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
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.
iii
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.
iv
ÍNDICE GENERAL
Índice de tablas.
Índice de figuras.
Resumen.
Introducción.
PAG
viii
ix
xii
1
CAPÍTULO I – IDEENTIFICACION CON LA EMPRESA
CORPORACIÓN ELÉCTRICA NACIONAL (CORPOELEC) CENTRO
DE SERVICIO CHACAO
5
1.1
1.2.
1.3.
1.4.
6
6
7
8
Generalidades de la empresa. CORPOELEC.
Estructura organizativa de CORPOELEC.
Visión de la corporación.
Misión de la corporación.
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.
2.2.
2.3.
11
17
19
2.4
2.5
2.6
2.7
Generalidades.
Funcionamiento general de un Rct.
Especificaciones y características generales de los Rct que han de ser
considerados en su selección e instalación.
Arreglos básicos de Rct para su operación en el SDEE en
CORPOELEC región capital.
Pruebas básicas realizadas a los Rct.
Descripción del equipo Rct marca Schneider nu-lec, serie U caja de
control flex-vue.
Desembalaje.
22
23
24
35
CAPÍTULO III – PROGRAMACIÓN Y/O CONFIGURACIÓN DEL
RCT MARCA SCHNEIDER NU-LEC, SERIE U, CAJA DE CONTROL
FLEX-VUE.
38
3.1.
3.2.
3.3.
3.4.
3.5
3.6
40
40
41
41
41
42
Introducción de los seriales.
Rutina de ajuste del idioma.
Rutina de ajuste de la fecha y hora.
Rutina de ajuste de la frecuencia de la red donde el Rct operará.
Rutina de ajustes de lado fuente y lado carga.
Rutina de ajuste de la secuencia fasorial presente en la red donde el Rct
operará.
v
3.7
3.8
3.9
3.10
3.11
3.12
3.13
3.14
3.15
Rutina de Activación / Desactivación de las distintas protecciones que
posee el equipo.
Rutina que permite la definición de las curvas de actuación de las
protecciones eléctricas, tanto por vía software como por la caja de
control.
Rutina para el ajuste de la corriente pickup, tanto por vía software como
por la caja de control.
Rutina para la sincronización de la caja de control con el computador.
Rutina para realizar cambios en las teclas de acceso rápido y los leds,
vía software (WSOS).
Rutina para cargar modificaciones vía software en la caja de control.
Rutina de ajustes del número y tiempos de duración, de los recierre,
tanto por vía software como por la caja de control.
Rutina para el ajuste del tiempo de secuencia, tanto por vía software
como por la caja de control.
Rutina para el bloqueo de altas corrientes.
42
44
47
49
51
54
56
59
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
4.2
4.3
4.4
64
66
69
71
Medición de aislamiento en la caja de polos.
Prueba de tensión aplicada.
Prueba de resistencia de los contactos de potencia.
Prueba de inyección de corriente.
CAPÍTULO V – MANIOBRAS DE OPERACIÓN EN CAMPO, PARA
FINES DE MANTENIMIENTO.
73
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
5.9
5.10
75
76
77
78
79
80
81
82
82
83
5.12
Encendido y Apagado del panel.
Activación/Desactivación del Bloqueo al trabajo.
Selección del tipo de comunicación, (Remota o local).
Activación/Desactivación del auto-recierre.
Activación/Desactivación del Relé de Neutro.
Activación/Desactivación del Relé de falla sensitiva tierra.
Activación/Desactivación del Bloqueo de carga viva.
Activación/Desactivación de la Automatización de Lazo.
Prueba de baterías.
Activación/Desactivación de los distintos grupos de protección (A, B o
C).
Apertura de los contactos de potencia del Rct, mediante la Caja de
Control.
Cierre de los contactos de potencia del Rct, mediante Caja de Control.
5.13
Apertura de los contactos de potencia del Rct, pero de forma mecánica.
87
5.11
vi
84
85
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
88
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
95
vii
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1.
Tabla 2.2
Tabla 2.3
Tabla 2.4
Tabla 4.1
Tabla 4.2
Tabla 4.3
Tabla 4.4
Tensiones de ensayo según norma técnica de
CORPOELEC Región Capital.
Especificaciones generales del Rct marca Schneider nu-lec,
serie U caja de control flex-vue.
Leyendas asociadas a las figuras 2.11.a y 2.11.b.
Leds de estado
Niveles de resistencia de aislamientos obtenidas en la prueba
Niveles de resistencia de aislamientos aceptables, según
normativa interna de la empresa. Referencia de medición.
Tensiones de ensayo según norma técnica de CORPOELEC
Región Capital.
Resistencia de contacto de cada polo.
viii
PAG
24
25
29
31
65
65
68
70
ÍNDICE DE FIGURAS
PAG
Metodología recomendada para la puesta en operación del
Rct marca nu-lec serie U caja de control flex-vue.
Diagrama organizacional.
Figura 1.1.
Figura 2.1.a Dispositivos reconectadores (Rct) junto a sus equipos de
control y/o programación.
Figura 2.1.b Rct prestando servicio.
Figura 2.1.c Detalle de la conexión del Rct para prestar servicio.
Sucesión de tres acciones de reconexión (Rct 1 – Rct 2 –
Figura 2.2
Rct3) por parte de un dispositivo reconectador (Rct), ante un
escenario de falla aguas abajo del mismo.
Figura 2.3.a Condición de servicio normal de la carga.
Figura 2.3.b Falla aguas abajo del reconectador Rct.
Figura 2.3.c Primera acción de desconexión por parte del Rct.
Figura 2.3.d Primera acción de reconexión (Rct 1).
Figura 2.3.e Segunda acción de desconexión por parte del Rct.
Segunda acción de reconexión (Rct 2).
Figura 2.3.f
Figura 2.3.g Tercera acción de desconexión por parte del Rct.
Figura 2.3.h Tercera acción de reconexión (Rct 3).
Última acción de desconexión por parte del Rct.
Figura 2.3.i
Diagrama unifilar de reconectador de subestación.
Figura 2.4
Diagrama unifilar de Rct secuencial.
Figura 2.5
Ejemplo real de arreglo de Rct secuencial en el SDEE de
Figura 2.6
CORPOELEC región capital, Circuito Sartenejas.
Diagrama unifilar de Rct lazo
Figura 2.7
Ejemplo real de arreglo de Rct lazo en el SDEE de
Figura 2.8
CORPOELEC región capital, Circuitos Coche A02 y Coche
A6
Caja de polos del Rct, terminales y componentes.
Figura 2.9
Figura 2.10.a Gabinete de control
Caja de control
Figura
2.10.b
Figura 2.11.a Partes del panel de control
Interruptores bajo el panel de control
Figura
2.11.b
Figura 2.11.c Leds de estado
Tecla desbloqueo/bloqueo y teclas de acceso rápido
Figura
2.11.d
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)
Figura 3.2.a Paso 3.8.1.1 y 3.8.1.2 para la definición de las curvas de
protección
1
Figura I.1.
ix
8
13
14
14
15
17
17
18
18
18
18
18
18
19
22
22
22
22
23
23
26
28
28
28
29
30
33
43
43
Figura 3.2.b
Figura 3.2.c
Figura 3.2.d
Figura 3.3.a
Figura 3.3.b
Figura 3.4.a
Figura 3.4.b
Figura 3.4.c
Figura 3.4.d
Figura 3.5.a
Figura 3.5.b
Figura 3.5.c
Figura 3.5.d
Figura 3.6.a
Figura 3.6.b
Figura 3.6.c
Figura 3.6.d
Figura 3.7.a
Figura 3.7.b
Figura 3.7.c
Figura 3.8.a
Figura 3.8.b
Figura 3.9.a
Figura 3.9.b
Figura 3.9.c
Figura 4.1.a
Figura 4.1.b
Figura 4.1.c
Figura 4.2.a
Paso 3.8.1.3 para la definición de las curvas de protección
Paso 3.8.1.4 para la definición de las curvas de protección
Paso 3.8.1.5 la definición de las curvas de protección
Paso 3.9.1.1 para el ajuste de los rangos de corriente
Paso 3.9.1.2 para el ajuste de los rangos de corriente
Pasos 3.10.3 y 3.10.4 para la sincronización de la caja de
control con el computador
Paso 3.10.5 proceso de creación del archivo nuevo
Paso 3.10.9 para la sincronización de la caja de control con el
computador
Paso 3.10.10 archivo nuevo creado.
Acceso a la ventana de configuración para las teclas de
acceso rápido y leds
Pasos 3.11.4 y 3.11.5
Ventana de configuración para las teclas de acceso rápido y
leds
Cambio de funciones en las teclas de acceso rápido y leds de
estado
Pasos 3.12.1 y 3.12.2 para cargar modificaciones vía
software
en la caja de control
Paso 3.12.3 para cargar modificaciones vía software en la
caja de control
Ventana de carga de datos
Paso 3.12.5
Pasos 3.13.1.1 y 3.13.1.2 para ajustar las cantidades y los
tiempos de recierre
Ajuste de la cantidades de recierre
Ajuste de los tiempos de recierre
Paso 3.14.1.1 y 3.14.1.2 Para el ajuste del tiempo de
secuencia
Paso 3.14.1.3 Para el ajuste del tiempo de secuencia
Pasos 3.15.1 y 3.15.2 para aplicar el Bloqueo de altas
corrientes
Paso 3.15.3 para aplicar el Bloqueo de altas corrientes
Ajuste del nivel de altas corrientes
Esquema para la medición de aislamiento, lado carga vs lado
fuente, con Rct abierto
Esquema para la medición de aislamiento, lado carga vs
carcasa
Esquema para la medición de aislamiento, lado fuente vs
carcasa
Esquema de conexión para la prueba de tensión aplicada
entre lado carga y lado fuente con el Rct abierto
x
44
45
45
46
47
48
49
50
50
51
52
52
53
53
54
55
55
56
57
57
58
59
60
61
61
62
62
66
66
Esquema de conexión para la prueba de tensión aplicada Rct
cerrado con respecto a carcasa
Conexión para la prueba de tensión aplicada
Figura 4.3
Esquema de conexión para la medición de la resistencia de
Figura 4.4
contactos
Equipo para medir resistencia de contactos (Microhmetro)
Figura 4.5
Inyección de corriente al Rct
Figura 4.6
Prueba de inyección de corriente al Rct
Figura 4.7
Control de comunicación vía remota
Figura 4.8
Botón de encendido
Figura 5.1
Figura 5.2.a Activación del bloqueo
Figura 5.2.b Desactivación del bloqueo
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
Figura 5.5.a Activación del recierre
Figura 5.5.b Desactivación del recierre
Figura 5.6.a Activación del Relé de neutro
Figura 5.6.b Desactivación del Relé de neutro
Figura 5.7.a Activación de la SEF
Figura 5.7.b Desactivación de la SEF
Figura 5.8.a Activación del bloqueo
Figura 5.8.b Desactivación del bloqueo
Figura 5.9.a Activación de la automatización de lazo
Figura 5.9.b Desactivación de la automatización de lazo
Prueba de baterías
Figura 5.10
Figura 5.11.a Activación del grupo de protección
Desactivación del grupo de protección
Figura
5.11.b
Rct abierto
Figura 5.12
Rct cerrado
Figura 5.12
Trabador de CORPOELEC realizando una inspección a Rct
Figura C1
en Mariche
Figura 4.2.b
xi
67
67
68
69
70
71
72
76
77
77
78
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78
78
79
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80
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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.
xii
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
1
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.
2
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.
3
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.
4
CAPÍTULO I
IDENTIFICACION CON LA EMPRESA
CORPORACIÓN ELÉCTRICA NACIONAL (CORPOELEC)
CENTRO DE SERVICIO CHACAO
5
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
6
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.
7
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.
8
CAPITULO II
GENERALIDADES BÁSICAS SOBRE: DISPOSITIVOS RECONECTADORES EN
GENERAL Y EL RECONECTADOR SCHNEIDER NU-LEC SERIE U CAJA DE
CONTROL FLEX-VUE
9
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.
10
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.
11

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.
12
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.
13
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.
14

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.
15
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.
16

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.
17
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.
18
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.
19

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
20
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.
21
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.
22
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
23
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
2.6.
10
15
19
26
34
40
50
70
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.
24
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.
118 kg
Peso
27 kV
Tensión Nominal
230 V
Tensión de la caja de control
115 kV
Nivel de aislamiento
al impulso atmosférico
630 A
Corriente nominal
12.5 kA
Capacidad de cortocircuito simétrico
32.5 kA
Capacidad de cortocircuito asimétrico
3 seg
Tiempo nominal de cortocircuito
IP 44
Grado de protección de
sellado del gabinete
donde va instalado el control
IP 65
Grado de protección de revestimiento
de la caja de control
7 metros
Longitud estándar del cable de control
5 años
Intervalo de mantenimiento
5 años
Intervalo de reemplazo de baterías
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.
25
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.
26
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.
27
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
28
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
1.
Numero
Elemento
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
Pantalla LCD
Tecla Menú
Teclas de navegación/flechas
Selección
Encender panel
Prueba de Leds
Leds de estado
Abrir
Cerrar
Datos de Leds
Resetear Leds
Registro de Eventos
Desbloqueo de teclas de acceso rápido
Teclas de acceso rápido
Interruptor de circuito de ABRIR
Interruptor de circuito CERRAR
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.
29
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
30
#
LED
Color
a‐1
Rojo
a‐2
a‐3
Rojo
Rojo
a‐4
Rojo
a‐5
Rojo
a‐6
Rojo
b‐1
Rojo
b‐2
Rojo
b‐
Rojo
b‐4
Rojo
b‐5
Rojo
b‐6
Rojo
Tabla 2.4 Leds de estado
Descripción
Posibles Causas
Columna A
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
Bloqueo
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.
La apertura más reciente del Rct fue
A‐Fase
ocasionada
por
un
evento
de
B‐Fase
sobre‐corriente debido a una falla en
C‐Fase
alguna fase(s).
Una f lla a tierra ha ocasionado que el
Falla Tierra
Rct abra los contactos de potencia.
El Rct ha abierto, debido a un evento de
Sensitiva
falla sensitiva a tierra (falla de alta
Tierra
impedancia).
Columna B
Uno de los elem ntos de protección del
Rct, ha detectado un valor fuera de los
Arranque
rangos programados, por ejemplo,
(I de pickup)
cuando l corriente de fase excede el
valor ajustado de apertura.
La protección ha detectado una falla en
Falla Inversa
el lado fuente del Rct.
S/B
Una falla por sobre o baja frecuencia, ha
Frecuencia
provocado que el Rct abra.
Una falla por sobre o bajo voltaje, ha
/B Voltaje
provocado que el Rct abra.
Un dispositivo externo, ha ordenado al
Disparo
contro ador que abra el Rct.
Externo
Un operador local o remoto, ha dado la
Disparo
orden de apertura al Rct.
Operador
31
Tabla 2.4 Leds de estado. (continuación)
c‐1
c‐2
c‐3
c‐4
c‐
c‐6
c‐7
c‐8
8.
Columna C
Naranja A‐Fase “Viva” Los terminales del lado fuente o
Naranja B‐Fase “Viva” carga, de la fase r lacionada, están
Naranja C‐Fase “Viva” estado “viva” - energizadas.
Se encontrará en color rojo cuando
Corriente de
Rojo
una corriente de más de 2Amp fluye a
Carga ON
través de los contactos de potencia.
El
controlador
se
encuentra
funcionando de manera normal.
Cuando el led se encuentre
Verde
Sistema OK
parpadeando en color rojo, en forma
permanente,
se
requiere
mantenimiento.
El led parpadeara en color rojo
CA
cuando
no
esté presente
la
Verde
Alimentación
Alimentación Auxiliar para la caja de
control.
El led parpadeara en color rojo
cuando
no
esté
presente
la
Verde
Batería
alimentación de baterías o la prueba
ha fallado.
El led parpadeara en color rojo
cuando los circu tos de control de
Rojo
Alarma
apertura y cierre de los contactos de
potencia,
se
encuentren
deshabilitados.
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
32
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.
33
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.
34
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)
35

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.
36

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.
37
CAPITULO III.
PROGRAMACIÓN Y/O CONFIGURACIÓN DEL
RCT MARCA SCHNEIDER NU-LEC, SERIE U, CAJA DE CONTROL FLEX-VUE.
38
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.
39
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.
40
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.
41
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”.
42
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)
43
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
44
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
45
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.
46
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
47
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.
48
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
49
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
50
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).
51
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
52
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
53
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
54
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
55
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).
56
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
57
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”.
58
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
59
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.
60
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
61
Figura 3.9.c Ajuste del nivel de altas corrientes
62
CAPITULO IV.
PRUEBAS ELÉCTRICAS EFECTUADAS AL RCT MARCA SCHNEIDER NU-LEC,
SERIE U, CAJA DE CONTROL FLEX-VUE, SEGÚN NORMATIVA INTERNA DE
CORPOELEC
63
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
64
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
Tensión aplicada
aislamiento (GΩ)
(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
Tensión aplicada
aislamiento (GΩ)
(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
65
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:
66

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
67
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
10
45
15
60
19
75
26
95
34
125
40
150
50
200
70
68
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
69
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)
70
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
71
Figura 4.7. Prueba de inyección de corriente al Rct
Figura 4.8 Control de comunicación vía remota
72
CAPITULO V.
MANIOBRAS DE OPERACIÓN EN CAMPO, PARA FINES DE MANTENIMIENTO.
73
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.
74
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.
75
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.
76
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
5.3.
Figura 5.2.b desactivación del bloqueo
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.
77
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.
78
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
5.5.
Figura 5.5.b Desactivación del recierre
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.
79
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
5.6.
Figura 5.6.b Desactivación del Relé neutro
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”.
80
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
5.7.
Figura 5.7.b Desactivación de la SEF
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
81
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.
5.9.b Desactivación de la
automatización de lazo
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”
82
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.
83
Figura 5.11.a Activación del grupo de
protección
5.11.
Figura 5.11.a Desactivación del grupo de
protección
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
84
cercano. Se debe destacar que esta medición tiene que hacerse de manera trifásica,
es decir, se tienen que medir las tres fases.
Dispositivo de
Apertura
Mecánica
5.12.
Figura 5.12 Rct abierto
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.
85
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
86
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.
87
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
88
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
89
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.
90
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.
91
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:
92
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).
93
Figura C1 Trabador de CORPOELEC realizando una
inspección a Rct en la red del SDEE en Mariche
94
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.
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