UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

VICERRECTORADO ACADÉMICO

DECANATO DE ESTUDIOS TECNOLÓGICOS

COORDINACIÓN DE TECNOLOGÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

Manual de operación, programación y pruebas eléctricas del reconectador automático

trifásico, tipo intemperie, 630 a, 27 kV, acero inoxidable, marca Schneider nu-lec,

serie U, caja de control flex-vue.

Trabajo de pasantías presentado ante la Universidad Simón Bolívar, Sede del Litoral como

requisito para optar al título de Técnico Superior Universitario en Tecnología Eléctrica

Autor: Br. Carlos E. Rivas Gonzalez

Carnet: 0901017

C.I.: V- 19499059

Tutor Académico: Jaime Salinas

Camurí Grande, octubre 2013

ii

iii

DEDICATORIA

A mis padres: Carlos Laureano Rivas, Dairy Gonzalez y hermanos Carlos Luis Rivas,

Laudy Rivas por su apoyo y colaboración en el cumplimiento de todas mis metas

académicas y personales.

A toda mi familia, amigos de la infancia, adolescencia y actualidad, por siempre motivarme

a continuar con mis objetivos.

iv

AGRADECIMIENTOS

A mi padre por ser un ejemplo a seguir, por su apoyo siempre al momento de tomar

decisiones y por ayudarme a dar esos primeros pasos en mi primera gran casa de estudios.

A mi madre por siempre escucharme, orientarme y darme su apoyo en todas las etapas de

mi primera carrera.

A la Universidad Simón Bolívar por abrir sus puertas para todo tipo de personas con ganas

de estudiar y por brindarme una gran cantidad de herramientas para ser un profesional con

excelencia.

Al Ing. Omar mantilla por brindar su apoyo

A la Ing. Carmen Quintero por ser mi tutora empresarial y por toda la ayuda y orientación

que me dio en la realización de las pasantías presentadas en este informe.

Al Prof. Jaime Salinas que en su rol de tutor académico dedico parte de su tiempo en

orientarme en lo que es el mundo profesional y por su dedicación, paciencia y ayuda

académica durante la elaboración de este trabajo de pasantías.

A mis amigos y compañeros por su apoyo y todas las anécdotas que recordare por siempre.

Al técnico Lino Vera y todo el personal técnico del taller de equipos de distribución del

centro de servicio Chacao de CORPOELEC por su ayuda y colaboración.

A mi novia Janeth Warrick por estar siempre a mi lado tanto en los buenos momentos como

en los fuertes a lo largo de mi carrera y en la realización de estas pasantías.

v

ÍNDICE GENERAL PAG

Índice de tablas. viii

Índice de figuras. ix

Resumen. xii

Introducción. 1

CAPÍTULO I – IDEENTIFICACION CON LA EMPRESA

CORPORACIÓN ELÉCTRICA NACIONAL (CORPOELEC) CENTRO

DE SERVICIO CHACAO

5

1.1 Generalidades de la empresa. CORPOELEC. 6

1.2. Estructura organizativa de CORPOELEC. 6

1.3. Visión de la corporación. 7

1.4. Misión de la corporación. 8

CAPÍTULO II – GENERALIDADES BÁSICAS SOBRE:

DISPOSITIVOS RECONECTADORES EN GENERAL Y EL

RECONECTADOR SCHNEIDER NU-LEC SERIE U CAJA DE

CONTROL FLEX-VUE

9

2.1. Generalidades. 11

2.2. Funcionamiento general de un Rct. 17

2.3. Especificaciones y características generales de los Rct que han de ser

considerados en su selección e instalación. 19

2.4 Arreglos básicos de Rct para su operación en el SDEE en

CORPOELEC región capital. 22

2.5 Pruebas básicas realizadas a los Rct. 23

2.6 Descripción del equipo Rct marca Schneider nu-lec, serie U caja de

control flex-vue. 24

2.7 Desembalaje. 35

CAPÍTULO III – PROGRAMACIÓN Y/O CONFIGURACIÓN DEL

RCT MARCA SCHNEIDER NU-LEC, SERIE U, CAJA DE CONTROL

FLEX-VUE.

38

3.1. Introducción de los seriales. 40

3.2. Rutina de ajuste del idioma. 40

3.3. Rutina de ajuste de la fecha y hora. 41

3.4. Rutina de ajuste de la frecuencia de la red donde el Rct operará. 41

3.5 Rutina de ajustes de lado fuente y lado carga. 41

3.6 Rutina de ajuste de la secuencia fasorial presente en la red donde el Rct

operará. 42

vi

3.7 Rutina de Activación / Desactivación de las distintas protecciones que

posee el equipo. 42

3.8 Rutina que permite la definición de las curvas de actuación de las

protecciones eléctricas, tanto por vía software como por la caja de

control.

44

3.9 Rutina para el ajuste de la corriente pickup, tanto por vía software como

por la caja de control. 47

3.10 Rutina para la sincronización de la caja de control con el computador. 49

3.11 Rutina para realizar cambios en las teclas de acceso rápido y los leds,

vía software (WSOS). 51

3.12 Rutina para cargar modificaciones vía software en la caja de control. 54

3.13 Rutina de ajustes del número y tiempos de duración, de los recierre,

tanto por vía software como por la caja de control. 56

3.14 Rutina para el ajuste del tiempo de secuencia, tanto por vía software

como por la caja de control. 59

3.15 Rutina para el bloqueo de altas corrientes. 60

CAPÍTULO IV – PRUEBAS ELÉCTRICAS EFECTUADAS AL RCT

MARCA SCHNEIDER NU-LEC, SERIE U, CAJA DE CONTROL

FLEX-VUE, SEGÚN NORMATIVA INTERNA DE CORPOELEC

63

4.1 Medición de aislamiento en la caja de polos. 64

4.2 Prueba de tensión aplicada. 66

4.3 Prueba de resistencia de los contactos de potencia. 69

4.4 Prueba de inyección de corriente. 71

CAPÍTULO V – MANIOBRAS DE OPERACIÓN EN CAMPO, PARA

FINES DE MANTENIMIENTO.

73

5.1 Encendido y Apagado del panel. 75

5.2 Activación/Desactivación del Bloqueo al trabajo. 76

5.3 Selección del tipo de comunicación, (Remota o local). 77

5.4 Activación/Desactivación del auto-recierre. 78

5.5 Activación/Desactivación del Relé de Neutro. 79

5.6 Activación/Desactivación del Relé de falla sensitiva tierra. 80

5.7 Activación/Desactivación del Bloqueo de carga viva. 81

5.8 Activación/Desactivación de la Automatización de Lazo. 82

5.9 Prueba de baterías. 82

5.10 Activación/Desactivación de los distintos grupos de protección (A, B o

C). 83

5.11 Apertura de los contactos de potencia del Rct, mediante la Caja de

Control. 84

5.12 Cierre de los contactos de potencia del Rct, mediante Caja de Control. 85

5.13 Apertura de los contactos de potencia del Rct, pero de forma mecánica. 87

vii

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 88

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 95

viii

ÍNDICE DE TABLAS PAG Tabla 2.1.

Tensiones de ensayo según norma técnica de

CORPOELEC Región Capital. 24

Tabla 2.2 Especificaciones generales del Rct marca Schneider nu-lec,

serie U caja de control flex-vue. 25

Tabla 2.3 Leyendas asociadas a las figuras 2.11.a y 2.11.b. 29

Tabla 2.4 Leds de estado 31

Tabla 4.1 Niveles de resistencia de aislamientos obtenidas en la prueba 65

Tabla 4.2 Niveles de resistencia de aislamientos aceptables, según

normativa interna de la empresa. Referencia de medición. 65

Tabla 4.3 Tensiones de ensayo según norma técnica de CORPOELEC

Región Capital. 68

Tabla 4.4 Resistencia de contacto de cada polo. 70

ix

ÍNDICE DE FIGURAS PAG Figura I.1. Metodología recomendada para la puesta en operación del

Rct marca nu-lec serie U caja de control flex-vue. 1

Figura 1.1. Diagrama organizacional. 8

Figura 2.1.a Dispositivos reconectadores (Rct) junto a sus equipos de

control y/o programación. 13

Figura 2.1.b Rct prestando servicio. 14

Figura 2.1.c Detalle de la conexión del Rct para prestar servicio. 14

Figura 2.2 Sucesión de tres acciones de reconexión (Rct 1 – Rct 2 –

Rct3) por parte de un dispositivo reconectador (Rct), ante un

escenario de falla aguas abajo del mismo.

15

Figura 2.3.a Condición de servicio normal de la carga. 17

Figura 2.3.b Falla aguas abajo del reconectador Rct. 17

Figura 2.3.c Primera acción de desconexión por parte del Rct. 18

Figura 2.3.d Primera acción de reconexión (Rct 1). 18

Figura 2.3.e Segunda acción de desconexión por parte del Rct. 18

Figura 2.3.f Segunda acción de reconexión (Rct 2). 18

Figura 2.3.g Tercera acción de desconexión por parte del Rct. 18

Figura 2.3.h Tercera acción de reconexión (Rct 3). 18

Figura 2.3.i Última acción de desconexión por parte del Rct. 19

Figura 2.4 Diagrama unifilar de reconectador de subestación. 22

Figura 2.5 Diagrama unifilar de Rct secuencial. 22

Figura 2.6 Ejemplo real de arreglo de Rct secuencial en el SDEE de

CORPOELEC región capital, Circuito Sartenejas. 22

Figura 2.7 Diagrama unifilar de Rct lazo 22

Figura 2.8 Ejemplo real de arreglo de Rct lazo en el SDEE de

CORPOELEC región capital, Circuitos Coche A02 y Coche

A6

23

Figura 2.9 Caja de polos del Rct, terminales y componentes. 23

Figura 2.10.a Gabinete de control 26

Figura

2.10.b

Caja de control 28

Figura 2.11.a Partes del panel de control 28

Figura

2.11.b

Interruptores bajo el panel de control 28

Figura 2.11.c Leds de estado 29

Figura

2.11.d

Tecla desbloqueo/bloqueo y teclas de acceso rápido 30

Figura 3.1.a Paso 3.7.1, 3.7.2 y 3.7.3 para Activación/Desactivación de

las distintas protecciones 33

Figura 3.1.b Activación/Desactivación de las distintas protecciones (paso

3.7.4) 43

Figura 3.2.a Paso 3.8.1.1 y 3.8.1.2 para la definición de las curvas de

protección 43

x

Figura 3.2.b Paso 3.8.1.3 para la definición de las curvas de protección 44

Figura 3.2.c Paso 3.8.1.4 para la definición de las curvas de protección 45

Figura 3.2.d Paso 3.8.1.5 la definición de las curvas de protección 45

Figura 3.3.a Paso 3.9.1.1 para el ajuste de los rangos de corriente 46

Figura 3.3.b Paso 3.9.1.2 para el ajuste de los rangos de corriente 47

Figura 3.4.a Pasos 3.10.3 y 3.10.4 para la sincronización de la caja de

control con el computador 48

Figura 3.4.b Paso 3.10.5 proceso de creación del archivo nuevo 49

Figura 3.4.c Paso 3.10.9 para la sincronización de la caja de control con el

computador 50

Figura 3.4.d Paso 3.10.10 archivo nuevo creado. 50

Figura 3.5.a Acceso a la ventana de configuración para las teclas de

acceso rápido y leds 51

Figura 3.5.b Pasos 3.11.4 y 3.11.5 52

Figura 3.5.c Ventana de configuración para las teclas de acceso rápido y

leds 52

Figura 3.5.d Cambio de funciones en las teclas de acceso rápido y leds de

estado 53

Figura 3.6.a Pasos 3.12.1 y 3.12.2 para cargar modificaciones vía

software

en la caja de control

53

Figura 3.6.b Paso 3.12.3 para cargar modificaciones vía software en la

caja de control 54

Figura 3.6.c Ventana de carga de datos 55

Figura 3.6.d Paso 3.12.5 55

Figura 3.7.a Pasos 3.13.1.1 y 3.13.1.2 para ajustar las cantidades y los

tiempos de recierre 56

Figura 3.7.b Ajuste de la cantidades de recierre 57

Figura 3.7.c Ajuste de los tiempos de recierre 57

Figura 3.8.a Paso 3.14.1.1 y 3.14.1.2 Para el ajuste del tiempo de

secuencia 58

Figura 3.8.b Paso 3.14.1.3 Para el ajuste del tiempo de secuencia 59

Figura 3.9.a Pasos 3.15.1 y 3.15.2 para aplicar el Bloqueo de altas

corrientes 60

Figura 3.9.b Paso 3.15.3 para aplicar el Bloqueo de altas corrientes 61

Figura 3.9.c Ajuste del nivel de altas corrientes 61

Figura 4.1.a Esquema para la medición de aislamiento, lado carga vs lado

fuente, con Rct abierto 62

Figura 4.1.b Esquema para la medición de aislamiento, lado carga vs

carcasa 62

Figura 4.1.c Esquema para la medición de aislamiento, lado fuente vs

carcasa 66

Figura 4.2.a Esquema de conexión para la prueba de tensión aplicada

entre lado carga y lado fuente con el Rct abierto 66

xi

Figura 4.2.b Esquema de conexión para la prueba de tensión aplicada Rct

cerrado con respecto a carcasa 67

Figura 4.3 Conexión para la prueba de tensión aplicada 67

Figura 4.4 Esquema de conexión para la medición de la resistencia de

contactos 68

Figura 4.5 Equipo para medir resistencia de contactos (Microhmetro) 69

Figura 4.6 Inyección de corriente al Rct 70

Figura 4.7 Prueba de inyección de corriente al Rct 71

Figura 4.8 Control de comunicación vía remota 72

Figura 5.1 Botón de encendido 76

Figura 5.2.a Activación del bloqueo 77

Figura 5.2.b Desactivación del bloqueo 77

Figura 5.3.a Desactivación de la remota 78

Figura 5.3.b Activación de la remota 78

Figura 5.4.a Activación del control local 78

Figura 5.4.b Desactivación del control local 78

Figura 5.5.a Activación del recierre 79

Figura 5.5.b Desactivación del recierre 79

Figura 5.6.a Activación del Relé de neutro 80

Figura 5.6.b Desactivación del Relé de neutro 80

Figura 5.7.a Activación de la SEF 81

Figura 5.7.b Desactivación de la SEF 81

Figura 5.8.a Activación del bloqueo 81

Figura 5.8.b Desactivación del bloqueo 81

Figura 5.9.a Activación de la automatización de lazo 82

Figura 5.9.b Desactivación de la automatización de lazo 82

Figura 5.10 Prueba de baterías 83

Figura 5.11.a Activación del grupo de protección 84

Figura

5.11.b

Desactivación del grupo de protección 84

Figura 5.12 Rct abierto 85

Figura 5.12 Rct cerrado 86

Figura C1 Trabador de CORPOELEC realizando una inspección a Rct

en Mariche 94

xii

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

VICERRECTORADO ACADÉMICO

DECANATO DE ESTUDIOS TECNOLÓGICOS

COORDINACIÓN DE TECNOLOGÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

Manual de operación, programación y pruebas eléctricas del reconectador automático

trifásico, tipo intemperie, 630 a, 27 kV, acero inoxidable, marca Schneider nu-lec,

serie U, caja de control flex-vue.

Autor: Carlos E. Rivas Gonzalez

Tutor Académico: Jaime Salinas

Fecha: Octubre 2013.

RESUMEN

El presente informe tiene dos partes fundamentales, la primera es el desarrollo del marco

teórico que permite la comprensión adecuada del funcionamiento de los dispositivos de

maniobra reconectadores. La segunda parte corresponde al desarrollo de los métodos de

programación / configuración y pruebas de aceptación y mantenimiento del reconectador

Schneider nu-lec, serie U, caja de control flex-vue. La importancia de esta labor está

asociada al hecho de que el equipo mencionado, aún no se incorpora en la red de

distribución de energía eléctrica del área metropolitana.

En atención al hecho de que este equipo es de recién adquisición por la empresa, los

resultados de este trabajo permitieron la capacitación del personal de CORPOELEC a nivel

nacional.

Palabras claves: Reconectador, programación, mantenimiento, pruebas eléctricas y red

de distribución.

1

INTRODUCCION

Esta pasantía se desarrolló en el marco de la necesidad de capacitar al personal de

CORPOELEC, en la programación / configuración y mantenimiento del reconectador

automático, tipo intemperie, 630 A, 27 kV marca Schneider Nu-Lec, dado que el mismo es

de adquisición reciente. A tales efectos los objetivos principales de este trabajo de

pasantías son: La elaboración del manual mencionado en el título, la realización en taller de

todas las pruebas operativas y para el mantenimiento así como la simulación de todos los

aspectos asociados a su programación / configuración.

Para el logro de los objetivos señalados se fue materializando la siguiente metodología

general. Esta se muestra en la figura I.1.

Figura I.1. Metodología recomendada para la puesta en operación del Rct marca

Schneider Nu-lec, serie U caja de control flex-vue

2

Al respecto de la figura I.1, la etapa 1 corresponde al trabajo previo de documentación

técnica, de normas y seguridad, relacionados con el equipo y el lugar de trabajo. Esto es

muy importante. La etapa 2 corresponde a la instalación adecuada y segura más la

configuración y pruebas iniciales. La etapa 3 corresponde a las pruebas finales y su

“aprobación” para conexión en la Red de Distribución de Energía Eléctrica (SDEE).

Es de destacar que parte del proceso relacionado con la etapa 1 fue la asistencia a un curso

sobre el Dispositivo Reconectador (Rct) ABB PCD 2000, actualmente instalado en el

SDEE.

Por otro lado, a este trabajo se le estableció una delimitación o alcance importante en

relación a los procedimientos generales para incorporar dispositivos reconectadores en el

SDEE. En este sentido, la pasantía está perfilada hacia los diferentes métodos de pruebas

y la programación / configuración. La programación mencionada es producto de dos

grupos de tareas:

1. El primero se refiere, a que previamente a la labor de programación se debe haber

definido el criterio o los criterios, bajo los cuales se ha de estructurar la misma.

2. Que haya personal que lo sepa hacer (aquí es donde “encaja” este trabajo de

pasantías). Lo que se “pide” como producto de este trabajo es el como realizar

correctamente la programación / configuración del Rct.

En relación a esto, el primer grupo de tareas se refiere, a la determinación de los

criterios que soportan el programa en particular que se haga sobre un determinado Rct. No

necesariamente todos los reconectadores de un SDEE se programan iguales. Las

características del programa que se implanta en cada Rct, depende de las especificaciones

particulares del punto de instalación o punto de aplicación del equipo, dentro del SDEE.

Los profesionales relacionados con las tareas de análisis y operación de sistemas de

potencia, en sus diferentes áreas y niveles de especialización, se ocuparan del estudio y

definición de tales criterios de soporte.

3

A manera de ejemplo, para ilustrar lo mencionado, podemos mencionar entre muchos

otros, que los fines generales de este primer grupo de tareas son:

No como programar en el equipo las curvas de actuación de los mecanismos de

protección eléctrica, sino el determinar específicamente cual es la curva adecuada,

para que la protección que brinda el Rct este correctamente coordinada con el resto de

las protecciones eléctricas del SDEE.

No como programar las muy diversas protecciones que muy probablemente el Rct

puede aportar, sino determinar específicamente que protecciones que son

verdaderamente útiles y cuáles deben ser sus niveles de ajustes para su actuación.

No como programar en general el número de reconexiones ni sus tiempos

correspondientes, sino el determinar cuáles específicamente deben ser los tiempos y

número de reconexiones más adecuados a las especificaciones y modos de operación

general del sistema de distribución.

Como se integra adecuadamente el Rct al SDEE, para formar configuraciones de

redes, adecuadas a los fines de seguridad, eficiencia y eficacia, de la “administración”

del SDEE. Esto significa, por ejemplo, establecer cuales son los puntos del SDEE

mas óptimos para su instalación y cuántos de estos se han de instalar.

En cuanto al segundo grupo de tareas, este corresponde a la materialización de los

procedimientos para programar los Rct, sea cual fuere el criterio de soporte de dicha

programación. Esta es una actividad importante que debe documentarse a través del

manual respectivo. En esta labor se invierte un “esfuerzo” que debe ser adecuadamente

difundido para que el personal de la corporación asociado a tareas de instalación,

operación y mantenimiento, le dé el buen uso correspondiente, según determine la gerencia

técnica que administra el SDEE donde estos equipos Rct serán utilizados.

4

De acuerdo a lo anterior, el perfil del presente trabajo de pasantías, queda específicamente

enmarcado dentro de un universo de tareas de instalación, operación y mantenimiento del

Rct en el SDEE. Esto determina la estructura y orientación general del contenido del

presente informe.

La estructura de este informe está constituida por cinco capítulos más las respectivas

conclusiones y recomendaciones.

El primero de ellos muestra la visión, misión, valores, estructura organizativa y demás

aspectos que orientan, la importancia, cultura y/o comportamiento organizacional de

CORPOELEC. En general este capítulo promueve un nivel básico de familiarización con la

empresa, desde la óptica de un trabajo realizado en la unidad de ingeniería y mantenimiento

– taller de equipos de distribución de la región capital.

El capítulo II, resume la documentación señalada en la primera etapa de la metodología.

Este lleva por título, “Generalidades básicas sobre: dispositivos reconectadores en general y

el reconectador Schneider nu-lec, serie U, caja de control flex-vue.

El tercer capítulo, aborda los aspectos inherentes a el cómo programar / configurar el Rct.

El capítulo IV refiere las pruebas eléctricas de operatividad del dispositivo Rct, según

normativa interna de CORPOELEC.

El capítulo V señala las maniobras de operación en campo que se han de ejecutar para fines

de mantenimiento, en el punto de operación del SDEE, donde esté instalado el Rct.

Por último se presentas las conclusiones y recomendaciones.

5

CAPÍTULO I

IDENTIFICACION CON LA EMPRESA

CORPORACIÓN ELÉCTRICA NACIONAL (CORPOELEC)

CENTRO DE SERVICIO CHACAO

6

1. Generalidades de la empresa.

1.1 CORPOELEC

La Corporación Eléctrica Nacional, es una empresa eléctrica socialista, adscrita al

Ministerio del Poder Popular de Energía Eléctrica, la cual nace con la visión de reorganizar

y unificar el sector eléctrico venezolano a fin de garantizar la prestación de un servicio

eléctrico confiable, incluyente y con sentido social.

CORPOELEC se crea, mediante decreto presidencial Nº 5.330, en julio de 2007, cuando el

Presidente de la República, Hugo Rafael Chávez Frías, establece la reorganización del

sector eléctrico nacional con el fin de mejorar el servicio en todo el país.

En el Artículo 2º del decreto se define La función genérica de CORPOELEC, como una

empresa operadora estatal, encargada de la realización de las actividades de Generación,

Transmisión, Distribución y Comercialización de potencia y energía eléctrica.

Desde que se publicó el decreto de creación de la corporación, todas las empresas del sector

eléctrico del país, existente para la fecha de julio 2007, trabajan en el proceso de

integración a fin de garantizar y facilitar la transición armoniosa correspondiente. Las

empresas antes del decreto eran: EDELCA, CADAFE, EDC, ENELVEN, ENELCO,

ENELBAR, GENEVAPCA, ELEBOL, ELEVAL, SENECA, ENAGEN, CALEY, CALIFE

Y TURBOVEN.

1.2. Estructura organizativa de CORPOELEC.

La Estructura organizativa mencionada, está liderada por su Junta Directiva, donde se

encuentran su Presidente y cinco Direcciones principales, a saber: Dirección de Finanzas,

Dirección de Integración de Procesos, Dirección de Operaciones, Dirección Externa y

Dirección de Auditoría Interna. A partir de la Junta Directiva, la institución se divide en

7

quince Comisionadurias, llamadas: Comisionaduria Funcional de Asuntos Públicos,

Comisionaduria Funcional de Asuntos Legales, Comisionaduria Funcional de Seguridad

Higiene y Ambiente, Comisionaduria Funcional de Administración y Servicios,

Comisionaduria de Finanzas, Comisionaduria Funcional de Prevención y Control de

Pérdidas, Comisionaduria Operativa de Transmisión, Comisionaduria Operativa de

Distribución, Comisionaduria Operativa de Comercialización, Comisionaduria Funcional

de Recursos Humanos, Comisionaduria Funcional de Desarrollo Social, Comisionaduria

Funcional de Telecomunicaciones e Informática, Comisionaduria Funcional de

Planificación, Comisionaduria Funcional de Ingeniería y Proyectos, Comisionaduria

Funcional de Revolución Energética y la Gerencia Operativa de Generación.

Dentro de la Comisionaduria Operativa de Distribución, se encuentra la Subcomisionaduria

de Distribución Región Capital. A esta subcomisionaduría está adscrita la unidad de

ingeniería de mantenimiento – grupo de trabajo de protecciones. Esta unidad es el ente

solicitante del presente trabajo de pasantías y es dirigida por la Ing. Carmen Quintero,

tutora empresarial correspondiente. El lugar de trabajo donde se desarrollaron estas

pasantías, fue en el Centro de Servicio Chacao, Taller de Equipos de Distribución,

CORPOELEC – Región Capital. La figura 1.1 muestra la estructura organizacional

aludida.

1.3. Visión de la corporación.

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.

8

1.4. Misión de la corporación.

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 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.

Figura 1.1 Estructura organizacional en la cual está inmerso

el presente trabajo de pasantías.

9

CAPITULO II

GENERALIDADES BÁSICAS SOBRE: DISPOSITIVOS RECONECTADORES EN

GENERAL Y EL RECONECTADOR SCHNEIDER NU-LEC SERIE U CAJA DE

CONTROL FLEX-VUE

10

El presente capítulo está dividido en dos grandes partes y ambas tienen como objetivo

documentar el soporte teórico que fue necesario desarrollar para llevar adelante el presente

trabajo de pasantías. A grandes rasgos, la primera parte corresponde a aspectos básicos que

se deben conocer de los dispositivos reconectadores (Rct) en general, para “enfrentar” un

trabajo como este, cuyo perfil está específicamente orientado a la parte de instalación,

operación y mantenimiento de tales dispositivos. Tener claridad en estos aspectos básicos,

facilita el abordar la segunda parte que está referida, específicamente, a los aspectos de:

operación, programación e instalación del Rct trifásico Schneider Electric – Nulec, Serie

U, con caja de control Flex Vue con el cual se trabajó.

Es importante resaltar que dado el alcance de este trabajo, señalado en la introducción de

este informe, aquí no es necesario abordar al soporte teórico relacionado con los

criterios de soporte bajo los cuales se determina, de acuerdo al punto de instalación o

punto de aplicación del dispositivo Rct en el sistema de distribución de energía eléctrica

(SDEE), algunos aspectos como son, entre otros:

a. Los puntos de aplicación específicos del SDEE, donde se instalaran los Rct y los

arreglos óptimos de estos, de acuerdo a las necesidades operativas del despacho de

carga o del centro de control de operaciones que corresponda.

b. El tipo específico de ajustes de niveles de actuación de los módulos de protección

eléctrica que contiene el tipo de Rct utilizado en el presente trabajo.

c. Los tipos y características específicas, de las curvas de actuación de las

protecciones eléctrica que han de programarse en el Rct para fines de coordinación

con el resto de las protecciones del SDE.

d. El número de ciclos de reconexiones – aperturas y el tiempo de duración de

estas, específicamente adecuados al punto de aplicación en el SDE donde el Rct está

instalado.

11

2.1. Generalidades. El soporte bibliográfico para este capítulo es el siguiente [1], [2],

[3], [4], [5], [6], [7].

Definiciones previas y abreviaturas básicas.

Falla transitoria: es una condición de falla de muy corta duración, por lo que no

requiere de la actuación de dispositivos de protección para ser despejadas. Cuando

estas no desaparecen rápidamente, pueden convertirse en permanentes. Ejemplo:

ramas de árboles, papagayos, etc.

Falla permanente: es aquella falla que persiste en el tiempo. Los dispositivos de

protección actúan ante ellas, efectúan la respectiva apertura y posteriormente

requieren de operaciones de mantenimiento. Ejemplo: conductores rotos o quemados,

caída de postes y fallas en equipos.

Automatización de lazo: consiste en dar selectividad (zona de protección) a un

conjunto de reconectadores colocados en cascada.

Auto recierre o auto reenganche: es la función que tiene el Rct de realizar cierres

de manera automática sin necesidad de la intervención de un operador.

TP y TC: Transformador de potencial y transformador de corriente respectivamente.

Estos al estar instalados internamente en el Rct, se usan para las lecturas de medición

que este requiere para su operación. En algunos modelos de Rct, el TP también se

utiliza para proporcionar alimentación a su caja de control.

SDEE: sistema de distribución de energía eléctrica.

Rct: Reconectador.

Trp: tiempo de reposición.

12

Trc: tiempo de reconexión.

ADVC: Advanced Controller (Controlador Avanzado).

ACR: Automatic Circuit Recloser (circuito automático de reconexión).

SEF: Sensitive Earth Fault (Falla a Tierra de Alta Sensibilidad).

BIL: Tensión básica de aislamiento.

COD: Centro de Operaciones de Distribución.

Fundamentos de los dispositivos reconectadores (Rct).

Los reconectadores (Rct) son dispositivos interruptores que cumplen funciones generales

de maniobra y protección eléctrica en una red de distribución eléctrica. Son autos

controlados y capaces de detectar corrientes excesivas en el sistema de distribución donde

estén instalados y efectuar las correspondientes aperturas y posteriormente volver a

producir la respectiva reconexión, de modo automático. Son similares a los interruptores

de potencia, solamente, en el sentido de que son capaces de cortar corrientes en servicio

continuo y de fallas.

En cuanto a su “virtud” de efectuar reconexiones, este equipo está diseñado y

construido para efectuarlas, sin que la falla haya desaparecido. En caso de presentarse una

falla en la línea de distribución, aguas abajo de donde el Rct está instalado, el puede

efectuar varias maniobras de apertura y reconexiones, evitando así cortes prolongados de

energía debido a defectos transitorios. En cuanto a su capacidad para detectar

corrientes de fallas, los Rct están equipados con sensores y un controlador, como equipo

complementario para: su configuración – programación, su protección y su mando.

13

La figura 2.1, muestra algunos ejemplos de Rct. Obsérvese que cada uno de ellos posee

dos componentes principales: a) la unidad de interruptor o caja de polos (interruptor de

potencia) y b) el controlador (dentro del armario de mando) para la realización de

ajustes, configuración y/o programación de las operaciones de este. Tanto el interruptor de

potencia como el controlador, están interconectados a través de los correspondientes

conductores para el intercambio de “señales” de control. Por tratarse de dispositivos para

exteriores, normalmente los Rct van instalados en postes y expuestos al medio ambiente o a

la intemperie.

Estadísticamente se ha demostrado que la mayoría de las fallas en el SDEE son transitorias.

Debido a que no existe un método para determinar automáticamente si una falla es

transitoria, los dispositivos de protección eléctrica operan sin poder evitarlo perjudicando la

calidad de servicio. Es aquí donde entra la reconexión automática, que consiste en el

recierre automático del dispositivo de protección que ha realizado la apertura debido a la

detección de una falla [1]. En general existen dos tipos principales de Rct, los monofásicos

que se usan como medio general de maniobra y protección de líneas de distribución

monofásicas y los trifásicos se usan para los mismos fines generales pero en líneas de

distribución trifásicas.

Figura 2.1.a. Dispositivos reconectadores (Rct) junto a sus equipos

de control y/o programación.

14

Figura 2.1.b. Rct prestando

servicio.

Figura 2.1.c. Detalle de la conexión del Rct

para prestar servicio.

En general, los siguientes aspectos operativos del Rct, son configurados o programados:

Los criterios de ajustes para la parte del Rct, encargada de detectar fallas.

La coordinación con otras protecciones eléctricas asociadas al punto del sistema de

distribución donde este dispositivo será instalado.

El número o secuencia de desconexiones / reconexiones que efectuará en escenarios

de falla, antes de efectuar una desconexión definitiva. (La desconexión es definitiva

sí la falla persiste, mediante una condición de bloqueo – lockout condition).

Los periodos de tiempo, tanto para la reconexión o cierre del circuito como para las

aperturas del mismo.

15

Y en general, la determinación del modo de operación que de este dispositivo se

requiera, en función de las especificaciones y características del punto del sistema

donde será instalado.

Es importante resaltar, en relación a los periodos de tiempo que duran las sucesivas

reconexiones, que los muy rápidos (ver tiempo ta en figura 2.2) son aplicados a casos

donde lo que se quiere es despejar fallas temporales antes que los fusibles aguas abajo del

Rct efectúen la apertura. Los periodos de tiempo “más largos” (ver tiempo tc en figura 2.2)

son aplicados a casos en los cuales se desea que las protecciones eléctricas agua abajo

despejen fallas permanentes y por tanto las mismas quedan confinadas a pequeñas

secciones del sistema de distribución.

En la figura 2.2, se “grafica” lo mencionado. La onda senoidal de color verde representa

una condición de operación normal. Sí se presenta, aguas abajo del Rct una falla, la

corriente se eleva según lo indica la onda senoidal de color rojo.

Figura 2.2. Sucesión de tres acciones de reconexión (Rct 1 – Rct 2 – Rct3) por parte de

un dispositivo reconectador (Rct), ante un escenario de falla aguas abajo del mismo. P1,

P2, P3 y P4 son los periodos de tiempo, en los cuales los contactos de potencia del Rct

están cerrados. P1 es un periodo de tiempo durante el cual este dispositivo “ve” la falla

en primer instante. Todos los intervalos de tiempo asociados a la actuación del

dispositivo Rct, son previamente programables o configurables “dentro” del

controlador, ver también figura 2.1.

16

Otros tiempos asociados a la operación del Rct son el tiempo de reconexión (trc) y el

tiempo de reposición (trp).

El trc se refiere a los intervalos de tiempo en los cuales los contactos de potencia del Rct

están abiertos, después de una apertura ante fallas y antes de la respectiva reconexión.

El trp se refiere al periodo de tiempo durante el cual el Rct se reconecta después de

aperturas debido a fallas de carácter temporal o transitoria y en ese instante ya dicha falla

no está presente.

Una falla originada por fenómenos transitorios en una red de distribución, generalmente

desaparece sola en tiempos muy pequeños. Una falla puede ser catalogada de corta

duración si la misma no es transitoria y es despejada por otro dispositivo de protección

eléctrica aguas abajo del Rct.

Es de destacar que si el Rct actúa ante una falla aguas abajo del mismo que resulta ser

permanente y culmina su ciclo de aperturas / reconexiones, según lo previamente

programado en el controlador, el mismo se bloquea, esto significa apertura definitiva.

Si en el transcurso de las operaciones de reconexión, el Rct detecta ausencia de falla (como

las transitorias o temporales), sus contactos de potencia quedarán permanente cerrados y

el Rct vuelve a “entrar” o ejecutar su operación normal programada (OpNP). A este

respecto, existen dos tipos de corrientes que el equipo Rct podría detectar. Una de estas es

el Pickup y la otra es la corriente mínima de operación (Imiop).

Pickup: es el nivel de corriente que se le programa al Rct para que este proceda a

ejecutar las respectivas aperturas dependiendo de una curva de protecciones de igual

forma previamente ajustada.

17

Imiop: es una cantidad de corriente que el Rct debe sensar, a través de sus contacto

de potencia, para poder “retomar” su OpNP (justo por debajo del pickup

programado).

2.2. Funcionamiento general de un Rct.

Para explicar el principio de funcionamiento de un dispositivo Rct, tendremos como

referencia 10 figuras, es decir desde la 2.2 a, a la 2.3.i.

En dichas figuras se asume que el Rct ha sido configurado o programado para efectuar tres

operaciones de reconexión (en la figura 2.2, son Rct1, Rct2 y Rct3) y si persiste la

falla aguas abajo, se produzca un bloqueo (apertura definitiva de los contactos de potencia).

De igual manera, todos los tiempos de apertura y reconexión se asume que están

previamente programados en el controlador (ver figura 2.1).

En la figura 2.3.a. tenemos una condición de servicio normal. En el figura 2.3.b, se

presenta una falla aguas abajo del Rct. Esta falla es “vista” por este dispositivo y como se

observa en la figura 2.3.c, él se “ordena” a si mismo la apertura de sus contactos de

potencia. Transcurrido un tiempo, el Rct produce una acción de reconexión, tal como se

muestra en la figura 2.3.d. El vuelve a “ver” la falla y transcurrido otro intervalo de

tiempo, vuelve a desconectar. Ver figura 2.3.e. En las figuras 2.3.f a la 2.3.i, se observan

las últimas acciones de reconexión – desconexión - reconexión – desconexión definitiva.

Figura 2.3.a. Condición de servicio normal

de la carga. En la figura 2.2, esto

corresponde a la onda senoidal de color

verde.

Figura 2.3.b. Se presenta una falla aguas

abajo del reconectador Rct. En la figura

2.2, esto corresponde a la onda senoidal de

color rojo, Periodo P1.

18

Figura 2.3.c. Se produce la primera acción

de desconexión por parte del Rct. En la

figura 2.2 esto corresponde al lapso de

tiempo entre los periodos P1 y P2.

Figura 2.3.d. Se produce la primera acción

de reconexión (Rct 1) por parte del Rct. En

la figura 2.2 esto corresponde al periodo

P2.

Figura 2.3.e. Se produce la segunda acción

de desconexión por parte del Rct. En la

figura 2.2 esto corresponde al lapso de

tiempo entre los periodos P2 y P3.

Figura 2.3.f. Se produce la segunda acción

de reconexión (Rct 2) por parte del Rct. En

la figura 2.2 esto corresponde al periodo

P3.

Figura 2.3.g. Se produce la tercera acción

de desconexión por parte del Rct. En la

figura 2.2 esto corresponde al lapso de

tiempo entre los periodos P3 y P4.

Figura 2.3.h. Se produce la tercera acción

de reconexión (Rct 3) por parte del Rct.

En la figura 2.2 esto corresponde al

periodo P4.

19

Figura 2.3.i. Se produce una última acción de

desconexión por parte del Rct. Se asume que la falla

físicamente sigue presente y por tanto el dispositivo

Rct se bloquea.

2.3. Especificaciones y características generales de los Rct que han de ser

considerados en su selección e instalación.

El dispositivo Rct debe actuar correcta y coordinadamente con el resto de los dispositivos

de protección y maniobra que integran la red de distribución eléctrica. A tales efectos uno

de los aspectos importantes a considerar previo a su selección y/o instalación es el

cumplimiento y “respeto” a las especificaciones eléctricas del punto de aplicación

especifico de dicha red, donde este dispositivo será instalado.

Lo anterior requiere el manejo de las especificaciones generales del Rct a utilizar, a los

fines de adecuar o “acoplar” el dispositivo con el punto de aplicación. Los aspectos y/o

especificaciones generales a considerar son los siguientes:

Tensión máxima nominal del Rct y tensión nominal de su equipo controlador.

Corriente máxima nominal.

Frecuencia de funcionamiento.

20

Corriente mínima de operación del Rct que ha de circular a través de los contactos de

potencia.

Capacidad de corriente simétrica que soporta (generalmente en KA RMS).

Capacidad de corriente asimétrica que soporta (generalmente en KA picos).

Capacidad de apertura de los contactos de potencia en KA.

Corriente máxima de corta duración (esta cantidad se da en KA/seg. Un tiempo típico

es cuatro segundos).

Curvas de respuesta de tiempo inverso del Rct, en su función como dispositivo de

protección.

Impulso máximo de tensión entre fase – tierra, fase – fase y con los contactos de

potencia abiertos (generalmente en KV. Esta tensión también esta relacionada con el

nivel básico de impulso BIL).

Cantidad máxima de operaciones mecánicas (operaciones asociadas a la parte

mecánica que accionan los contactos de potencia).

Cantidad máxima de operaciones cuando por los contactos de potencia está

circulando la corriente nominal (generalmente este número de operaciones es similar

al de operaciones mecánicas).

Cantidad máxima de operaciones cuando por los contactos de potencia está

circulando la corriente de cortocircuito asociada al punto de aplicación.

Las especificaciones referidas a la instalación como; las dimensiones generales y el

peso del dispositivo Rct y su caja de control. (Las previsiones e instrucciones del

21

fabricante de estos equipos, para efectos de su montaje a la intemperie, en postes, etc,

son esenciales).

Grados de protección IP de las estructuras, carcasas y gabinetes, donde se encuentran

tanto la parte del Rct como su controlador.

Otros atributos y/o capacidades de los Rct, asociados a los criterios y avances tecnológicos

con los cuales son construidos estos dispositivos, también son importantes considerarlos, en

atención a lo indicado al inicio de este punto 2.3.

Algunos ejemplos de estas capacidades en general, se refieren a los ajustes, configuraciones

y/o programaciones que se puedan realizar, para que el Rct efectué actuaciones de

protección eléctrica ante: conductores de línea de alimentadores abiertos, porcentajes de

desbalances de las corrientes que están circulando a través de los contactos de potencia,

porcentajes de sobre corrientes de secuencia negativa, defectos a tierra, fallos del

interruptor de potencia “cercano”, auto supervisión de circuitos de disparo y reconexión,

bloqueos de segundos harmónicos, sobre tensión en el neutro, frecuencia máxima y

mínima, etc.

De igual forma los avances tecnológicos también brindan la posibilidad de que los Rct

puedan:

Efectuar diversas funciones de medición y/o registros de parámetros eléctricos.

Transmisión de estas mediciones a los despachos de cargas o a los centros de control

de operaciones de la red de distribución donde el dispositivo se encuentra prestando

servicio.

Ser susceptibles de ser programados y operados vía remota.

22

2.4. Arreglos básicos de Rct para su operación en el SDEE en CORPOELEC región

capital.

2.4.1. Rct de Subestación.

En este caso el Rct es usado para hacer la función del interruptor principal de la

subestación. En la figura 2.4 se muestra el diagrama unifilar correspondiente. Este arreglo

generalmente es empleado en los casos que son necesarios interruptores controlados

remotamente en las subestaciones.

Figura 2.4. Diagrama unifilar de reconectador de subestación

2.4.2. Reconectador secuencial

Esta es la aplicación más empleada, la misma consiste en colocar el Rct a mitad de circuito

para proteger un pequeño tramo aguas abajo de este. En las figuras 2.5 observamos el

diagrama unifilar y en la 2.6 un ejemplo de aplicación.

Figura 2.5 Diagrama unifilar de Rct

secuencial

Figura 2.6 Ejemplo real de arreglo de Rct

secuencial en el SDEE de CORPOELEC

región capital, Circuito Sartenejas.

23

2.4.3. Reconectador Lazo

En este caso el Rct se usa para la interconexión de dos circuitos. En la figura 2.7 se observa

el diagrama unifilar y en la figura 2.8 un ejemplo de aplicación real. Este tipo de arreglo es

usado frecuentemente para realizar maniobras de traspaso de carga.

Figura 2.7. Diagrama unifilar de Rct lazo Figura 2.8. Ejemplo real de arreglo de Rct

lazo en el SDEE de CORPOELEC región

capital, Circuitos Coche A02 y Coche A6

2.5. Pruebas básicas realizadas a los Rct.

Verificación de todo el cableado según los diagramas de conexión proporcionados

por fabricante.

Verificación de operación eléctrica: Cierre y disparo. Respuesta a la sobre corriente y

recierre automático.

Realización de mediciones de resistencia de contactos a los 3 polos del Rct.

Medición de tensión aplicada. Se refiere al aguante de Tensión a 60 Hz. El Rct

completo se prueba: a) entre el lado carga y el lado fuente, con el equipo abierto b)

Rct cerrado con respecto a su carcasa. De acuerdo con la normativa interna de la

24

empresa, la tensión aplicada es de 40 kV para un equipo cuya especificación de BIL

sea de 125 kV.

Tabla 2.1. Tensiones de ensayo según norma técnica de

CORPOELEC Región Capital

Nivel Básico de aislamiento (kV) Valor especificado de la tensión aplicada (kV)

30

45

60

75

95

125

150

200

10

15

19

26

34

40

50

70

2.6. Descripción del equipo Rct marca Schneider nu-lec, serie U caja de control

flex-vue [8], [9].

2.6.1. Características Generales.

El Rct Schneider Nu-Lec (Rct objeto del presente trabajo de pasantía) es un interruptor

automático trifásico con medio de interrupción el vacío, constituido por una caja de

actuación (también llamada caja de polos) y una caja de control.

La función principal de este equipo es detectar condiciones de falla (cortocircuitos o

desbalances) y realizar un número de operaciones de apertura y cierre en función de las

condiciones del circuito. En la última apertura el equipo permanecerá abierto y bloqueado.

Únicamente podrá volver a cerrarse mediante la acción manual de un operario. El Rct es

controlado tanto de manera remota como local.

25

2.6.2. Especificaciones generales.

La tabla 2.2, muestra las especificaciones generales del dispositivo Rct marca Schneider

nu-lec, serie U caja de control flex-vue.

Tabla 2.2 Especificaciones generales del Rct marca Schneider nu-lec,

serie U caja de control flex-vue.

Peso 118 kg

Tensión Nominal 27 kV

Tensión de la caja de control 230 V

Nivel de aislamiento

al impulso atmosférico

115 kV

Corriente nominal 630 A

Capacidad de cortocircuito simétrico 12.5 kA

Capacidad de cortocircuito asimétrico 32.5 kA

Tiempo nominal de cortocircuito 3 seg

Grado de protección de

sellado del gabinete

donde va instalado el control

IP 44

Grado de protección de revestimiento

de la caja de control

IP 65

Longitud estándar del cable de control 7 metros

Intervalo de mantenimiento 5 años

Intervalo de reemplazo de baterías 5 años

2.6.3. Caja de Actuación o Caja de Polos (Interruptor principal).

La caja de polos del Rct es el modelo ACR serie U. Está compuesta por tres polos, aislados

cada uno con polímero epóxico cicloalifático (bushing) y una caja de acero inoxidable

donde se encuentra ubicado el mecanismo de actuación de los contactos de potencia. Los

sensores de tensión y corriente (TP y TC) se encuentran asociados a cada uno de los polos.

Los contactos de potencia están inmersos en una “botella” de vacío, para facilitar la

extinción del arco eléctrico.

26

En la figura 2.9 se observa el lado fuente (terminal I) y el lado carga (terminal X) con el

que viene configurado el equipo de fábrica. Esta característica es modificable y el

procedimiento para esto, se explicará en el punto 3.4 correspondiente al capítulo III.

Figura 2.9. Caja de polos del Rct, terminales y componentes.

Los polos están unidos mecánicamente a través de una barra, lo que permite que la apertura

y cierre del equipo sea trifásico, es decir, los tres polos deben abrir o cerrar al mismo

tiempo.

En la parte frontal de la caja se encuentra una “bandera” (indicador de posición) que indica

el estado de los polos, es decir, si están cerrados o abiertos, ON u OFF respectivamente.

2.6.4. Caja de Control y/o controlador.

La caja de control del Rct es el “cerebro” del equipo. Recibe información de sensores (TC,

TP, sensores de posición, etc.) ubicados en la caja de polos y, en base a ello, envía señales

de apertura y cierre a los elementos de actuación correspondientes.

27

La caja se energiza con tensión 230 VAC proveniente de la red de distribución (a través de

un TP) y además cuenta con un banco de baterías las cuales pueden abastecer al equipo

hasta 24 horas aproximadamente (considerando que las baterías estén en perfectas

condiciones).

El controlador posee una amplia gama de funciones de protección, comunicaciones,

registro de parámetros eléctricos, entre otras, que optimizan el funcionamiento del

dispositivo.

Se debe tener bien claro que cualquier operación y/o tarea de mantenimiento del Rct en

campo, debe realizarse únicamente a través de su caja de control. Sí ésta se encuentra

inoperativa, sólo se podrá realizar la apertura manual, mediante el gancho existente en la

caja de actuación (ver figura 2.6). El Rct no puede ser cerrado mecánicamente, por tanto

permanecerá abierto hasta que la caja de control funcione adecuadamente.

La caja de control se localiza dentro de un gabinete de acero inoxidable, denotado como

gabinete de control, en donde también están ubicadas las baterías, los dispositivos de

comunicaciones, entre otros.

En la figura 2.10.a se muestra el gabinete de control del Rct y en la figura 2.10.b la caja de

control.

Contenido del gabinete de control: Caja de control o controlador, Fuente de alimentación

para el controlador, protegida por interruptores termomagnéticos, 2 baterías de 12 VDC y

12 Ah y Espacio disponible para accesorios.

Contenido adicional agregado en taller, para el gabinete: Transformador 120/240 V, 130

VA y 2 Interruptores termomagnéticos monopolares, para la protección del

transformador.

28

Figura 2.10.a Gabinete de control Figura 2.10.b Caja de control

2.6.5. Detalles del Panel Frontal de La Caja de Control.

La figura 2.11.a y 2.11.b, muestran detalles generales del controlador.

Figura 2.11.a Partes del panel de control

29

Figura 2.11.b Interruptores bajo el panel de control

Tabla 2.3. Leyendas asociadas a las figuras 2.11.a y 2.11.b

Numero Elemento

1 Pantalla LCD

2 Tecla Menú

3 Teclas de navegación/flechas

4 Selección

5 Encender panel

6 Prueba de Leds

7 Leds de estado

8 Abrir

9 Cerrar

10 Datos de Leds

11 Resetear Leds

12 Registro de Eventos

13 Desbloqueo de teclas de acceso rápido

14 Teclas de acceso rápido

15 Interruptor de circuito de ABRIR

16 Interruptor de circuito CERRAR

1. Pantalla LCD: Pantalla de Cristal Líquido auto-iluminado, con 2 líneas de 20

caracteres cada una.

2. Tecla Menú: Le permite al usuario entrar al menú de configuración desde el cual es

posible navegar en la pantalla LCD, seleccionar campos y editar ajustes.

30

3. Teclas de navegación / flechas: Las teclas de flechas, se utilizan para navegar entre

los grupos de pantallas, campos y cambiar valores.

4. Selección: Se utiliza para seleccionar campos o valores. Es equivalente a una tecla

enter.

5. Encender panel: Enciende o Apaga el Panel.

6. Prueba de Leds: Prueba todos los leds del panel. El objetivo de esta tecla es alertar

al usuario si alguno de los leds no están funcionando correctamente. La prueba

ocasiona que los leds enciendan de manera cíclica en sus colores Rojo, Naranja y

Verde.

7. Leds de estado: Estos diodos se utilizan para indicar el estado de la caja control y de

la caja de polos. Cada led indica el estado de la función descrita a su lado derecho.

Cuando un estado se encuentra activo, el led permanecerá encendido. Por ejemplo,

cuando el Rct se encuentre bloqueado, el led ubicado a un lado de “Bloqueo” estará

encendido. Al contrario, si el led se encuentra apagado, entonces el Rct no se

encuentra bloqueado.

En la figura 2.11.c observamos los leds de estado y en la tabla 2.3 su descripción.

Figura 2.11.c Leds de estado

31

Tabla 2.4 Leds de estado

#

LED

Color Descripción Posibles Causas

Columna A

a‐1

Rojo

Bloqueo

El Rct ha abierto sus contactos de

potencia, hasta quedar bloqueado debido

a una secuencia de protección o por

orden del operador. Ya no es posible la

ejecución de un cierre automático y el

operador tendrá que cerrar el Rct

utilizando el panel de control o por

medio de un comando remoto.

a‐2 Rojo A‐Fase La apertura más reciente del Rct fue

ocasionada por un evento de

sobre‐corriente debido a una falla en

alguna fase(s).

a‐3 Rojo B‐Fase

a‐4 Rojo C‐Fase

a‐5 Rojo Falla Tierra Una f lla a tierra ha ocasionado que el

Rct abra los contactos de potencia.

a‐6 Rojo Sensitiva

Tierra

El Rct ha abierto, debido a un evento de

falla sensitiva a tierra (falla de alta

impedancia).

Columna B

b‐1 Rojo Arranque

(I de pickup)

Uno de los elem ntos de protección del

Rct, ha detectado un valor fuera de los

rangos programados, por ejemplo,

cuando l corriente de fase excede el

valor ajustado de apertura.

b‐2 Rojo Falla Inversa La protección ha detectado una falla en

el lado fuente del Rct.

b‐ Rojo S/B

Frecuencia

Una falla por sobre o baja frecuencia, ha

provocado que el Rct abra.

b‐4 Rojo /B Voltaje Una falla por sobre o bajo voltaje, ha

provocado que el Rct abra.

b‐5 Rojo Disparo

Externo

Un dispositivo externo, ha ordenado al

contro ador que abra el Rct.

b‐6 Rojo Disparo

Operador

Un operador local o remoto, ha dado la

orden de apertura al Rct.

32

Tabla 2.4 Leds de estado. (continuación)

Columna C

c‐1 Naranja A‐Fase “Viva” Los terminales del lado fuente o

carga, de la fase r lacionada, están

estado “viva” - energizadas. c‐2 Naranja B‐Fase “Viva”

c‐3 Naranja C‐Fase “Viva”

c‐4 Rojo Corriente de

Carga ON

Se encontrará en color rojo cuando

una corriente de más de 2Amp fluye a

través de los contactos de potencia.

c‐ Verde Sistema OK

El controlador se encuentra

funcionando de manera normal.

Cuando el led se encuentre

parpadeando en color rojo, en forma

permanente, se requiere

mantenimiento.

c‐6 Verde CA

Alimentación

El led parpadeara en color rojo

cuando no esté presente la

Alimentación Auxiliar para la caja de

control.

c‐7 Verde Batería

El led parpadeara en color rojo

cuando no esté presente la

alimentación de baterías o la prueba

ha fallado.

c‐8 Rojo Alarma

El led parpadeara en color rojo

cuando los circu tos de control de

apertura y cierre de los contactos de

potencia, se encuentren

deshabilitados.

8. Tecla Abrir: Al presionar esta tecla, el Rct abre y entra en modo bloqueo; el led

verde localizado dentro del botón indica el estado abierto del Rct.

9. Tecla Cerrar: Cierra el Rct y el led rojo localizado dentro del botón indica el estado

cerrado del Rct.

10. Tecla datos de LED: Es una característica que permite verificar la función

programada en cada led de estado.

11. Tecla resetear LEDS: Reinicia el estado de los leds. Los leds que necesiten revisión

por parte del operador permanecerán encendidos. Tome en cuenta que algunos de los

33

leds de estado como “CA Alimentación” y “Terminal Viva” continuamente son

actualizados, por lo que no se verán afectados por el reinicio de leds.

12. Tecla registro de eventos: Muestra el Registro de Eventos del Controlador y del Rct

en la pantalla LCD.

13. Desbloqueo de teclas de acceso rápido: Para utilizar las teclas de acceso rápido, el

operador deberá presionar primero la tecla de desbloqueo. El led ubicado arriba de

dicha tecla permanecerá encendido mientras las teclas de Acceso Rápido se

encuentren activas.

14. Teclas de acceso rápido: Las Teclas de Acceso Rápido le permitirán al usuario

activar o desactivar funciones directamente de esta interfaz sin tener que utilizar el

menú. El estado de la función será indicado por medio del led ubicado a un costado

de la tecla. Hay que recordar que para poder usar las teclas de acceso rápido primero

se debe presionar “Desbloqueo de teclas de acceso rápido”. Es posible presionar

diferentes teclas de acceso rápido mientras el led se encuentre en color verde. Las

teclas se bloquearán de manera automática después de un pequeño lapso de tiempo.

Figura 2.11.d. Tecla desbloqueo/bloqueo y teclas de acceso rápido.

34

Descripción de las teclas de acceso rápido:

Bloqueo de carga activa o “viva”: La tecla permite activar o desactivar la función

bloqueo de Carga activa. Cuando se selecciona el bloqueo de carga activa, todas las

solicitudes de cierre serán rechazadas si cualquier terminal del lado carga se encuentra con

tensión.

Automatización de lazo: Coloca la función de Loop Automation. El esquema de Loop

Automation consiste en dar selectividad (zona de protección) a un conjunto de

reconectadores colocados en cascada.

Prueba de baterías: Esta tecla ejecuta una prueba de baterías y el resultado se muestra en

el registro de eventos.

Protección de grupo A: Activa los ajustes configurados en el grupo de protección A. Es

importante destacar que mediante programación, se puede determinar que tipo de

protecciones eléctricas (de las que el Rct tiene contempladas de fábrica) estén asociadas al

grupo A.

Auto ACR/LBS: La tecla permite activar o desactivar la función de Auto-Recierre.

Falla a tierra: Coloca la función de protección de falla a tierra o Neutro.

Sensitiva a tierra: Coloca la función de protección de falla sensitiva a tierra o Neutro. Esta

función permite despejar fallas de alta impedancia.

Protección de grupo B: Activa los ajustes configurados en el grupo de protección B. Es

importante destacar que mediante programación, se puede determinar que tipo de

protecciones eléctricas (de las que el Rct tiene contempladas de fábrica) estén asociadas al

grupo B.

35

Control remoto: La tecla activa el control remoto y desactiva el control local.

Control local: La tecla activa el control local y desactiva el control remoto.

Bloqueo al trabajo: El bloqueo al trabajo se aplica por medio de esta tecla. Al colocar este

bloqueo se asegura que ningún cierre se llevará a cabo, además, activa los ajustes de

protección (previamente programados) asociados a esta función.

Protección de grupo C: Activa los ajustes configurados en el grupo de protección C. Es

importante destacar que mediante programación, se puede determinar que tipo de

protecciones eléctricas (de las que el Rct tiene contempladas de fábrica) estén asociadas al

grupo C.

15. Interruptor de circuito abrir: Habilita o deshabilita la función de apertura del Rct

mediante un operario, sea de forma local o remota.

16. Interruptor de circuito cerrar: Habilita o deshabilita la función de cierre del Rct

mediante un operario, sea de forma local o remota.

2.7. Desembalaje [9].

Es importante mencionar que el equipo al cual se hace referencia en estas pasantías es

altamente costoso e importado, por esto, hay que considerar una correcta forma de

desembalarlo ya que de no hacerlo adecuadamente, se podría causar alguna lesión a la

persona encargada de ejecutarlo o daños irreversibles al equipo.

Contenido del embalaje:

ACR. (Automatic circuit reclouse)

36

Soporte para montaje en poste, con abrazaderas si así se ordenó. Si se ordenó un soporte

para montaje en subestación, entonces éste llegará por fuera del embalaje.

Seis conectores, si se ordenaron.

El kit de montaje apropiado para el poste.

El Gabinete de Control ADVC (el cual normalmente contiene 2 baterías a menos que se

hayan hecho los arreglos necesarios para enviarlas por separado).

Cable de Control.

Nota: Al momento de recibir el equipo, se deberá revisar si los componentes han sufrido

algún daño en el traslado y de ser así reportar de inmediato al Fabricante.

Herramientas necesarias:

Barra tipo palanca para retirar las “uñas” del embalaje, cuatro argollas tipo D, eslingas, una

grúa con cadena con capacidad de cargar, de manera segura, 200 kg, destornillador manual

o eléctrico, con dado de 8 mm y Llave o dado de 16 mm.

Procedimiento:

Remueva la tapa del embalaje y retire el cable de control. Colóquelo en un lugar

limpio y seco.

Destornille y retire los cuatro (4) tornillos localizados en la pared, extraiga el soporte

para montaje en poste, el kit de montaje y las dos piezas de madera.

37

Coloque las cuatro eslingas tipo D en los puntos de enganche del ACR para retirarlo

del embalaje y colóquelo en el suelo utilizando la grúa.

Gire el embalaje hacia el lado donde se encuentra el gabinete de control ADVC.

Remueva las tuercas que sujetan al ADVC y retire la unidad del embalaje.

38

CAPITULO III.

PROGRAMACIÓN Y/O CONFIGURACIÓN DEL

RCT MARCA SCHNEIDER NU-LEC, SERIE U, CAJA DE CONTROL FLEX-VUE.

39

Posterior al desembalaje, el Rct necesita ser programado y/o configurado, para

posteriormente someterlo a pruebas antes de ser colocado en campo.

Esta programación está constituida por 15 rutinas totalmente independientes entre ellas. A

su vez, cada rutina contiene un conjunto de pasos que son de obligatorio cumplimiento.

Las rutinas mencionadas son [8]:

1. Rutina para la introducción de seriales de activación.

2. Rutina de ajuste del idioma.

3. Rutina para el ajuste de la fecha y hora.

4. Rutina de ajuste de la frecuencia de la red donde el Rct operará.

5. Rutina de ajustes del lado fuente y del lado carga.

6. Rutina de ajuste de la secuencia fasorial presente en la red donde el Rct operará.

7. Rutina de Activación / Desactivación de las distintas protecciones que posee el

equipo.

8. Rutina que permite la definición de las curvas de actuación de las protecciones

eléctricas, tanto por vía software como por la caja de control.

9. Rutina para el ajuste de la corriente pickup, tanto por vía software como por la caja de

control.

10. Rutina para la sincronización de la caja de control con el computador.

11. Rutina para realizar cambios en las teclas de acceso rápido y los leds, vía software

(WSOS).

12. Rutina para cargar modificaciones vía software en la caja de control.

13. Rutina de ajustes del número y tiempos de duración, de los recierre, tanto por vía

software como por la caja de control.

14. Rutina para el ajuste del tiempo de secuencia, tanto por vía software como por la caja

de control.

15. Rutina para el bloqueo de altas corrientes.

40

Es importante destacar que el proceso de configuración de las quince rutinas está dividido

en dos grandes grupos de programación. El primer grupo corresponde a las primeras seis

rutinas y el segundo grupo corresponde a las nueve restantes.

Cuando se procede a configurar el Rct, obligatoriamente se ha de comenzar por el primer

grupo. Inicialmente se introduce el serial y luego se configura el idioma. El orden de

configuración de las cuatro restante no es importante.

Concluida la configuración con el primer grupo, se puede proceder con el segundo. El

orden de ejecución de estas nueve rutinas no tiene importancia.

A continuación se señala el procedimiento para cada una de las quince rutinas:

3.1. La primera rutina de programación es la introducción de los seriales de activación

del software del equipo. Los seriales suministrados para trabajar con el dispositivo

Rct en las presentes pasantías fue SE_Argentina: JJC:59735

3.2. Rutina de ajuste del idioma.

3.2.1. Ir al ENGINEER MENU.

3.2.2. Seleccionar CONFIGURATION MENU.

3.2.3. Seleccionar SYSTEM SETTINGS.

3.2.4. Seleccionar DISPLAY.

3.2.5. De fábrica viene en Lang English (Intl), para cambiar el idioma se selecciona esta

opción.

3.2.6. Navegar por el menú hasta encontrar la opción “idioma español” y seleccionarla.

3.2.7. Presionar la tecla menú para volver al menú principal.

41

3.3. Rutina de ajuste de la fecha y hora.

3.3.1. Ir al ENGINEER MENU.

3.3.2. Seleccionar CONFIGURATION MENU.

3.3.3. Seleccionar SYSTEM SETTINGS.

3.3.4. Seleccionar DISPLAY.

3.3.5. Navegar por este menú y seleccionar la opción DATE/TIME FORMAT.

3.3.6. Seleccionar la opción que muestra el formato de fecha y hora (segunda opción de

este menú).

3.3.7. En el siguiente menú que aparece se selecciona la primera opción para modificar

la fecha y la hora.

3.3.8. Seleccionar la segunda opción si se quiere cambiar el formato de fecha y hora

(DD/MM/AAAA, MM/DD/AAAA).

3.3.9. Presionar la tecla menú para volver al menú principal.

3.4. Rutina de ajuste de la frecuencia de la red donde el Rct operará.

3.4.1. Ir al ENGINEER MENU.

3.4.2. Seleccionar CONFIGURATION MENU.

3.4.3. Seleccionar SYSTEM SETTINGS.

3.4.4. Navegar por el menú y seleccionar la opción NETWORK PARAMETERS.

3.4.5. Seleccionar Frec Sistema que de fábrica viene en 50Hz.

3.4.6. Ajustar la frecuencia a 60Hz.

3.4.7. Presionar la tecla menú para volver al menú principal.

3.5. Rutina de ajustes de lado fuente y lado carga.

3.5.1. Ir al ENGINEER MENU.

3.5.2. Seleccionar CONFIGURATION MENU.

3.5.3. Seleccionar SYSTEM SETTINGS.

42

3.5.4. Navegar por el menú hasta encontrar la opción METERING PARAMETERS.

3.5.5. Seleccionar la segunda opción, la cual viene configurada de fábrica como Fuente I,

Carga X.

3.5.6. Usar las teclas arriba/abajo para elegir el lado carga y lado fuente que se quiere y

seleccionarlo.

3.5.7. Presionar la tecla menú para volver al menú principal.

3.6. Rutina de ajuste de la secuencia fasorial presente en la red donde el Rct operará.

3.6.1. Ir al ENGINEER MENU.

3.6.2. Seleccionar CONFIGURATION MENU.

3.6.3. Seleccionar SYSTEM SETTINGS.

3.6.4. Navegar por el menú y seleccionar la opción NETWORK PARAMETERS.

3.6.5. Navegar por este menú hasta encontrar la opción SEC FASES que de fábrica viene

en secuencia ABC y seleccionar.

3.6.6. Presionar la tecla menú para volver al menú principal.

Nota: la primera letra corresponde a la primera letra del lado fuente por ejemplo si la

secuencia es ABC y está ajustado el lado fuente como I, el Rct vera que A=I, B=II, C=III.

3.7. Rutina de Activación / Desactivación de las distintas protecciones que posee el

equipo.

Esta acción solamente es configurable mediante el software del equipo (WSOS).

Los pasos a seguir se indican a continuación y se pueden observar en la figura 3.1.a y 3.1.b:

3.7.1. Seleccionar la opción “Display” en la parte superior de la pantalla

3.7.2. Seleccionar la opción “Configuration”.

3.7.3. Seleccionar la opción “Feature Selection”.

43

3.7.4. Escoger en las distintas casillas las protecciones Activar/Desactivar.

Nota: Las claves requeridas son “capm” o “wsos”

Figura 3.1.a Paso 3.7.1, 3.7.2 y 3.7.3 para Activación/Desactivación de las distintas

protecciones

Figura 3.1.b Activación/Desactivación de las distintas protecciones (paso 3.7.4)

44

3.8. Rutina que permite la definición de las curvas de actuación de las protecciones

eléctricas, tanto por vía software como por la caja de control.

3.8.1. Pasos a seguir, para definir las curvas, vía software (WSOS):

3.8.1.1. Seleccionar la opción “Display” en la parte superior de la pantalla (Figura 3.2.a)

3.8.1.2. Seleccionar la opción “Protection”

3.8.1.3. Seleccionar el disparo al que se le van a definir las curvas (TRIP1, TRIP2, TRIP3,

TRIP4; dependiendo de la cantidad de recierres que tenga el equipo) (Figura

3.2.b).

3.8.1.4. Seleccionar la opción “Phase Protection” (protección de fase) o “Earth

Protection” (protección de neutro) dependiendo a cual se le quiera ajustar la

curva (Figura 3.2.c).

3.8.1.5. Introducir la contraseña como se observa en la figura 3.2.d.

Figura 3.2.a Paso 3.8.1.1 y 3.8.1.2 para la definición de las curvas de protección

45

Figura 3.2.b Paso 3.8.1.3 para la definición de las curvas de protección

Figura 3.2.c Paso 3.8.1.4 para la definición de las curvas de protección

46

Figura 3.2.d paso 3.8.1.5 la definición de las curvas de protección

3.8.2. Pasos a seguir, para definir las curvas, mediante la caja de control:

3.8.2.1. Ir al “ENGINEER MENU”

3.8.2.2. Seleccionar “PROTECTION MENU”.

3.8.2.3. Seleccionar “PROT TRIP SETTINGS”.

3.8.2.4. Seleccionar “AUTO RECLOSE”.

3.8.2.5. Seleccionar el disparo al que se le van a definir las curvas (TRIP1, TRIP2, TRIP3,

TRIP4; dependiendo de la cantidad de recierres que tenga el equipo).

3.8.2.6. Si la curva que se desea ajustar es la curva de disparo por fase, seleccionar la

opción “PHASE PROTECTION” y posteriormente seleccionar la primera opción

del siguiente menú y escoger la curva apropiada.

3.8.2.7. Si la curva que se desea ajustar es la de disparo por neutro, seleccionar la opción

“EARTH PROTECTION” y posteriormente seleccionar la primera opción del

siguiente menú y escoger la curva apropiada.

3.8.2.8. Si la curva que se desea ajustar es la de disparo por falla sensible a tierra,

seleccionar la opción “SEF” y posteriormente seleccionar la primera opción del

siguiente menú y escoger la curva apropiada.

47

3.8.2.9. Presionar la tecla menú para volver al menú principal.

Nota: sea cual sea el grupo de protecciones a ajustar (del A al J), el procedimiento para

ajustar sus curvas es el mismo vía software, sólo se requiere seleccionar el grupo de

protección que se va a ajustar.

3.9. Rutina para el ajuste de la corriente pickup, tanto por vía software como por la

caja de control.

3.9.1. Ajuste vía software (WSOS):

3.9.1.1. Hacer clic en la opción “Display” en la parte superior de la pantalla (Figura

3.3.a).

3.9.1.2. Ajustar los rangos de corriente en las casillas que se observan en la figura 3.3.b.

3.9.1.3. Seleccionar la opción “Protection”

Figura 3.3.a Paso 3.9.1.1 para el ajuste de los rangos de corriente

48

Figura 3.3.b Paso 3.9.1.2 para el ajuste de los rangos de corriente

3.9.2. Ajuste mediante caja de control:

3.9.2.1. Ir al “ENGINEER MENU”

3.9.2.2. Seleccionar “PROTECTION MENU”.

3.9.2.3. Seleccionar “PROTECTION GLOBAL”.

3.9.2.4. Seleccionar “GLOBAL PICKUP”.

3.9.2.5. Si se quiere ajustar el pickup del relé de fase, se selecciona la opción “PHASE” y

se ajusta en la primera opción del siguiente menú.

3.9.2.6. Si se quiere ajustar el pickup del relé de neutro, se selecciona la opción “EARTH”

y se ajusta en la primera opción del siguiente menú.

3.9.2.7. Si se quiere ajustar el pickup de la falla sensitiva a tierra, se selecciona la opción

“SEF” y se ajusta en la primera opción del siguiente menú.

3.9.2.8. Presionar la tecla menú para volver al menú principal.

49

Nota: después de realizar cualquier cambio, aparecerá en la pantalla un mensaje que dice

“EDIT or SELECT ACTIVATE”, si se quiere agregar el cambio seleccionar “YES” si no

seleccionar “NO”.

3.10. Rutina para la sincronización de la caja de control con el computador.

3.10.1. Conectar el equipo encendido al computador con un cable USB

3.10.2. Abrir el software.

3.10.3. Hacer clic en “File” en la parte superior de la pantalla.

3.10.4. Hacer clic en “New” (Figura 3.4.a).

3.10.5. Crear un nombre para el archivo como se muestra en la figura 3.4.b

3.10.6. Elegir la opción “Automatic Creation”.

3.10.7. Elegir la opción “USB”.

3.10.8. Hacer clic en siguiente.

3.10.9. Hacer clic sobre Off-line y luego en “OK” (Figura 3.4.c).

3.10.10. Hacer clic en “Finalizar” (Figura 3.4.d).

Figura 3.4.a Pasos 3.10.3 y 3.10.4 para la sincronización de la caja de control con el

computador

50

Figura 3.4.b Paso 3.10.5 proceso de creación del archivo nuevo

Figura 3.4.c Paso 3.10.9 para la sincronización de la caja de control con el computador

51

Figura 3.4.d Paso 3.10.10 archivo nuevo creado.

3.11. Rutina para realizar cambios en las teclas de acceso rápido y los leds, vía

software (WSOS).

3.11.1. Seleccionar la opción “Customise” en la parte superior de la pantalla (Figura

3.5.a).

3.11.2. Seleccionar la opción OCP Configuration Tool (Figura 3.5.a).

3.11.3. Seleccionar open (Figura 3.5.a).

3.11.4. Remarcar la casilla que dice “Existing” (Figura 3.5.b).

3.11.5. Elegir la opción que aparece (Figura 3.5.b).

3.11.6. Seleccionar a que led se le quiere hacer el cambio o a que tecla de acceso rápido

(Figura 3.5.c).

3.11.7. Ajustar los parámetros que se quieren cambiar (nombre de la tecla y función a

ejecutar) (Figura 3.5.d).

52

Figura 3.5.a Acceso a la ventana de configuración para las teclas de acceso rápido y

leds

3.5.b Pasos 3.11.4 y 3.11.5

53

Figura 3.5.c Ventana de configuración para las teclas de acceso rápido y leds

Figura 3.5.d Cambio de funciones en las teclas de acceso rápido y leds de estado

54

Nota: esta opción soló es accesible vía software y únicamente puede modificarse con ella

los leds de estados y las teclas de acceso rápido. Dichos cambios soló se harán visibles en

la caja de control luego de escribirlos en ella, este proceso se muestra en el punto 3.11.

3.12. Rutina para cargar modificaciones vía software en la caja de control.

3.12.1. Seleccionar “Option” en la parte superior de la pantalla.

3.12.2. Hacer clic en “Go On-Line” como se muestra en la figura 3.6.a.

3.12.3. Hacer clic en “Write Switchgear Settings to Switchgear” como se muestra en la

figura 3.6.b.

3.12.4. Hacer clic en “Siguiente” como se muestra en la figura 3.6.c.

3.12.5. Remarcar las casillas “Protection”, “Operator” y “OCP Mapping” y hacer clic en

siguiente como se muestra en la figura 3.6.d.

Nota: si se quiere cargar otro tipo de parámetro, seleccionar la casilla correspondiente.

Figura 3.6.a Pasos 3.12.1 y 3.12.2 para cargar modificaciones vía software

en la caja de control

55

Figura 3.6.b Paso 3.12.3 para cargar modificaciones vía software en la caja de control

Figura 3.6.c Ventana de carga de datos

56

Figura 3.6.d Paso 3.12.5

3.13. Rutina de ajustes del número y tiempos de duración, de los recierre, tanto por

vía software como por la caja de control.

Nota: Sí el ajuste de los dos parámetros mencionados se hace vía software, la ventana de

programación es una sola. Por otra parte, sí el ajuste es vía caja de control, entonces el

procedimiento indicado es uno para el número de recierres y otro para el tiempo de

duración de los mismos.

3.13.1. Ajuste vía software (WSOS):

3.13.1.1. Seleccionar la opción “Display” en la parte superior de la pantalla.

3.13.1.2. Seleccionar la opción “Prtotection” (Figura 3.7.a).

3.13.1.3. Cambiar la cantidad de recierres en la casilla que se observa en la (Figura 3.7.b).

3.13.1.4. Seleccionar Trip 1, Trip 2, Trip 3 o Trip 4 dependiendo del número de recierres

que se le haya puesto al equipo y al que se le quiera ajustar el tiempo.

3.13.1.5. Ajustar el tiempo de recierre como se observa en la (Figura 3.7.c).

57

Figura 3.7.a Pasos 3.13.1.1 y 3.13.1.2 para ajustar las cantidades y los

tiempos de recierre

Figura 3.7.b Ajuste de la cantidades de recierre

58

Figura 3.7.c Ajuste de los tiempos de recierre

Nota: las contraseñas requeridas son “capm” o “wsos”

3.13.2. Ajuste de la cantidad de recierres mediante caja de control:

3.13.2.1. Ir al “ENGINEER MENU”.

3.13.2.2. Ir a “PROTECTION MENU”.

3.13.2.3. Seleccionar “PROTECTION GLOBAL”.

3.13.2.4. Seleccionar “GLOBAL CONTROL”.

3.13.2.5. Navegar con la tecla abajo hasta encontrar la opción “Apert Bloq PTAS” y hacer

clic en ella.

3.13.2.6. Ajustar la cantidad de recierres que se requieran.

3.13.3. Ajuste del tiempo en recierres mediante caja de control:

3.13.3.1. Ir al “ENGINEER MENU”.

3.13.3.2. Seleccionar “PROTECTION MENU”.

59

3.13.3.3. Seleccionar “PROT TRIP SETTINGS”.

3.13.3.4. Seleccionar “AUTO RECLOSE”.

3.13.3.5. Seleccionar el Trip al que se le van a definir las curvas (TRIP1, TRIP2, TRIP3,

TRIP4; dependiendo de la cantidad de recierres que tenga el equipo).

3.13.3.6. Se navega con la flecha abajo por el menú hasta encontrar la opción “RECLOSE”

y se selecciona.

3.13.3.7. Se selecciona y se procede a ajusta el tiempo de recierre requerido.

3.13.3.8. Presionar la tecla menú para volver al menú principal.

3.14. Rutina para el ajuste del tiempo de secuencia, tanto por vía software como por

la caja de control.

El tiempo de secuencia, es aquel que pasa cuando ocurre la cantidad programada de

recierres para que el equipo inicie un nuevo ciclo sin irse a lockout (bloqueo) de inmediato.

3.14.1. Ajuste via software (WSOS):

3.14.1.1. Seleccionar la opción “Display” en la parte superior de la pantalla.

3.14.1.2. Seleccionar la opción “Prtotection” (Figura 3.8.a).

3.14.1.3. Ajustar el tiempo en la opción “Sequence Reset Time” (figura 3.8.b)

Figura 3.8.a Paso 3.14.1.1 y 3.14.1.2 Para el ajuste del tiempo de secuencia

60

Figura 3.8.b Paso 3.14.1.3 Para el ajuste del tiempo de secuencia

3.14.2. Ajuste mediante caja de control:

3.14.2.1. Ir al “ENGINEER MENU”.

3.14.2.2. Ir a “PROTECTION MENU”.

3.14.2.3. Seleccionar “PROTECTION GLOBAL”.

3.14.2.4. Seleccionar “GLOBAL CONTROL”.

3.14.2.5. Navegar con la flecha abajo hasta encontrar la opción “Rein Sec” y seleccionarla.

3.14.2.6. Ajustar el tiempo requerido.

3.14.2.7. Hacer clic en seleccionar si está de acuerdo con el ajuste que realizó, si no pulsar

el botón flecha izquierda.

3.14.2.8. Presionar la tecla menú para volver al menú principal.

3.15. Rutina para el bloqueo de altas corrientes.

Ajuste vía software (WSOS):

3.15.1. Seleccionar la opción “Display” en la parte superior de la pantalla.

61

3.15.2. Seleccionar la opción “Prtotection”(Figura 3.9.a).

3.15.3. Fíjese en la figura 3.9.b como activar/desactivar esta función.

3.15.4. En la figura 3.9.c se muestra donde ajustar el nivel de alta corriente

Figura 3.9.a Pasos 3.15.1 y 3.15.2 para aplicar el Bloqueo de altas corrientes

Figura 3.9.b Paso 3.15.3 para aplicar el Bloqueo de altas corrientes

62

Figura 3.9.c Ajuste del nivel de altas corrientes

63

CAPITULO IV.

PRUEBAS ELÉCTRICAS EFECTUADAS AL RCT MARCA SCHNEIDER NU-LEC,

SERIE U, CAJA DE CONTROL FLEX-VUE, SEGÚN NORMATIVA INTERNA DE

CORPOELEC

64

Concluido el proceso de programación y/o configuración, se procede a realizar un conjunto

de cuatros pruebas, según normas técnicas internas de CORPOELEC. Estas pruebas ponen

en evidencia la integridad física y operacional del Rct y muestran que este dispositivo está

apto para ser incorporado en el punto de la red donde prestará servicio.

Las pruebas realizadas fueron:

1. Medición de aislamiento en la caja de polos.

2. Prueba de tensión aplicada.

3. Prueba de resistencia de los contactos de potencia.

4. Prueba de inyección de corriente.

A continuación se describe cada una de estas:

4.1 Medición de aislamiento en la caja de polos:

Esta prueba es realizada para verificar que los niveles de aislamiento del Rct están en

valores aceptables de acuerdo a norma técnica interna de CORPOELEC, ver tabla 4.2.

Las mediciones de aislamiento, fueron las siguientes:

Lado carga vs lado fuente, con el Rct abierto, ver figura 3.1.a.

Lado carga vs carcasa, ver figura 3.1.b.

Lado fuente vs carcasa, ver figura 3.1.c.

Es importante destacar que esta prueba fue realizada en las intalaciones del taller de

equipos de distribución de la empresa CORPOELEC, el dia 14 de junio de 2013 bajo una

65

temperatura ambiente de 35 C° promedio y a una altura sobre el nivel del mar de

aproximadamente 936 metros

A continuación se muestra en la tabla 4.1, los resultados obtenidos en la prueba

Tabla 4.1 Niveles de resistencia de aislamientos obtenidas en la prueba

Figura Prueba Nº Resistencia de

aislamiento (GΩ)

Tensión aplicada

(Vdc)

4.1.a 1 572 o cercano 5000

4.1.b 2 407 o cercano 5000

4.1.c 3 360 o cercano 5000

Los niveles aceptables, según norma, para esta medición se muestran en la tabla 4.2

Tabla 4.2 Niveles de resistencia de aislamientos aceptables,

según normativa interna de la empresa. Referencia de medición.

Figura Prueba Nº Resistencia de

aislamiento (GΩ)

Tensión aplicada

(Vdc)

4.1.a 1 500 o cercano 5000

4.1.b 2 300 o cercano 5000

4.1.c 3 300 o cercano 5000

Figura 4.1.a Esquema para la medición de aislamiento,

lado carga vs lado fuente, con Rct abierto

66

Figura 4.1.b Esquema para la medición de aislamiento, lado carga vs carcasa

Figura 4.1.c Esquema para la medición de aislamiento, lado fuente vs carcasa

4.2 Prueba de tensión aplicada

Esta prueba consiste en aplicar altos niveles de tensión al equipo, a muy bajas corrientes,

para así comprobar su rigidez dieléctrica. Los niveles de tensión a aplicar, están tabulados

(ver tabla 4.3) y dependen del BIL del equipo. El equipo bajo ensayo posee un BIL de 125

kV, por lo tanto se le aplicó 40 kV.

Esta prueba se realizó de la siguiente manera:

67

Entre lado carga y lado fuente, con el Rct abierto, ver figura 4.2.a.

Rct cerrado con respecto a carcasa, ver figura 4.2.b.

Figura 4.2.a Esquema de conexión para la prueba de tensión aplicada entre lado

carga y lado fuente con el Rct abierto

Figura 4.2.b Esquema de conexión para la prueba de tensión aplicada Rct cerrado

con respecto a carcasa

68

La figura 4.3 muestra al pasante realizando las conexiones respectivas para la prueba de

tensión aplicada

Figura 4.3. Conexión para la prueba de tensión aplicada

Tabla 4.3. Tensiones de ensayo según norma técnica de

CORPOELEC Región Capital

BIL (kV) Valor especificado de la tensión

aplicada (kV) en la prueba

30

45

60

75

95

125

150

200

10

15

19

26

34

40

50

70

69

4.3 Prueba de resistencia de los contactos de potencia.

La medición de la resistencia de contactos es una prueba que se realiza para verificar que

exista un contacto rígido en los polos entre el lado fuente y el lado carga al momento que

éstos se encuentran cerrados. El equipo utilizado para realizar dicha prueba es el

microhmetro. El procedimiento de medición se indica a continuación y el diagrama de

conexión respectivo, en la figura 4.4:

Conectar el positivo tanto del potencial como de la salida de corriente a uno de los

lados del polo (lado carga o lado fuente).

Conectar el negativo tanto del potencial como de la salida de corriente a uno de los

lados del polo (lado carga o lado fuente).

Encender el Microhmetro y espere que el amperímetro se estabilice.

Tomar nota de los resultados.

Nota: este procedimiento se le debe realizar a los tres polos

Figura 4.4 Esquema de conexión para la medición de la resistencia de contactos

70

Tabla 4.4. Resistencia de contacto de cada polo

Polo Resistencia de

contactos (µΩ)

I con X 56

II con XX 56

III con XXX 51

Nota: Los valores aceptables según normas de la Empresa CORPOELEC, para

contactos que no poseen fusibles es hasta 500 µΩ.

La figura 4.5 muestra el equipo utilizado para medir la resistencia de los contactos de

potencia del Rct. (Microhmetro).

Figura 4.5 Equipo para medir resistencia de contactos (Microhmetro)

71

4.4 Prueba de inyección de corriente

Esta prueba consiste en inyectarle corriente a cada polo (monofásica) para así verificar:

los ajustes de pickup, curvas de protección y recierres, que se le han programado

previamente al Rct. Esta prueba debe realizarse con la caja de control conectada a los polos

por medio del cable de control, estando esta alimentada y encendida.

En la figura 4.5 se muestra la conexión entre el equipo y el inyector de corriente. La figura

4.6 muestra al pasante utilizando un equipo inyector de corriente para esta prueba. La figura

4.7 muestra al pasante realizando pruebas de comunicación remota para verificar que los

niveles de corriente inyectados se reflejan de igual manera a distancia y en tiempo real.

Los resultados resultaron satisfactorios, en relación a lo programado.

Figura 4.6 Inyección de corriente al Rct

72

Figura 4.7. Prueba de inyección de corriente al Rct

Figura 4.8 Control de comunicación vía remota

73

CAPITULO V.

MANIOBRAS DE OPERACIÓN EN CAMPO, PARA FINES DE MANTENIMIENTO.

74

Indicaciones generales que debe ejecutar el operador de campo, antes de realizar

cualquiera de las maniobras de operación para mantenimiento que se describirán a

partir del punto 5.1. [6], [8]

Es importante que todo operador de campo que vaya a realizar maniobras en equipos de la

red de distribución, tenga bien claras todas las medidas de seguridad pertinentes y además,

posea y utilice el implemento de seguridad respectivo para prevenir accidentes en personas

y equipos.

Ningún operador de campo debe realizar maniobras u operación alguna que no sea indicada

por el COD. Hacerlo puede ocasionar imputaciones y/o penalizaciones legales. Antes de

ejecutar cualquier maniobra estos operadores deben, por seguridad, cumplir con lo

siguiente:

Informar al COD su presencia en el sitio donde se operará el equipo.

Verificar el número de placa de identificación del equipo (ID-XXXXX).

Realizar una inspección visual, a los fines de establecer la condición física externa del

equipo (recuerde, un Rct opera a la intemperie). A este respecto:

El resultado de la inspección visual a la caja de polos del Rct, se debe indicar al

operador del COD. En la mencionada inspección, se verifica la posición de la bandera

localizada en el frente de la caja de actuación y el estado de la luz indicadora

correspondiente, en la caja de control.

En lo que respecta a la caja de control, el resultado de la inspección también se debe

indicar al operador del COD o de mesa, es decir, cuáles leds están encendidos.

75

En general, sí en las inspecciones visuales se observa alguna condición desfavorable,

como por ejemplo: daño en el equipo, elemento que obstruya o estorbe en la caja de

control o en la caja de polos, etc, estas deben ser reportadas al COD.

Ante cualquier duda, tanto de comunicación con el COD como de manejo del Rct, el

operador de campo debe consultar y/o cerciorarse al respecto, ya que una mala

maniobra o una operación indebida puede producir accidentes.

Las maniobras en referencia son:

1. Encendido y Apagado del panel.

2. Activación/Desactivación del Bloqueo al trabajo.

3. Selección del tipo de comunicación, (Remota o local).

4. Activación/Desactivación del auto-recierre.

5. Activación/Desactivación del Relé de Neutro.

6. Activación/Desactivación del Relé de falla sensitiva tierra.

7. Activación/Desactivación del Bloqueo de carga viva.

8. Activación/Desactivación de la Automatización de Lazo.

9. Prueba de baterías.

10. Activación/Desactivación de los distintos grupos de protección (A, B o C).

11. Apertura de los contactos de potencia del Rct, mediante la Caja de Control.

12. Cierre de los contactos de potencia del Rct, mediante Caja de Control.

13. Apertura de los contactos de potencia del Rct, pero de forma mecánica.

5.1. Encendido y Apagado del panel

Al abrir el gabinete de control, automáticamente se encenderá el panel y transcurridos unos

minutos, el mismo procederá a apagarse. Para encenderlo o apagarlo hay que presionar la

tecla “ENCENDER PANEL”, la cual se muestra en la figura 5.1. Esto lo debe ejecutar el

operador de campo, a fin de poder ejecutar el resto de las maniobras.

76

Figura 5.1 Botón de encendido

5.2. Activación/Desactivación del Bloqueo al trabajo.

Al momento de realizar cualquier tarea de mantenimiento, aguas abajo del Rct, se debe

bloquear el trabajo del mismo, a fin de que no se produzca un cierre del circuito bajo estas

condiciones y por tanto resguardar la seguridad de los operarios de campo. Bloquear el

trabajo en el Rct significa impedir la realización de cierre de los contactos de potencia.

En condiciones normales, no debe estar activado el bloqueo al trabajo, esto se verifica

fácilmente observando que la luz indicadora correspondiente esté apagada.

ESTA MANIOBRA DE MANTENIMIENTO NO PERMITE NINGÚN TIPO DE CIERRE

DE LOS CONTACTOS DE POTENCIA. A este respecto es importante resaltar que el Rct

posee dos modos de orden de cierre. La primera es la automática (función 79). La segunda

es la “manual”. Esta última puede ser ordenada o por el operador de campo en sitio de

trabajo o por el operador del COD.

5.2.1. Pasos para efectuar la activación del bloqueo al trabajo: Ver Figura 5.2.a.

5.2.1.1. Oprimir el botón “Desbloqueo de teclas de acceso rápido” y verificar que cambie

de color rojo a verde.

5.2.1.2. Oprimir el botón “BLOQUEO AL TRABAJO”.

5.2.1.3. Verificar que el led encienda parpadeando (color rojo).

Nota: el equipo dará una señal de alarma en la pantalla y sonara de manera intermitente

mientras este en modo bloqueo de trabajo.

77

5.2.2. Pasos para la desactivación del bloqueo al trabajo: Ver Figura 5.2.b.

5.2.2.1. Oprimir el botón “Desbloqueo de teclas de acceso rápido” y verificar que cambie

de color rojo a verde.

5.2.2.2. Oprimir el botón “BLOQUEO AL TRABAJO”.

5.2.2.3. Verificar que el led apague.

Figura 5.2.a activación del bloqueo Figura 5.2.b desactivación del bloqueo

5.3. Selección del tipo de comunicación, (Remota o local).

Una de las principales ventajas del Rct es que no solo se puede controlar por un operador

de campo de forma local, sino que también se puede controlar de manera remota, ya sea por

radio o por medio de antena telefónica.

En condiciones normales de operación del Rct, el operador del COD mantiene

comunicación remota constante y tiempo real con dicho equipo. La única manera de

bloquear esta comunicación es localmente.

El operador de campo debe bloquear o desactivar la comunicación remota al momento de

ejecutar su labor, a fin de evitar que por error en el COD, se provoquen cierres de los

contactos de potencia inesperados.

Es importante destacar que la desactivación de la comunicación remota implica

intrínsecamente la activación de la local. De igual manera la desactivación de la

comunicación local implica la activación de la remota.

78

5.3.1. Pasos para la desactivación de la Remota: Ver figuras 5.3.a y 5.4.a.

5.3.1.1. Oprimir el botón “Desbloqueo de teclas de acceso rápido”.

5.3.1.2. Oprimir el botón “CONTROL LOCAL”.

5.3.1.3. Verificar que el led en el botón “CONTROL REMOTO” apague.

Nota: En estado normal este led debe estar encendido.

5.3.2. Pasos para la activación de la Remota: Ver figuras 5.3.b. y 5.4.b.

5.3.2.1. Oprimir el botón “Desbloqueo de teclas de acceso rápido”.

5.3.2.2. Oprimir el botón “CONTROL REMOTO”.

5.3.2.3. Verificar que el led encienda (color rojo).

Figura 5.3.a desactivación de la remota Figura 5.3.b activación de la remota

Figura 5.4.a activación del control local Figura 5.4.b desactivación del control local

5.4. Activación/Desactivación del auto-recierre.

Esta maniobra de mantenimiento, tiene un objetivo similar a la indicada en el punto 5.2,

solo que lo que se bloquea es el cierre de los contactos de potencia automático, es decir la

función 79.

79

5.4.1. Pasos para la activación del auto-recierre: Ver Figura 5.5.a.

5.4.1.1. Oprimir el botón “Desbloqueo de teclas de acceso rápido”.

5.4.1.2. Oprimir el botón “Auto ACR/LBS”.

5.4.1.3. Verificar que el led encienda (color rojo).

Nota: En estado normal este led debe estar encendido.

5.4.2. Pasos para la desactivación del auto-recierre: Ver figura 5.5.b.

5.4.2.1. Oprimir el botón “Desbloqueo de teclas de acceso rápido”.

5.4.2.2. Oprimir el botón “Auto ACR/LBS”.

5.4.2.3. Verificar que el led apague.

Figura 5.5.a Activación del recierre Figura 5.5.b Desactivación del recierre

5.5. Activación/Desactivación de la función Relé de Neutro.

En condición de operación normal, la función rele de Neutro (50N) debe estar

constantemente activada (led encendido) a fin de que: ella esté permanentemente sensando

corrientes a través del neutro y el equipo sea capaz de despejar fallas monofásicas o por

desbalance.

Para ciertas maniobras como traspaso de carga y arranque en frio, es necesario que esta

función este desactivada con el objeto de que no ocurran aperturas de los contactos de

potencia, innecesarias.

80

5.5.1. Pasos para la activación del Relé de Neutro: Ver Figura 5.6.a.

5.5.1.1. Oprimir el botón “Desbloqueo de teclas de acceso rápido”.

5.5.1.2. Oprimir el botón “FALLA TIERRA”.

5.5.1.3. Verificar que el led encienda (color rojo).

5.5.2. Pasos para la desactivación del Relé de Neutro: Ver figura 5.6.b.

5.5.2.1. Oprimir el botón “Desbloqueo de teclas de acceso rápido”.

5.5.2.2. Oprimir el botón “FALLA TIERRA”.

5.5.2.3. Verificar que el led apague.

Figura 5.6.a Activación del Relé de neutro Figura 5.6.b Desactivación del Relé neutro

5.6. Activación/Desactivación de la función Relé de falla sensitiva tierra.

Esta función tiene como objetivo despejar fallas del tipo alta impedancia.

5.6.1. Pasos para la activación del Relé de falla sensitiva tierra: Ver Figura 5.7.a.

5.6.1.1. Oprimir el botón “Desbloqueo de teclas de acceso rápido”.

5.6.1.2. Oprimir el botón “SENSITIVA TIERRA”.

5.6.1.3. Verificar que el led encienda (color rojo).

5.6.2. Pasos para la desactivación del Relé de falla sensitiva tierra: Ver figura 5.7.b.

5.6.2.1. Oprimir el botón “Desbloqueo de teclas de acceso rápido”.

81

5.6.2.2. Oprimir el botón “SENSITIVA TIERRA”.

5.6.2.3. Verificar que el led apague.

Figura 5.7.a Activación de la SEF Figura 5.7.b Desactivación de la SEF

5.7. Activación/Desactivación del Bloqueo de carga “viva” o activa.

El bloqueo de carga activa tiene como fin, evitar el cierre de los contactos de potencia, sí

existe tensión en los terminales de carga del Rct.

5.7.1. Pasos para la activación del Bloqueo de carga “viva” o activa.: Ver Figura

5.8.a.

5.7.1.1. Oprimir el botón “Desbloqueo de teclas de acceso rápido”.

5.7.1.2. Oprimir el botón “BLOQUEO DE CARGA VIVA”.

5.7.1.3. Verificar que el led encienda (color rojo).

5.7.2. Pasos para la desactivación del Bloqueo de carga “viva” o activa.: Ver figura

5.8.b.

5.7.2.1. Oprimir el botón “Desbloqueo de teclas de acceso rápido”.

5.7.2.2. Oprimir el botón “BLOQUEO DE CARGA VIVA”.

5.7.2.3. Verificar que el led apague.

Figura 5.8.a Activación del bloqueo Figura 5.8.b Desactivación del bloqueo

82

5.8. Activación/Desactivación de la Automatización de Lazo.

Cuando varios Rct son configurados o conectados en lazo, se requiere que los mismos sean

selectivos en cuanto a la actuación de sus protecciones eléctricas asociadas.

5.8.1. Pasos para la activación de la Automatización de Lazo: Ver Figura 5.9.a.

5.8.1.1. Oprimir el botón “Desbloqueo de teclas de acceso rápido”.

5.8.1.2. Oprimir el botón “AUTOMATIZACION DE LAZO”.

5.8.1.3. Verificar que el led encienda (color rojo).

5.8.2. Pasos para la desactivación de la Automatización de Lazo: Ver figura 5.9.b.

5.8.2.1. Oprimir el botón “Desbloqueo de teclas de acceso rápido”.

5.8.2.2. Oprimir el botón “AUTOMATIZACION DE LAZO”.

5.8.2.3. Verificar que el led apague.

Figura 5.9.a Activación de la

automatización de lazo

5.9.b Desactivación de la

automatización de lazo

5.9. Prueba de baterías.

Esto le permite al operador de campo que ejecuta mantenimiento, comprobar el estado

actual de las baterías.

5.9.1. Oprimir el botón “Desbloqueo de teclas de acceso rápido”.

5.9.2. Oprimir el botón “PRUEBA BATERIAS”.

5.9.3. Oprimir el botón “REGISTRO DE EVENTOS”

83

5.9.4. Verificar el estado de las baterías en la pantalla LCD.

Figura 5.10 Prueba de baterías

5.10. Activación/Desactivación de los distintos grupos de protección (A, B o C).

En condición de operación normal, el Rct opera bajo el “dominio” de un determinado grupo

de protecciones eléctricas que son previamente configuradas en la caja de control. Además

de lo anterior, se programa otro grupo de protecciones eléctricas, cuyas curvas de actuación

están sobredimensionadas. El objetivo de estas últimas es utilizarlas en casos donde se

requiera hacer alguna maniobra especial y no convenga la actuación del primer grupo de

protecciones mencionadas. Esta es la razón para activar y desactivar diferentes grupos de

protecciones.

5.10.1. Pasos para la activación de los distintos grupos de protección: Ver Figura

5.11.a.

5.10.1.1. Oprimir el botón “Desbloqueo de teclas de acceso rápido”.

5.10.1.2. Oprimir el botón “PROTECCION DE GRUPO” (elegir el grupo que se necesite).

5.10.1.3. Verificar que el led encienda (color rojo).

5.10.2. Pasos para la desactivación de los distintos grupos de protección 5.11.b.

5.10.2.1. Oprimir el botón “Desbloqueo de teclas de acceso rápido”.

5.10.2.2. Oprimir el botón “PROTECCION DE GRUPO” (elegir cualquier grupo diferente

al actual).

5.10.2.3. Verificar que el led apague.

84

Figura 5.11.a Activación del grupo de

protección

Figura 5.11.a Desactivación del grupo de

protección

5.11. Apertura de los contactos de potencia del Rct, mediante la Caja de Control.

Para realizar la apertura del equipo y por tanto dejar sin tensión el tramo de carga aguas

debajo de él, se deben seguir los siguientes pasos:

5.11.1. Verificar que el Rct esté cerrado, para tal fin, inspeccionar el estado de los polos,

constatar que el indicador externo de los polos (ver figura 5.13) se encuentre en

ON (color rojo) y que la luz indicadora en el botón de cerrado en la caja de control

este encendido.

5.11.2. Cerciorarse de que el equipo tenga desactivado el reenganche, si no lo está,

desactivarlo como se indicó en el punto 5.4.2.

5.11.3. Cerciorarse de que la remota esté desactivada, si no lo está, desactivarla como se

indicó en el punto 5.3.1.

5.11.4. Presionar el botón “ABRIR”.

5.11.5. Verificar que el led del botón ABRIR este encendido de color VERDE.

5.11.6. Verificar que el indicador externo en la caja de polos se encuentre en OFF como

se observa en la figura 5.12.

5.11.7. Comprobar que no exista tensión del lado de la carga usando un verificador de

ausencia de tensión o midiendo la tensión en el punto de distribución (PD) más

85

cercano. Se debe destacar que esta medición tiene que hacerse de manera trifásica,

es decir, se tienen que medir las tres fases.

Figura 5.12 Rct abierto

5.12. Cierre de los contactos de potencia del Rct, mediante Caja de Control.

5.12.1. Verificar que el Rct esté abierto, para tal fin inspeccionar el estado de los polos,

constatar que el indicador externo de los polos (ver figura 5.12) se encuentren en

OFF (color verde) y que la luz indicadora en el botón de ABIERTO en la caja de

control este encendida.

5.12.2. Cerciorarse de que el equipo tenga desactivado el reenganche, si no lo está,

desactivarlo como se indicó en el punto 5.4.2.

Dispositivo de

Apertura

Mecánica

86

5.12.3. Cerciorarse de que la remota esté desactivada, si no lo está, desactivarla como se

indicó en el punto 5.3.1.

5.12.4. Presionar el botón “CERRAR”.

5.12.5. Verificar que el led ubicado en el botón CERRAR esté encendido.

5.12.6. Verificar que el indicador externo en la caja de polos se encuentre en ON como se

observa en la figura 5.13.

5.12.7. Comprobar que exista tensión del lado carga usando un verificador de ausencia de

tensión o midiendo la tensión en el PD más cercano. Se debe destacar que esta

medición tiene que hacerse de manera trifásica, es decir, se tienen que medir las

tres fases.

5.12.8. Activar la remota como se indica en el punto 5.3.2.

5.12.9. Activar el reenganche como se indica en el punto 5.4.1.

Figura 5.13 Rct cerrado

87

5.13. Apertura de los contactos de potencia del Rct, pero de forma mecánica.

Como se ha mencionado anteriormente, los contactos de potencia del Rct sólo deben ser

abiertos a través de la caja de control. En caso de que esto sea imposible, el equipo puede

ser abierto a través de un gancho mecánico (ver figura 5.12).

Es importante señalar que los contactos de potencia del Rct NO pueden ser cerrados

mediante este mecanismo, únicamente pueden ser cerrados a través de la caja de control.

Para abrir el equipo con el gancho mecánico se debe hacer lo siguiente:

5.13.1. Verificar que el dispositivo de apertura mecánica se encuentre libre de todo

obstáculo que dificulte la maniobra.

5.13.2. Insertar el gancho de la vara telescópica (pértiga) en la ranura del dispositivo de

apertura mecánica y con ambas manos halar cuidadosamente hacia abajo.

5.13.3. Verificar que el indicador externo de la caja de actuación cambie a posición OFF

(color verde).

5.13.4. Comprobar que no exista tensión del lado de la carga usando un verificador de

ausencia de tensión o midiendo la tensión en el punto de distribución (PD) más

cercano. Se debe destacar que esta medición tiene que hacerse de manera trifásica,

es decir, se tienen que medir las tres fases.

Nota: al realizar la apertura mecánica el equipo también quedará bloqueado

mecánicamente, el mismo no permitirá cierres mecánicos, solo podrá cerrarse mediante la

caja de control como se explica en el punto 5.12, pero antes de realizar dicho procedimiento

se procederá a subir el dispositivo de apertura mecánica a su posición de cierre.

88

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

89

Las conclusiones y recomendaciones a continuación expuestas, son producto de la

experiencia obtenida al ejecutar el presente trabajo de pasantías. Este es el primer contacto

del pasante, con un ambiente laboral formal y esto finalmente resultó positivamente

significativo para consolidar el proceso de formación técnico – profesional.

CONCLUSIONES

Las conclusiones presentadas a continuación se dividen en dos partes:

La primera se refiere:

A los aspectos muy propios y característicos de un entorno industrial que el pasante

aprendió al trabajar dentro del mismo.

Al afianzamiento y vigencia de los conocimientos aprendidos por el pasante en la

Universidad, al aplicar estos a las actividades encomendadas, durante el trabajo de

pasantías.

A la vigencia del trabajo y/o productos del mismo, para la empresa.

La segunda parte se refiere específicamente a los aspectos técnicos destacables en relación

con el trabajo realizado, de acuerdo a los objetivos del plan de trabajo establecido para estas

pasantías.

En atención a lo mencionado anteriormente la primera parte de las conclusiones se

presenta a continuación.

1. Esta pasantía, como se mencionó anteriormente, fue el primer contacto del pasante

dentro de un entorno laboral - industrial, por esto es importante destacar que el

proceso de adaptación al comienzo de la misma no fue complicado ya que se contó

90

con la colaboración del personal del taller y con recomendaciones, tanto del tutor

empresarial como del académico.

En general esta experiencia, en definitiva, “indujo” en el pasante; nuevas

herramientas para “enfrentar” próximos “escenarios” laborales y una visión mucho

más profesional de cómo desempeñarse.

2. Con la llegada del equipo Rct mencionado, a la empresa, surgió la necesidad de

capacitar al personal de operaciones y mantenimiento de la misma. Es aquí, donde

entro en labor la tarea solicitada al pasante, ya que era de suma importancia tener un

material con metodologías didácticas y especificas con respecto al abordaje de los

temas de programación / configuración, pruebas de recepción y pruebas con fines de

mantenimiento en campo. Esto establece en general la importancia y/o vigencia

del trabajo para la empresa.

3. Al respecto de lo anterior, un aspecto importante, como resultado final y/o tangible

de este trabajo, es el hecho de que sirvió para que el pasante ejecutara, como

docente, la capacitación del personal de operaciones y mantenimiento de

CORPOELEC – nacional.

4. Las vivencias de taller fueron de un extraordinario provecho pues reforzaron

notablemente los conocimientos adquiridos en la universidad y evidenciaron su

vigencia.

5. Al comienzo de la realización del manual no se contaba con la disponibilidad del

equipo en el taller ya que el control del mismo requería de una alimentación auxiliar

de 230 Vac. A esto el pasante aporto solución con apoyo del personal del taller,

adaptando al equipo una fuente de poder de 120 Vac a 230 Vac.

91

La segunda parte de las conclusiones serían las siguientes:

1. Como primer elemento de aporte en este trabajo está la metodología mostrata en la

introducción del presente trabajo en la figura I1. Esto básicamente representa cómo

puede un técnico aportar una solución en este sentido.

2. Al inicio de estas pasantías el conocimiento que poseía el pasante con respecto a

equipos de protección eléctrica específicamente en reconectadores, era generalizado

ya que somos preparados para enfrentar diversas áreas de trabajo en el área eléctrica.

Por esto es importante resaltar que dichos conocimientos fueron reforzados de forma

muy significativa ya que al estar en contacto con un mismo equipo con tan diversas

ventajas y a su vez en un taller de mantenimiento y pruebas durante 12 semanas

indudablemente esto dejo un resultado positivo.

Entre los conocimientos adquiridos y reforzados, siempre asociados y enmarcados

dentro del trabajo realizado en el taller de equipos de distribución de la región

capital, se encuentran los siguientes.

Manejo del software del equipo especifico.

Conocimiento con respecto a las diversas protecciones eléctricas que poseía el

equipo.

Coordinación de protecciones en un sistema eléctrico real.

Conocimiento físico de distintos equipos que se encuentran en el SDEE.

Conocimiento en cuanto a la ventaja que presenta un Rct para mejorar la

calidad del servicio eléctrico.

Conocimiento con respecto a la posibilidad que brinda un Rct al momento de

realizar maniobras en el SDEE.

Monitoreo y realización de pruebas vía remota, del tipo utilizado en el taller.

Conocimientos en cuanto a los modos de comunicación empleados en los Rct.

Forma y medidas de seguridad adecuadas de operar un equipo Rct en campo.

92

3. Cuando se estuvieron realizando las pruebas al equipo, se fueron afianzando

conocimientos adquiridos en la universidad específicamente en la parte de

mediciones y protecciones eléctricas. A manera de ejemplo, se destaca: la prueba de

medición de resistencia de aislamiento, la medición de resistencia de los contactos,

etc. Lo importante aquí es que el pasante adecuo los rangos de medición de los

instrumentos a las necesidades del equipo.

4. Una de las normas internas de la empresa es que al momento de estar realizando

labores en el campo no se puede realizar ninguna maniobra sin autorización previa

del centro de operaciones de distribución (COD).

Con respecto a lo anterior, se puede mencionar una salida al campo que tuvo el

pasante en la cual el principal objetivo era tener un contacto en la calle con personal

que estuviera realizando labores de inspección a los Rct ya instalados en el SDEE y

observar su forma de trabajo y en efecto cada vez que iban a realizar alguna maniobra

esto se le reportaba al COD, además se notó el perfecto cumplimiento con respecto a

las normas de seguridad en campo.

La figura C1 muestra a un trabajador realizando la respectiva inspección

RECOMENDACIONES

Las siguientes recomendaciones pretenden contribuir a mejorar aspectos varios,

relacionados con el taller donde se ejecutó esta pasantía y la universidad. Estos fueron

señalados en dos grupos:

93

Para la empresa:

La solicitud del equipo con el cual se trabajó en la presente pasantía, se realizó a través de

la sección de generación distribuida de CORPOELEC región capital y por esto, se solicitó

al pasante la realización del respectivo manual antes de destinar los equipos adquiridos a

sus distintos puntos del SDEE.

1. Los equipos comenzaron a distribuirse, a nivel nacional, sin tener ningún tipo de

instrucciones de programación / configuración y pruebas de mantenimiento acordes

al mismo. La recomendación es que antes de destinar equipos nuevos en el sistema,

se debe capacitar al personal a los fines de que estos se adapten a las nuevas

tecnologías.

2. En el transcurso de la realización de las pasantías se requería el uso de distintas

instrumentos de medición, herramientas y materiales consumibles y los mismos

estaban escasos o en mal estado, por esto la recomendación seria adquirir estos

considerando la correspondiente actualización tecnológica.

Para la universidad

1. Plantear más ofertas de pasantías para el área de tecnología Eléctrica.

2. Hacer las ofertas de las pasantías en un tiempo considerable con respecto al inicio de

las pasantías.

3. Establecer y publicar las fechas de las solicitudes que se deben realizar en el

departamento de admisión y control de estudios (DACE).

94

Figura C1 Trabador de CORPOELEC realizando una

inspección a Rct en la red del SDEE en Mariche

95

BIBLIOGRAFÍA

[1] Comisión de integración energética regional, área de distribución y comercialización,

Sao Paulo, Brasil, Septiembre 2002.

[2] Manual de reconectadores, marca COOPER, KFE-10008-F,

[3] Manual de reconectadores Siemens, modelo genérico 3AD, catalogo HG11.42.2008.

[4] Manual de reconectadores Electroingenieria ICS SA, marca Noja Power, tipo OSM, 15

kV y 27 kV.

[5] Peralta, Juan. Determinación de la cantidad y duración optima de los recierres en los

sistemas de distribución. 2009.

[6] Instructivo de operación. Reconectador automático tipo intemperie, 630a, 15 kV,

marca abb modelo pcd 2000. Departamento de normas de ingeniería CORPOELEC región

capital.

[7] Izquier, Mario. y Quintero, Carmen. “Criterios y Metodología para la Ubicación y

Coordinación de Reconectadores Secuenciales en Sistemas de Distribución Radiales”.

Trabajo final del diplomado en análisis de sistemas de distribución de energía eléctrica,

2012.

[8] Manual de operación ADVC2 Schneider Electric.

[9] Manual de instalación reconectador Nu-lec ACR serie U.