t.e.g 25012013 definitivo

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




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




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


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



"ANTONIO JOSÉ SE SUCRE"

EXTENSIÓN MARACAY

ELÉCTRICIDAD




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


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


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


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

39

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


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


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.


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


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


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


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


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


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


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.


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.


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.


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.


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.


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.


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.


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.


la zona 10925 01:43 1,72 18754,58 0,0081653


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


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


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


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


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


El tiempo total en el que se presentaron las fallas por causas accidentales fue de


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


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


Gráfico 4. Interrupciones por causa de sobre carga


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


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.


08/10/2012

08:37:00 p.m.

08/10/2012

08:47:00 p.m.


05/10/2012

01:05:00 p.m.

05/10/2012

01:08:00 p.m.


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.


30/09/2012 09:32:00

p.m.

30/09/2012 09:35:00

p.m.


18/09/2012 02:40:00

a.m.

18/09/2012 02:51:00

a.m.


03/09/2012

12:05:00 p.m.

03/09/2012

12:10:00 p.m.


29/08/2012

01:35:00 p.m.

29/08/2012

01:43:00 p.m.


19/08/2012

03:35:00 p.m.

19/08/2012

03:40:00 p.m.


16/08/2012

04:32:00

p.m.

16/08/2012

04:42:00

p.m.


04/08/2012

05:52:00

a.m.

04/08/2012

06:00:00

a.m.


01/08/2012 02:08:00

p.m.

01/08/2012 02:37:00

p.m.


30/07/2012 02:30:00

p.m.

30/07/2012 02:35:00

p.m.


28/07/2012

12:12:00 p.m.

28/07/2012

12:15:00 p.m.


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.


01/06/2012

11:20:00 p.m.

01/06/2012

11:24:00 p.m.


29/05/2012

07:46:00

p.m.

29/05/2012

07:53:00

p.m.


28/05/2012

08:37:00

p.m.

28/05/2012

08:43:00

p.m.


27/05/2012

08:45:00

p.m.

27/05/2012

08:50:00

p.m.


21/05/2012 08:25:00

p.m.

21/05/2012 08:31:00

p.m.


12/05/2012 07:20:00

p.m.

12/05/2012 07:30:00

p.m.


28/04/2012

03:20:00 a.m.

28/04/2012

03:25:00 a.m.


19/04/2012

02:46:00 p.m.

19/04/2012

02:48:00 p.m.


02/04/2012

08:00:00

p.m.

02/04/2012

08:12:00

p.m.


30/03/2012

08:10:00

p.m.

30/03/2012

08:17:00

p.m.


22/03/2012 08:55:00

p.m.

22/03/2012 09:00:00

p.m.


18/03/2012 06:30:00

a.m.

18/03/2012 06:40:00

a.m.


16/03/2012 08:15:00

p.m.

16/03/2012 08:20:00

p.m.


02/01/2012

07:25:00 a.m.

02/01/2012

07:30:00 a.m.



El tiempo total en el que se presentaron las fallas por causas fortuitas fue de


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.


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


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


90

Figura 4. 7. Corte lateral del reconectador de dieléctrico solido Serie-U


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


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


Figura 4. 10. Vista frontal del reconectador Schneider


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


95

Figura 4. 12. Montaje centrado y lateral


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



1. Cerrar los contactos del restaurador.


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).


Figura 4. 15. Conexión de Prueba de Potencial Aplicado a Fase-Fase


99


1. Abrir los contactos del restaurador.


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.


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.


Figura 4. 16. Conexión de Prueba de Potencial Aplicado, C. Abierto- C. Abierto


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


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


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


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


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


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


Figura 4. 24. Diagrama Unifilar


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


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


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


Se abre la ventana principal del programa, se oprime file para abrir un programa

nuevo.

114

Figura 4. 29. Ventana principal


Se coloca un nombre para registrarlo

Figura 4. 30. Registro de archivo


115

Figura 4. 31. Partes de la interfaz


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)


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


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


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


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


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


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


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


Soportes para fijar la base del Schneider ( abrazadera soporte para

transformadores)

125

Figura 4. 40. Soportes


Abrazaderas universal para poste, como soporte de la caja del

controlador ADVC

Figura 4. 41. Abrazaderas


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


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


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


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


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


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

138

Anexo Nº 2

Datos aportados por el software SIGAESID en el departamento de Planificación

140

Anexo Nº 3

Instalación del reconectador Schneider llevada a cabo por Mantenimiento

Especializado

142

Anexo Nº 4

Puesta a tierra del sistema

144

Anexo Nº 5

Instalación Terminada

146

Anexo Nº 6

Indicando parámetros a linieros del CAR Palo Negro en cuanto al controlador ADVC

del reconectador Schneider

148

Anexo Nº 7

Guion de entrevista (Instrumento de recolección de de datos)

149




EXTENSIÓN MARACAY




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?

_________________________________________________________________

_________________________________________________________________

_________________________________________________________________

t.e.g 25012013 definitivo

Documents