conceptos Básicos ...................................................................................................... 47
CAPÍTULO III ............................................................................................................ 50 MARCO METODOLÓGICO ..................................................................................... 50 Modalidad de la investigación .................................................................................... 50
Tipo de Investigación .............................................................................................. 51 Procedimientos ........................................................................................................ 52
Fase I. Planificación ............................................................................................ 52 Fase II. Recolección de Información .................................................................. 52
Documentación ............................................................................................... 52 Aplicación de Instrumentos............................................................................. 52
Fase III. Organización de la Información ........................................................... 53
Fase IV. Análisis de la Información .................................................................... 53 Fase V. Diseño de Propuesta ............................................................................... 53
vii
Fase VI. Elaboración de Propuesta ..................................................................... 53 Cronograma de Actividades .................................................................................... 54 Operacionalización de Variables............................................................................. 56 Población y Muestra ................................................................................................ 58
Población ............................................................................................................. 58
Muestra ................................................................................................................ 58 Técnica e instrumentación de recolección de datos ................................................ 59 Técnica de análisis de interpretación de datos ........................................................ 60
CAPÍTULO IV ............................................................................................................ 62 Resultados ................................................................................................................... 62
Fase Diagnostica ......................................................................................................... 62 Análisis e Interpretación de los Resultados de la entrevista ....................................... 65 Análisis General .......................................................................................................... 68
Incidencias por el C.O.D ............................................................................................. 69 Interpretación de los Resultados del las incidencias del COD ................................ 69
Interrupciones por causa Accidental ................................................................... 70 Interrupciones por causa atmosférica .................................................................. 72
Interrupciones por causa de componentes dañados ............................................ 74 Interrupciones por causa de medidas de seguridad ............................................. 76
Interrupciones por causa de sobre carga ............................................................. 76 Interrupciones por causas Fortuitas ..................................................................... 78
Fase Alternativa de solución ....................................................................................... 80 Fase de la Propuesta .................................................................................................... 81
Presentación de la propuesta ................................................................................... 81 Objetivos de la propuesta ............................................................................................ 82
Objetivo General ..................................................................................................... 82 Objetivos Específicos .............................................................................................. 82
Justificación................................................................................................................. 83 Alcance ........................................................................................................................ 84
Limitaciones ................................................................................................................ 84 Planificación de Instalación ........................................................................................ 84
Procedimientos de Instalación del Reconectador ................................................... 85
Aspectos Operativos del Reconectador Schneider .................................................. 85
Valores Nominales y Especificaciones ........................................................... 85 Interfaz de Alimentación del Reconectador .................................................... 86
Estructura Electromecánica del Restaurador ..................................................... 87 Funcionamiento Eléctrico del Reconectador ...................................................... 88 El Controlador ADVC (Advance Controler) consta de: ..................................... 91
Tablero delantero ................................................................................................ 92 El ACR (Automatic Circuit Reclouser) U-Series consta de: ............................... 92 Instrucciones de instalación de la estructura en Poste ....................................... 94 Puesta a Tierra de Restaurador ACR y Caja de Control ADVC ........................ 95 Pruebas de Potencial Aplicado ........................................................................... 97
Prueba de Potencial Aplicado 1 ..................................................................... 97 Prueba de Potencial Aplicado 2 ..................................................................... 98
viii
Prueba de Potencial Aplicado 3 ...................................................................... 99 Estudios Correspondientes al Circuito .................................................................. 100
Descripción Y Características Generales Del Circuito Orticeño13.8 Kv. ........ 100 Niveles de Cortocircuitos en Barras .................................................................. 100 Cálculo de las ICC’s en barra 115 kV del circuito............................................ 101
Cálculos de forma teórica para comprobar los datos obtenidos por el programa SID en
Planificación .............................................................................................................. 109 Caso Trifásico ....................................................................................................... 110 Caso Monofásico ................................................................................................... 111
Programación del relé ADVC para el manejo del reconectador Schneider a través del
software WSOS ......................................................................................................... 112 Indicación de Estado y Programación de Control ..................................................... 120 Conexiones a la Línea de Alto Voltaje ..................................................................... 121
Análisis Post – Instalatorio ....................................................................................... 122 Factibilidad Operativa ............................................................................................... 123 Factibilidad Técnica .................................................................................................. 128 Factibilidad Económica ............................................................................................. 130
CONCLUSIONES .................................................................................................... 131 RECOMENDACIONES ........................................................................................... 133
BIBLIOGRAFIA ...................................................................................................... 134 ANEXOS .................................................................................................................. 135
ix
INDICE DE FIGURAS
Figura 2. 1. Organigrama Organizacional CORPOELEC Zona Aragua .................... 17 Figura 2. 2. Organización de la División de Operación y Mantenimiento ................. 18
Figura 2. 3. Diagrama de sistema de potencia ............................................................ 23 Figura 2. 4. Curvas de operación de un reconectador ................................................. 28 Figura 2. 5. Secuencia de operación de un reconectador ............................................ 30 Figura 2. 6. Diagrama de bloques de un reconectador con control electrónico .......... 33 Figura 2. 7. Características de tiempo de los relés ...................................................... 42
Figura 4. 1. Tendido eléctrico aéreo del circuito Orticeño ......................................... 64
Figura 4. 2. Conexiones ilegales ................................................................................. 64
Figura 4. 3. Papagayos atascados en la red electrica ................................................... 65 Figura 4. 4.Diagrama de Conexión de alimentación por control. ............................... 87 Figura 4. 5. Estructura electromecánica del Restaurador ............................................ 88 Figura 4. 6. Diagrama de bloques del reconectador .................................................... 89
Figura 4. 7. Corte lateral del reconectador de dieléctrico solido Serie-U ................... 90 Figura 4. 8. Controlador ADVC del reconectador Schneider ..................................... 91
Figura 4. 9. Vista frontal del reconectador Schneider ................................................. 93 Figura 4. 10. Vista frontal del reconectador Schneider ............................................... 93 Figura 4. 11. Estructura en poste ................................................................................. 94
Figura 4. 12. Montaje centrado y lateral ..................................................................... 95
Figura 4. 13. Puesta a tierra de todo el equipo ............................................................ 96 Figura 4. 14. Conexión de Prueba de Potencial Aplicado a Fase-Tierra .................... 98 Figura 4. 15. Conexión de Prueba de Potencial Aplicado a Fase-Fase ....................... 98
Figura 4. 16. Conexión de Prueba de Potencial Aplicado, C. Abierto- C. Abierto .... 99 Figura 4. 17. Cortocircuito monofásico en barra 115 KV ......................................... 101
Figura 4. 18. Cortocircuito trifásico en barra 115 KV .............................................. 102 Figura 4. 19. Selección de características para diagrama unifilar ............................. 103 Figura 4. 20. Sub-menú de símbolos para el diagrama unifilar ................................ 104
Figura 4. 21. Valores precargados............................................................................. 105 Figura 4. 22. Selección del transformador en el software ......................................... 106
Figura 4. 23. Introducción de valores nominales ...................................................... 107 Figura 4. 24. Diagrama Unifilar ................................................................................ 107
Figura 4. 25. Ejecución del programa ....................................................................... 108 Figura 4. 26. Valores de Icc trifásico y monofásicos en barra 13.8 KV ................... 109
Figura 4. 27. Pantalla de inicio ................................................................................. 113 Figura 4. 28. Interfaz del Schneider .......................................................................... 113 Figura 4. 29. Ventana principal ................................................................................. 114 Figura 4. 30. Registro de archivo .............................................................................. 114 Figura 4. 31. Partes de la interfaz .............................................................................. 115
Figura 4. 32. Carga del programa.............................................................................. 116 Figura 4. 33. Selección de controlador y reconectador ............................................. 117 Figura 4. 34. Selección del grupo de protecciones.................................................... 117 Figura 4. 35. Ventana de verificación ....................................................................... 118
Figura 4. 36. Hoja de programación simplificada ..................................................... 119
x
Figura 4. 37. Conexiones en líneas de alto voltaje .................................................... 121 Figura 4. 38. Base del reconectador .......................................................................... 124 Figura 4. 39. Base de soporte de Transformador ...................................................... 124 Figura 4. 40. Soportes ............................................................................................... 125 Figura 4. 41. Abrazaderas ......................................................................................... 125
Figura 4. 42.Disipadores de sobretensión ................................................................. 126 Figura 4. 43.Reconectador ........................................................................................ 126 Figura 4. 44. Caja de control ..................................................................................... 127 Figura 4. 45. Camiones unicesta ............................................................................... 127
INDICE DE GRAFICOS
Gráfico 1. .Interrupciones por causa Accidental ......................................................... 72 Gráfico 2. Interrupciones por causas atmosféricas ..................................................... 74 Gráfico 3. Interrupciones por componentes dañados .................................................. 75
Gráfico 4. Interrupciones por causa de sobre carga .................................................... 77
xi
INDICE DE CUADROS
Cuadro 1. Clasificación de las fallas por el COD ....................................................... 38 Cuadro 2. Conceptualización de Variables ................................................................. 49
Cuadro 3. Cronograma de actividades ........................................................................ 55 Cuadro 4. Operacionalizacion de Variables ................................................................ 57 Cuadro 5 Interrupciones por causa Accidental ........................................................... 71 Cuadro 6. Histórico de Interrupciones por causas atmosféricas ................................. 73 Cuadro 7. Historial de Interrupciones por Componentes dañados .............................. 74
Cuadro 8. Historial de interrupciones por causa de medidas de seguridad ................. 76 Cuadro 9. Historial de interrupciones por causa de sobre carga ................................. 77
Cuadro 10. Historial de incidencias por causas fortuitas ............................................ 78 Cuadro 11. Valores nominales del Reconectador ....................................................... 86 Cuadro 12. Valores Nominales del voltaje de prueba no disruptivo del restaurador .. 97 Cuadro 13.Tabla de conductores ............................................................................... 112
Cuadro 14. Partes de la Interfaz ................................................................................ 115 Cuadro 15. Caracteristicas tecnicas del Reconectador .............................................. 129
xii
INDICE DE ANEXOS
Anexo Nº 1 ................................................................................................................ 136 Anexo Nº 2 ................................................................................................................ 138
Anexo Nº 3 ................................................................................................................ 140 Anexo Nº 4 ................................................................................................................ 142 Anexo Nº 5 ................................................................................................................ 144 Anexo Nº 6 ................................................................................................................ 146 Anexo Nº 7 ................................................................................................................ 148
xiii
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
INSTITUTO UNIVERSITARIO DE TECNOLOGÍA
"ANTONIO JOSÉ SE SUCRE"
EXTENSIÓN MARACAY
ELÉCTRICIDAD
INSTALACIÓN DE RECONECTADOR SCHNEIDER (EQUIPO
AUTOMÁTICO DE INTERRUPCIÓN DE FALLAS) EN EL CIRCUITO DE
DISTRIBUCIÓN ORTICEÑO EN 13.8KV, DE CORPOELEC ZONA
ARAGUA
Trabajo de Grado presentando para optar al Título de
Técnico Superior Universitario en Electricidad
Mención: Instalaciones Eléctricas
Autor: Br. Francisco Moreno
Tutor Académico: T.S.U. Díaz, Eduard
Asesor Metodológico: Lcdo. Ramos, Walter
Mes y Año: Maracay, Febrero 2013
RESUMEN
El trabajo que a continuación se presenta, muestra la planificación e instalación
de un equipo automático de interrupción de fallade marca Schneider en el circuito
Orticeño de distribución de CORPOELEC (Corporación Eléctrica Nacional) Zona
Aragua, ante la necesidad de brindar la continuidad del servicio eléctrico y eliminar la
susceptibilidad del sistema de distribución, así como también contrarrestar el alto
índice de interrupciones provocadas por las fallas que ocurren en el sistema de
distribución debido a sobre cargas que deshabilitan por completo el circuito,
condición que se presenta muy seguido por el alto índice de invasiones en
determinados barrios del pueblo de Palo Negro al cual alimenta el circuito, El estudio
se enmarcó en una modalidad de proyecto factible, con investigación tipo campo, de
diseño no experimental con un nivel de conocimiento descriptivo, toma como
población objeto de estudio a los trabajadores que laboran en el departamento de
mantenimiento especializado, la muestra seleccionada fue de tipo censal en vista de
que la misma es pequeña con un total de 8 personas. Como principal técnica de
recolección de datos se realizó una entrevista, a través de una guía de entrevista de
siete (5) preguntas abiertas. Para la interpretación de los datos se empleó un análisis
cualitativo del tipo lógico utilizando la técnica de la Síntesis. Se concluyo que con la
instalación del reconectador Schneider en el circuito Orticeño se estarán
disminuyendo las fallas que azotaban el circuito de manera constante, contribuyendo
a garantizar el funcionamiento de más del 70% de todo el circuito al presentarse una
de estas incidencias
Descriptores: Red de distribución eléctrica, Circuito Orticeño, Sobre cargas,
Reconectador Schneider
1
INTRODUCCIÓN
Desde que se publicó el decreto de creación de Corporación Eléctrica Nacional
(CORPOELEC), todas las empresas del sector, trabajan en conjunto para atender el
servicio y avanzar en el proceso de integración para garantizar y facilitar la transición
armoniosa del sector. A fin de garantizar la prestación de un servicio eléctrico
confiable. Este proceso de integración permite fortalecer al sector eléctrico para
brindar, al ciudadano, un servicio de calidad, confiable y eficiente es por ello que
resulta importante disminuir las fallas a como dé lugar con los equipos de
protecciones como lo es el reconectador automático Schneider.
El problema de Protección de los Sistemas Eléctricos de Distribución ha venido
adquiriendo cada vez mayor importancia ante el crecimiento acelerado de las redes
eléctricas y la exigencia de un suministro de energía a los consumidores con una
calidad de servicio cada vez mayor.
En los sistemas de distribución aérea, entre el 80 y el 95 % de las fallas son de
tipo temporal; es decir, duran desde unos pocos ciclos hasta unos segundos. Las
causas típicas de fallas temporales son: Contacto de líneas empujadas por el viento,
ramas de árboles que tocan líneas energizadas, descargas de rayos sobre aisladores,
pájaros y en general pequeños animales que ocasionan un cortocircuito en una línea
con una superficie conectada a tierra, etc.
Aunque estas fallas son transitorias hacen operar fusibles e interruptores
automáticos. Esto trae consigo demoras en la reposición del servicio, las que pueden
ser bastante prolongadas, especialmente en el caso de zonas apartadas ya que es
necesario llegar al lugar donde se produjo el problema y reponer el fusible o accionar
el interruptor. Todo lo anterior justifica disponer de un dispositivo de protección que
desconecte rápidamente antes de que actúen los elementos mencionados y que a su
vez, en forma automática reconecte el sistema; este dispositivo es el reconectador
2
automático el cual permite la continuidad del servicio y evitar que las fallas
temporales se conviertan en fallas permanentes.
El reconectador es un interruptor con reconexión automática, instalado
preferentemente en líneas de distribución. Es un dispositivo de protección capaz de
detectar una sobrecorriente, interrumpirla y reconectar automáticamente para
reenergizar la línea. Está dotado de un control que le permite realizar varias
reconexiones sucesivas, pudiendo además, variar el intervalo y la secuencia de estas
reconexiones. De esta manera, si la falla es de carácter permanente el reconectador
abre en forma definitiva después de cierto número programado de operaciones, de
modo que aísla la sección fallada de la parte principal del sistema.
La tarea principal de un reconectador entonces es discriminar entre una falla
temporal y una de carácter permanente, dándole a la primera tiempo para que se
aclare sola a través de sucesivas reconexiones; o bien, sea despejada por el elemento
de protección correspondiente instalado aguas abajo de la posición del reconectador,
si esta falla es de carácter permanente; a lo largo de este trabajo se plasmara el
siguiente desarrollo.
En el Capítulo I se presenta el planteamiento del problema, el procedimiento,
los objetivos del trabajo tanto el general como los específicos y la justificación
En el Capítulo II se desarrollan los aspectos más resaltantes e importantes de la
empresa CORPOELEC como Historia, misión, visión, organigrama de la empresa.
Por otro lado las bases teóricas y legales, además de la contextualización de las
variables
En el capítulo III se establece la modalidad de la investigación, el tipo de
investigación, procedimientos, cronograma de las actividades, operacionalizacion de
variables, población y muestra, técnicas e instrumentos de recolección de datos y la
técnica de interpretación de datos.
3
El Capítulo IV se plantea el sistema propuesto, consta de los estudios prácticos
y teóricos que sustentan los planteamientos realizados para la elaboración del
presente trabajo especial de grado. Los cálculos prácticos son realizados con la
herramienta computacional SID y son comprobados de forma teórica con los
conocimientos básicos adquiridos en el aula,
Finalmente se plantean las conclusiones y recomendaciones generales extraídas
de las actividades realizadas y se incluyen los anexos necesarios para la completa
comprensión del trabajo realizado.
4
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
Contextualización del Problema
Desde el inicio de la civilización, el hombre se ha valido de diversas fuentes de
energía, la luz solar, el curso de los ríos y el fuego. Estas fuentes sirvieron durante
siglos para evolución de la tecnología. Desde el descubrimiento de la energía
eléctrica, se ha notado el auge en la evolución de la humanidad y se acentúa día tras
día la dependencia hacia ésta para el mejoramiento de la calidad de vida de las
personas.
La energía eléctrica ocupa un lugar de gran importancia en la sociedad
moderna, ya que es el motor principal que contribuye al desarrollo económico, social
y cultural de los países. La energía eléctrica es el factor primordial de casi todos los
procesos productivos, por lo cual el desarrollo de un país está íntimamente
relacionado al crecimiento del sector eléctrico.
La Corporación Eléctrica (CORPOELEC) como filial de C.A.D.A.F.E. en la
región central, es el ente que se encarga de comercializar el servicio eléctrico en los
estados: Aragua, Miranda, Guárico, Apure y Amazonas. CORPOLEC necesita de
sistemas de potencia, los cuales establecen enlaces que permiten el transporte de
bloques de energía desde la fuente de recursos energéticos hasta los consumidores.
El sistema eléctrico administrado por CORPOELEC consta de centrales de
generación (hidroeléctrica y térmica), subestaciones de generación (elevadoras),
líneas de transmisión, subestaciones de distribución (reductoras), líneas de
distribución y cargas o consumidores. Todo este sistema debe protegerse contra fallas
5
y condiciones anormales de operación. Existe un error bastante generalizado en el
sentido de creer que el sistema de protección no es una parte fundamental del sistema
eléctrico, siendo este la parte más importante del sistema, ya que resulta improbable
que la tecnología pueda eliminar totalmente la posibilidad de fallas.
Dada la imposibilidad de diseñar un sistema de distribución de electricidad que
posea un alto índice de disponibilidad, hay que implementar métodos para detectar las
fallas y disminuir los efectos de las mismas. Por lo antes expuesto siempre existirá el
sistema de protección, siendo estos tan importantes como loes generadores y
transformadores.
El sistema de protección de los circuitos de distribución está compuesto por
diversos dispositivos eléctricos, se pueden mencionar: los interruptores, relés de
protección, pararrayos, fusibles, reconectadores y sistemas de puesta a tierra
(S.P.A.T.), siendo el de interés en este estudio el reconectador.
El reconectador es un interruptor con reconexión automática, instalado en
estructuras de soporte (poste) en las líneas de distribución. Es un dispositivo de
protección capaz de detectar una sobre corriente, interrumpirla y reconectar
automáticamente para re-energizar la línea. Está dotado de un control que le permite
realizar varias reconexiones sucesivas, pudiendo además, variar el intervalo y la
secuencia de estas reconexiones. De esta manera, si la falla es de carácter permanente
el reconectador desconecta el servicio eléctrico en forma definitiva después de cierto
número programado de intentos, de modo que aísla dicha sección fallada de la parte
principal del sistema.
En los sistemas de distribución aérea, un gran porcentaje de las fallas son de
tipo temporal; es decir, duran desde unos pocos ciclos hasta unos segundos. Las
causas típicas de fallas temporales son: Contacto de líneas empujadas por el viento,
ramas de árboles que tocan líneas energizadas, descargas de rayos sobre aisladores,
pájaros y en general pequeños animales que ocasionan un cortocircuito en una línea
6
con una superficie conectada a tierra, sobrecargas, fallas en el aislamiento, entre
otras.
Aunque estas fallas son transitorias hacen operar fusibles e interruptores
automáticos. Esto trae consigo demoras en la reposición del servicio, las que pueden
ser bastante prolongadas, especialmente en el caso de zonas apartadas ya que es
necesario llegar al lugar donde se produjo el problema y reponer el fusible o accionar
el interruptor. Esto justifica disponer de un dispositivo de protección que desconecte
rápidamente antes de que actúen los elementos mencionados y que a su vez, en forma
automática reconecte el sistema; este dispositivo es el reconectador automático el cual
permite la continuidad del servicio y evitar que las fallas temporales se conviertan en
fallas permanentes.
El Circuito Orticeño energizado en 13.8 kV ubicado en Palo Negro, municipio
Libertador, sale de la Sub Estación Palo Negro que se sitúa en la base aérea
Libertador en el Estado Aragua, no escapa de tener alta incidencia de interrupciones,
por fallas que se presentan en los distintos componentes electromecánicos que lo
componen. La ocurrencia de fallas que ocasionan la salida de operación del circuito,
en su mayoría son momentáneas, condiciones que se evidencian en el libro de
novedades de la sub estación y en el centro de operaciones de distribución que
atiende la zona.
El mencionado circuito de distribución, atiende a cargas residenciales,
comerciales y pequeños industriales. Se extiende por zonas de difícil acceso y áreas
rurales donde existe vegetación densa cercana a las líneas de distribución que durante
la temporada lluviosa, generan interrupciones al servicio eléctrico. Asimismo, el
citado circuito de distribución atiende un ambulatorio, razón por la cual es necesario
aumentar la disponibilidad del circuito. Teniendo en cuenta que este circuito abastece
más del 70% al pueblo de Palo Negro, es necesario un dispositivo que pueda
seccionar la parte del circuito donde ocurren mayormente las fallas que sacan por
completo el circuito dejando a la mayor parte del pueblo sin energía, ya que este tipo
7
de incidencias provienen de barrios como: Las Vegas, La Carrizalera y Los Hornos,
situados retiradamente del pueblo pero pertenecientes al mismo y alimentados a su
vez por el circuito Orticeño, quienes en sus alrededores se han visto afectados por
gran cantidad de invasiones, trayendo esto como consecuencia el consumo ilegal de la
electricidad para sus viviendas; además de que estas zonas son de gran vegetación
donde existen arboles que sobre pasan el nivel de la red de distribución instalada en la
región, ocasionando cortocircuitos por ramas al tener contacto con las líneas de
distribución, así como también la sobre carga que se ve provocada en el sistema
producto de lo antes mencionado.
En el mismo orden de ideas, en el Circuito Orticeño el consumo supera a la
capacidad nominal de operación, producto del crecimiento vertiginoso de la
población a la que le brinda servicios. El reconectador es capaz de llevar un registro
de las fallas, y realizan un aislamiento de un sector de la red de distribución afectada.
Cabe resaltar que la sub estación Palo Negro desde sus inicios, no ha sufrido ninguna
mejora o aumento de la potencia del transformador 115KV/13.8KV desde la fecha de
su construcción, debido a que esa subestación es de tipo radial, es decir, solamente le
llega una línea 115KV que viene de la subestación Aragua
De igual manera, no se han creado circuitos que atiendan las zonas aledañas al
Circuito Orticeño, buscando equilibrar las cargas asociadas al circuito de distribución.
Con la instalación del reconectador en el circuito Circuito Orticeño, se busca
resguardar los componentes electro mecánicos del mismo, así como también de
salvaguardar un 50% o más de la carga del circuito Orticeño a la hora de generarse
una falla de tipo temporal o permanente aguas abajo de la ubicación del equipo y no
la pérdida total del mismo, permitiendo así hacer reparaciones pertinentes en el tramo
afectado mientras que en el otro 50% del circuito se encuentra energizado, logrando
además la protección necesaria del interruptor principal ubicado en la salida del
transformador de potencia en la subestación eléctrica Palo Negro evitando la
operación innecesaria del interruptor, situación que acorta considerablemente la vida
útil del equipo y de su transformador de potencia 115kV/13.8kV.
8
En tal sentido el investigador se plantea las siguientes interrogantes:
¿Cuál es la situación actual del circuito aéreo de distribución Orticeño en 13.8
KV, de la empresa eléctrica CORPOLEC Zona Aragua?
¿Cuáles deben ser las características y funcionamiento del equipo
reconectador?
¿Cómo se puede elaborar el procedimiento de la instalación del reconectador
Schneider?
Objetivos de la Investigación
Objetivo General
Instalar un Reconectador Schneider (equipo de interrupción automático de
fallas eléctricas) en el circuito de distribución Orticeño en 13.8 KV, de la empresa
eléctrica CORPOLEC Zona Aragua.
Objetivos Específicos
Diagnosticar la situación actual del circuito aéreo de distribución Orticeño en
13.8 KV, de la empresa eléctrica CORPOLEC Zona Aragua.
Determinar las características y funcionamiento del equipo reconectador
Elaborar el procedimiento de la instalación del reconectador Schneider.
Justificación de la Investigación
La empresa CORPOELEC Aragua, apuesta por los montajes de los equipos de
interrupción de falla (Reconectador Schneider) con el propósito de garantizar la
continuidad y calidad del servicio eléctrico del estado, debido a las fallas presentadas
el sistema de distribución del circuito Orticeño. Por tal motivo Corpoelec Aragua
Región 4 planteo trabajar el circuito Orticeño perteneciente a la sub estación Palo
Negro con el montaje de un reconectador equipo automático de interrupción para
9
disminuir las fallas constantes tanto en el circuito como en la subestación. Este
montaje cumple la función de un disyuntor por separado para que las contingencias
generadas en el circuito no se reflejen en la subestación.
El circuito de distribución aérea en 13.8 KV Orticeño, es protegido por los relés
que se encuentran ubicados en la Sub Estación Palo Negro y éstos a su vez, actúan
sobre el interruptor que se ubica en la sub estación antes mencionada, cuando ocurre
una falla, el relé le envía una señal de apertura al interruptor asociado al circuito,
cuyo fin único es proteger los equipos eléctricos asociados al mismo. El tiempo de
reconexión del circuito depende de las condiciones ambientales que circunden la sub
estación Palo Negro, ya que el operador de la misma debe trasladarse al patio a
recoger las señales por las cuales el relé giró instrucciones al interruptor.
El tiempo de espera del suscriptor asociado al circuito de distribución en 13.8
KV Orticeño depende de algunas variables que no pueden ser manejadas por
CORPOLEC, al encontrarse los dispositivos electromecánicos que conforman este
circuito en un área rural, donde las condiciones de los caminos que dan acceso al
mismo son precarias. Con el uso del reconectador Schneider, se busca aminorar los
tiempos de respuesta en la búsqueda de fallas, así como movilizar a las cuadrillas de
manera efectiva, ya que el equipo permite ubicar el trayecto de línea fallado.
El estudio de la coordinación de protecciones de sistemas de potencia es un
tema muy interesante, que permite salvaguardar la integridad de los sistemas de
potencia eléctrica, así como mejorar la calidad de vida de las comunidades que son
atendidas por el circuito en 13.8 KV Orticeño. En el mismo orden de ideas, el
presente trabajo dejará una solución enfocado a un problema presentado con las
posibilidades existentes hoy día, deja una base para las futuras investigaciones al
problema planteado con otras tecnologías disponibles para el momento de evaluar
otra opción.
El presente trabajo brinda una oportunidad de especial connotación para el
investigador de aportar ideas, ya que amplía su visión acerca de los sistemas que
conforman un circuito de distribución en media y baja tensión, así como los
10
dispositivos de protección para las mismas redes de distribución y las normas de
seguridad al instalar y operar sistemas de energía eléctrica aplicando los
conocimientos adquiridos durante el transcurso de formación universitaria. Además
aporta soluciones, y sirve como base para futuros proyectos de investigación,
relacionados con las protecciones eléctricas. Por su parte, la implementación de una
adecuada coordinación de protecciones de sobrecoriente permite a la empresa
eléctrica nacional CORPOELEC, Región 4 Zona Aragua, garantizar un suministro
constante y optimo del servicio de energía eléctrica a la población.
11
CAPÍTULO II
MARCO REFERENCIAL
Es de gran importancia en el contexto de la investigación ya que esta contiene
todos los elementos necesarios para la comprensión del problema. Según Tamayo,
(2005), el marco referencial “nos ayuda a precisar y organizar los elementos
contenidos en la descripción del problema, de tal forma que puedan ser manejados y
convertidos en acciones concretas” (p. 145). De lo antes expuesto se puede decir que
el marco referencial es donde recopilamos ideas, y conceptos de otros autores para así
organizar los contenidos de la investigación
Antecedentes de la Institución
En octubre del año 1.958 es creada la Compañía Anónima de administración y
Fomento Eléctrico (CADAFE), la empresa eléctrica del Estado Venezolano que desde
1959 entró a servir a más del noventa (90) por ciento del territorio nacional.
CADAFE, empresa eléctrica del estado venezolano, que sirvió durante 43 años a
ciudades y zonas rurales con el lema: "CADAFE llega donde VENEZUELA llega".
Luego se generó la idea de la creación de unas empresas filiales de comercialización
y distribución iniciándose así los estudios de reorganización y regionalización en el
año 1980 y siendo en 1990 cuando se emprendió el proceso para lograrlo. A
mediados de 1991, CADAFE ya había descentralizado sus actividades de distribución
y comercialización en cuatro empresas regionales tales como: Electricidad de los
Andes (CADELA), Electricidad de Oriente (ELEORIENTE), Electricidad de
Occidente (ELEOCCIDENTE), Electricidad del Centro (ELECENTRO) y Desarrollo
Uribante Caparo (DESURCA)
12
El 22 de Febrero de 1.991 es creada la Electricidad del Centro (ELECENTRO);
estableciéndose como su objetivo la distribución y comercialización de la energía
eléctrica, a fin de cumplir con las exigencias del proceso de desarrollo. Las regiones
que comprendían: Aragua, Miranda, Guárico, Apure y Amazonas.
Luego de la fusión (según gaceta oficial 37.253 de fecha 3 de agosto del 2001)
de CADAFE con su filial paso a llamarse CADAFE REGION 4, encargándose de los
estados Aragua y Miranda.
En el marco de la reorganización del sector eléctrico nacional, y con la finalidad
de mejorar la calidad del servicio en todo el país, maximizar la eficiencia en el uso de
las fuentes primarias de producción de energía, la operación del sistema y redistribuir
las cargas y funciones de las actuales operadoras del sector, el Ejecutivo Nacional, a
través del Decreto-Ley N° 5.330, de fecha 2 de mayo de 2007, publicada en la Gaceta
Oficial de la República Bolivariana de Venezuela N° 38.736 del 31 de julio de 2007,
ordena la creación de la sociedad anónima Corporación Eléctrica Nacional S.A
(CORPOELEC).
CORPOELEC es una empresa operadora estatal encargada de la realización de
las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de
potencia y energía eléctrica, adscrita al Ministerio del Poder Popular para la Energía y
Petróleo.
Según el decreto, CORPOELEC se encuentra conformada por las siguientes
empresas de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía
eléctrica:
Electrificación del Caroní, C.A. (EDELCA)
Energía Eléctrica de Venezuela, S.A. (ENELVEN)
Empresa Nacional de Generación C.A: (ENAGER)
13
Compañía de Administración y Fomento Eléctrico S.A. (CADAFE)
Energía Eléctrica de la Costa Oriental del Lago C.A: (ENELCO)
Energía Eléctrica de Barquisimeto S.A. (ENELBAR)
Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta (SENECA)
Estas empresas deberían en los próximos tres (03) años a partir de la entrada en
vigencia del Decreto-Ley N° 5.330, fusionarse en una persona jurídica única; las
mismas deberán transferir en dicho lapso todos sus activos y pasivos a la
Corporación.
La organización territorial de la actividad de distribución de potencia y energía
eléctrica está definida por las siguientes regiones operativas:
Región Noroeste: estados Zulia, Falcón, Lara y Yaracuy
Región Norcentral: estados Carabobo, Aragua, Miranda, Vargas y Distrito
Capital
Región Oriental: estados Anzoátegui, Monagas, Sucre, Nueva Esparta y Delta
Amacuro
Región Central: estados Guárico, Cojedes, Portuguesa, Barinas y Apure
Región Andina: estados Mérida, Trujillo y Táchira
Región Sur: estados Bolívar y Amazonas
Misión
Desarrollar, proporcionar y garantizar un servicio eléctrico de calidad, eficiente,
confiable, con sentido social y sostenibilidad en todo el territorio nacional, a través de
la utilización de tecnología de vanguardia en la ejecución de los procesos de
14
generación, transmisión, distribución y comercialización del sistema eléctrico
nacional, integrando a la comunidad organizada, proveedores y trabajadores
calificados, motivados y comprometidos con valores éticos socialistas, para contribuir
con el desarrollo político, social y económico del país.
Visión
Ser una Corporación con ética y carácter socialista, modelo en la prestación de
servicio público, garante del suministro de energía eléctrica con eficiencia,
confiabilidad y sostenibilidad financiera. Con un talento humano capacitado, que
promueve la participación de las comunidades organizadas en la gestión de la
Corporación, en concordancia con las políticas del Estado para apalancar el desarrollo
y el progreso del país, asegurando con ello calidad de vida para todo el pueblo
venezolano.
Valores Corporativos
Ética Socialista
Responsabilidad
Autocrítica
Respeto
Honestidad
Eficiencia
Compromiso
Objetivos de la Institución
Garantizar una gestión comercial eficiente y eficaz de la Corporación.
Satisfacer las necesidades y expectativas de los usuarios y las comunidades en
lo relacionado con el servicio comercial.
Incrementar la facturación y la cobranza, disminuyendo las cuentas por cobrar
y las pérdidas de energía para contribuir a la sustentabilidad económica de la
Corporación.
15
Contribuir con el bienestar de la comunidad.
Promover el uso racional y eficiente de la energía eléctrica
Políticas Comerciales
Participar en la medición del nivel de satisfacción del usuario residencial
llevada a cabo por la Comisión de Integración Eléctrica Regional (CIER).
Medir al menos una vez al año el nivel de satisfacción del usuario,
segmentado por uso del servicio (residencial, comercial e industrial).
Los plazos para la resolución de requerimientos que no estén establecidos en
el Marco
Regulatorio vigente, serán acordados con el usuario y su cumplimiento deberá
ajustarse al compromiso efectuado.
Ofrecer al usuario la posibilidad de contactar a la empresa durante los 365 días
del año, las 24 horas del día.
Las áreas de emergencia y hospitalización de las instituciones responsables de
la salud, servicios públicos de primera necesidad y cuerpos de atención de
emergencias, no están sujetas a la suspensión de servicio.
Estructura Organizativa
Objetivo de la Dirección General Regional de Comercialización y
Distribución
Garantizar la ejecución de las actividades inherentes a la comercialización y
distribución de la energía eléctrica en su ámbito territorial hasta la tensión de 115 KV
inclusive, a fin de suministrar el servicio en forma eficiente, asegurando: el
abasteciendo de la demanda con la calidad del servicio establecida, la optima atención
integral de los usuarios, la reducción de las pérdidas de energía eléctrica y el
incremento de los ingresos por ventas de energía, en concordancia con los
presupuestos asignados, la normativa vigente y el respecto al medio ambiente.
16
Funciones de la Dirección General Regional de Comercialización Y
Distribución
Fijar los objetivos y metas para las actividades de planificación, operación,
mantenimiento y desarrollo de las redes de distribución y sub transmisión en
su ámbito territorial y evaluar su cumplimiento a fin de definir las acciones
Dirigir y controlar la gestión de los procesos comerciales de atención al
cliente, mercadeo, medición, facturación, cobranza e incremento de ventas en
su ámbito territorial.
Dirigir y controlar la ejecución de las diferentes actividades administrativas
necesarias para la operatividad de la Región y Zonas adscritas, las que se
realizaran de conformidad con los lineamientos establecidos por las unidades
funcionales centralizadas respectivas.
Dirigir la ejecución de las actividades previstas en los planes y proyectos
asociados a la reducción de pérdidas eléctricas (técnicas y no técnicas) y
fomentar el uso eficiente de la energía eléctrica.
Coordinar con Transmisión la operación y mantenimiento de las instalaciones
de 115 KV.
Controlar la ejecución con medios propios de nuevas instalaciones,
ampliaciones y reformas de la red de distribución y sub transmisión en su
ámbito territorial.
En la Figura 1.1, se muestra la estructura organizativa de la Compañía Anónima
de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE) Región 4 Aragua Miranda, en
donde se indican los niveles jerárquicos de forma descendente.
17
Figura 2. 1. Organigrama Organizacional CORPOELEC Zona Aragua
Fuente: CORPOELEC (2012)
18
Estructura Organizativa de la unidad
El Departamento de Mantenimiento Especializado – Estructura 17441-3000
correspondiente a la Gerencia de Distribución, se dedica a Programar la secciones de
Mantenimiento de las áreas de Alumbrado público, Líneas energizadas y termovisión
de la zona, así como un mantenimiento preventivo y correctivo en las Subestaciones
de Distribución y los estudios sobre esquemas de los equipos instalados y la
ejecución de los trabajos de mantenimiento realizados por Contratistas, a fin de
asegurar el óptimo estado de funcionamiento de las Subestaciones en la empresa
CADAFE.
Figura 2. 2. Organización de la División de Operación y Mantenimiento
Descripción de las Funciones
Fuente: CORPOELEC (2012)
Jefe del departamento: se encarga de Dirigir, Coordinar y Controlar la
elaboración y ejecución de los Programas de Mantenimiento de las áreas de
Alumbrado Público, Líneas Energizadas y Termovisión de la zona, así como un
Mantenimiento Preventivo y Correctivo en las Subestaciones de Distribución y los
estudios sobre esquemas de los equipos instalados y la ejecución de los trabajos de
mantenimiento realizados por Contratistas, a fin de asegurar el óptimo estado de
funcionamiento de las Sub – Estaciones, la continuidad en el suministro de Energía y
las adecuadas condiciones de operatividad de las Redes del Sistema de Distribución
de acuerdo a las Metas y Objetivos propuestos por la Coordinación de Distribución
Aragua.
19
Supervisor de Líneas Energizadas: Este Programar, Coordinar y Controlar las
operaciones de Mantenimiento Preventivo y/o Correctivo de las Redes de
Distribución en sistemas energizados, ejecutados por las cuadrillas de Líneas
Energizadas, a fin de garantizar el cumplimiento de las actividades de mantenimiento
programadas en el sistema, de acuerdo a lo establecido en el Manual de Líneas
Energizadas.
Supervisor de Subterráneos y Subestaciones: Encargado de Dirigir,
Coordinar, Controlar, Supervisar y Ejecutar la elaboración de Pruebas, Mediciones y
Programas de Mantenimiento Preventivo y Correctivo (periódico o eventual) en los
equipos de las Subestaciones y Redes Subterráneas de la Zona, a fin de corregir las
fallas que se determinen durante su inspección y asegurar la continuidad en el
suministro de Energía, garantizando adecuadas condiciones de funcionamiento de las
Subestaciones, de acuerdo a las Metas propuestas por la Coordinación de
Distribución Aragua.
Supervisor de Termovision: Realizar Diagnósticos termográfico a las
Subestaciones Atendidas y No Atendidas de Distribución del Estado Aragua y en
ocasiones a otras Zonas que requieran de los mismos, como también a los diferentes
Circuitos que lo requieran, con la finalidad de minimizar las interrupciones y
garantizar la calidad del servicio eléctrico de acuerdo a las metas y objetivos
propuestos por la Coordinación de Distribución Aragua.
Supervisor de Laboratorio de Pruebas: Realizar diagnóstico del
funcionamiento de los equipos de protección suplementaria y materiales, supervisar el
proceso de intervención de Redes de Distribución Eléctrica con la finalidad de
determinar el tipo de mantenimiento a ejecutarse por cada sector asignado, a fin de
garantizar la calidad del servicio eléctrico de acuerdo a las metas propuestas por la
Coordinación de Distribución Aragua. Además la recuperación de transformadores
convencionales desde 5 KVA hasta 167.5 KVA.
20
Antecedentes de la Investigación
Pérez (2006), en la Guía Metodológica para Anteproyectos de Investigación
define los antecedentes de la investigación como: “Una indagación bibliográfica en
investigaciones anteriores, tanto en el ámbito nacional como en el internacional. La
revisión de los antecedentes consiste en el análisis de investigaciones iguales o
similares realizadas en el campo de estudio delimitado” (p.47)
Entre algunos de las investigaciones anteriores descritas, es encuentra:
Bernáez, G. (2012) Evaluación de la coordinación de las protecciones en la
subestación “Tocorón” perteneciente a CADAFE, Region 4 Zona Aragua. Trabajo
de grado presentado para optar al título de Ingeniero Electricista en la Universidad de
Oriente. Esta subestación es alimentada por la subestación “Villa de Cura I”, a través
del circuito El Peñón; la misma posee dos transformadores de potencia, uno alimenta
los circuitos Magdaleno y Yukeri y el otro energiza a los circuitos San Francisco e
INOS. El estudio surgió por la necesidad de conocer los ajustes actuales de los
equipos de protección en el transformador I de la subestación, debido a que éstos no
estaban despejando las fallas que se presentaban. Se realizaron visitas a la subestación
de distribución, para tomar datos de placa de transformadores y los ajustes actuales de
los equipos involucrados en el estudio. Con esos datos se procedió a realizar los
estudios de cortocircuito y flujo de carga, para conocer el estado del sistema de
potencia, para ello se utilizó el programa ETAP 6.0; estos valores se tomaron en
cuenta al momento de realizar los ajustes de protecciones. Con los datos de los ajustes
actuales de los equipos de protección y utilizando la herramienta ETAP, se trazaron
las curvas tiempo – corriente de los equipos comprobándose la descoordinación entre
éstos.
La metodología empleada para llevar a cabo este estudio se enmarcó en la
modalidad de proyecto factible en una investigación de campo utilizándose la
observación directa; tomando en cuenta los criterios de ajuste de protecciones de
CADAFE, se realizaron ajustes nuevos, los cuales fueron simulados con la misma
21
herramienta computacional, garantizándose la correcta coordinación de los equipos
de protección presentes en el transformador I de la subestación “Tocorón”.
El estudio aportó a la investigación información sobre la coordinación necesaria
que debe existir entre los equipos de protección instalados y el transformador de
potencia de la subestación que comprenda nuestro circuito así como también su
estudio de flujo de carga y cortocircuito
Pérez, L (2012). Instalar equipo automático de interrupción de falla,
reconectador Cooper en circuito de distribución CORPOELEC Aragua región
4. Trabajo de grado realizado para optar al título de Técnico Superior Universitario en
Tecnología Eléctrica en la Universidad Simón Bolívar. Muestra la planificación e
instalación de un equipo automático de interrupción de falla en los circuitos La
Placera y Caprotana de distribución de CORPOELEC (Corporación Eléctrica
Nacional) Aragua Región 4, ante la necesidad de brindar la continuidad del servicio
eléctrico e eliminar la susceptibilidad del sistema de distribución y prevenir el disparo
del Interruptor principal D180. La metodología empleada para llevar a cabo este
estudio se enmarcó en la modalidad de proyecto factible en una investigación de
campo utilizándose la observación directa. Se analizó en qué lugares es necesario un
reconectador, se incluyó la descripción general del reconectador, el ciclo de trabajo,
como funciona su mecanismo, también se analiza la forma como reconoce cuando la
falla es temporal o de carácter permanente, criterios técnicos de aplicación, la
diversidad en la instalación.
Este proyecto aportó a la investigación los criterios y parámetros técnicos de
instalación fundamentales así como también el funcionamiento del mecanismo del
reconectador y sus ciclos de trabajo.
Sorrentino, E (2008). Diseño de un dispositivo de protección, control y
adquisición de datos para reconectadores y seccionadores automáticos de
distribución. Trabajo de grado presentado para optar al título de Ingeniero
Electricista en la Universidad Simón Bolívar. Su objetivo fue diseñar un dispositivo
22
basado en microprocesadores, desarrollado para comandar reconectadores y
seccionadores automáticos de distribución controlados por voltaje para medir todos
los parámetros de la red donde estos dispositivos estén conectados, las señalizaciones
y sincronismo de la falla, además de realizar funciones de protección y enlaces
comunicacionales a los centros locales de distribución. La metodología empleada
para llevar a cabo este estudio se enmarcó en la modalidad de proyecto factible
fundamentada en una investigación de campo utilizándose la observación directa en
el sitio del problema objeto de estudio. Se concluyo, que dicho sistema podrá medir
los parámetros de tensión y corriente de la red de distribución, así como también, la
detección y ubicación de las fallas de la misma, además coordinara eventos
simultáneos de comunicación y operación.
El estudio aportó a la presente investigación información sobre la optimización
de sistema de detección de tramos con fallas en las redes de distribución aérea la cual
sirvió para la localización de fallas en los sistemas de distribución.
Bases Teóricas
Sistema de Potencia
El sistema de potencia es el conjunto de instalaciones que comprenden la
generación, transmisión, distribución, cargas y protección que tienen como objetivo
establecer un enlace que permita el transporte de energía eléctrica desde la fuente de
recursos energéticos hasta los consumidores. Como se muestra en la siguiente figura:
23
Figura 2. 3. Diagrama de sistema de potencia
Fuente: Moreno (2012)
Subestación de Distribución
Son aquellas instalaciones donde se ejecutan operaciones manuales y/o
automáticas para distribuir energía eléctrica de manera continua y segura.
Se clasifican en:
Subestación Tipo Radial: Es una Subestación con una sola llegada de Línea
115 ó 34,5 kV con transformadores reductores a las tensiones de 34,5, 13,8 y
eventualmente 24 kV. En estas subestaciones el flujo de energía es en un solo sentido.
Subestación Tipo Nodal: Es aquella subestación que, interconectada con otra,
conforma un anillo en el sistema de transmisión y, en el cual, el flujo de energía
puede ser en uno u otro sentido, dependiendo de las condiciones del sistema.
Sistema de distribución
Es la parte del sistema de potencia formado por un conjunto de dispositivos
desde 120 V hasta tensiones de 34,5 kV, que permite el transporte de energía eléctrica
24
desde la barra de una subestación de distribución (donde termina la transmisión o
subtransmisión), hasta el punto de consumo. Está constituido por una red primaria y
una secundaria. La red primaria toma la energía de la barra de baja tensión de la
subestación transformadora y la reparte a los primarios de los transformadores de
distribución, en estas redes se establecen seccionadores de interconexión,
maniobrados manualmente, para transferir secciones de línea (carga) en caso de
emergencia o mantenimiento. La red secundaria de distribución está comprendida
entre las salidas de baja tensión de los transformadores y las acometidas de los
usuarios.
El sistema de distribución incluye todas las instalaciones hasta 34,5 kV, se
origina en las salidas de una subestación de producción 115 / 34,5 y 13,8 kV y
termina en el sistema de mediciones del cliente.
Un sistema de distribución está compuesto por los siguientes elementos:
transformador de potencia, subestación de distribución, seccionadores normalmente
cerrado, transformadores de distribución, cortacorrientes, transformadores de baja
tensión y los clientes.
Partes de un Sistema de Distribución
Troncal de alimentador: Es la ruta de mayor KVA de carga por metro lineal
de recorrido; esta definición se basa en que la importancia del troncal es función de la
magnitud de la demanda servida, excepto en el caso de clientes o consumidores
especiales.
Ramal del Alimentador: Es una derivación directa trifásica o bifásica, del
circuito troncal, y se extiende por las rutas secundarias de una zona, sirve para la
alimentación de las cargas o para efectuar enlaces entre los circuitos.
Red Primaria de Distribución: Es la que toma la energía de la barra de baja
tensión de la subestación transformadora y la reparte los primarios de los
transformadores de distribución; en estas redes se establecen seccionadores de
25
interconexión maniobrados manualmente, para transferir secciones de líneas (cargas)
en caso de emergencia o mantenimiento.
Red Secundaria de Distribución: Esta comprendida entre la salida de baja
tensión de los transformadores y las acometidas de los usuarios.
Clasificación de los sistemas de distribución
En función de su construcción éstos se pueden clasificar en:
Sistemas aéreos, subterráneos y mixtos.
En este proyecto sólo se trabajará con los sistemas aéreos los cuales se definen
a continuación:
Sistemas aéreos: Se caracterizan por su sencillez y economía, razón por la cual
su utilización está muy generalizada. Se emplean principalmente para carga
residencial, comercial e industrial. Están constituidos por transformadores de
distribución, cuchillas, pararrayos, cortacorriente (fusibles), conductores, etc.
Transformadores de medida
Son dispositivos electromecánicos que tienen como función reducir a valores
no peligrosos y normalizados, las diferentes magnitudes de corriente o tensión de una
red eléctrica, para alimentar y aislar instrumentos de medición, protección y otros
dispositivos conectados a la red de alta tensión. Los secundarios son diseñados para
valores de corriente con rangos normalizados de 1-5 amperios o tensiones de 24-240
voltios. Ellos pueden ser utilizados para protección o medición.
Hay dos clases de transformadores de medida: Los transformadores de
intensidad y los transformadores de potencial.
26
Trasformadores de corriente
Los transformadores de corriente se utilizan para tomar muestras de corriente
de la línea y reducirla a un nivel seguro y medible, para las gamas normalizadas de
instrumentos, aparatos de medida, u otros dispositivos de medida y control.
Los valores nominales de los transformadores de corriente se definen como
relaciones de corriente primaria a corriente secundaria. Unas relaciones típicas de un
transformador de corriente podrían ser 200/5, 400/5 ó 800/5. Los valores nominales
de los transformadores de corriente son de 5 A y 1 A.
El primario de estos transformadores se conecta en serie con la carga, y la carga
de este transformador está constituida solamente por la impedancia del circuito que se
conecta a él.
Transformador de potencial
Es un transformador devanado especialmente, con un primario de alta tensión y
un secundario de baja tensión. Tiene una potencia nominal muy baja y su único
objetivo es suministrar una muestra de tensión del sistema de potencia, para que se
mida con instrumentos incorporados. Además, puesto que el objetivo principal es el
muestreo de tensión, esté deberá ser particularmente preciso como para no
distorsionar los valores verdaderos. Se pueden conseguir transformadores de
potencial de varios niveles de precisión, dependiendo de qué tan precisas deban ser
sus lecturas, para cada aplicación especial.
El enrollado primario de un transformador de potencial se conecta en paralelo
con el circuito de potencia y en el secundario se conectan los instrumentos o aparatos
de protección.
27
Fusibles
Son dispositivos de protección de sobrecorriente con una parte que se funde y
abre el circuito cuando es calentado por el paso de una corriente. Se funden y
autodestruyen al paso de una sobrecorriente.
Son una protección rápida, simple y económica a pesar de sus limitaciones.
Existen dos tipos básicos de fusibles en sistemas de distribución; los cuales son:
fusibles de filamento o lámina y los fusibles limitadores de corriente. Fusibles de
filamento o lámina: Las láminas fusibles para distribución están normalizadas y se
ajustan a los diferentes tipos de cortacorriente que hay en el mercado.
Reconectador
El reconectador es un interruptor con reconexión automática, instalado
preferentemente en líneas de distribución. Es un dispositivo de protección capaz de
detectar una sobrecorriente, interrumpirla y reconectar automáticamente para
reenergizar la línea. Está dotado de un control que le permite realizar varias
reconexiones sucesivas, pudiendo además, variar el intervalo y la secuencia de estas
reconexiones. De esta manera, si la falla es de carácter permanente el reconectador
abre en forma definitiva después de cierto número programado de operaciones
(generalmente tres o cuatro), de modo que aísla la sección fallada de la parte principal
del sistema a tarea principal de un reconectador entonces es discriminar entre una
falla temporal y una de carácter permanente, dándole a la primera tiempo para que se
aclare sola a través de sucesivas reconexiones; o bien, sea despejada por el elemento
de protección correspondiente instalado aguas abajo de la posición del reconectador,
si esta falla es de carácter permanente.
Para comprender mejor el funcionamiento de un reconectador es necesario
considerar lo siguiente:
28
Secuencia de Operación
Los reconectadores pueden ser programados para un máximo de cuatro aperturas y
tres reconexiones. Los tiempos de apertura pueden determinarse por curvas
características tiempo-corriente, como las que se muestran en la figura 2.4. Cada
punto de la curva características representa el tiempo de aclaramiento del
reconectador para un determinado valor de corriente de falla. Es importante destacar
que este dispositivo consta de dos tipos de curvas, una de operación rápida y una
segunda de operación retardada
Figura 2. 4. Curvas de operación de un reconectador
Fuente: Moreno (2012)
29
Número total de operaciones o aperturas
Los reconectadores permiten programar desde una apertura hasta un máximo de
cuatro, lo que depende del estudio de coordinación con otros el ementos de
protección y que resulte más favorable para cada caso en particular
Tiempo de reconexión
Son los intervalos de tiempo en que los contactos del reconectado permanecen
abiertos entre una apertura y una orden de cierre o de reconexión.
Tiempo de reposición
Es el tiempo después del cual el reconectador repone su programación, cuando
su secuencia de operación se ha cumplido parcialmente, debido a que la falla era de
carácter temporal fue aclarada por otro elemento de protección.
Corriente mínima de operación
Es el valor mínimo de corriente para el cual el reconectado comienza a ejecutar
su secuencia de operación programada
La secuencia de operación típica de un reconectador para abrir en caso de una
falla permanente se muestra en la figura 2.4, donde se ha supuesto que la
programación es C 22, es decir, dos aperturas rápidas y dos aperturas lentas, con
tiempos obtenidos respectivamente, de la curva A y de la curva C de la figura
anterior, para la magnitud de corriente de falla correspondiente.
30
Figura 2. 5. Secuencia de operación de un reconectador
Fuente: Moreno (2012)
Según la figura 2.5, en condiciones normales de servicio, por la línea protegida
circula la corriente de carga normal. Si ocurre una falla aguas abajo de la instalación
del reconectador y la corriente del cortocircuito es mayor a la corriente mínima de
operación preestablecida, el reconectador opera por primera vez según la curva rápida
A en un tiempo ta permanece abierto durante un cierto tiempo, usualmente 1 segundo,
al cabo del cual reconecta la línea fallada. Si la falla ha desaparecido el reconectador
permanece cerrado y se restablece el servicio. Si por el contrario, la falla permanece,
el reconectador opera por segunda vez en curva rápida A y después de ta segundos
abre nuevamente sus contactos. Luego de cumplirse el segundo tiempo de reconexión
el reconectador cierra sus contactos y si aún la falla persiste, abre por tercera vez pero
de acuerdo al tiempo de aclaramiento tc correspondiente a la curva lenta tipo C. Una
vez que se cumple el tiempo de la tercera y última reconexión, reconecta por última
vez cerrando sus contactos. Si aún la falla está presente, el reconectador al cabo de tc
segundos abre definitivamente.
En caso que el reconectador no haya completado su secuencia de operación,
después de transcurrido el tiempo de reposición, repone su programación que tenía
antes que ocurriera la falla, quedando en condiciones de ejecutar completamente su
31
secuencia de operación en caso de presentarse una nueva condición de falla en la
línea
Clasificación de los Reconectadores
Los reconectadores automáticos pueden ser clasificados de diferentes formas, a
saber: Monofásicos o trifásicos; con control hidráulico o electrónico o con
microprocesador; con interrupción en aceite o en vacío, con aislación de aire o aceite.
Reconectadores monofásico
Los reconectadores monofásico se utilizan para la protección de líneas
monofásicas, tales como ramales o arranques de un alimentador trifásico. Pueden ser
usados en circuitos trifásicos cuando la carga es predominantemente monofásica. De
esta forma, cuando ocurre una falla monofásica permanente, la fase fallada puede ser
aislada y mantenida fuera de servicio mientras el sistema sigue funcionando con las
otras dos fases.
Reconectadores trifásicos
Los reconectadores trifásicos son usados cuando se requiere aislar (bloquear)
las tres fases para cualquier falla permanente, con el fin de evitar el funcionamiento
monofásico de cargas trifásicas tales como grandes motores trifásicos.
Control de los reconectadores.
Control hidráulico
El control hidráulico es usado en la mayoría de los reconectadores monofásicos
y en algunos reconectadores trifásicos. Está construido como parte integral del
reconectador. Con este tipo de control, la sobrecorriente es sensada por una bobina
(de trip) que se conecta en serie con la línea. Cuando la sobrecorriente fluye a través
de la bobina, un émbolo es introducido en la bobina de apertura para abrir los
32
contactos del reconectador. La temporización y la secuencia son logradas por el
bombeo de aceite a través de compartimientos o de conductos hidráulicos separado
Control Electrónico
El método de control electrónico de los reconectadores es más flexible, de más
fácil calibración y programación que el control hidráulico. Se entrega en un gabinete
separado y permite cambiar la característica tiempo-corriente, los niveles de corriente
mínima de operación y la secuencia de operación, sin desenergizar o retirar el
reconectador del sistema. Dispone de un amplio rango de accesorios para modificar
su operación básica y resolver muchos problemas de aplicación.
La figura 2.6 muestra un diagrama simplificado de la operación de un
reconectador con control electrónico. La corriente de línea es sensada por tres TT/CC
tipos bushing. Las corrientes secundarias de estos transformadores son llevadas al
control por un cable multiconductor que lleva también las señales de apertura y cierre
de vuelta al reconectador. Cuando la corriente secundaria que pasa a través de los
circuitos sensores en el control, excede el nivel mínimo de la corriente de apertura
programada, los circuitos detectores de nivel y de tiempo se activan. Después de un
retardo de tiempo, determinado por la característica tiempo-corriente programada, el
circuito de apertura es energizado y se envía una señal de apertura al reconectador.
Los reconectadores con control electrónico emplean un solenoide de cierre o un
mecanismo motor para el cierre de potencia. La apertura de los contactos se consigue
mediante los resortes de apertura, con el comando de apertura del control. Los
resortes de apertura son cargados cuando se produce el cierre. En cuanto a la corriente
mínima de operación, en estos reconectadores electrónicos es de un 100% de la
corriente nominal de la bobina de disparo o ajuste. El diagrama de bloques se muestra
en la figura 2.6.
33
Figura 2. 6. Diagrama de bloques de un reconectador con control electrónico
Fuente: Moreno (2012)
Medio de interrupción y aislación
Los reconectadores utilizan aceite o el vacío como medio de interrupción. En el
primer caso, el mismo aceite es usado tanto para la interrupción del arco como
el aislamiento básico. Algunos reconectadores con control hidráulico también utilizan
el mismo aceite para las funciones de temporización y conteo.
El vacío como medio de interrupción, proporciona las ventajas de reducir la
mantención y minimizarla reacción externa durante el proceso de interrupción.
Algunos tipos de reconectadores están disponibles ya sea con interruptor en aceite o
vacío. Los reconectadores de vacío pueden utilizar aceite o aire como medio básico
de aislamiento
Aplicaciones
Los reconectadores pueden ser usados en cualquier punto de un sistema de
distribución donde el rango del reconectador es adecuado para los requerimientos del
sistema. Algunas de estas aplicaciones pueden ser:
34
En subestaciones, como el dispositivo de protección del alimentador primario
que permite aislar el alimentador en caso de falla permanente
En líneas de distribución a una distancia de la subestación, para seccionalizar
alimentadores largos y así prevenir salidas del alimentador entero cuando una falla
permanente ocurre cerca del final del alimentador
En ramales importantes desde el alimentador principal para proteger el
alimentador principal de interrupciones y salidas debido a fallas en el ramal
Protecciones en el Sistema Eléctrico de Potencia.
El propósito de un Sistema Eléctrico de Potencia es la de generar y suministrar
energía eléctrica a sus consumidores. El sistema debe de ser diseñado y administrado
para entregar esta energía a los puntos de carga con fiabilidad y economía. Muchos de
los equipos utilizados con este fin son costosos. Para maximizar el retorno de esta
inversión, el sistema debe ser utilizado tanto como sea posible dentro de las
restricciones aplicables de seguridad y la fiabilidad del suministro.
Kosow (2006) Para que un sistema eléctrico opere de manera
confiable y segura debe tener asociado un esquema y elementos de
protección. En la medida que el sistema involucre niveles de tensión altos
requerirá de esquemas con lógicas que involucren diferentes funciones de
los elementos de protección los cuales garanticen la detección temprana
de fallas en la red. Las protecciones eléctricas determinan si el sistema se
encuentra en condiciones fuera de los parámetros normales de operación,
cuando la lógica de estas compara los ajustes colocados con los
parámetros reales que continuamente miden (p.188)
Objetivos de los Sistemas De Protección
Es recomendable que todo esquema de protecciones cumpla con los siguientes
objetivos:
- Detectar y aislar todas las fallas instantáneas que se puedan presentar en
cualquier punto del sistema.
35
- Mantener el sistema en funcionamiento alimentando la mayor cantidad de
circuitos posibles en el sistema incrementando la confiabilidad.
- Rapidez de operación en el momento de presentarse las fallas en el sistema.
- Discriminar entre condiciones normales y anormales del sistema, de modo que
los dispositivos de protección, nunca operen innecesariamente.
Función de los Sistemas De Protección
Función Reductora
Los parámetros del sistema que son permanentemente monitoreados para
observar su comportamiento tienen valores prohibitivos para ser manejados por las
personas o dispositivos encargados de hacer esta tarea. Para ello se hace necesario
reducir dichos valores a magnitudes perfectamente manejables por los dispositivos de
monitoreo.
Esta función la realizan los transformadores de medida.
Función Detectora
Cuando los parámetros monitoreados cambian de magnitud y estos se
consideran perjudiciales en algún sector del sistema deben existir dispositivos que se
encarguen de identificar tal condición y tomar las acciones que tiendan a restituir el
sistema a su condición normal.
Esta función la realizan los relés de protección.
Función Interruptora
Una vez detectado el sector donde se encuentra la anormalidad, este debe ser
aislado del resto del sistema. Esta función la realizan los interruptores y fusibles
Función Auxiliar
36
Muchos equipos que conforman los sistemas de protección no tienen capacidad
para operar por si solos, por lo tanto, requieren de fuentes auxiliares de alimentación
para su funcionamiento las cuales no deben depender del sistema eléctrico que se está
monitoreando.
En este sector encontramos UPS, cargadores, baterías, condensadores,
generadores, entre otros.
Tipos de Fallas
Se define el término falla como cualquier cambio no planeado en las variables
de operación de un sistema de potencia, también es llamada perturbación y es causada
por:
- Falla en el sistema de potencia (Cortocircuito)
- Falla extraña al sistema de potencia (En equipo de protección),
- Falla de la red (Sobrecarga, fluctuación de carga, rayos, contaminación,
sabotajes, daños).
Ramírez (2007) especifica que “las tasas de fallas en sistemas de baja tensión
son mayores que las que se presentan en sistemas de alta tensión por la cantidad de
elementos y equipos involucrados” (p.66).
Consecuencias de las Fallas
Al cambiar las condiciones de operación de un sistema eléctrico se presentan
consecuencias no deseadas que alteran el equilibrio esperado, ellas son:
- Las corrientes de cortocircuito causan sobrecalentamiento y la quema de
conductores y equipos asociados, aumento en las flechas de conductores (Efectos
térmicos), movimientos en conductores, cadenas de aisladores y equipos (Efectos
dinámicos).
37
- Fluctuaciones severas de voltaje.
- Desbalances que ocasionan operación indebida de equipos.
- Fluctuaciones de Potencia.
- Inestabilidad del sistema de potencia
- Prolongados cortes de energía que causan desde simples incomodidades hasta
grandes pérdidas económicas a los usuarios, dependiendo de si este es residencial,
comercial o industrial.
- Daños graves a equipos y personas.
- Aparición de tensiones peligrosas en diferentes puntos del sistema.
Consideraciones Básicas para un Sistema De Protección
Si fuese posible diseñar y construir un sistema eléctrico y el equipo usado en él
de tal manera que no ocurran fallas y prevenir las condiciones de sobrecarga,
virtualmente no se necesitaría equipo de protección. Para la mayoría de las causas de
las fallas, es evidente que un sistema libre de fallas puede no ser construido
económicamente.
Causas de las Fallas.
1. Sobrevoltajes debido a las descargas atmosféricas.
2. Sobrevoltajes debido al suicheo y a la ferrorresonancia.
3. Rompimiento de conductores, aisladores y estructuras de soporte debido a
vientos, sismos, hielo, árboles, automóviles, equipos de excavación, vandalismo, etc.
4. Daño de aislamientos causado por roedores, aves, serpientes, etc.
5. Incendio.
38
6. Fallas de equipos y errores de cableado.
Clases de Fallas.
Fallas temporales: Son las fallas que pueden ser despejadas antes de que
ocurran serios daños, o porque se autodespejan o por la operación de dispositivos de
despeje de falla que operan lo suficientemente rápido para prevenir los daños.
Algunos ejemplos son: arqueos en la superficie de los aisladores iniciados por las
descargas atmosféricas, balanceo de conductores y contactos momentáneos de ramas
de árboles con los conductores. La mayoría de las fallas en líneas aéreas son de
carácter temporal pero pueden convertirse en permanentes si no se despejan
rápidamente, o porque se autodespejan o porque actúan las protecciones de
sobrecorriente.
Fallas permanentes: Son aquellas que persisten a pesar de la velocidad a la
cual el circuito es desenergizado y el número de veces que el circuito es
desenergizado. Algunos ejemplos: cuando dos o más conductores desnudos en un
sistema aéreo entran en contacto debido a rotura de conductores, crucetas o postes;
los arcos entre fases pueden originar fallas permanentes, ramas de árboles sobre la
línea, etc
Clasificación de fallas de distribución
El Centro de Operación y Distribución (COD), es el ente encargado de
clasificar las fallas de distribución, como se muestran a continuación, clasificadas por
grupos:
Cuadro 1. Clasificación de las fallas por el COD
GRUPO SUBGRUPO
Programada
Trabajos por distritos
Trabajos autorizados por desarrollo
Trabajos por transmisión
Trabajos por Operaciones
Trabajos por medicion
Trabajos por otra distribución de energía
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Vegetación
Rama sobre línea
Arbol
Enredaderas
Atmosfericas
Lluvias
Rayos
Viento
Componentes
Dañados
Aislador
Pararrayo. Cortacorriente. Seccionador
Cruceta
Linea Rota
Lineas Ligadas
Copa Terminal
Cable de Potencia
Linea Fuera de aislador
Puente abierto
Elementos de redes subterraneas
Retenidas
Instantáneas Instantaneas
Accidentales
Incendio Forestal
Papagayos
Falla de otra distribuidora de energia
Hurto de Material
Mala Maniobra
Animal en lineas
Ajustes Incorrectos Fusible inadecuado
Reconectadores reles
Sobre Carga
Incremento de Craga por transferencia
Incremento de carga por saturacion de sistema
Racionamiento
Medidas de
Seguridad Condición Insegura
Falta de
Mantenimiento
Filtración de Agua
Fortuita
Falla de Linea Disparo en linea 115kV, 230kV, 400kV
Trabajos de Emergencia
Falla de Equipos
Reconectadores, Seccionalizador, Banco de Reguladores
Transformador de Potencia, Interruptor de Potencia
Equipos de medición, fallas de Reles
Transformadores de Distribución
40
Apertura de
Emergencia
Diferencia de Impedancia, correccion de componentes
Indisponibilidad de Herramientas
Fuente: Moreno (2012)
Elementos detectores de falla
Cuando se originan fallas en un sistema de potencia, en éste se producen
alteraciones tales como: sobretensiones, cambio de frecuencia, temperatura, etc.
Sobre la base de estos parámetros se diseñan dispositivos que pueden reconocer la
ocurrencia de estas anomalías, estos dispositivos son conocidos comúnmente como
relés.
Los relés pueden ser:
Estáticos: Operan basados en la lógica digital.
Electromecánicos: Basan su funcionamiento en materiales electromagnéticos
y partes móviles.
Función detectora de los relés
La función detectora es básicamente una función de la comparación de un valor
eléctrico del sistema con respecto a una señal o valor de referencia. Esta comparación
se puede hacer de la siguiente manera:
Comparando la magnitud (Comparadores de Magnitud).
Comparando la fase (Comparadores de Fase).
Mediante estas comparaciones se detectan fallas, tales como: cortocircuitos y
condiciones anormales (sobrecarga, sobretensiones, etc.).
Clasificación de los relés
Se pueden clasificar de acuerdo a:
Características del tiempo de operación.
41
Parámetros utilizados para detectar fallas.
Esquema operacional utilizado.
Características del tiempo de operación
Se pueden clasificar en:
• Relés Instantáneos: Son aquellos donde no existen retardo de tiempo
introducido que desaceleren la acción del mismo.
• Relés de Tiempo Inverso: Son aquellos que operan en mayor o menor tiempo
dependiendo de la magnitud de la falla y existen los siguientes tipos:
- Normalmente Inversos.
- Muy Inversos.
- Extremadamente Inversos.
• Relés de Tiempo Definido: Son aquellos que presentan un retardo de tiempo
determinado, el cual se le introduce a fin de que la acción del relé se ejecute en un
tiempo preestablecido una vez que la condición de la falla haya sido detectada por el
mismo, básicamente consiste en un relé instantáneo que alimenta a un relé de tiempo
y este a su vez dispara al disyuntor.
En la siguiente figura se pueden apreciar las curvas características del tiempo de
los relés:
42
Figura 2. 7. Características de tiempo de los relés
Fuente: Moreno (2012)
Parámetros Utilizados para Detectar Fallas y Esquemas Operacional
Se pueden mencionar los siguientes tipos de relé:
Relé de Sobrecorriente: Operan sobre la base de la corriente que se registra
durante una condición de falla en la cual generalmente ocurre un aumento de
corriente.
Relés de Sobre Tensión y/o Baja tensión: Operan sobre la base del parámetro
tensión para detectar condiciones anormales en la red.
Relé de Frecuencia: Son aquellos que pueden detectar desviaciones de
frecuencia de acuerdo a un valor preestablecido.
Relé de Potencia: Son aquellos que se basan en la dirección en que fluye la
potencia activa o reactiva de algún elemento de la red para indicar una posible
43
anormalidad en el mismo y activar mecanismos que puedan ponerlos fuera de
servicio.
Bases Legales
Las sociedades necesitan contar con las leyes que permitan controlar las
actividades comprendidas por las mismas. Según Tamayo y Tamayo (2005), “se
refiere al sustento jurídico legal del trabajo, de los cuales debe estar directamente
relacionado con la ley especifica del ordenamiento jurídico que trata la temática en
curso” (p. 48), a través de ellas se pueden saber los deberes de cada municipalidad o
localidad, con el propósito de alcanzar la equidad a fin de lograr una evolución
organizativa y efectividad en pro de los ciudadanos. A continuación dentro de este
orden de ideas se desarrolla estos aspectos plasmados en los documentos legales que
tienen incidencia en la presente investigación.
Constitución de la República Bolivariana de Venezuela
Publicada en Gaceta Oficial Extraordinaria Nº 5.908 en fecha 19/02/2009
Artículo 178. Es de la competencia del Municipio el gobierno y
administración de sus intereses y la gestión de las materias que le asigne
esta Constitución y las leyes nacionales, en cuanto concierne a la vida
local, en especial la ordenación y promoción del desarrollo económico y
social, la dotación y prestación de los servicios públicos domiciliarios, la
aplicación de la política referente a la materia inquilinaria con criterios de
equidad, justicia y contenido de interés social, la promoción de la
participación, y el mejoramiento, en general, de las condiciones de vida
de la comunidad, en las siguientes áreas:
1. Ordenación territorial y urbanística; patrimonio histórico;
vivienda de interés social; turismo local; parques y jardines, plazas,
balnearios y otros sitios de recreación; arquitectura civil, nomenclatura y
ornato público.
2. Vialidad urbana; circulación y ordenación del tránsito de
vehículos y personas en las vías municipales; servicios de transporte
público urbano de pasajeros y pasajeras.
44
3. Espectáculos públicos y publicidad comercial, en cuanto
concierne a los intereses y fines específicos municipales
4. Protección del ambiente y cooperación con el saneamiento
ambiental; aseo urbano y domiciliario, comprendidos los servicios de
limpieza, de recolección y tratamiento de residuos y protección civil
5. Salubridad y atención primaria en salud, servicios de protección a
la primera y segunda infancia, a la adolescencia y a la tercera edad;
educación preescolar, servicios de integración familiar del discapacitado
al desarrollo comunitario, actividades e instalaciones culturales y
deportivas. Servicios de prevención y protección, vigilancia y control de
los bienes y las actividades relativas a las materias de la competencia
municipal
6. Servicio de agua potable, electricidad y gas doméstico,
alcantarillado, canalización y disposición de aguas servidas; cementerios
y servicios funerarios.
7. Justicia de paz, prevención y protección vecinal y servicios de
policía municipal, conforme a la legislación nacional aplicable.
8. Las demás que le atribuya la Constitución y la ley.
Las actuaciones que corresponden al Municipio en la materia de su
competencia no menoscaban las competencias nacionales o estadales que
se definan en la ley conforme a la Constitución.
Los servicios públicos son competencia de los Municipios y les concierne a
ellos velar específicamente en este caso por la electricidad suministrada a la
comunidad a través de las empresas prestadoras de servicio como lo establece el
artículo 178 en su numeral 6 para el mejoramiento en general de las condiciones de
vida en general.
Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico
Publicada en Gaceta Oficial Nº 39.573 del 14 de diciembre de 2010
Artículo 28. El operador y prestador del servicio será la
Corporación Eléctrica Nacional S.A., o el ente creado para tal fin,
adscrito al Ministerio del Poder Popular con competencia en materia de
energía eléctrica, quien estará encargado de la realización de las
actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización
en todo el territorio nacional. La estructura y composición de sus órganos
de administración y gobierno, sus estatutos, duración, domicilio y
ejercicio económico serán establecidas por el órgano de adscripción,
conforme a la legislación ordinaria vigente.
45
Artículo 31. El operador y prestador del servicio deberá cumplir
con las siguientes obligaciones:
1. Ejercer las actividades del Sistema Eléctrico Nacional para
la prestación del servicio, a saber: generación, transmisión,
distribución y comercialización, conforme a los lineamientos dictados
por el Ejecutivo Nacional, a través del Ministerio del Poder Popular con
competencia en materia de energía eléctrica.
2. Ejecutar las inversiones necesarias para la expansión,
mejoramiento, operación y mantenimiento de las instalaciones, a fin de
garantizar la prestación del servicio eléctrico en las condiciones
óptimas requeridas y de conformidad con el Plan de Desarrollo del
Sistema Eléctrico Nacional.
3. Prestar el servicio eléctrico bajo los criterios de
confiabilidad, eficiencia, calidad, equidad, solidaridad, no
discriminación, transparencia, sustentabilidad económica y financiera,
cumpliendo las normas técnicas de instalación, operación y de
seguridad, según la normativa que a este efecto apruebe el Ministerio del
Poder Popular con competencia en materia de energía eléctrica. 4.
Someterse a las fiscalizaciones y auditorias que, conforme a las normas
aplicables, ordene el Ministerio del Poder Popular con competencia
en materia de energía eléctrica.
5. Suministrar oportunamente al Ministerio del Poder Popular
con competencia en materia de energía eléctrica la información que l sea
requerida, conforme a las normas que rijan esta materia.
6. Informar y poner a disposición del Ministerio del Poder Popular
con competencia en materia de energía eléctrica la capacidad de
potencia instalada de generación y la capacidad de transmisión, así como
acatar sus instrucciones operativas.
7. Informar al Ministerio del Poder Popular con competencia
en materia de energía eléctrica sobre las condiciones generales y técnicas
de las contrataciones del suministro de energía primaria.
8. Solicitar el inicio del procedimiento de expropiación o de
constitución de servidumbres previstos en la presente Ley, e
informar al Ministerio del Poder Popular con competencia en
materia de energía eléctrica de cada procedimiento solicitado.
9. Instalar y mantener los centros de operación de distribución que
autorice el órgano encargado de la actividad de despacho del sistema
eléctrico para atender adecuadamente las fallas, solicitudes y reclamos
en la distribución.
10. Velar por la operación, mantenimiento y expansión del
alumbrado público a nivel nacional.
11.Autorizar, cuando esté debidamente justificado, el uso de
sus instalaciones para fines no eléctricos a cambio de una
46
remuneración que deberá ser aprobada por el Ministerio del Poder
Popular con competencia en materia de energía eléctrica.
12. Atender toda nueva solicitud de servicio, aumento o
disminución de la capacidad de suministro o retiro del servicio.
13.Atender, solucionar y dar respuesta oportuna y adecuada a los
reclamos de los usuarios, de conformidad con esta Ley y las normas
que la desarrollen.
14 .Realizar la medición, lectura, facturación, cobro y demás
notificaciones inherentes a la prestación del servicio eléctrico.
15. Compensar a los usuarios, los daños causados como
consecuencia de fallas en la prestación del servicio eléctrico, de acuerdo
con lo que establezcan las normas que regulen las relaciones entre el
operador y prestador del servicio, y los usuarios.
16.Reembolsar a los usuarios, los montos cobrados en exceso, en
caso que la retribución aplicada haya sido indebidamente cambiada o
por errores de medición, lectura o facturación, de acuerdo con lo que
establezcan las normas que regulen las relaciones entre el operador
y prestador del servicio, y los usuarios.
17.Suspender el servicio eléctrico, previo aviso, en caso de
interrupciones programadas y en caso de peligro o riesgo inminente,
conforme a las normas que regulan la materia.
18.Proteger el área donde se halle construida su infraestructura
eléctrica, con el apoyo de los usuarios, las comunidades, las
autoridades administrativas y de seguridad local, regional y Estatal.
19.Todas las otras que establezca esta Ley y las normas que
la desarrollen
El articulo 28 nos describe que es competencia de la Corporación Eléctrica
Nacional la realización de las actividades de generación, transmisión, distribución y
comercialización en todo el territorio nacional lo que abala y permite que se lleve a
cabo este proyecto de investigación ya que va en pro del mejoramiento de las redes de
distribución eléctrica del circuito Orticeño en vista del deterioro que afecta de manera
directa a los habitantes del pueblo de Palo Negro. Además de ser deberes del
operador y prestador de servicios como lo indica el articulo 31 al inicio y lo reafirma
el numeral 3 especificando la prestación de servicio eléctrico bajo los criterios de
confiabilidad, eficiencia, calidad, equidad, solidaridad, no discriminación,
transparencia, sustentabilidad económica y financiera, cumpliendo las normas
técnicas de instalación, operación y de seguridad.
47
Conceptos Básicos
Aguas Arriba: Hacia la generación. (Sólo en circuitos radiales)
Alimentador: Salida de los circuitos desde las S/E.
Calidad de servicio: Condiciones bajo las cuales opera un sistema eléctrico, en base
a los niveles de tensión y frecuencia de la red.
Capacidad de interrupción: Capacidad nominal de corriente de cortocircuito
(rms simétricos) que el interruptor puede abrir o interrumpir sin dañarse.
Es el máximo valor de corriente que puede interrumpir el dispositivo a tensión
nominal.
C. A. R: Centro de atención y reclamo
Carga: Potencia o corriente que consume un circuito eléctrico.
Carga Instalada: Sumatoria de la potencia en vatios o voltamperios de todos los
equipos eléctricos (datos de placa) que se conectan a la red eléctrica. Se puede
expresar en kW o Kva
C. O. D: Centro de operaciones de distribución
Corriente de arranque: Corriente mínima de disparo del relé.
Corriente Máxima: Máximo valor de corriente que es admisible dentro de los
niveles de funcionamiento normal.
Corriente Nominal: Valor de corriente para el cual, un elemento ha sido diseñado
con el fin de obtener las características optimas de rendimiento y funcionamiento.
Corriente de Operación: Es la corriente máxima en régimen continuo a la cual el
dispositivo funciona sin dispararse o fundirse.
Curva de Tiempo-Corriente: Curvas características de equipos o elementos de
protección que indican el tiempo de operación o daño de los mismos para distintos
valores de corriente.
Diagrama Unifilar: Representación simbólica que mediante un sólo hilo muestra
un sistema trifásico equilibrado y sus elementos más importantes.
48
Energía Eléctrica: Es la potencia eléctrica producida, transmitida o consumida en un
período de tiempo.
Factor de potencia: Es el coseno del ángulo (cosθ) entre la potencia activa (vatios) y
la potencia aparente (voltamper).
Tiempo Muerto: Es el tiempo comprendido entre una operación de apertura y la
subsiguiente operación de recierre del Reconectador. También llamado intervalo de
reconexión.
49
Cuadro 2. Conceptualización de Variables
Objetivo General: Instalar un Reconectador Schneider (equipo de interrupción automático de fallas eléctricas) en
el circuito de distribución Orticeño en 13.8 KV, de la empresa eléctrica CORPOLEC Zona Aragua.
Objetivos Específicos Variable Definición Conceptual Definición Operacional
Diagnosticar la situación actual del
circuito aéreo de distribución Orticeño
en 13.8 KV, de la empresa eléctrica
CORPOLEC Zona Aragua.
Situación actual
Denomina un lapso de tiempo
presente del sistema conforme
a un procedimiento que se
realiza en etapas
Se diagnostica al determinar y
evaluar el circuito de distribucio
Orticeño pudiendo notar la
necesidad ante las fallas de un
dispositivo de rpoteccion
Determinar las características y
funcionamiento del equipo reconectador
Características/
funcionamiento
Cualidades que permiten
identificar algo/efecto de
ejecutar alguna acción
Se determinan mediante la
revisión bibliográfica de
manuales del equipo y literatura
acerca del tema
Elaborar el procedimiento de la
instalación del reconectador Schneider. Procedimientos
Consiste en seguir ciertos
pasos predefinidos para
desarrollar una labor de
manera eficaz
Es el establecimiento de las
características técnicas de los
elementos que componen el
sistema.
Fuente: Moreno (2012)
50
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
Toda investigación contiene una metodología a seguir el cual se encuentran
albergados en el marco metodológico, se podría decir, que constituyen lo significativo
de los hechos y fenómenos hacia los cuales están encaminados el interés de la misma.
En él se plantea los métodos y técnicas a usar en la investigación asi como
también los instrumentos de recolección de datos. Para fundamentar lo anterior
expuesto, Arias (2006) define el marco metodológico como: “la metodología del
proyecto que incluye el tipo o tipos de investigación, las técnicas y los instrumentos
que serán utilizados para llevar a cabo la indagación. Es el cómo se realizará el
estudio para responder al problema planteado” (p. 98)
En el mismo orden de ideas se puede decir que el marco metodológico indica el
cómo se va a realizar la investigación, partiendo de los objetivos tanto general como
específicos los cuales orientan el rumbo de la investigación, es decir, explica el cómo
y cuáles fueron las técnicas para recabar la información.
Modalidad de la investigación
La modalidad de la presente investigación enmarca en la de Proyecto Factible.
En tal sentido el Manual de la UPEL (2011) refiere lo siguiente:
La modalidad de proyecto Factible, consiste en la investigación,
elaboración y desarrollo de una propuesta de un modelo operativo,
viables para solucionar problemas, requerimientos o necesidades de la
organización o grupos sociales; puede referirse a la formulación de
políticas, programas, tecnologías, métodos o procesos. (p. 16)
51
La justificación de que el presente trabajo sea proyecto factible es debido a que
está dirigida a presentar un modelo viable para la solución de un problema social,
mediante la instalación del reconectador Schneider en el circuito de distribución
Orticeño 13.8 KV a través de la empresa CORPOELEC ZONA ARAGUA
Tipo de Investigación
De acuerdo con Arias, F. (1999) La investigación de Campo “consiste en la
recolección de datos directamente de la realidad donde ocurren los hechos, sin
manipular o controlar variable alguna.” (p. 21)
La investigación realizada es de tipo Campo, debido a que los datos fueron
tomados mediante la aplicación de una entrevista personal a un grupo de trabajadores
de la empresa CORPOELEC quienes tienes el conocimiento de la problemática que
está afectando al Circuito Orticeño.
Según Hernández, Fernández y Baptista (2001), definen a la investigación no
experimental como “la que se realiza sin manipular deliberadamente la variable, es
decir se trata de investigar donde no hacemos variar en un contexto de tipo no
independiente”. (p. 184).
En tal sentido, el diseño de la presente investigación es no experimental debido
a que no se manipulan en forma deliberada ninguna variables sino que los hechos se
describen y analizan, tal y como se presentan en su contexto original.
Por otra parte, Arias, F. (Op. Cit.) Establece que: “la investigación descriptiva
consiste en la caracterización de un hecho, fenómeno o grupo con el fin de establecer
su estructura o comportamiento”. (p.20).
De ahí que el nivel de la presente investigación es de carácter descriptivo, esto
porque se hará la descripción de los hechos apreciados en torno a la presente
problemática de las fallas por incidencias ocurridas en la zona del circuito Orticeño
52
así mismo se hará el registro de la información recolectada con respecto al mismo
tópico.
Procedimientos
Las fases en las cuales se desarrolla la presente investigación están compuestas
por seis que se mencionan a continuación:
Fase I. Planificación
En esta fase se hizo la identificación del tema objeto de estudio, presentación
del título, establecimiento del alcance del proyecto de investigación se establecieron
los objetivos y se elaboró un plan preliminar de trabajo.
Fase II. Recolección de Información
Documentación
La revisión bibliográfica en la presente investigación, están referidas al tema de
los sistemas de protección contra fallas ocurridas en los sistemas de distribución y al
reconectador como dispositivo primordial en cuanto a protección para sistemas de
distribución. De allí su racionalidad estructural, lógica y consistencia interna. Además
va a permitir el análisis de hechos conocidos, así como orientar la búsqueda de otros
datos relevantes y necesarios para dar mayor orientación al estudio, antecedentes de
la investigación, bases legales y teóricas
Aplicación de Instrumentos
Para poder cumplir con esta fase el investigador diseña y aplica un instrumento
de recolección de datos formulados con una entrevista, además de la observación
directa con la ayuda del block de notas y también con el soporte de la cámara
fotográfica para captar la instalación y prueba del reconectador Schneider
53
Fase III. Organización de la Información
En esta fase se organiza, cataloga, clasifica, codifica y jerarquiza la información
recolectada mediante la revisión bibliográfica como la obtenida por la aplicación de
los instrumentos de recolección de datos.
Fase IV. Análisis de la Información
Esta etapa para el análisis de la información obtenida, se emplea el análisis
cualitativo recurriendo a la técnica de la síntesis, para luego obtener las respectivas
conclusiones. Corresponde con las fases de diagnóstico y alternativas de solución
según el manual de trabajo especial de grado de esta casa de estudios.
Fase V. Diseño de Propuesta
A partir de ésta etapa se lleva a cabo el diseño de la propuesta, que corresponde
al igual que la siguiente con la fase de propuesta del manual de trabajo especial de
grado antes referido. Este diseño consiste en ser sustentado en la documentación en
cuanto a características y funcionamiento del Schneider como equipo automático de
interrupción de fallas a nivel de distribución aérea
Fase VI. Elaboración de Propuesta
En esta Etapa de la investigación se realizará la propuesta de la instalación del
reconectador, considerando los cálculos teóricos, la simulación y configuración con el
uso del software y los materiales y herramientas necesarios.
54
Cronograma de Actividades
El cronograma de actividades está regido por las fases expuestas dentro del
procedimiento y como herramienta se emplea el diagrama de Gantt el cual es definido
por Palella y Martins (2004) como “una popular herramienta gráfica cuyo objetivo es
mostrar el tiempo de dedicación previsto para diferentes tareas o actividades a lo
largo de un tiempo total determinado” (p. 128)
Es un esquema básico donde se distribuye y organiza en forma de secuencia
temporal el conjunto de experiencias y actividades diseñadas a lo largo de un curso.
La organización temporal básicamente se organiza en torno a dos ejes: la duración de
la asignatura y el tiempo que previsiblemente el estudiante dedicará al desarrollo de
cada actividad.
55
Cuadro 3. Cronograma de actividades
Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero
ACTIVIDADES
Del
10 a
l
14/0
9/2
012
Del
17 a
l
28/0
9/2
012
Del
01 a
l
05/1
0/2
012
D
el 0
8 a
l
26/1
0/2
012
D
el 2
9 a
l
02/1
1/2
012
D
el 0
5 a
l
09/1
1/2
012
D
el 1
2 a
l
23/1
1/2
012
D
el 2
6 a
l
30/1
1/2
012
D
el 0
3 a
l
07/1
2/2
012
Del
10 a
l
14/1
2/2
012
D
el 1
4 a
l
18/0
1/2
013
D
el 2
1 a
l
25/0
1/2
013
D
el 2
8 a
l
01/0
2/2
013
D
el 0
4 a
l
08/0
2/2
013
D
el 1
1 a
l
15/0
2/2
013
D
el 1
8 a
l
22/0
2/2
013
Planificación
Aprobación del Título
Recolección de Información
Documentación
Aplicación de Instrumento
Organización de la Información
Análisis de la Información
Diseño de Propuesta
Elaboración de Propuesta
Evaluación de Propuesta
Entrega de Trabajo Especial de
Grado
Pre-defensa
Correcciones al Trabajo
Especial de Grado
Defensa
Entrega Definitiva Fuente: Moreno (2012)
56
Operacionalización de Variables
De acuerdo con lo expresado por Tamayo, M. (1999) en toda variable “el factor
que asume esta condición debe ser determinado mediante observaciones y estar en
condiciones de medirse para enunciar una observación en función de una
característica”. (p. 109).
La operacionalización de las variables se refiere a descender a un nivel de
abstracción de las mismas. Según Méndez (1988) “Implica desglosar la variable por
medio de un proceso de deducción lógica en indicadores, los cuales se refieren a
situaciones específicas de las variables. Los indicadores pueden medirse mediante
índices o investigarse por ítems o preguntas que se incluyen en los instrumentos que
se diseñan para la recopilación de la información.” (p. 79)
De ahí que las variables que han sido establecidas en el capítulo precedente
deben ser operacionalizadas, es decir transformarlas para ser medibles y su
comportamiento capturado mediante los instrumentos de recolección de datos
seleccionados por el investigador.
57
Cuadro 4. Operacionalizacion de Variables
Objetivo General: Instalar un Reconectador Schneider (equipo de interrupción automático de fallas eléctricas) en
el circuito de distribución Orticeño en 13.8 KV, de la empresa eléctrica CORPOLEC Zona Aragua.
Objetivo Variable Dimensión Indicadores Técnicas e
instrumentos Ítems
Diagnosticar la
situación actual del
circuito aéreo de
distribución Orticeño
en 13.8 KV, de la
empresa eléctrica
CORPOLEC Zona
Aragua.
Situación
Actual
Situación Actual Descripción
Observación Directa,
Registros
Tecnológicos
1
Fallas Causas
Guion De Entrevista
2
Dispositivo de
protección
Necesidad 3
Función 4
Beneficios 5
Determinar las
características y
funcionamiento del
equipo reconectador
Características y
funcionamiento
Características
Modelo
Revisión
Bibliográfica, Block
De Notas
Capacidad
Volumen
Funcionamiento
Protección
Seguridad
Programación
Mantenimiento
Elaborar el
procedimiento de la
instalación del
reconectador
Schneider.
Procedimiento Elementos
Herramientas
técnicas
Equipo
Recurso Humano
Fuente: Moreno (2012)
58
Población y Muestra
Población
Toda investigación requiere establecer un universo poblacional con
características comunes, lo cual le permite al investigador obtener los datos que le
faciliten el estudio.
Con este criterio expuesto, se debe entender por población, en función de lo que
plantea Ballestrini (2008) como: “la totalidad de un conjunto de elementos, seres u
objetos que se desea investigar y de la cual se estudiará una fracción (muestra) que se
pretende reúna las mismas características y en igual proporción” (p. 124).
En tal sentido, en este Trabajo de Investigación, se consideró como población a
los trabajadores que laboran en el departamento de mantenimiento especializado de
CORPOELEC ZONA ARAGUA quienes son los encargados de llevar a cabo las
gestiones necesarias en el área de distribución correspondientes al circuito Orticeño,
quienes son una cantidad de 8 personas
Muestra
La muestra, según Palella y Martins (2003) “Es la porción o subconjunto que
representa a toda una población y se determina mediante un procedimiento llamado
muestreo”. (p. 93)
Para esta investigación se tomó la totalidad de la población, en vista de que la
misma es pequeña y esto se denomina muestreo censal según López (1998), “la
muestra es censal es aquella porción que representa toda la población”. (p. 123)
Se selecciono el total de las 8 personas de la población ya que es una cantidad
bastante regulada y para este proyecto de investigación se necesita del conocimiento
y testimonio de todos y cada uno de la población
59
Técnica e instrumentación de recolección de datos
Tamayo, M. (1999) afirma que “la recolección de datos es la expresión
operativa del diseño de la investigación además de que depende en gran parte del tipo
de investigación.” (p. 120)
Las técnicas utilizadas en este proyecto fueron la observación directa, la
revisión bibliográfica, los registros tecnológicos y la entrevista. La primera técnica
utilizada fue la observación directa la cual está definida por Bravo (2004) como “una
forma de enterarse del objeto en estudio. Consiste en la aplicación rigurosa de las
características y el comportamiento de lo que se investiga” (p.125). El instrumento
empleado fue un block de notas o cuaderno de anotaciones.
El Manual de la UPEL (Op. Cit.), define la revisión bibliográfica como: “la
acción de explorar libros, revistas y documentos que sirven para el desarrollo total o
parcial de la investigación”. (p. 96).
Se realizó una revisión bibliográfica, para obtener el contenido correspondiente
a las bases teóricas de esta investigación, del mismo modo para las bases legales y
para el cumplimiento del segundo objetivo de la investigación que son las
características y funcionamiento del equipo presentado como propuesta. El
instrumento empleado fue un block de notas o cuaderno de anotaciones.
Mediante la técnica de registro tecnológico usando como instrumento las
fotografías se obtuvo el material para captar la instalación y desarrollo del montaje
del reconectador Schneider, llevado a cabo en el circuito Orticeño . Estos registros
sirvieron para facilitar el trabajo de captar hechos o lugares del sitio en estudio. Para
de alguna manera dar prueba tangible de los que se está registrado mediante la
observación directa.
60
El investigador ha seleccionado como técnica de recolección de datos, la
entrevista. Puesto que se orienta por unos objetivos preestablecidos, lo que permite
definir el tema de la entrevista.
En relación a esta técnica, Hurtado (2006), señala que: "consiste en formular
preguntas de manera libre, con base a las respuestas que emite el interrogado. No
existe estandarización de formulario y las preguntas varían de un interrogatorio a
otro". (p. 462). La entrevista se realizará personalmente y será aplicada después de
haber recolectado la documentación necesaria para el objeto a estudio a los miembros
del departamento de mantenimiento especializado en el área de distribución ce
COORPOELEC
El investigador tomará como instrumento para esta técnica una guía de
entrevista conformada por cinco (5) Ítems estructurados en función de levantar la
información pertinente para el análisis de las variables establecidas para la presente
investigación.
Técnica de análisis de interpretación de datos
La información obtenida mediante la revisión bibliográfica y el registro
tecnológico son la principal fuente para el contenido de la instalación del
reconectador Schneider en el circuito Orticeño presentado como propuesta
Arias, F. (Op. Cit.), expresa que “las técnicas de análisis de datos no son más
que la clasificación, registro, tabulación y codificación de los datos, las técnicas
pueden ser lógicas (inducción, deducción, análisis, síntesis) o estadísticas
(descriptivas o inferenciales)”. (p. 26)
Con respecto a las entrevistas se realizará un análisis cualitativo del tipo lógico
utilizando la técnica de la Síntesis, que permite extraer el contenido más importante
de cada uno de los temas abordados en la entrevista aplicada al personal de
61
mantenimiento especializado donde el criterio del entrevistado se hará presente ya
que expresará libremente las necesidades, propuestas e inquietudes.
.
62
CAPÍTULO IV
Resultados
Fase Diagnostica
La situación actual vivida en el Circuito Orticeño en cuanto a la confiabilidad
del sistema eléctrico es cada vez más inestable por las interrupciones de falla que
ocurren en el circuito, en su mayoría estas fallas se producen en reiteradas ocasiones
a lo largo del día a día, pero con mas auge en horas de la noche, mediante esta fase se
pretende tener un panorama más preciso de la situación que se vive producto de las
incidencias de interrupciones en el sistema eléctrico del circuito Orticeño. Cabe
destacar que en su mayoría el circuito pertenece a una zona rural donde se ha
incrementado la población, es decir, existe un mayor consumo que sobrepasa los
niveles de carga para los que estaba dimensionado, esto ha traído como consecuencias
sobrecargas en el sistema debido a la gran cantidad de consumidores que se
encuentran conectados a la red eléctrica ilegalmente; tal es el caso de las invasiones
que se encuentran en las cercanías del barrio “La Carrizalera” a pocos metros del
barrio “Los Hornos” en donde específicamente en el sector 5 finaliza el Circuito
Orticeño enlazándose con el circuito Puerta Negra. Esta es considerada sin duda
alguna, la causa de mayor peso a provocar interrupciones que afectan de manera
indefinida a todo el circuito.
El departamento encargado de solventar cualquier avería a nivel de distribución
en el circuito Orticeño es el C.A.R (Centro de Atención y Reclamo) Palo Negro, y de
donde se envía el personal de linieros a solventar la problemática ocurrida en el
sistema y tanto los barrios antes mencionados como otros cerca de esta zona son de
alta peligrosidad es por esto que muchas veces estas irregularidades tardan en ser
63
solventadas debido a que no se cuenta con la seguridad necesaria para los
trabajadores, aun mas cuando estas interrupciones se dan en horas nocturnas .
La densa vegetación, caso puntual arboles que sobre pasan el nivel de las líneas
de Distribución, provocan cortocircuitos, abriendo de forma constante.
Adicionalmente el deterioro de algunos de los elementos que comprenden esta red de
distribución que sin duda alguna le han brindado a la comunidad la continuidad y
fluidez en el servicio eléctrico que necesiten, para garantizarle al consumidor la
mayor confianza, algunos de estos componentes son: aisladores rotos, seccionadores
deteriorados, fusibles corta corriente dañados, disipadores de sobre tensión con
porcelana partida, transformadores con botes de aceite en buhsing tanto de baja como
de alta y en la parte del tap, entre otros.
Puede notarse también el deterioro de la red a lo largo del tendido eléctrico, del
circuito Orticeño, a través de los puntos calientes, que se originan por los
antecedentes antes mencionados, sulfatando algunas conexiones y no permitiendo en
si el flujo continuo de la corriente los cuales pueden ocasionar un arco eléctrico en el
punto donde este propenso.
64
Figura 4. 1. Tendido eléctrico aéreo del circuito Orticeño
Fuente: Moreno (2012
Conexiones ilegales por parte de invasiones aledañas al circuito Orticeño
Figura 4. 2. Conexiones ilegales
Fuente: Moreno (2012)
65
Papagayos enredados en las líneas contribuyen al deterioro en el sistema de
distribución a lo que se le suma la congestión de cableado conectado ilegalmente
ocasionando sobre cargas
Figura 4. 3. Papagayos atascados en la red electrica
Fuente: Moreno (2012)
Análisis e Interpretación de los Resultados de la entrevista
Por medio de la entrevista realizada al personal que labora en el Departamento
de Mantenimiento Especializado se logra captar las siguientes perspectivas
A continuación se presentan las preguntas descritas en el instrumento de
recolección de datos:
Pregunta 1. ¿Cuál es la situación actual que presenta el Circuito de distribución
Orticeño?
Disparo del Disyuntor constantemente por sobrecarga producto del
aumento de la demanda, incremento que se ve reflejado en la población
66
de la zona por las invasiones, como consecuencia del consumo ilegal del
servicio eléctrico. (Carlos Mirabal, Supervisor de operaciones del C.O.D,
entrevista personal, 18/11/2012)
Análisis: la vulnerabilidad de la red de distribución del circuito Orticeño da
paso a que las fallas provocadas en el circuito, por la sobrecarga, afecten de manera
directa la sub estación Palo Negro de la cual depende dicho circuito; claro está que la
situación viene provocada por el congestionamiento en el que se encuentra la red
eléctrica por la conglomeración de consumidores ilegales pegados a este circuito
producto de las invasiones de la zona.
Pregunta 2. ¿Cuáles son las causas más comunes que originan fallas de
interrupción del servicio en el circuito Orticeño?
Además de la falta de mantenimiento (pica y poda a los arboles de
la zona), así como también el deterioro de las líneas se hace notar por
papagayos enredados en la red eléctrica, además de enredaderas de cables
empalmados ilegalmente al servicio eléctrico. Todos estos incidicios dan
paso a las interrupciones ocasionadas en el circuito Orticeño. (Carlos
Mirabal, Supervisor de operaciones del C.O.D, entrevista personal,
18/11/2012)
Análisis: Falta de mantenimiento pica y poda a los arboles de la zona debido a
que llegan a tener contacto con las líneas de distribución ocasionando cortocircuitos,
así como también los papagayos enredados en la red eléctrica
Pregunta 3. ¿Cree usted que es necesario un dispositivo de protección para el
circuito Orticeño, en cuanto a la optimización y mejoramiento de sus redes?
Si, para evitar el disparo del interruptor principal, ya que actuaria
despejando la energía hacia donde se origine la falla, además ayudaría a la
hora de revisar con más exactitud la zona rural que presente la falla ya
que es un sitio de difícil acceso por la inseguridad de la zona. (Gabriel
Rumbos, Supervisor de cortes y solicitudes del C.O.D, entrevista
personal, 18/11/2012)
67
Análisis: Es de manera necesaria la implementación de un dispositivo de
protección contra las fallas que se originan en el sistema de distribución Orticeño ya
que evitaría que dicha falla llegue a la sub estación Palo Negro como ha ocurrido
anteriormente y a su vez resguardaría el funcionamiento del circuito aguas arriba de
la ubicación del reconectador, garantizando así la puesta en funcionamiento de la
mayor parte del circuito en el pueblo de Palo Negro.
Pregunta 4. ¿Cuál es la función del Reconectador dentro del sistema?
Al actuar aísla la falla y evita el disparo del interruptor principal en
la sub estación y así no se afecta el 100% de su carga evitando la
interrupción total del circuito. (Gabriel Rumbos, Supervisor de cortes y
solicitudes del C.O.D, entrevista personal, 18/11/2012)
Análisis: Aislar las fallas que se presentan en el circuito Orticeño evitando el
disparo del interruptor principal para no afectar el total de su carga y la apertura de
todo el circuito. Asegurando además la continuidad de más del 50% de circuito
instalado en su mayoría en el pueblo de Palo Negro
Pregunta 5. Como mejoraría el circuito una vez puesto en funcionamiento el
Reconectador?
Disminuye la apertura y cierre del disyuntor alargando su vida útil,
al momento de producirse alguna falla no dispararía todo el circuito sino
aguas abajo de donde este el reconectador permitiendo asegurar en pleno
funcionamiento el resto del circuito aguas arriba del reconectador. (Jisela
Mendoza, Tecnico del C.A.R Palo Negro, entrevista personal,
18/11/2012)
Análisis: Disminuye la apertura y cierre del disyuntor alargando su vida útil, al
momento de producirse alguna falla no dispararía todo el circuito sino aguas abajo de
donde este el reconectador permitiendo asegurar en pleno funcionamiento de la
mayor parte del circuito aguas arriba del reconectador asegurando asi mas de un 50%
de la carga en pleno circuito
68
Análisis General
Concluida la entrevista se pudo constatar la grave problemática a las que se ve
afectada la empresa y que sin duda alguna debe enfrentar y que por consecuencia
quienes más sufren son los suscriptores que viven en la zona de Palo Negro en la cual
cubre la gran mayoría de su territorio el circuito Orticeño; sin embargo la sobre
población que han traído las recientes invasiones a los barrios “Las Vegas”, “La
Carrizalera” y “Los Hornos” quienes son parte de la zona sur de este pueblo han
venido causando la mayor parte de un numero inesperado de estas fallas por la sobre
carga que existe en el sistema de distribución, por el consumo ilegal de energía
eléctrica, deteriorando las redes con un sin número de cables instalados para
alimentar sus viviendas: La red de distribución también se ha visto sometida a la
invasión de su espacio por papagayos enredados en las líneas y la densa vegetación
que existe por arboles que con sus ramas tienen contacto con las líneas del sistema;
todo esto ha venido trayendo consecuencias negativas en incidencias que son registras
por el Centro de Operaciones de Distribución de Aragua (C.O.D.A), departamento
encargado de estar al pendiente de todo el sistema de distribución del Estado Aragua,
registrando y solventado cualquier situación que se presente a nivel de distribución
Es por esto que se pretende la instalación de un dispositivo capaz de solventar
las situaciones que puedan presentar en el circuito garantizando así el estado seguro
de más de la mitad de lo que comprende el circuito y a su vez ayudaría a que estas
fallas no produzcan daños en el interruptor principal de la subestación Palo Negro
resguardando de esta manera la puesta en servicio de la sub estación
69
Incidencias por el C.O.D
Para determinar cuáles son las causas con más fallas se recopilaron las
incidencias ocurridas en el circuito. Estas son reportadas dependiendo del tipo de
subestación (atendida o no atendida). Para las sub estaciones atendidas el operador de
turno se comunica directamente al C.O.D y reporta el circuito que ha salido de
servicio y lleva la estadística del tiempo en que comenzó la falla hasta cuando es
restablecido nuevamente el servicio. En las sub estaciones no atendidas el C.O.D
detecta las interrupciones en los circuitos por medio de las llamadas y reportes en
persona por parte de los miembros de la comunidad a las operadoras del C.O.D, que
se encargan de ingresar los reportes en un software conocido como SAAR2 (Sistema
Automatizado para la Atención de Reclamos), el personal técnico (cuadrillas) se
encarga de verificar estos reportes apersonándose en el sitio, luego reportan al C.O.D
el tiempo total de la interrupción.
Para el estudio se tomo el reporte suministrado por el C.O.D Aragua que va
desde el 01-01-2012 hasta el 24-10-2012, correspondientes al circuito Orticeño
perteneciente a la sub estación atendida Palo Negro ubicada en el Estado Aragua,
Municipio Libertador
Interpretación de los Resultados del las incidencias del COD
La red de Distribución del Orticeño representa un punto muy susceptible a las
fallas, el número de interrupciones de este circuito es algo preocupante para
CORPOELEC y su propósito es de garantizar el mejor servicio eléctrico además de
también disminuir las interrupciones provocadas por estos circuitos en la subestación,
es por este comportamiento del sistema por el cual se plantea la instalación del
reconectador SCHNEIDER.
70
En los apartados siguientes se detallaran las interrupciones que afectan la
continuidad del servicio de la subestación Palo Negro perteneciente al Distrito
Maracay-Sur, provenientes del circuito Orticeño.
Cada cuadro de Interrupciones contendrá la información que se muestra a
continuación:
FECHA
INICIO
FECHA
FIN CAUSA
SUB
CAUSA OBSERVACION KVA
Tiempo
(hh:mm)
T.
HORAS KVA/h
TTI CTO
(Horas)
FECHA DE INICIO: Fecha y hora cuando comienza la falla
FECHA FIN: Fecha y hora cuando finaliza la falla
CAUSA: causa de la falla
SUBCAUSA: Especificación de la falla
OBSERVACION: observaciones donde se detalla la falla
KVA: Capacidad Instalada en el circuito
Tiempo: Tiempo que dura la falla
ioTiempoInicTiempoFinTiempo
24. TiempoHORAST
KVA/h: Voltampere afectados en el tiempo de la Interrupción
HORASTKVAhKVA ./
TTI CTO: Tiempo total de Interrupción del Circuito con respecto al de la región
REGIÓNKVA
hKVATTICTO
/
VA2296851,1KREGIÓN
KVA
Interrupciones por causa Accidental
En el circuito Orticeño no son tan frecuentes las causas de Interrupciones
accidentales, entre este tipo de causa se encuentran las ocasionadas producto de
71
papagayos sobre líneas, también pueden ser inducidas por accidentes ocurridos en
otros circuitos, errores de operaciones en las mismas sub estaciones y producto de
animales sobre las líneas de media tensión como lo son las aves. Esta información se
detalla en el Cuadro 5
Cuadro 5 Interrupciones por causa Accidental
FECHA
INICIO
FECHA
FIN CAUSA SUB CAUSA OBSERVACION KVA
Tiempo
(hh:mm)
T.
HORAS Kva/h
TTI CTO
(Horas)
01/10/2012
11:28:00 p.m.
01/10/2012
11:51:00 p.m.
ACCIDENTAL
POSTE
CHOCADO
Poste Chocado en
la C/Sucre de Palo Negro
10925 00:23 0,38 4187,92 0,0018233
10/09/2012
07:05:00 p.m.
10/09/2012
07:42:00 p.m.
PAPAGAYO
Papagayo sobre
las lineas en la Urb. Orticeño
10925 00:37 0,62 6737,08 0,0029332
31/08/2012
03:59:00
p.m.
31/08/2012
04:44:00
p.m.
FALLA
INDUCIDA POR OTRO
CIRCUITO
Falla del circuito
Los samanes con
puente roto en a.t. en la salida del
Pórtico de la
subestación, 02 seccionadores
dañados en la
av/Intersan y 01 puente roto en a.t.
en la Avenida
Intersan salida del subterráneo frente
al elevado de las
fuerzas aéreas
10925 00:45 0,75 8193,75 0,0035674
31/08/2012 02:18:00
p.m.
31/08/2012 02:40:00
p.m.
ERROR DE
OPERACION
Al cerrar las
protecciones en la
principal de Las Vegas
10925 00:22 0,37 4005,83 0,0017441
04/02/2012 03:35:00
p.m.
04/02/2012 03:55:00
p.m.
ANIMALES
Ave sobre las
redes de M.T. en
C/ paramaconi CC Campo Elias
10925 00:20 0,33 3641,67 0,0015855
Fuente: Moreno (2012)
El tiempo total en el que se presentaron las fallas por causas accidentales fue
de 147 minutos; tal como se muestra en el Cuadro 5, estas fallas se presentan por lo
general en horas de la tarde y noche. El TTI que aporta el Circuito Orticeño por
motivos accidentales a la región es de 0,699207276 horas.
En él se puede observar que entre las interrupciones por causa accidental la
que se presenta con mayor frecuencia y tiene un tiempo de duración mayor es la
72
debida a las fallas inducidas por otro circuito (31%), en segundo lugar tenemos las
fallas debidas a los papagayos (25%), seguida por poste chocado (16%), error de
operación (15%) y por ultimo por los animales (13%)
Gráfico 1. .Interrupciones por causa Accidental
Fuente: Moreno (2012)
Interrupciones por causa atmosférica
Las fuertes lluvias son el principal protagonista de esta causa que propicia con
auge la ausencia de energía eléctrica para el circuito Orticeño ya que se producen
descargas atmosféricas que de ninguna manera son predecibles y al ocurrir este
fenómeno las principales afectadas son las líneas de distribución y por consiguiente el
suscriptor. En el Cuadro 6 se muestra el histórico de las interrupciones por causas
atmosféricas.
73
Cuadro 6. Histórico de Interrupciones por causas atmosféricas
FECHA
INICIO
FECHA
FIN CAUSA
SUB
CAUSA OBSERVACION KVA
Tiempo
(hh:mm)
T.
HORAS Kva/h
TTI CTO
(Horas)
18/09/2012 07:45:00
p.m.
18/09/2012 08:00:00
p.m.
ATMOSFERICAS LLUVIAS Fuertes lluvias en
la zona 10925 00:15 0,25 2731,25 0,0011891
11/09/2012 05:10:00
p.m.
11/09/2012 05:30:00
p.m.
ATMOSFERICAS LLUVIAS Fuertes lluvias en
la zona 10925 00:20 0,33 3641,67 0,0015855
04/09/2012
08:00:00 p.m.
04/09/2012
08:10:00 p.m.
ATMOSFERICAS LLUVIAS Fuertes lluvias en
la zona 10925 00:10 0,17 1820,83 0,0007928
04/08/2012
11:12:00 a.m.
04/08/2012
11:37:00 a.m.
ATMOSFERICAS LLUVIAS Fuertes lluvias en
la zona 10925 00:25 0,42 4552,08 0,0019819
25/07/2012
11:58:00 a.m.
25/07/2012
12:05:00 p.m.
ATMOSFERICAS LLUVIAS Fuertes lluvias en
la zona 10925 00:07 0,12 1274,58 0,0005549
30/06/2012 08:45:00
p.m.
30/06/2012 09:02:00
p.m.
ATMOSFERICAS LLUVIAS
Fuertes lluvias y
descargas
atmosfericas en la zona
10925 00:17 0,28 3095,42 0,0013477
09/06/2012
02:15:00 a.m.
09/06/2012
02:25:00 a.m.
ATMOSFERICAS LLUVIAS Fuertes lluvias en
la zona 10925 00:10 0,17 1820,83 0,0007928
05/05/2012
06:00:00
a.m.
05/05/2012
07:54:00
a.m.
ATMOSFERICAS LLUVIAS Fuertes lluvias en la zona
10925 01:54 1,90 20757,50 0,0090374
22/04/2012
01:20:00
a.m.
22/04/2012
01:35:00
a.m.
ATMOSFERICAS LLUVIAS Fuertes lluvias en la zona
10925 00:15 0,25 2731,25 0,0011891
27/03/2012 03:35:00
p.m.
27/03/2012 03:38:00
p.m.
ATMOSFERICAS LLUVIAS Fuertes lluvias en
la zona 10925 00:03 0,05 546,25 0,0002378
25/03/2012 04:53:00
a.m.
25/03/2012 05:09:00
a.m.
ATMOSFERICAS LLUVIAS Fuertes lluvias en
la zona 10925 00:16 0,27 2913,33 0,0012684
23/03/2012
06:03:00 p.m.
23/03/2012
07:46:00 p.m.
ATMOSFERICAS LLUVIAS Fuertes lluvias en
la zona 10925 01:43 1,72 18754,58 0,0081653
Fuente: Moreno (2012)
El tiempo total en el que se presentaron las fallas por causas atmosféricas fue
de 355 minutos; tal como se muestra en el Cuadro 6, estas fallas se presentan en
variadas horas. El TTI que aporta el Circuito Orticeño por motivos atmosféricos a la
región es de 5,916666666 horas.
Se muestra de manera porcentual la causa más frecuente de las interferencias
pro causa atmosférica, siendo la más perjudicial las lluvias con descargas
atmosféricas (95%) seguido de fuertes lluvias (5%).
74
Gráfico 2. Interrupciones por causas atmosféricas
Fuente: Moreno (2012)
Interrupciones por causa de componentes dañados
Las causas por componentes dañados se dan a menudo en cualquier sistema de
distribución, debido al desgaste que sufren sus componentes ocasionados por la
exposición que tienen a los diferentes cambios climáticos, aunado a esto cualquier
punto caliente que pueda producirse ya sea tanto en las líneas como en las
conexiones, los daños más comunes que se observan en el circuito Orticeño son
líneas rotas, aisladores perforados, puente roto en alta tensión y cortacorriente
dañados.
Cuadro 7. Historial de Interrupciones por Componentes dañados
FECHA
INICIO
FECHA
FIN CAUSA SUB CAUSA OBSERVACION KVA
Tiempo
(hh:mm)
T.
HORAS Kva/h
TTI CTO
(Horas)
22/08/2012
10:58:00 a.m.
22/08/2012
11:40:00 a.m.
COMPONENTE
DAÑADO Linea Rota
Linea Rota en A.T. en el sector
Las Vegas
C/Abril
10925 00:42 0,70 7647,50 0,0033296
14/08/2012
11:37:00
a.m.
14/08/2012
02:05:00
p.m.
COMPONENTE DAÑADO
Aislador
Aislador perforado en el
sector 8 de Los
Hornos C/Principal
10925 02:28 2,47 26948,33 0,0117327
03/07/2012
01:12:00 p.m.
03/07/2012
02:11:00 p.m.
COMPONENTE
DAÑADO Linea Rota
Linea rota en
M.T. en sector 7 de Los Hornos
10925 00:59 0,98 10742,92 0,0046772
75
13/05/2012 06:24:00
p.m.
13/05/2012 06:47:00
p.m.
COMPONENTE
DAÑADO
Puente
Abierto
Puente Roto en A.T, en el sector
Las Vegas
10925 00:23 0,38 4187,92 0,0018233
22/04/2012
08:40:00 a.m.
22/04/2012
09:00:00 a.m.
COMPONENTE
DAÑADO Cortacorriente
Cortacorriente
dañado en la Urb. El Triangulo
10925 00:20 0,33 3641,67 0,0015855
12/04/2012
04:28:00
p.m.
12/04/2012
04:52:00
p.m.
COMPONENTE DAÑADO
Aislador
Aislador
perforado en la C/Paez CC
Paramacony
10925 00:24 0,40 4370,00 0,0019026
07/01/2012
01:10:00
p.m.
07/01/2012
01:30:00
p.m.
COMPONENTE DAÑADO
Aislador
Aislador de
suspensión dañado sector 05
Los Hornos
10925 00:20 0,33 3641,67 0,0015855
Fuente: Moreno (2012)
El tiempo total en el que se presentaron las fallas por causas accidentales fue de
336 minutos; tal como se muestra en el Cuadro 7, estas fallas se presentan por lo
general en horas de la tarde y noche, algunas de ellas con duración de más de un
ahora. El TTI que aporta el Circuito Orticeño por motivos de componentes dañados a
la región es de 0,026636468 horas.
Gráfico 3. Interrupciones por componentes dañados
Fuente: Moreno (2012)
En el Grafico 3 se observa que el deterioro de los aisladores es la sub-causa más
frecuente de interrupción por componentes dañados (57%), seguida por las rupturas
en las líneas (30%) y siendo las menos frecuentes por puente abierto y cortacorriente.
76
Interrupciones por causa de medidas de seguridad
Las interrupciones por causas de medidas de seguridad se dan para prevenir
algún problema o falla aun mayor del que se pueda controlar en el momento, esto se
realiza aperturando seccionadores para corregir algún punto caliente sobre la troncal o
aperturando el circuito para reparar una línea rota energizada en el sector, estas
pueden observarse detalladamente en el Cuadro 8
Cuadro 8. Historial de interrupciones por causa de medidas de seguridad
FECHA
INICIO
FECHA
FIN CAUSA
SUB
CAUSA OBSERVACION KVA
Tiempo
(hh:mm)
T.
HORAS Kva/h
TTI CTO
(Horas)
19/10/2012
10:27:00
p.m.
19/10/2012
10:30:00
p.m.
MEDIDAS
DE
SEGURIDAD
CONDICION INSEGURA
Mediadas de
seguridad para apertura de
seccionadores en
la C/Gran Democracia bajo
lluvia
10925 00:03 0,05 546,25 0,0002378
15/10/2012
07:45:00
p.m.
15/10/2012
07:50:00
p.m.
MEDIDAS
DE
SEGURIDAD
CONDICION
INSEGURA
Apertura por linea rota en A.T
energizada en El
Orticeño
10925 00:05 0,08 910,42 0,0003964
01/07/2012
09:30:00 a.m.
01/07/2012
09:52:00 a.m.
MEDIDAS
DE SEGURIDAD
CONDICION
INSEGURA
Linea rota energizada en la
Principal de Los
Hornos
10925 00:22 0,37 4005,83 0,0017441
24/05/2012
08:27:00
p.m.
24/05/2012
08:49:00
p.m.
MEDIDAS
DE
SEGURIDAD
CONDICION INSEGURA
Apertura para
corregir punto caliente sobre
troncal
10925 00:22 0,37 4005,83 0,0017441
Fuente: Moreno (2012)
El tiempo total en el que se presentaron las fallas por causas accidentales fue de
52 minutos; tal como se muestra en el Cuadro 8, estas fallas se presentan por lo
general en horas de la tarde y noche. El TTI que aporta el Circuito Orticeño por
motivos de medidas de seguridad a la región es de 0,00412231 horas.
Interrupciones por causa de sobre carga
Las interrupciones causadas por sobre cargas son debidas a que se presenta una
mayor demanda en el consumo en el circuito, es decir, sobrepasa la capacidad
77
instalada del circuito. Esto trae como consecuencia que se dispare la barra de la
subestación a la que pertenece el circuito. Las sub causas por interrupciones de sobre
carga se muestra en
Cuadro 9. El tiempo total en el que se presentaron las fallas por sobre carga fue de 66
minutos; tal como se muestra en el cuadro 9, estas fallas se presentan por lo general
en horas de la noche entre 8 y 9 p.m. El TTI que aporta el Circuito Orticeño por
motivos de sobrecarga a la región es de 0,005232163 horas.
Cuadro 9. Historial de interrupciones por causa de sobre carga
FECHA
INICIO
FECH
A FIN
CAUSA SUB
CAUSA OBSERVACION KVA
Tiempo
(hh:mm)
T.
HORAS Kva/h
TTI CTO
(Horas)
22/05/2012
08:31:00 p.m.
22/05/2012
08:55:00 p.m.
SOBRECARGA
Incidencia de
carga por Transferencia
DISP. POR SOBRECARGA
EN LA BARRA
DE LA S/E
10925 00:24 0,40 4370,00 0,0019026
15/03/2012 07:55:00
p.m.
15/03/2012 08:15:00
p.m.
SOBRECARGA
Incidencia de carga por
saturación del Sistema
SOBRECARGA 10925 00:20 0,33 3641,67 0,0015855
14/03/2012 08:20:00
p.m.
14/03/2012 08:27:00
p.m.
SOBRECARGA
Incidencia de
carga por
saturación del Sistema
SOBRECARGA 10925 00:07 0,12 1274,58 0,0005549
09/02/2012
08:00:00 p.m.
09/02/2012
08:10:00 p.m.
SOBRECARGA
Incidencia de
carga por Transferencia
SOBRE CARGA 10925 00:10 0,17 1820,83 0,0007928
08/02/2012
07:55:00
p.m.
08/02/2012
08:00:00
p.m.
SOBRECARGA
Incidencia de
carga por
Transferencia
SOBRECARGA 10925 00:05 0,08 910,42 0,0003964
Fuente: Moreno (2012)
Gráfico 4. Interrupciones por causa de sobre carga
Fuente: Moreno (2012)
78
En el Grafico 4 se puede observar que las interrupciones por causa de sobrecargas se
dividen en incidencia de carga por transferencia (41%) e incidencia de carga por
saturación (59%)
Interrupciones por causas Fortuitas
Cuadro 10. Historial de incidencias por causas fortuitas
FECHA
INICIO
FECHA
FIN CAUSA
SUB
CAUSA OBSERVACION KVA
Tiempo
(hh:mm)
T.
HORAS Kva/h
TTI
CTO
(Horas)
24/10/2012 07:26:00
p.m.
24/10/2012 07:30:00
p.m.
FORTUITA FORTUITA Falla Desconocida 10925 00:04 0,07 728,33 0,00032
14/10/2012 12:20:00
p.m.
14/10/2012 12:42:00
p.m.
FORTUITA FORTUITA Falla Desconocida 10925 00:22 0,37 4005,83 0,00174
08/10/2012
08:37:00 p.m.
08/10/2012
08:47:00 p.m.
FORTUITA FORTUITA Falla Desconocida 10925 00:10 0,17 1820,83 0,00079
05/10/2012
01:05:00 p.m.
05/10/2012
01:08:00 p.m.
FORTUITA FORTUITA Falla Desconocida 10925 00:03 0,05 546,25 0,00024
03/10/2012
06:50:00
p.m.
03/10/2012
07:08:00
p.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:18 0,30 3277,50 0,00143
03/10/2012
07:41:00
a.m.
03/10/2012
07:47:00
a.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:06 0,10 1092,50 0,00048
30/09/2012 09:32:00
p.m.
30/09/2012 09:35:00
p.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:03 0,05 546,25 0,00024
18/09/2012 02:40:00
a.m.
18/09/2012 02:51:00
a.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:11 0,18 2002,92 0,00087
03/09/2012
12:05:00 p.m.
03/09/2012
12:10:00 p.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:05 0,08 910,42 0,0004
29/08/2012
01:35:00 p.m.
29/08/2012
01:43:00 p.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:08 0,13 1456,67 0,00063
19/08/2012
03:35:00 p.m.
19/08/2012
03:40:00 p.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:05 0,08 910,42 0,0004
16/08/2012
04:32:00
p.m.
16/08/2012
04:42:00
p.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:10 0,17 1820,83 0,00079
04/08/2012
05:52:00
a.m.
04/08/2012
06:00:00
a.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:08 0,13 1456,67 0,00063
01/08/2012 02:08:00
p.m.
01/08/2012 02:37:00
p.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:29 0,48 5280,42 0,0023
30/07/2012 02:30:00
p.m.
30/07/2012 02:35:00
p.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:05 0,08 910,42 0,0004
28/07/2012
12:12:00 p.m.
28/07/2012
12:15:00 p.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:03 0,05 546,25 0,00024
79
09/07/2012 03:30:00
p.m.
09/07/2012 03:33:00
p.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocida para
la hora 10925 00:03 0,05 546,25 0,00024
08/07/2012
07:48:00 p.m.
08/07/2012
07:55:00 p.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:07 0,12 1274,58 0,00055
01/06/2012
11:20:00 p.m.
01/06/2012
11:24:00 p.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:04 0,07 728,33 0,00032
29/05/2012
07:46:00
p.m.
29/05/2012
07:53:00
p.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:07 0,12 1274,58 0,00055
28/05/2012
08:37:00
p.m.
28/05/2012
08:43:00
p.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:06 0,10 1092,50 0,00048
27/05/2012
08:45:00
p.m.
27/05/2012
08:50:00
p.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:05 0,08 910,42 0,0004
21/05/2012 08:25:00
p.m.
21/05/2012 08:31:00
p.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:06 0,10 1092,50 0,00048
12/05/2012 07:20:00
p.m.
12/05/2012 07:30:00
p.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:10 0,17 1820,83 0,00079
28/04/2012
03:20:00 a.m.
28/04/2012
03:25:00 a.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:05 0,08 910,42 0,0004
19/04/2012
02:46:00 p.m.
19/04/2012
02:48:00 p.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:02 0,03 364,17 0,00016
02/04/2012
08:00:00
p.m.
02/04/2012
08:12:00
p.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:12 0,20 2185,00 0,00095
30/03/2012
08:10:00
p.m.
30/03/2012
08:17:00
p.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:07 0,12 1274,58 0,00055
22/03/2012 08:55:00
p.m.
22/03/2012 09:00:00
p.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:05 0,08 910,42 0,0004
18/03/2012 06:30:00
a.m.
18/03/2012 06:40:00
a.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:10 0,17 1820,83 0,00079
16/03/2012 08:15:00
p.m.
16/03/2012 08:20:00
p.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:05 0,08 910,42 0,0004
02/01/2012
07:25:00 a.m.
02/01/2012
07:30:00 a.m.
FORTUITA FORTUITA Desconocido 10925 00:05 0,08 910,42 0,0004
Fuente: Moreno (2012)
El tiempo total en el que se presentaron las fallas por causas fortuitas fue de
249 minutos; tal como se muestra en el Cuadro 10, estas fallas se presentan por lo
general en horas de la tarde y mediodía. El TTI que aporta el Circuito Orticeño por
motivos fortuitos a la región es de 0,01976 horas.
80
Fase Alternativa de solución
El saber conocer una propuesta de solución a un problema antes de que este sea
resuelto no indica que se tiene necesariamente la mejor solución, mas sin embargo, si
determina el estudio llevado a cabo por el investigador en donde se hace notar la
necesidad y carencia de una solución que posiblemente esté ya la este estructurando;
es por esto que a través de esta fase se conocen las posibles alternativas que den
salida a la problemática existente en el Circuito Orticeño y una de ellas sería un
mantenimiento en la parte de la coordinación de las protecciones habidas en el
circuito en donde estas actuarían más precisamente al momento de ocurrir una
incidencia sin permitir que la falla ocurrida cause daños en los bancos
transformadores de baja tensión ubicados en los postes de la zona; otra alternativa a
esta problemática seria la instalación de una derivación hacia la parte donde se está
generando más sobre carga con la puesta de nuevos bancos de transformadores lo que
traería como consecuencia que la capacidad del transformador de potencia sea un
poco mayor, viéndose en la necesidad la empresa la incorporación de un nuevo
transformador de Potencia en la sub estación Palo Negro a la que pertenece el circuito
Orticeño
Ahora bien las alternativas antes dichas podrían ser viables, sin embargo, los
costos y manos de obras no serian los más recomendables, es por esto que en el
estudio realizado se viene tomando en cuenta la operatividad, el rendimiento y una
serie de ventajas que nos proporciona la instalación del reconectador Schneider como
solución más confiable en la problemática que se está presentando en el circuito
Orticeño ya que la puesta en funcionamiento de este equipo de protección garantiza
que al momento de ocurrir una falla esta no afecte a todo el circuito, seccionando de
esta manera solo la parte aguas abajo de donde este instalado, y permitiéndonos
salvaguardar que la falla llegue a la sub estación Palo Negro para que no sea abra de
ninguna manera el interruptor principal de la sub estación debido a que cuando
81
ocurren estas fallas es disparado el disyuntor y a su vez saca fuera de servicio los
demás circuitos conectados a esa barra.
Además de ser este un equipo automatizado y monitoreado por un controlador
ADVC que es capaz de llevar un registro de la cantidad de disparos hechos,
provocados por las interrupciones ocurridas en el sistema; podría decirse que el
controlador es el cerebro del reconectador ya que a través de él es vaciada la
programación en donde irán los tiempos de cada disparo, así como la corriente
sensitiva e instantánea con las que va actuar de manera remota el reconectador
Fase de la Propuesta
Presentación de la propuesta
Se pretende llevar a cabo la instalación del reconectador Schneider en el
circuito Orticeño específicamente en la calle Rivas cruce con Paramaconi, esto queda
antes de llegar hacia la vía que va al barrio “Los Hornos”, “La Carrizalera”, “Las
Vegas” y todos estos sectores que se encuentran en sus alrededores, en vista a que
estas zonas es donde se producen la mayor incidencias de fallas en todo el circuito,
siendo estas donde culmina el circuito Orticeño específicamente en el sector 5 del
barrio “Los Hornos”. Es importante resaltar que el dispositivo de protección será
instalado antes de adentrarnos a estas zonas rurales, como se expone al comienzo,
precisamente por la inseguridad de la zona. Lo primero que debe llevarse a cabo es la
colocación de las bases donde ira reconectador y el TP que va permitir la
alimentación auxiliar, estando conectado por su parte de alta a dos fases de las líneas
de distribución de 13,8 KV a través de dos conductores de cobre desnudo calibre 2/0
de capacidad 360 Amp, transformando por sus salidas 110 V que van al controlador
ADVC quien comandara al reconectador. Este voltaje una vez que llega a la caja de
control pasa por la adaptación de un transformador de 110V a 230V ya que es este el
82
voltaje nominal de alimentación que necesita el controlador para poder comandar al
reconectador y poder ser manipulado por el usuario
El reconectador Schneider ha de ser instalado aguas abajo hacia las zonas
rurales donde más fallas se producen en este caso los barrios antes mencionados, ya
que al momento de producirse una falla de cualquier tipo en estas zonas de manera
automática la apertura de todo el circuito era inminente causando daños graves así ves
en el disyuntor principal DX05 propiciando su explosión en reiteradas ocaciones, en
vista de eso CORPOELEC A fin de garantizar la continuidad del servicio para la
comodidad del usuario planteo el montaje del reconectadore Schneider en el circuito, con
la finalidad de que este equipo funcionara de forma automática al ocurrir una falla,
seccionando de manera inmediata el tramo hacia donde el equipo esta direccionado,
logrando así que la incidencia presentada solo llegue hasta donde está el equipo,
asegurando el funcionamiento continuo y estable de más del 70% del circuito Orticeño,
además de evitar que el interruptor principal el DX05 se vea afectado por los constantes
disparos de este circuitos por causa de Vegetación, atmosférica, componentes de
protecciones dañados o accidentales. La finalidad de que el disyuntor DX05 no actué ante
los disparos de el Orticeño es para que el interruptor principal no afecte a la subestación y
los diferentes circuitos que tienen salida en la subestación, debido a que la subestación
Palo Negro es un pilar fundamental en el sistema eléctrico del estado Aragua.
Objetivos de la propuesta
Objetivo General
Instalar un Reconectador Schneider (equipo de interrupción automático de
fallas eléctricas) en el circuito de distribución Orticeño en 13.8 KV, de la empresa
eléctrica CORPOLEC Zona Aragua.
Objetivos Específicos
Planificar la instalación del equipo.
Realizar el estudio correspondiente al circuito a realizar el montaje del
reconectador Schneider.
83
Realizar las pruebas de potencial aplicado al cual estará expuesto el
equipo.
Instalar y conectar a tierra el reconectador.
Instalar y programar el equipo de control.
Conectar a las líneas de alto voltaje para la puesta en servicio.
Justificación
El estudio del circuito Orticeño de la subestación Palo Negro, perteneciente a
CORPOELEC, Zona Aragua, nació de la necesidad que se vive por causa de las
interrupciones de fallas en este sistema de distribución ocurridas por gran cantidad de
incidencias presentadas en su gran mayoría por sobre carga ; esto se debe a reportes
suministrados por la gerencia de distribución de la empresa, actualmente las fallas de
sobre corriente no son despejadas en su totalidad por los equipos de protección y
continúan hacia la subestación Palo Negro que se encarga de alimentar a esta gran
cantidad de circuitos en la zona.
Las Contingencias que se presentan traen como producto la explosión del
interruptor, quien provoca contaminación en las celdas de dicho alimentador
eléctrico, dejando sin energía a varios sectores. La falla (Cortocircuito) en el
interruptor de Baja del transformador (TR1) de la Barra 1, puede ocasionar
destrucción total de las celdas producto de la contaminación que generaría el
disyuntor, dejando fuera de servicio toda la barra uno (1) y afectando los circuitos
asociados a ella
Esta situación ha generado que la empresa requiera tomar las medidas
pertinentes para obtener la adecuada protección de los elementos de la subestación,
con el fin de mejorar la calidad de servicio, ya que en la actualidad se está
expandiendo el suministro de energía eléctrica en los sectores alimentados por la sub
estación debido al incremento de la demanda del servicio eléctrico.
84
Alcance
El presente trabajo especial de grado comprende la prueba e instalación del
equipo restaurador Schneider como dispositivo automático en la interrupción de fallas
eléctricas en sistemas de distribución
Limitaciones
La limitación presentada en el estudio fue la traducción al español de los
manuales del reconectador Schneider quienes vienen en el idioma inglés por defecto,
y la falta de coordinación en cuanto a la puesta del equipo para los días que se tenían
programados los cortes ya que su instalación no fue hecha en la fecha acordada.
Diseño de la Propuesta
Planificación de Instalación
Los reconectadores nos permiten mantener la continuidad de un sistema
eléctrico, la instalación de estos equipos viene dada por una serie de criterios, los
cuales son:
Instalación al 100 % de la salida de subestación.
Instalación al 50 % de la salida de la subestación.
Instalación en subestaciones no atendidas.
Instalación en Cargas Puntuales.
En este trabajo se enfocara en la instalación en Cargas Puntuales, Partiendo de
los criterios de la empresa CORPOELEC. Los montajes son en circuitos individuales
de largas distancias o cantidades considerables de derivaciones en el circuito. En este
informe se presentan los aspectos técnicos para la instalación del Reconectador
Schneider con el objeto de prevenir que las fallas que lleguen directamente a la
subestación generando daños mayores.
85
En la planificación de la instalación también se incluyen los aspectos operativos
o valores nominales del equipo, tomando en cuenta cada parámetro del sistema.
El punto sugerido para el montaje del equipo debe cumplir con ciertas normas,
debido a la cantidad de protecciones, herrajes y cableado que deben realizarse para
poner en funcionamiento el reconectador, el punto de instalación debe estar lo menos
recargado posible, de lo contrario el montaje sería sumamente riesgoso a fines
practico.
Procedimientos de Instalación del Reconectador
1. Revisar los Valores nominales en la placa de datos.
2. Realizar pruebas de potencial aplicado.
3. Armar estructura para montaje en poste
4. Instalar restaurador.
5. Conectar a tierra el restaurador.
6. Instalar y conectar a tierra la caja de control.
7. Programar el equipo en WSOS
8. Realizar conexiones a línea de alto voltaje.
Aspectos Operativos del Reconectador Schneider
Valores Nominales y Especificaciones
El reconectador se debe usar dentro de los límites establecidos por sus valores y
especificaciones nominales, para garantizar la continuidad y eficiencia del equipo,
antes de cualquier montaje comparándose los datos operativos de la placa con las
características del sistema en el puno de aplicación antes de instalarlo.
86
Cuadro 11. Valores nominales del Reconectador
Fuente: Manual Schneider (2012)
Interfaz de Alimentación del Reconectador
El reconectador Schneider consta con dos opciones de Interfaz de mecanismo los
cuales son:
Interfaz con alimentación por control.
Interfaz con alimentación auxiliar.
87
Figura 4. 4. Diagrama de Conexión de alimentación por control.
Fuente: Moreno (2012)
En este trabajo se utilizo interfaz con alimentación por control, la cual es
compatible con los controles basados en microprocesadores. La tarjeta de convertidor
de CC a CC convierte el suministro de la batería de 24 VCC del control del control a
53 VCC para cargar los capacitores de disparo y cierre en el mecanismo. La tarjeta de
convertidor CC a CC también aloja los circuitos de monitoreo y acondicionamiento
de voltaje, los cuales protegen la batería contra falla y permiten las operaciones de
disparo y cierre sin alimentación de CA.
De manera que si se interrumpe la alimentación de CA del electrónico, la
batería suministra la energía necesaria para las operaciones de disparo y cierre. Se
puede obtener una secuencia completa de cuatro disparos con intervalos de recierre
mínimos según la configuración de cada control con la alimentación de CA
interrumpida. El reconectador y el sistema de control pueden ejecutar más de mil
operaciones con la alimentación de la batería solamente.
Estructura Electromecánica del Restaurador
En la Figura 4. 5. Estructura electromecánica del Restaurador se puede
observar la estructura electromecánica del reconectador.
88
Figura 4. 5. Estructura electromecánica del Restaurador
Fuente: Moreno (2012)
Funcionamiento Eléctrico del Reconectador
El interruptor es operado por un actuador magnético que produce una firme
acción de apertura y de cierre. La comunicación ocurre cuando se envía, desde un
capacitor de almacenamiento, un pulso controlado ya sea a través de la bobina de
apertura y de cierre. Cuando está cerrado, el mecanismo es trabado magnéticamente.
Las barras de empuje accionadas por los resortes ejercen la fuerza sobre los contactos
de los interruptores.
El reconectador es provisto con varillas de cobre o con conectores para cables
opcionales. Las estructuras para el montaje de los descargadores de sobretensión
(pararrayos) se encuentran disponibles en forma opcional. La posición de los
contactos del reconectador es mostrada a través de un indicador de posición externo
claramente visible.
Para abrir y desbloquear el reconectador desde el piso se puede utilizar una
pertiga para enganchar el anillo de apertura manual. El anillo de apertura mecánica
tiene dos posiciones. En la posición “arriba” se lleva a cabo la operación normal. En
la posición “abajo” el reconectador es bloqueado tanto mecánicamente como
electrónicamente
89
Figura 4. 6. Diagrama de bloques del reconectador
Fuente: Manual Schneider (2012)
90
Figura 4. 7. Corte lateral del reconectador de dieléctrico solido Serie-U
Fuente: Manual Schneider (2012)
Leyenda:
1. Terminal lado-x
2. Interruptor de vacio
3. Bushing epoxi
4. Punto de puesta a tierra
5. Tanque de acero inoxidable
6. Actuador magnetico
7. Tarjeta SCEM
8. Cable al gabinete de control
9. Anillo de apertura manual
10. Indicador de posición
11. Estructura de montaje de los
pararrayos
12. Tapa de acero inoxidable
13. Transformador de corriente
14. Transformador capacitivo de
tensión
15. Terminal lado-l
91
El reconectador serie-U utiliza interruptores de vacio contenidos en bushing de
material epoxi, eliminando la necesidad de aislantes como el aceite y el gas. El
mecanismo esta contenido dentro de un tanque de acero inoxidable con una tapa de
acero inoxidable grado 316. El bushing de resina epoxi cicloalifatica es atornillado a
la tapa
El Controlador ADVC (Advance Controler) consta de:
Un panel de control de operador montado en la puerta, un controlador de
conmutación electrónica que controla el ACR, y proporciona comunicación y las
funciones de protección
Una fuente de alimentación que también suministra energía para el equipo cliente
Un compartimento de accesorios y equipos cliente
Está alimentado por una fuente de tensión auxiliar 110, 220, o 240 voltios de CA.
Está conectado a la ACR a través de un cable de control desmontable
El compartimiento del cliente proporciona un amplio espacio para el equipo
estándar
Cables de comunicaciones puede ser utilizado para la conexión a los puertos de
comunicación en el ADVC y el poder es fácilmente accesible desde el terminal de
alimentación programable bloquear
Figura 4. 8. Controlador ADVC del reconectador Schneider
Fuente: Manual Schneider (2012)
92
Tablero delantero
El tablero delantero del control del restaurador Schneider ofrece capacidades
completas de funcionamiento:
Vista de cantidades medidas instantáneas y demanda.
Vista de fallas y resultados del localizador de fallas.
Revisión y reposición de contadores de funcionamiento y de fallas.
Cambio de grupos de valores y accionamiento de teclas de función.
Accionamiento del restaurador.
El ACR (Automatic Circuit Reclouser) U-Series consta de:
Interruptores de vacío acopladas con aislamiento epoxi cicloalifático resina de
molduras
Operado por un solo actuador magnético, tanto para el disparo y cierre.
El mecanismo está encerrado en un depósito de acero inoxidable de grado 316 y
la tapa, de resina epoxi atornillado a él.
Los descargadores de sobretensiones puede ser directamente instalado en el ACR
(dependiendo de montaje método) y debe encajarse en la instalación.
La propia ACR guarda información como el número de serie, el tipo de
conmutación, operaciones y desgaste de los contactos, independientemente de la
ADVC.
El ACR se pueda tropezar y bloqueado mecánicamente desde el suelo por un
pértiga y luego se bloqueará de forma electrónica mediante la apertura de los
interruptores de aislamiento situado en la ADVC.
A claramente visible, indicador externo muestra si el ACR se ha disparado o
cerrado.
El ACR está conectado al controlador ADVC a través de un cable de control a
través de la base de la cabina.
El ACR se puede conectar a un sistema de conductor desnudo
93
El Controlador ADVC lee y muestra la información que se almacena en el ACR y
proporciona propiedades de protección y comunicación para el ACR.
Figura 4. 9. Vista frontal del reconectador Schneider
Fuente: Manual Schneider (2012)
Figura 4. 10. Vista frontal del reconectador Schneider
Fuente: Manual Schneider (2012)
94
Instrucciones de instalación de la estructura en Poste
La estructura se deberá colocar a en el poste en centros de 406 mm (16 pulg), al
momento de elevar la unidad se debe levantar de manera uniforme y sin permitir que
se desplace, ya que esto podría ocasionar daños al equipo al levantarlo
incorrectamente.
1. Levantar el conjunto completo. Siguiendo las instrucciones de levante de
estructura y equipo.
2. Fijar las dos placas espaciadoras (numero 12) al canal y luego a sí mismas
para encerrar el poste usando dos pernos de ¾ x 6 - ½ y tuercas cuadradas (números
13 y 14). Coloque dos tuercas en cada perno, una a cada lado de la placa espaciadora.
3. Apretar toda la tornillería a 47 Nm.
Figura 4. 11. Estructura en poste
Fuente: Manual Schneider (2012)
95
Figura 4. 12. Montaje centrado y lateral
Fuente: Manual Schneider (2012)
Puesta a Tierra de Restaurador ACR y Caja de Control ADVC
Muestra la toma de tierra común a todas las instalaciones. Este arreglo de tierras
en el marco del ACR y la protección contra sobretensiones directamente a tierra
96
través de un enlace de tierra principal que consiste de un conductor de cobre de 70
mm ². Cualquier sobretensión fluirá por este camino.
El cubículo de control se conecta a este enlace principal de tierra, el control
electrónica del cubículo están internamente protegido contra las diferencias de
potencial que pueden ocurrir entre el marco y el marco de control ACR, mientras
corrientes transitorias son las que fluye por el enlace principal de tierra. No hay otras
conexiones a tierra del control cubículo está permitido ya que las corrientes de
sobretensión también fluirá en esos caminos. Siga este disposición en ambos
conductores y aislantes postes de electricidad. Mantener el enlace principal de tierra
separados físicamente de los cables de control, ya que corren por la barra de
alimentación, por la separación máxima disponible y al menos 150 mm.
Figura 4. 13. Puesta a tierra de todo el equipo
Fuente: Manual COOPER (2008)
97
Puesta a tierra del control de restauradores montado en poste con 4 hilos y
puntos múltiples de puesta a tierra, con transformador de voltaje de suministro local.
En instalaciones en poste, debe establecerse una conexión a tierra entre el
restaurador, el transformador, el control del restaurador y el equipo SCADA para
proteger adecuadamente el equipo. La tierra del poste debe tener el tamaño
correspondiente a prácticas normales de los servicios públicos locales para minimizar
la impedancia entre el restaurador y el control.
Pruebas de Potencial Aplicado
Aplicar a 75 % el voltaje no disruptivo nominal de baja frecuencia durante 60
segundos. Para los voltajes de prueba se debe consultar la tabla 1. Verificar que la
puesta a tierra esté correcta en el restaurador Schneider y el control antes de efectuar
las conexiones de alto voltaje y antes de efectuar pruebas con potencial elevado.
Cuadro 12. Valores Nominales del voltaje de prueba no disruptivo del
restaurador
Prueba de Potencial Aplicado 1
1. Cerrar los contactos del restaurador.
2. Conectar el restaurador a tierra.
3. Conectar juntos los bornes 2, 4, y 6.
4. Aplicar el voltaje de prueba a los bornes 2, 4 y 6.
5. El restaurador deberá resistir el voltaje de prueba durante 60 segundos.
98
Figura 4. 14. Conexión de Prueba de Potencial Aplicado a Fase-Tierra
Fuente: Moreno (2012)
Prueba de Potencial Aplicado 2
1. Cerrar los contactos del restaurador.
2. Conectar el restaurador a tierra.
3. Conectar la fase A (borne 2) y la fase C (borne 6).
4. Aplicar el voltaje de prueba apropiado a la fase B (borne 3).
5. El restaurador deberá resistir el voltaje de prueba durante 60 segundos.
Figura 4. 15. Conexión de Prueba de Potencial Aplicado a Fase-Fase
Fuente: Moreno (2012)
99
Prueba de Potencial Aplicado 3
1. Abrir los contactos del restaurador.
2. Conectar el restaurador a tierra.
3. Conectar los bornes 1, 3 y 5 y conéctelos a tierra
4. Conectar los bornes 2, 4 y 6.
5. Aplicar el voltaje de prueba apropiado a los bornes 2, 4 y 6.
6. El restaurador deberá resistir el voltaje de prueba durante 60 segundos.
7. Invertir las conexiones: conecte a tierra los bornes 2, 4 y 6.
8. Aplicar el voltaje de prueba a los bornes 1, 3 y 5 durante 60 segundos.
9. El restaurador deberá resistir el voltaje de prueba durante 60 segundos.
Figura 4. 16. Conexión de Prueba de Potencial Aplicado, C. Abierto- C. Abierto
Fuente: Moreno (2012)
100
Estudios Correspondientes al Circuito
Descripción Y Características Generales Del Circuito Orticeño13.8 Kv.
Subestación a la que pertenece: Palo Negro 115KV/13.8KV.
Tensión nominal: 13.8KV.
Capacidad instalada: 10925 KVA.
Longitud de línea aproximada: 23620 m.
Configuración: Radial
Corriente de Máxima Carga (Ic máx): 410 A (RMS)
Calibre del Conductor de la Troncal: 4/0 Arvidal,
Relación del TC: 400/1
Disyuntor: DX05
F.P: 0.90
Tipo de Carga que Alimenta: Urbana
Estos datos fueron obtenidos de la función Asignar Carga del S.I.G.E.S.I.D en
el departamento de planificación de CORPOELEC Zona Aragua
Niveles de Cortocircuitos en Barras
Para los ajustes en la coordinación de protecciones es necesario conocer la
magnitud de las corrientes de falla, así mismo como lo es de gran importancia para la
programación del controlador, estas se calcularán de forma práctica y teórica los
niveles de cortocircuito máximo en las barra 13,8 KV para el sistema bajo estudio.El
cálculo práctico se realizará con la herramienta computacional SID (Sistema de
Integrado de Distribución) y los cálculos teóricos serán realizados por el método de
componentes simétricas con el fin de comparar y verificar los datos proporcionados
por la coordinación de planificaciones.
Para ello la coordinación de Planificaciones suministró los niveles de
cortocircuitos en la barra de 115 KV en el alimentador de la sub estaciones bajo
estudio, estos datos fueron calculados por medio de un programa denominado
101
DIGSILENT, considerando la configuración actual del Sistema Eléctrico Nacional
(SEN), con los cuales se determinan los niveles de cortocircuito prácticos y teóricos
en las barra de 13,8 KV.
Cálculo de las ICC’s en barra 115 kV del circuito
Para los cálculos con el SID fue necesario obtener los niveles de cortocircuito
trifásico y monofásico en la barra de 115 KV suministrados por la coordinación de
planificaciones de la empresa a través del programa DIGSILENT como se muestra en
las capturas que están a continuación.
Figura 4. 17. Cortocircuito monofásico en barra 115 KV
Fuente: Planificación CORPOELEC (2012)
102
El nivel de cortocircuito monofásicos en la barra 115 KV de la sub estación
Palo Negro, asociado al transformador de potencia TR1 del cual emana el circuito en
estudio fue de 429,23 MVA.
Figura 4. 18. Cortocircuito trifásico en barra 115 KV
Fuente: Planificación CORPOELEC (2012)
El nivel de cortocircuito trifásico en la barra 115 KV de la sub estación Palo
Negro, asociado al transformador de potencia TR1 del cual emana el circuito en
estudio fue de 1695,56 MVA
Ya obtenida la potencia de cortocircuito trifásico y monofásico en la barra 115
KVA de la sub estación Palo Negro perteneciente al Estado Aragua, es necesario
conocer los niveles de cortocircuito que se presentan en el transformador de potencia
TR1 marca Westinghouse de impedancia 8.2% perteneciente al circuito Orticeño en
103
estudio,(datos obtenidos de la placa del transformador),esto es para poder suministrar
dichos datos en la herramienta computacional SID (Sistema Integrado de
Distribución) quien es la encargada de calcular a través de un diagrama unifilar la
corriente de cortocircuito trifásica, bifásica y monofásica del Circuito Orticeño.
Obtenidos los valores mostrados en la figura 4.17 y 4.18 se procede a abrir la
herramienta SID en pantalla, seleccionamos la opción COOR en donde se abre una
nueva ventana despegable seleccionamos BLOCOOR para comenzar a dibujar
nuestro diagrama unifilar del que se quiere extraer los datos correspondientes, tal
como se muestra en la figura 4.19
Figura 4. 19. Selección de características para diagrama unifilar
Fuente: Planificación CORPOELEC (2012)
104
Al seleccionar BLOCOOR se mostrara una ventana de símbolos, lo primero que
se toma es la simbología de la barra 115 KV, la cual se conectara al trasformador de
potencia TR1, tal como se muestra en la figura 4.20.
Figura 4. 20. Sub-menú de símbolos para el diagrama unifilar
Fuente: Planificación CORPOELEC (2012)
Tal como se muestra se tomo el símbolo ECORIB01 quien nos representa la barra
existente en la sub estación Palo Negro
105
Figura 4. 21. Valores precargados
Fuente: Planificación CORPOELEC (2012)
En la parte posterior del programa se nos muestra una ventana en donde se
indican los valores previos calculados que contenga nuestro diagrama que se está
construyendo, en este caso se coloco los MVACC 3F y MVACC 1F.
106
Figura 4. 22. Selección del transformador en el software
Fuente: Planificación CORPOELEC (2012)
Después de esto se selecciono el símbolo del transformador y se le añade sus
valores nominales en la ventana de los comandos, las cuales son: capacidad (20
MVA), la impedancia (8.2%) y la relación de (115/13.8 KV).
107
Figura 4. 23. Introducción de valores nominales
Fuente: Planificación CORPOELEC (2012)
Figura 4. 24. Diagrama Unifilar
Fuente: Planificación CORPOELEC (2012)
108
Resultando el diagrama unifilar de la siguiente manera: tensión de la barra 115
KV, MVACC 3F 1696 Amp, MVACC 1F 430 Amp, capacidad del transformador de
20 MVA , con impedancia de 8.2% y la relación de transformación 115/13.8 KV.
Una vez que se obtuvo el diagrama unifilar y se indico los resultados antes
mencionados en el comando del programa, se dio la opción SID, luego COOR y por
último se selecciono en CORTO para que el programa se ejecutara correctamente.
Figura 4. 25. Ejecución del programa
Fuente: Planificación CORPOELEC (2012)
Por último el programa muestra los valores de los ICC trifásico, bifásico y
monofásico pertenecientes al circuito Orticeño en la barra de salida 13.8 KV de la sub
estación Palo Negro, de donde se tomo los valores de ICC trifásico y monofásico para
la programación del rele ADVC que comandara al reconectador
109
Figura 4. 26. Valores de Icc trifásico y monofásicos en barra 13.8 KV
Fuente: Planificación CORPOELEC (2012)
Los valores obtenidos por el programa en el departamento de planificación
fueron: Icc trifásico 8921.18 A y la Icc monofásica 6511 A
Cálculos de forma teórica para comprobar los datos obtenidos por el programa
SID en Planificación
115 KV
13.8 KV
110
CORTOCIRCUITOS EN BARRA 13.8 KV
S/E Palo Negro
Cc3f= 1695,56 MVA (1696)
Cc1f= 429,23 MVA (429)
Z% =8.2%
Transformador= 20 MVA
Caso Trifásico
111
Caso Monofásico
Es necesario que el reconectador efectué sus aperturas conociendo la corriente
de cortocircuito instantáneo y temporizado, tanto trifásico como monofásico, para
ello a continuación se efectuaran los cálculos que serán tomados en cuenta al
momento de realizar las curvas de tiempo para su respectiva coordinación de
protecciones y en la programación del mismo
Para el Instantáneo:
112
Para calcular el temporizado es necesario saber la corriente del conductor que
se usara al momento del montaje el cual se describe en la siguiente tabla por
normativa CADAFE
Cuadro 13.Tabla de conductores
Conductor De Cobre Desnudo
Calibre Peso
Kg/Km
Seccion
Diametro
Capacidad
(A)
Resistencia
6 120,8 13,206 4,67 120 1,3222
4 191,8 21,15 5,89 170 0,8301
2 304,9 33,03 7,42 230 0,5217
1/0 484,5 53,51 9,47 310 0,3281
2/0 611,4 67,44 10,84 360 0,2608
3/0 771 85 11,94 420 0,2667
4/0 972 107 13,41 480 0,164 Fuente: CORPOELEC (2012)
El calibre del conductor que se usara para la puesta del reconectador es 4/0 de
cobre desnudo con una capacidad de 480 A, estos serán los puentes que irán entre los
juegos de seccionadores y las líneas de alta tensión 13.8 KV, y de los seccionadores a
los busingh tanto de entrada como de salida del reconectador.
Para el temporizado
Programación del relé ADVC para el manejo del reconectador Schneider a
través del software WSOS
Para comenzar los paso para la programación del reconectador Schneider
debemos buscar el programa WSOS que está ubicado en inicio – Programas – WSOS
o bien si esta en el escritorio de la PC, le damos click al icono.
113
Figura 4. 27. Pantalla de inicio
Fuente: Mantenimiento Especializado CORPOELEC (2012)
Entramos a la interfaz del Schneider, damos en ok si necesidad de poner nombre le
damos click en ok y cerrar lo que esta demás para el programa.
Figura 4. 28. Interfaz del Schneider
Fuente: Mantenimiento Especializado CORPOELEC (2012)
Se abre la ventana principal del programa, se oprime file para abrir un programa
nuevo.
114
Figura 4. 29. Ventana principal
Fuente: Mantenimiento Especializado CORPOELEC (2012)
Se coloca un nombre para registrarlo
Figura 4. 30. Registro de archivo
Fuente: Mantenimiento Especializado CORPOELEC (2012)
115
Figura 4. 31. Partes de la interfaz
Fuente: Mantenimiento Especializado CORPOELEC (2012)
Cuadro 14. Partes de la Interfaz
new switchgear details (nuevos detalles de conmutación)
1
Name ( Nombre del programa nuevo que se está creando)
automatic creation (recommended. requires controllers)- (creación automática
(recomendado exige a los controladores))
2
comm port- ( Puerto de comunicación)
USB ( Puerto de conexión)
IP Address- (dirección IP)
3
manual creation- ( Creación manual)
upload event log- (cargar datos de registros de eventos)
4
upload demand history- (subir historial de la demanda)
upload SCEM – ( subir SCEM)
go on- line- ( ir en linea)
116
5
Platform- ( Plataforma)
6
operator interface- (interface de operador)
7
Software Versión- ( Versión de Software)
8
Function- ( Función)
9
Product- ( Producto)
Fuente: Mantenimiento Especializado CORPOELEC (2012)
Damos siguiente y vemos que se va cargando para enviar el programa pero como
no está en línea nos dará error.
Figura 4. 32. Carga del programa
Fuente: Mantenimiento Especializado CORPOELEC (2012)
Volvemos al menú principal y seleccionamos (creación del manual) para
verificar el tipo de software estamos utilizando lo cual nos indicara el tipo de relé
electrónico y el tipo de reconectador que estamos utilizando, le damos siguiente.
117
Figura 4. 33. Selección de controlador y reconectador
Fuente: Mantenimiento Especializado CORPOELEC (2012)
En (nomber of protection groups) bajamos el nivel a 1 esto quiere decir que
debido a un solo grupo se trabaja un mismo grupo de protección ya todo depende de
la carga que se esté trabajando.
Figura 4. 34. Selección del grupo de protecciones
Fuente: Mantenimiento Especializado CORPOELEC (2012)
118
Verificamos que el nombre del nuevo programa este representado en la barra
sino esta se da click en change para buscar el tipo de programa que deseamos cargar,
ya terminado con todo damos click en finalizar.
Figura 4. 35. Ventana de verificación
Fuente: Mantenimiento Especializado CORPOELEC (2012)
De esa manera abrimos un portal con el programa que creamos anteriormente para
cargar toda la programación siguiente
Ahora bien: El panel de control se abre automáticamente al inicio de empezar a
cargar el programa. Donde: Verificamos las fases, activaciones de módulos
importantes a programar
Hay funciones adicionales en el controlador que no se encuentran disponibles
en los menús de la pantalla LCD (Liquid Crystal Display - Pantalla de Cristal
Líquido) del tablero delantero. SETTINGS (ajustes) permite ver y modificar los
valores de las funciones.
119
Figura 4. 36. Hoja de programación simplificada
Fuente: Mantenimiento Especializado CORPOELEC (2012)
El cuadro de dialogo configuración simplificada da una vista resumida que permite
ver y modificar valores comúnmente utilizados del perfil de protección actual como:
Parámetros contra Sobrecorrientes.
Parámetros de TCC1 y TCC2.
Uso del TCC EDITOR II
Reclose (Recíerre).
Secuencia de Operaciones.
Mantenimiento de Líneas Energizadas
Bloqueo por Corriente Excesiva
120
Frecuencia.
Arranque en Frio.
Indicación de Estado y Programación de Control
Proporciona las herramientas de estado e interrogantes para acceder a la
información del control ADVC
Control Ok (control funcionando correctamente): Indica que el control
funciona de modo normal y no se encuentra en estado alarma.
Control Alimentado: Indica que se encuentra con una carga (Voltaje)
adecuada para disipar el restaurador. No indica la presencia de alimentación CA ó
batería.
Control Bloqueado: Este led verde indica que el restaurador está bloqueado y
que la secuencia de restauración no está en proceso.
Restaurador Abierto: Indica que el restaurador está ABIERTO.
Restaurador Cerrado: Indica que el restaurador está CERRADO.
Falla en Fase A, B ó C: Indica que la corriente de la Fase A, B ó C llegó a su
valor máximo o excedía el 80% del valor máximo de fase cuando se emitió una señal
de disparo.
Falla a Tierra, Falla a Tierra Sensible: Indica que la función de disparo por
falla a tierra o falla a tierra sensible estaba activa en el momento que se activo la señal
de disparo
Excede el Valor Mínimo de Disparo: La corriente detectada excede el valor
mínimo de disparo por sobrecorriente.
Voltaje de Fase A, B ó C: Indica la presencia de voltaje en las respectivas
Fases. El valor de acometida de subvoltaje de fase regula la indicación de voltaje en
los LED del tablero delantero.
Disparo por Frecuencia: Indica que el restaurador se ha disparado por una
falla en la frecuencia.
121
Disparo por Voltaje: Indica que el restaurador se ha disparado por una falla de
Voltaje.
Conexiones a la Línea de Alto Voltaje
A. Se conectaron las líneas de alto voltaje a los bornes de boquilla aislante del
reconectador, para identificar los bornes del restaurador Schneider, se recomienda
conectar únicamente conductores de cobre a los bornes
Para girar un borne tipo plano o tipo argolla de boquilla antes de conectar los
conductores de alimentación eléctrica, se debió soltar el perno de fijación de los bornes.
Después de haber girado el borne, vuelva a apretar los bornes de fijación. Si no se alivia
la tensión mecánica entre la pinza y el esparrago del interruptor antes de girar el borne, se
dañara el interruptor encapsulado, lo cual produce daños al equipo.
B. Proporcionar protección con disipadores de sobretensión (pararrayos). Se deben
instalar disipadores de sobretensión en ambos lados. Los interruptores de desconexión e
interruptores de derivación son recomendables ya que facilitan la conmutación y el
aislamiento.
Figura 4. 37. Conexiones en líneas de alto voltaje
Fuente: Manual Schneider (2012)
122
Análisis Post – Instalatorio
La red de distribución de El Orticeño representa un punto muy susceptible a las
fallas, como se puede ver en los cuadros históricos de interrupciones , el número de
incidencias de estos circuitos es algo preocupante para CORPOELEC y su propósito
fundamental es garantizar el mejor servicio eléctrico además de también disminuir las
interrupciones provocadas por estos circuitos en la subestación, es por este
comportamiento del sistema por el cual se plantea la instalación del reconectador
Schneider en El Orticeño.
Los resultados obtenidos después de la instalación del reconectador Schneider
en el circuitos Orticeño aun cuando no fueron del todo satisfactorios, cumplieron con
la finalidad principal debido a que se está logrando disminuir las fallas en el circuito
de distribución de CORPOELEC Zona Aragua El Orticeño, Partiendo de
seguimientos que se le estarán realizando de forma mensual para saber el
comportamiento del antes y después de la instalación del equipo automático de
interrupción de falla reconectador Schneider, lo que se pretende demostrar es que las
fallas vayan disminuyendo en un 50 % o más.
Esto quiere decir, que el objetivo principal que era reducir las fallas y garantizar
la continuidad del servicio eléctrico está cumpliéndose, existen varios ajustes que se
debe realizar los cuales más adelante en las recomendaciones del trabajo, pueden
ayudar al equipo técnico y obrero de CORPOELEC a mejorar la calidad de la
instalación. Sin embargo los resultados a obtener no son del todo siempre favorables
puesto a que todos los sistemas eléctricos del mundo ya sean distribución, transmisión
o generación tienden a tener fallas.
123
Factibilidad Operativa
La factibilidad operativa está comprendida por los ítems que a continuación se
presentan con el desarrollo de cada uno, por medio de los cuales se pretende resaltar
la operatividad llevada a cabo en el entorno de trabajo
Tiempo
El tiempo requerido para llevar a cabo la instalación consta primordialmente de
dos días ya que en un dia se logra instalar de manera correcta y bajo normativa la
base donde ira fijo el dispositivo Schneider, esto se hace en vista de que la instalación
es a una altura considerablemente peligrosa. Mientras que en las otras 24 horas
restantes se realiza el montaje del equipo en el sitio he aquí se hace un corte
programado debido a la actividad que se pretende llevar a cabo, en donde se
desempeñaran maniobras de riesgo por la cercanía a las líneas de alta tension
Personas necesarias para ejecutar el trabajo
Se necesitaron 6 personas en el campo de trabajo para poder llevar a cabo la
instalacion por parte del departamento de mantenimiento especializado con la mayor
entereza y colaboración que los caracteriza
Materiales Utilizados
Base del reconectador
124
Figura 4. 38. Base del reconectador
Fuente: (Moreno 2012)
Base de soporte para el transformador de potencial quien dara la
alimentación auxiliar a la caja de control
Figura 4. 39. Base de soporte de Transformador
Fuente: (Moreno 2012)
Soportes para fijar la base del Schneider ( abrazadera soporte para
transformadores)
125
Figura 4. 40. Soportes
Fuente: (Moreno 2012)
Abrazaderas universal para poste, como soporte de la caja del
controlador ADVC
Figura 4. 41. Abrazaderas
Fuente: (Moreno 2012)
Disipadores de sobre tensión, estos van colocados en la parte inferior del
reconectador funcionan como sistema de protección a cualquier sobre
tensión que se produzca también llamados pararrayos
126
Figura 4. 42. Disipadores de sobretensión
Fuente: (Moreno 2012)
Llaves ajustables, llaves de boca, destornilladores de pala,
destornilladores de estría, alicate con aislante de alta tensión, tenaza,
alicate de presión
12 puentes de ½ metro de cable desnudo de cobre 4/0
15 mtrs de cable de cobre semiduro desnudo de 4.11mm para las
conexiones a tierra
Equipos necesarios
Reconectador Schneider equipo automático de reconexión contra fallas
eléctricas.
Figura 4. 43.Reconectador
Fuente: (Moreno 2012)
127
Caja de control ADVC, controlador de operaciones a través de
programaciones hechas mediante un software que comanda al
reconectador
Figura 4. 44. Caja de control
Fuente: (Moreno 2012)
Pinza volt-amperimetro para realizar mediciones de las baterías y de
cualquier evento a realizar
Dos camiones unicesta para el montaje del equipo
Figura 4. 45. Camiones unicesta
Fuente: (Moreno 2012)
128
Factibilidad Técnica
La factibilidad técnica describe dentro de sus aspectos las características de tipo
técnico de todos y cada uno de los materiales y personal obrero
Nivel de conocimiento del personal
Dentro de las 6 personas especializadas para efectuar el trabajo se encuentran el
ingeniero quien se encuentra al frente de lo que es el montaje llevado a cabo, un
técnico quien va a estar al pendiente de lo mas minimo en la ejecución y por ultimo 4
linieros de líneas energizadas que pertenecen al grupo mantenimiento especializado
quienes son los encargados de todo el armado y puesta en funcionamiento, haciendo
conexiones de los conductores a emplear, dejando saber mediante su trabajo lo
capacitado que están para realizar este tipo de labores
Características técnicas de los materiales
Base del reconectador va fijada al poste usando dos pernos de ¾ x 6 - ½ y
tuercas cuadradas (números 13 y 14).
Base de soporte para el transformador de potencial esta hecho de dos
crucetas de 50 cm, dos platinas de 30 cm y dos abrazaderas de 2”para dar
la anchura del poste
Abrazadera soporte para transformadores (estas serán usadas como
soporte para la base del Schneider) Herrajes utilizados para el montaje
aéreo de transformadores. Cada brazadera está compuesta por tres
secciones unidas en sus extremos por un total de sis tornillos de carruajes
5/8”x3”
Abrazaderas universal para poste, como soporte de la caja del controlador
ADVC, está formada por dos secciones y unidas por dos tornillos de
129
carruaje de 1/2"x2.1/2”, para ajustar los accesorios cuenta con un tornillo
central de 5/8”x2”
12 puentes de ½ metro de cable desnudo de cobre 4/0
15 mtrs de cable de cobre semiduro desnudo numero 6 AWG de 4.11mm
para las conexiones a tierra
Características técnicas de los equipos
Las características técnicas del reconectador Schneider están dadas por
su características de chapa:
Cuadro 15. Características técnicas del Reconectador
Fuente: Manual Schneider (2012)
130
Pinza volt-amperimetro Fluke diseñada para verificar la presencia de
corriente de carga, tension AC y continuidad de los circuitos,
conmutadores, fusibles y contactosrealiza mediciones de hata 400 Amp
en comportamiento de cables limitados
Camiones unicesta marca DYNA y Toyota numero caracteristicos de las
unidades por parte de la empresa CORPOELE es 642 y 647
Factibilidad Económica
En esta etapa se realiza un balance acerca de los costos a los que se somete el
proyecto en estudio para llevar a cabo dicha instalación, en donde se incluyen tanto
los costos de los equipos y herramientas a emplear como el curso humano.
Los costos y precios de la instalación son manejados por la empresa
CORPOELEC en absoluta discreción y no se le permitió al investigador obtener de
manera eficiente lo que se pretendía; mas sin embargo, el reconectador Schneider
posee un costo de 14000$ dólares lo que equivaldría en nuestro país en una cantidad
de 60.000bs
Cabe destacar que la factibilidad de este proyecto va más allá de los costos ya
que la empresa viéndose en la necesidad de mejorar la calidad de servicio en cuanto a
sus redes de distribución eléctrica invierte en las mejoras necesarias que deban
hacerse para solventar cualquier altercado que se presente en la continuidad del
servicio eléctrico.
131
CONCLUSIONES
Técnicamente, el reconectador cumple con todos los requerimientos eléctricos
solicitados dentro de las normas técnicas, tales como nivel de tensión, frecuencia,
corriente nominal, corriente de cortocircuito, velocidad de operación, área de terreno
utilizada, nivel básico de aislamiento, número de operaciones garantizadas y cámara
de extinción de arco. Utilizando reconectadores se pueden mejorar las
configuraciones en media tensión, generando ahorros sustanciales para la compañía
distribuidora.
Se diagnostico la situación que vive el circuito Orticeño que por consecuencias
de las interrupciones perdía constantemente la continuidad de la energía eléctrica, en
vista de esto la compañía prestadora de servicios CORPOELEC ordena la instalación
en dicha zona en busca de solventar la problemática a través de un dispositivo que
tiene la capacidad de aislar el tramo fallado desconectándolo del sistema, mas sin
embargo, preservando la continuidad del servicio desde el punto de instalación del
equipo (aguas arriba), preservando así ante una falla más del 70% del circuito en
funcionamiento
Por otro lado se logro establecer las características y el funcionamiento del
equipo reconectador dentro de la red de distribución Orticeño pudiendo además llevar
a cabo un proceso de instalación con los parámetros adecuados por parte de los
trabajadores del departamento de Mantenimiento Especializado quienes en todo
momento prestaron de su mayor colaboración y servicio a la hora de saber cualquier
información
Además de cumplir con las exigencias operativas requeridas, el reconectador es
un equipo sencillo de instalar, económico y fácil mantenimiento, el montaje del
reconectador permite garantizar la continuidad del servicio de energía eléctrica a los
132
usuarios. La instalación y programación del equipo se realizaron a solicitud de la
empresa y como cumplimiento del objetivo principal del Trabajo Especial de Grado ,
creando y desarrollando capacidades practicas a nivel profesional y personal en todo
el equipo de trabajo.
Para la programación del equipo de interrupción de falla del circuito El
Orticeño , se ejecuto un breve estudio procedente de los parámetros del circuito,
guiado por las cuadrillas de mantenimiento especializado a la subestación Palo Negro
para solicitar los registros de carga y cortocircuito de la barra de entrada y de salida,
ante necesidad de la empresa de colocar el reconectador a medio circuito con funcion
de interruptor para que las fallas futuras en el circuito no actúen en el interruptor
principal de la Subestación y a su vez al producirse una falla en los barrios “Las
Vegas”, “La Carrizalera” o “Los Hornos” pueda ser despejada por el dispositivo de
forma automática, trayendo como mejora que la mayor parte del pueblo de Palo
Negro no se vea afectada por estas incidencias ya que la mayor parte del pueblo es
alimentada por el circuito Orticeño. No dejando de lado las zona donde se producen
las fallas viéndose el equipo en la necesidad de actuar a través de sus reconexiones ya
programadas por el departamento de mantenimiento especializado de la empresa
quien solicito el montaje del dispositivo en la zona
En la instalación de los reconectadores es importante tener en cuenta que los
puentes de conexión a la línea de alto voltaje conectados de manera correcta nos
garantizaran la protección contra sobretensión y sobrecorriente al igual que una
correcta conexión de puesta a tierra para salvaguardar el equipo y la vida humana
contra cualquier sobretensión como partes fundamentales de los criterios y
normativas de la electricidad. El uso del reconectador significa sencillamente ahorrar
a la empresa en los costos de mantenimiento.
133
RECOMENDACIONES
Realizar mantenimiento preventivo e Invertir al sistema eléctrico del Edo.
Aragua, con el propósito de disminuir las fallas y garantizar un servicio eléctrico de
calidad.
Coordinar el equipo de interrupción de falla con las Protecciones del sistema,
los mismos pueden dejar de ser vulnerable a fallas.
Realizar mantenimiento preventivo de pica y poda, al menos una vez al mes,
con el fin de reducir las posibles fallas por vegetación y las de tipo fortuita.
Se recomienda realizar un plan de inversión de nuevas subestaciones para la
zona Aragua o la ampliación de las ya existentes debido al alto crecimiento
demográfico que ha experimentado en los últimos años la zona, con el objetivo de no
sobre cargar las ya existentes.
Se recomienda realizar una buena programación minimizando el tiempo de
interrupción de la red. Supervisar y revisar que el corte de servicio se cumpla en el
tiempo estipulado por COD. Coordinar la operatividad de vehículos y materiales a
utilizar.
134
BIBLIOGRAFIA
Arias, F. (2006). “El proyecto de investigación, introducción a la metodología
científica”. Venezuela: Editorial Episteme.
CADAFE (1993). Normas 393 - 93: Indicadores de Gestión, Área de Operación
y Mantenimiento. Caracas.
CADAFE; (1991). Norma 337-91: Norma de seguridad de mantenimiento de
equipos de Subestaciones de distribución. Caracas.
ESPINOSA Y L. Roberto. (1990). “Sistemas de Distribución”. Primera
Edición, Editorial Limusa, S.A. Balderas- México Distrito Federal.
FIGUEROA R. NELSON (2001). Desarrolla criterios para la ubicación de
dispositivos de seccionamiento y protección en redes aérea de distribución.
Universidad de Carabobo (U.C).
PANSINI Anthony J.”Transporte y Distribución de la Energía” Eléctrica”
Editorial GLEM S.A. Buenos Aires-Argentina.
135
ANEXOS
136
Anexo Nº 1
Plano Unifilar del Circuito Orticeño
137
138
Anexo Nº 2
Datos aportados por el software SIGAESID en el departamento de Planificación
139
140
Anexo Nº 3
Instalación del reconectador Schneider llevada a cabo por Mantenimiento
Especializado
141
142
Anexo Nº 4
Puesta a tierra del sistema
143
144
Anexo Nº 5
Instalación Terminada
145
146
Anexo Nº 6
Indicando parámetros a linieros del CAR Palo Negro en cuanto al controlador ADVC
del reconectador Schneider
147
148
Anexo Nº 7
Guion de entrevista (Instrumento de recolección de de datos)
149
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
INSTITUTO UNIVERSITARIO DE TECNOLOGÍA
“ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”
EXTENSIÓN MARACAY
INSTALACIÓN DE RECONECTADOR SCHNEIDER (EQUIPO
AUTOMÁTICO DE INTERRUPCIÓN DE FALLAS) EN EL CIRCUITO DE
DISTRIBUCIÓN ORTICEÑO EN 13.8KV, DE CORPOELEC ZONA
ARAGUA REGION 4
ENTREVISTA
Nombre y Apellido: ______________________________________________
Cargo: _________________________________________________________
Empresa: _______________________________________________________
1. ¿Cuál es la situación actual que presenta el circuito Orticeño?
_________________________________________________________________
________________________________________________________________
_________________________________________________________________
2. ¿Cuales serian las posibles causas mas comunes que originan fallas de
interrupción en el circuito de distribución Orticeño?
_________________________________________________________________
_________________________________________________________________
________________________________________________________________
3. ¿Cree usted que es necesario un dispositivo de protección para el circuito
Orticeño , en cuanto a la optimización y mejoramiento de sus redes?
_________________________________________________________________
_________________________________________________________________
_________________________________________________________________
150
4. ¿Cuál será la función principal del reconectador dentro del sistema de
distribución del circuito Orticeño?
_________________________________________________________________
_________________________________________________________________
________________________________________________________________
5. ¿Cómo mejoraría el circuito Orticeño una vez puesto en funcionamiento el
reconectador?
_________________________________________________________________
_________________________________________________________________
_________________________________________________________________