REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA
DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL BOLIVARIANA
NÚCLEO MARACAY
PROPUESTA DE UN DISEÑO DE PLAN DE GESTION DE
MANTENIMIENTO CORRECTIVO BAJO NORMAS AMEF (ANALISIS DE
MODO Y EFECTO DE LA FALLA) PARA LOS TIPOS DE
RECONECTADORES DE LA DIFERENTES SUBESTACIONES DEL
ESTADO ARAGUA Y PROPUESTA DE UN PLAN DE GESTIÓN DE
ENERGÍA PARA LAS SUBESTACIONES NO ATENDIDAS DEL ESTADO
ARAGUA
Informe Final de Pasantías Industriales Largas presentado a la Universidad Nacional
Experimental Politécnica de la Fuerza Armada Nacional Bolivariana.
Por:
Br. REINA Y. PIÑERO G.
Como requisito para optar al título de Ingeniero Electrónico
Maracay, Febrero de 2013
ii
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NÚCLEO MARACAY
PROPUESTA DE UN DISEÑO DE PLAN DE GESTION DE
MANTENIMIENTO CORRECTIVO BAJO NORMAS AMEF (ANALISIS DE
MODO Y EFECTO DE LA FALLA) PARA LOS TIPOS DE
RECONECTADORES DE LA DIFERENTES SUBESTACIONES DEL
ESTADO ARAGUA Y PROPUESTA DE UN PLAN DE GESTIÓN DE
ENERGÍA PARA LAS SUBESTACIONES NO ATENDIDAS DEL ESTADO
ARAGUA
Informe Final de Pasantías Industriales Largas presentado a la Universidad Nacional
Experimental Politécnica de la Fuerza Armada Nacional Bolivariana.
Como requisito para optar al título de Ingeniero Electrónico
Autor: Reina Y. Piñero G.
Tutor Académico: Ing. Soraya Contreras
Tutor Industrial: Ing. Rubén Hernández
Maracay, Febrero de 2013
iii
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APROBACIÓN DEL TUTOR INDUSTRIAL
Yo, Ing. Rubén Hernández, titular de la cédula de identidad NºV-11.501.900 en mi
carácter de Tutor Industrial, hago constar que he leído el presente Informe de
Pasantías PROPUESTA DE UN DISEÑO DE UN PLAN DE GESTION DE
MANTENIMIENTO CORRECTIVO BAJO NORMAS AMEF (ANALISIS DE
MODO Y EFECTO DE LA FALLA) PARA LOS TIPOS DE
RECONECTADORES DE LA DIFERENTES SUBESTACIONES DEL
ESTADO ARAGUA Y PROPUESTA DE UN PLAN DE GESTIÓN DE
ENERGÍA PARA LAS SUBESTACIONES NO ATENDIDAS DEL ESTADO
ARAGUA , elaborado por la Bachiller Reina Yojana Piñero González titular de la
cédula de identidad Nº V-19.472.081., de la Carrera Ingeniería Electrónica; y
considero que cumple con los requisitos exigidos para su evaluación y calificación
final ante el Comité Evaluador que se designe.
En la Ciudad de Maracay, 2013
_________________________________
Ing. Rubén Hernández
Ingeniero Electricista
C.I. V.-11.501.900
iv
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APROBACIÓN DEL TUTOR ACADÉMICO
Yo, Ing. Soraya Contreras., titular de la cédula de identidad Nº V-7.196.458en
mi carácter de Tutor Académico, hago constar que he leído el presente Informe de
Pasantías titulado PROPUESTA DE UN DISEÑO DE PLAN DE GESTION DE
MANTENIMIENTO CORRECTIVO BAJO NORMAS AMEF (ANALISIS DE
MODO Y EFECTO DE LA FALLA)PARA LOS TIPOS DE
RECONECTADORES DE LA DIFERENTES SUBESTACIONES DEL
ESTADO ARAGUA Y PROPUESTA DE UN PLAN DE GESTIÓN DE
ENERGÍA PARA LAS SUBESTACIONES NO ATENDIDAS DEL ESTADO
ARAGUA, elaborado por la Bachiller Reina Yojana Piñero González titular de la
cédula de identidad Nº V-19.472.081, de la Carrera Ingeniería Electrónica; y
considero que cumple con los requisitos exigidos para su evaluación y calificación
final ante el Comité Evaluador que se designe.
En la Ciudad de Maracay, 2013
___________________________
Ing. Soraya Contreras
Ingeniero Electrónico
C.I. V.-7.196.458
v
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APROBACIÓN DEL COMITÉ EVALUADOR
Quienes suscriben, Miembros del Jurado Evaluador designado por el Consejo
Académico de la Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza
Armada Nacional Bolivariana (UNEFA), para evaluar la presentación y el Informe
dela Pasantía Industrial presentado por la bachiller: Reina Yojana Piñero González
bajo el título de: PROPUESTA DE UN DISEÑO DE UN PLAN DE GESTION
DE MANTENIMIENTO CORRECTIVO BAJO NORMAS AMEF (ANALISIS
DE MODO Y EFECTO DE LA FALLA) PARA LOS TIPOS DE
RECONECTADORES DE LA DIFERENTES SUBESTACIONES DEL
ESTADO ARAGUA Y PROPUESTA DE UN PLAN DE GESTIÓN DE
ENERGÍA PARA LAS SUBESTACIONES NO ATENDIDAS DEL ESTADO
ARAGUA, a los fines de cumplir con el último requisito académico para obtener el
Título de Ingeniero Electrónico, dejan constancia de que el Informe se consideró
APROBADO.
En fe de lo cual se deja constancia en Maracay, 2013
____________________ ____________________ ____________________
Ing.M.Sc. William Cuervo. Ing. José Rodríguez. Ing.M.Sc. Soraya Contreras.
Ingeniero Electrónico Ingeniero Electricista Ingeniero Electrónico
C.I. V.- 7.237.018 C.I. V.- 9.662.855 C.I. V.-7.196.458
vi
DEDICATORIA
A Dios a mis padres y en especial
el apoyo de mis hermanas y toda mi
familia, los Amo mucho gracias
por su apoyo incondicional.
REINA YOJANA PIÑERO GONZALEZ
vii
AGRADECIMIENTOS
A Dios primeramente, por darme vida, salud, y la paciencia y condición para
lograr mi primer sueño en la vida.
A mis padres, Ana Z. González y Yojaime Piñero a mi tía Zonga González por
ser quienes me apoyaron durante toda la carrera, por ser quienes me educaron con mucha
devoción, por ser ellos lo más importante en mi vida.
A toda mi familia en especial a mis cuatro hermanas a quienes amo con todo mi
corazón que con su granito de arena colaboraron y ayudaron a terminar esta etapa de
vida. A todos mi Amigos que incondicionalmente estuvieron apoyándome día tras día y a
todos aquellos que creyeron en mí.
A los profesionales en principal a mi tutor académico Ing. Soraya contreras y al
Profesor Ing. William Cuervo por el apoyo brindado, en especial a mi tutor industrial el
Ing. Rubén Hernández y la Tec. Melanie Mariñez por su apoyo incondicional.
A la Universidad Nacional Experimental De La Fuerza Armada Nacional, por
serla institución donde me forme académicamente. A todos los profesores que formaron
parte directa de mi formación académica, y mi formación profesional, desde el primer
semestre hasta el noveno.
A la empresa de CORPOELEC del Estado Aragua por permitirme realizar la
pasantía para culminar mi carrera y a todo el equipo de trabajo de la sección del
Laboratorio de Mantenimiento de Equipos Especiales (LAPRE) a la que pertenecí por 4
meses.
GRACIAS
REINA YOJANA PIÑERO GONZALEZ.
viii
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DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL
NÚCLEO ARAGUA
PROPUESTA DE UN DISEÑO DE UN PLAN DE GESTION DE
MANTENIMIENTO CORRECTIVO BAJO NORMAS AMEF (ANALISIS DE
MODO Y EFECTO DE LA FALLA) PARA LOS TIPOS DE
RECONECTADORES DE LA DIFERENTES SUBESTACIONES DEL
ESTADO ARAGUA Y PROPUESTA DE UN PLAN DE GESTIÓN DE
ENERGÍA PARA LAS SUBESTACIONES NO ATENDIDAS DEL ESTADO
ARAGUA
Autor: Reina Yojana Piñero González
Tutor Académico: Ing. Soraya Contreras
Tutor Industrial: Ing. Rubén Hernández
Año: 2013
RESUMEN
La empresa CORPOELEC encargada del suministro eléctrico a nivel
nacional, debe garantizar el servicio a sus suscriptores e incorporar tecnologías de
vanguardia para la optimización de sistemas, partiendo de lo anterior, se pretendió
llevar el enfoque a un análisis de reingeniería para establecer las condiciones de
operatividad de las Subestaciones del estado Aragua. Primeramente, el Análisis de
Modo y Efecto de las Fallas (AMEF) aplicado a estas subestaciones condujo a la
realización de pruebas, ensayo e investigación para el conocimiento de los equipos y
elementos que se encuentran operativos en las mismas. Con el conocimiento previo
del funcionamiento de cada dispositivo se procuró incorporar un plan de
mantenimiento con el cual se puedan solucionar las anomalías presentadas en cada
subestación del estado Aragua, de igual forma se procuró aplicar un plan de gestión
de energía para las que no se encontraban atendidas, donde será monitoreadas por
subestación y así se obtendrá la base de Datos para el análisis y seguimiento de las
fallas encontradas, ya que no se cuenta con un personal que reporte dichos eventos en
Cata, Tocoron, Cumboto, Independencia, San Sebastián y San Casimiro.
Palabras claves: suministro, reingeniería, subestaciones, AMEF.
ix
INDICE
CONTENIDO…………………………………………………………………...…Pg.
APROBACIÓN DEL TUTOR INDUSTRIAL………………………………………iii
APROBACIÓN DEL TUTOR ACADÉMICO………………………………………iv
APROBACIÓN DEL COMITÉ EVALUADOR……………………………………..v
DEDICATORIA……………………………………………………………………...vi
AGRADECIMIENTOS……………………………………………………………...vii
RESUMEN……………………………………………………………………….....viii
PARTE I…………………………………………………………………………...….1
INTRODUCCION………………………………………………………………...…..2
CAPITULO I…………………………………………………….……………………4
MARCO ORGANIZACIONAL ……………………………………..……………….4
1.1 Nombre, Ubicación, Reseña histórica…….………………………...………4
1.2 Objetivo, Misión, Valores……………………………………………….......7
1.3 Estructura Organizacional de la Empresa………………………………..….8
1.4 Estructura Organizativa de la Unidad……………………………………...10
CAPITULO II…………………………………………………………………..……13
ACTIVIDADES REALIZADAS……………………………………………..……..13
Plan de Actividades……………………………………………….....…..…….13
2.1 Plan de Actividades Aprobado………………………………...……13
2.2 Plan de Actividades Ejecutado………………………………...……17
2.3 Comparación de Plan de Actividades………………………….……20
x
CAPITULO III……………………………………………………………..………...26
APORTES DEL PASANTE……………………………………………...……….....26
PARTE II……………………………………………………………….……………28
PROYECTO I…………………………………………………………..……………28
DISEÑO DE UN PLAN DE GESTION DE MANTENIMIENTO DE
MANTENIMIENTO CORRECTIVO BAJO NORMAS AMEF (ANALISIS DE
MODO EFECTO DE FALLAS) PARA LOS TIPOS DE RECONECTADORES DE
LAS DIFERENTES SUBESTACIONES DEL ESTADO ARAGUA.
INTRODUCCION…………………………………………………………..……….29
CAPITULO I………………………………………………………………….……..31
CONTEXTO TEORICO Y METODOLOGICO…………………………………....31
1.1 Planteamiento del problema……………...…………………...………..….31
1.2 Objetivos……..………………………………………………..…..…….....33
1.3 Justificación…………………………………………………………....…..33
1.4 Alcance……………………………………………………………….…....34
1.5 Limitaciones………………………………………………….…….……...35
1.6 Marco teórico…………………………………………..……………..…....35
1.6.1 Antecedentes……………………………...………………….…….35
1.6.2 Bases Teóricas……………………………...……………….……..38
1.6.3 Bases Legales………………………………………………....……59
1.7 Marco Metodológico………………………………………………….…...59
1.7.1Técnicas e Instrumentos de Recolección de datos…………….……60
1.7.2 Procedimientos empleados………………………………………...62
1.7.3 Metodología de la Investigación……………………………….......63
xi
CAPITULO II……………………………………………………………..……..…..66
REQUERIMIENTOS……………………………………………………………..…66
2.1 Descripción del Proceso…………………………..…………………….…66
2.2 Sistema de Las subestación…………………………………………….….66
2.3 Esquema Geográfico……………………………………………………….68
2.4 Análisis de la situación Actual………………………………………..…...73
2.5 Requerimientos…………..…………………………………………….......79
2.5.1Requerimientos Operativos………………………………………....79
2.5.2 Requerimientos Técnicos……………………………………...…....83
2.5.3 Requerimientos Funcional……………………………………...…..86
CAPITULO III…………………………………………………………………..…...87
ELABORACION DE UN PLAN DE MANTENIMIENTO…..….……...….............87
3.1 Identificación del Área……………………..…………………..……….…88
3.2 Recursos para el Mantenimiento………………………………...………...97
3.3 Plan de Mantenimiento………..………………………………...………....98
3.4 Panel de control del Reconectador NOJA POWER RC-01ES……...…...104
3.5 Panel de control del Reconectador PANACEA PLUS…………………..107
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES……………………………………116
4.1Conclusiones………………………………………………..…………......116
4.2 Recomendaciones…………………………………………...………...….117
PROYECTO II……………………………………….……………………………..119
PROPUESTA DE UN DISEÑO DE GESTIÓN DE ENERGÍA PARA
SUBESTACIONES NO ATENDIDAS DEL ESTADO ARAGUA.
INTREODUCCION………………………………………………………………..120
xii
CAPITULO I……………………………………………………………………….122
CONTEXTO TEORICO Y METODOLÓGICO…………………………………..122
1.1Planteamiento del Problema……………………………………………….122
1.2 Objetivos…………………………………………………………..………126
1.3 Justificación………………………………………………………….……126
1.4 Alcance……………………………………………………………………128
1.5 Limitaciones……………………………………………………………....129
1.6 Marco teórico…………………………………………………………..….129
1.6.1Antecedentes………………………………………………………..129
1.6.2 Bases Teóricas………………………………………………….....131
1.6.3 Bases Legales………………………………………………..…….146
1.7 Marco Metodológico………………………………………………..…….146
1.7.1 Técnicas e Instrumentos de Recolección de Datos………….…….147
1.7.2 Procedimientos Empleados…………………………………..……149
1.7.3 Metodología de la Investigación……………………………..……150
CAPITULO II………………………………………………………………………153
REQUERIMIENTOS………………………………………………………………153
2.1 Análisis de la Situación Actual…………………………………………...153
2.2 Listado de Requerimientos…………………………………………….…158
2.2.1 Requerimientos Técnicos………………………………………….158
2.2.2 Requerimientos Operativos…………………………………...…..158
2.2.3 Requerimientos Funcionales………………………………………159
CAPITULO III…………………………………………………………………..….160
DISEÑO………………………………………………………………………….…160
3.1 Diseño Conceptual……………………………………………………...…160
3.1.1 Aplicación de Adquisición...…………………………………...…161
3.1.2 Descripción de los Componentes del Diseño………………….…162
3.2 Diseño Básico………………………………………………………..……164
3.2.1 Disponibilidad de Tecnologías……………………………...…….165
xiii
3.2.1.1 Estudio Técnico…………………………………..………165
3.2.1.2 Diseño Economico…………………………………..……168
3.3 Diseño en Detalle………………………………………………………….174
CAPITULO IV………………………………………………………………….….177
VALIDACIÓN……………………………………………………………………..177
4.1 Configuración de la Conexión con el Reconectador y el PC Principal…...177
4.2 Programación……………………………………………………..……….200
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES……………………………………220
5.1 Conclusiones………………………………………………………...…….220
5.2 Recomendaciones……………………………………………………...….221
GLOSARIO DE TÉRMINOS..………………………………………………….…223
BIBLIOGRAFÍA…………………………………………………………………...225
ANEXOS……………………………………………………………………….…..228
xiv
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1 Programa de Actividades Aprobado…………………...……………………13
Tabla 2 Plan Ejecutado…………………………………………..…………………..17
Tabla 3 Comparación de Plan de Actividades……………………………………….20
Tabla 4 Criterio de Evaluación de Severidad……………………..…………………41
Tabla 5 Criterio de Evaluación de Ocurrencia…………………...………………….42
Tabla 6 Criterio para la Evaluación de la Detección……………...…………………42
Tabla 7 Total de Reconectadores instalados en la Zona del Estado Aragua………...67
Tabla 8 Subestaciones Atendidas del Estado Aragua………………………………..70
Tabla 9 Subestaciones No Atendidas del Estado Aragua……………………………71
Tabla 10 Circuitos en línea del Estado Aragua……………………………………...72
Tabla 11 Recopilación de Datos de Subestaciones y Circuito en Líneas……………74
Tabla 12 Circuito El Recreo S/E La Victoria………………………………………..75
Tabla 13 Ajuste Actual Del Relé…………………………………………………….78
Tabla 14 Equipos Necesarios para la Instalación de los Reconectadores………........83
Tabla 15 fallas Presentadas Frecuentemente……………………………………...…92
Tabla 16 Áreas del Reconectador Automático………………………………………95
Tabla 17 Áreas Importantes en la Subestación………………………………………95
Tabla 18 Descripción de Actividades…………………………………………..……96
Tabla 19 Recursos para el Mantenimiento………………………………………..…97
Tabla 20 Plan de Mantenimiento de la Caja de Control Interno (Relé)……………..98
Tabla 21 Plan de Mantenimiento Caja de Control Externo (Relé)…………………..99
Tabla 22 Ajustes de Parámetros de Reparación en los Reconectadores……….…….99
Tabla 23 Ajustes de Mantenimiento del Reconectador………………………….…100
Tabla 24 Plan de Mantenimiento a los Transformadores………………………......101
Tabla 25 Total de Reconectadores Instalados del estado Aragua en Subestaciones No
Atendidas……………………………………………………………………….…..153
Tabla 26 Posibles Soluciones…………………………………………………..…..165
xv
Tabla 27 Selección de Tecnología……………………………………………...…..167
Tabla 28 Sistema Integrado a una PC con Programación JAVA………………..…168
Tabla 29 Controlador de Automatización Programable (PAC) Opto 22…………...168
Tabla 30 Estimación de Recursos Informáticos…………………………………....170
Tabla 31 Estimado de Recursos Humanos……………………………………...….171
Tabla 32 Estimado de Recursos de Materiales……………………………………..171
Tabla 33 Listado de Componentes del Sistema…………………………………….174
Tabla 34 Descripción de la Pantalla Principal de Monitoreo…………………...….180
Tabla 35 Descripción de la Pantalla de Obtención de Data I………………………182
Tabla 36 Descripción de Botones para la Conexión con el Servidor MySQL…….183
Tabla 37 Descripción de Botones para Monitoreo (Reconectador Desconectado)...184
Tabla 38 Eventos Registrados por la base de Datos……………………………..…198
xvi
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1 Organigrama Organizacional CORPOELEC………………………….…….9
Figura 2 Organigrama de la División de Operación y Mantenimiento…………..….11
Figura 3 Ejemplo de Gráfica de Corrida……………………………………………..44
Figura 4 Partes del Transformador de Potencia…………………………………...…49
Figura 5 Relé y Reconectador COOPER POWER Form 6……………………….…52
Figura 6 Visualización de la Caja de Control del Relé GVR POLAR………………53
Figura 7 Relé y Reconectador PANACEA………………………………………......54
Figura 8 Relé Programador PANACEA……………………………………………..55
Figura 9 Relé NOJA POWER RC-01ES………………………………………….…55
Figura 10 Relé GVR POLAR……………………………………………………..…55
Figura 11 Relé COOPER POWER Form 6……………………………………….…56
Figura 12 Relé y Reconectador NOJA POWER RC-01ES……………………….....57
Figura 13 Esquema Geográfico del estado Aragua………………………………….69
Figura 14 Subestación Cata-Reconectador NOJA POWER…………………………73
Figura 15 Curvas de Corriente de Fallas…………………………………………….77
Figura 16 Esquema Simplificado de un Reconectador Hidráulico con Sensor……...80
Figura 17 Reconectador con Sensor Electrónico…………………………………….81
Figura 18 Mando de Reconectador con Sensor Electrónico…………………………82
Figura 19 Diagrama de bloques de un Reconectador………………………………..83
Figura 20 Ejemplo de Instalación de reconectador NOJA…………………………..85
Figura 21 Descripción de las Partes del Reconectador………………………………88
Figura 22 Modelo de Pantalla de Toma de Carga I………………………………….90
Figura 23 Modelo de Planilla de Toma de Carga II…………………………………91
Figura 24 Diagrama de Sección del tipo de Mantenimiento………………………94
Figura 25 Planilla para Inspecciones de Falla en los Reconectadores en las S/E…..115
Figura 26 Diagrama de Bloques del Reconectador NOJA…………………………139
Figura 27 Módulos de Cubículo de Control………………………………………..140
xvii
Figura 28 Diagrama de Puertos de Comunicaciones del Cubículo de Control…….142
Figura 29 Modem ADVANTECH………………………………………………….144
Figura 30 Parte Trasera del Modem ADVANTECH………………………………145
Figura 31 Representación Geográfica……………………………………………...155
Figura 32 Situación Actual de la Subestación San Sebastián I…………………….156
Figura 33 Situación Actual de la Subestación San Sebastián II……………………157
Figura 34 Diagrama Conceptual del Sistema de la Propuesta……………………...160
Figura 35 Esquema de trabajo Aplicación de Adquisición………………………...161
Figura 36 Arquitectura del Software Propuesto……………………………………163
Figura 37 Arquitectura de la Interfaz de Comunicación…………………………...164
Figura 38 Diagrama de Bloques del Modelo Básico propuesto……………………172
Figura 39 Diagrama del Modelo del Software Básico propuesto…………………..173
Figura 40 Diagrama del Modelo Básico propuesto mostrando los elementos del
hardware……………………………………………………………………………173
Figura 41 Conectadores DB9 macho y hembra…………………………………….175
Figura 42 Diagrama de Flujo de Aplicación de Adquisición de Datos…………….176
Figura 43 Configuración para el Protocolo MODBUS desde el Software del
Reconectador……………………………………………………………………….179
Figura 44 Pantalla Principal de Adquisición de Datos del
Reconectador……………………………………………………………………….179
Figura 45 Capas del Protocolo MODBUS………………………………………….179
Figura 46 Configuración para obtener la base de Datos……………………………181
Figura 47 Configuración Conexión con el Servidor MYSQL……………………...182
Figura 48 Monitoreo del reconectador Desconectado……………………………...183
Figura 49 Mostrando Pantalla Secundaria Corriendo………………………………185
Figura 50 Mostrando Pantalla Principal Corriendo………………………………...185
Figura 51 Configuración del usuario del MYSQL…………………………………186
Figura 52 Creación de la tabla de Datos……………………………………………187
Figura 53 Configuración Nombre de la Tabla……………………………………...187
xviii
Figura 54 Tabla de datos Creada…………………………………………………...188
Figura 55 Configuración de las variables de la Base de Datos……………………..188
Figura 56 Variables registradas en la Base de Datos……………………………….189
Figura 57 Base de Datos Registradas con las variables…………………………….190
Figura 58 Desarrollo de la Interfaz de Configuración y Adquisición de datos en
NETBEANS………………………………………………………………………..195
Figura 59 Interfaz de Monitoreo en NETBEANS………………………………….195
Figura 60 Prueba con el Reconectador y la Interfaz Gráfica……………………….196
Figura 61 Configuración de la ventana de Monitoreo……………………………...197
Figura 62 Planilla en Excel Registrada……………………………………………..198
Figura 63 Árbol del Proyecto Adquisición- MODBUS……………………………200
Figura 64 Tabla de Funciones Protocolo MODBUS……………………………….201
Figura 65 Tabla de Registro de entradas del Reconectador NOJA POWER………201
Figura 66 Interfaz gráfica aplicación Adquisición_ Modbus……………………...202
Figura 67 Árbol del proyecto monitoreo_Rec……………………………………...202
Figura 67 Panel de Configuración de Red aplicación Monitoreo_ Rec……………203
Figura 68 Extracto del método Conectar Clase Conectar_ MySQL………………..203
Figura 69 Botones Actualizar y Conectar…………………………………………..204
Figura 70 Propiedades de Protocolo Internet (TCP/IP)…………………………….205
Figura 71 Pantalla de acceso SATNET…………………………………………….206
Figura 72Configuracion de la IDU SATNET Parte I………………………………208
Figura 73 Configuración de la IDU SATNET Parte II……………………………..209
Figura 74 Configuración de la IDU SATNET Parte III……………………………210
Figura 75 Configuración de la IDU SATNET Parte IV……………………………210
Figura 75 Configuración de instalación I…………………………………………..211
Figura 76 Configuración de instalación II………………………………………….211
Figura 77 Configuración de instalación III……………………………………........212
Figura 78 Configuración del DHCP de la IDU I……………………………….......213
Figura 79 Configuración del DHCP de la IDU II…………………………………..214
xix
Figura 80 Configuración del DHCP de la IDU III…………………………………215
Figura 81 Configuración del DHCP de la IDU IV…………………………………215
Figura 82 Configuración del DHCP de la IDU V…………………………………..216
Figura 83 Procedimientos para Alineación de antena I…………………………....217
Figura 84 Procedimiento para Alineación de Antenas II…………………………...217
Figura 85 Proceso de Ajuste fino con CW…………………………………………218
Figura 86 Software GPSAT………………………………………………….……..218
2
INTRODUCCIÓN
El desarrollo de las pasantías fue realizado en la empresa de CORPOELEC de
estado Aragua, ubicada Av. Mario Briceño sur número 45- A. Maracay Edo Aragua,
dicha empresa históricamente en Venezuela es reconocida en el mundo entero por su
capacidad energética. La electricidad ha sido beneficiada en sus diferentes etapas; que
comienzan con una destacada explotación de los recursos naturales y un
aprovechamiento del potencial petrolero, que se hacen tangibles, a modo de un
amplio potencial generador y de una gran inversión en la fase de transmisión. La
distribución y la comercialización son los enlaces entre el proveedor de éste servicio
y el cliente.
A pesar de los aspectos a favor mencionados, los cuales pueden ser
cualifícales y cuantificables; el suscriptor que pertenece a cualquier sector, bien sea:
industrial, comercial o residencial tiene como principal interés disfrutar de un
servicio óptimo acorde a las tarifas que le son impuestas.
Electricidad del Centro (CORPOELEC), suministra energía por tradición a
Aragua, Miranda, Guárico, Apure y Amazonas. Actualmente, no solo tiene como reto
asegurar la calidad del servicio que presta, sino que se enfrenta al desafío de la
competitividad, ya que han aparecido empresas de capital privado. Ante ésta realidad
la optimización de los sistemas, es una alternativa inequívoca que permitirá al
mencionado ente la realización de mejoras perceptibles por sus clientes, los cuales
son cada vez más exigentes.
3
El presente informe está dividido en tres Capítulos las cuales en el Capítulo I,
trata acerca de la visión de ser líder en todo lo que hacen, así como la misión de
mejorar la calidad de vida al servicio eléctrico para sus clientes, también se habla de
una pequeña reseña histórica, de cómo es el nacimiento de la empresa nivel mundial y
específicamente en el país, En el Capítulo II se describe el plan de actividades y
descripción de cada una de sus actividades, En el Capítulo III se menciona los aportes
del pasante durante sus pasantías en dicha empresa del estado.
4
CAPITULO I
MARCO ORGANIZACIONAL
1.1 Nombre, Ubicación y Reseña Histórica.
1.1.1 Nombre
CORPOELEC (Corporación Eléctrica Nacional) es una sociedad
anónima gubernamental encargada del sector eléctrico de la República Bolivariana de
Venezuela. Es un ente adscrito al Ministerio del Poder Popular para la Energía
Eléctrica. Originalmente estaba dividida en empresas regionales unificadas,
posteriormente, a partir de la entrada en vigencia del Decreto-Ley N° 5.330.1
1.1.2 Ubicación: Av. Mario Briceño sur número 45- A. Maracay Edo Aragua.
1.1.3 Reseña Histórica
En octubre del año 1.958 es creada la Compañía Anónima de administración y
Fomento Eléctrico (CADAFE), la empresa eléctrica del Estado Venezolano que desde
1959 entró a servir a más del noventa (90) por ciento del territorio nacional.
CADAFE, empresa eléctrica del estado venezolano, que sirvió durante 43 años a
ciudades y zonas rurales con el lema: "CADAFE llega donde VENEZUELA llega".
Luego se generó la idea de la creación de unas empresas filiales de comercialización
y distribución iniciándose así los estudios de reorganización y regionalización en el
año 1980 y siendo en 1990 cuando se emprendió el proceso para lograrlo. A
5
mediados de 1991, CADAFE ya había descentralizado sus actividades de distribución
y comercialización en cuatro empresas regionales tales como: Electricidad de los
Andes (CADELA), Electricidad de Oriente (ELEORIENTE), Electricidad de
Occidente (ELEOCCIDENTE), Electricidad del Centro (ELECENTRO) y Desarrollo
Uribante Caparo (DESURCA).
El 22 de Febrero de 1.991 es creada la Electricidad del Centro
(ELECENTRO); estableciéndose como su objetivo la distribución y comercialización
de la energía eléctrica, a fin de cumplir con las exigencias del proceso de desarrollo.
Las regiones que comprendían: Aragua, Miranda, Guárico, Apure y Amazonas.
Luego de la fusión (según gaceta oficial 37.253 de fecha 3 de agosto del 2001) de
CADAFE con su filial paso a llamarse CADAFE REGION 4, encargándose de los
estados Aragua y Miranda.
En el marco de la reorganización del sector eléctrico nacional, y con la
finalidad de mejorar la calidad del servicio en todo el país, maximizar la eficiencia en
el uso de las fuentes primarias de producción de energía, la operación del sistema y
redistribuir las cargas y funciones de las actuales operadoras del sector, el Ejecutivo
Nacional, a través del Decreto-Ley N° 5.330, de fecha 2 de mayo de 2007, publicada
en la Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela N° 38.736 del 31 de
julio de 2007, ordena la creación de la sociedad anónima Corporación Eléctrica
Nacional S.A (CORPOELEC).
CORPOELEC es una empresa operadora estatal encargada de la realización
de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de
potencia y energía eléctrica, adscrita al Ministerio del Poder Popular para la Energía y
Petróleo.
6
Según el decreto, CORPOELEC se encuentra conformada por las siguientes
empresas de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía
eléctrica:
Electrificación del Caroní, C.A. (EDELCA).
Energía Eléctrica de Venezuela, S.A. (ENELVEN).
Empresa Nacional de Generación C.A: (ENAGER).
Compañía de Administración y Fomento Eléctrico S.A. (CADAFE).
Energía Eléctrica de la Costa Oriental del Lago C.A: (ENELCO).
Energía Eléctrica de Barquisimeto S.A. (ENELBAR).
Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta (SENECA).
Estas empresas deberían en los próximos tres (03) años a partir de la entrada
en vigencia del Decreto-Ley N° 5.330, fusionarse en una persona jurídica única; las
mismas deberán transferir en dicho lapso todos sus activos y pasivos a la
Corporación.
La organización territorial de la actividad de distribución de potencia y
energía eléctrica está definida por las siguientes regiones operativas:
Región Noroeste: estados Zulia, Falcón, Lara y Yaracuy.
Región Nor-central: estados Carabobo, Aragua, Miranda, Vargas y
Distrito Capital.
Región Oriental: estados Anzoátegui, Monagas, Sucre, Nueva Esparta y
Delta Amacuro.
Región Central: estados Guárico, Cojedes, Portuguesa, Barinas y Apure.
7
Región Andina: estados Mérida, Trujillo y Táchira.
Región Sur: estados Bolívar y Amazonas.
1.2 Objetivos, Misión, Visión y Valores
1.2.1 Objetivo General de la Empresa:
Ofrecer óptima atención al cliente con personal altamente calificado y
motivado para alcanzar una rentabilidad apropiada mejorando continuamente los
procesos.
1.2.2 Misión:
Desarrollar, proporcionar y garantizar un servicio eléctrico de calidad,
eficiente, confiable, con sentido social y sostenibilidad en todo el territorio nacional, a
través de la utilización de tecnología de vanguardia en la ejecución de los procesos de
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.
1.2.3 Visión:
Ser una Corporación con ética y carácter socialista, modelo en la prestación de
servicio público, garante del suministro de energía eléctrica con eficiencia,
confiabilidad y sostenibilidad financiera. Con un talento humano capacitado, que
promueve la participación de las comunidades organizadas en la gestión de la
Corporación, en concordancia con las políticas del Estado para apalancar el desarrollo
y el progreso del país, asegurando con ello calidad de vida para todo el pueblo
venezolano.
8
1.2.4 Valores:
Ética Socialista
Responsabilidad
Autocrítica
Respeto
Honestidad
Eficiencia
Compromiso
1.3 Estructura Organizacional de la Empresa
1.3.1 Objetivo de la Dirección General Regional de Comercialización y
Distribución:
Garantizar la ejecución de las actividades inherentes a la comercialización y
distribución de la energía eléctrica en su ámbito territorial hasta la tensión de 115 KV
inclusive, a fin de suministrar el servicio en forma eficiente, asegurando: el
abasteciendo de la demanda con la calidad del servicio establecida, la óptima atención
integral de los usuarios, la reducción de las pérdidas de energía eléctrica y el
incremento de los ingresos por ventas de energía, en concordancia con los
presupuestos asignados, la normativa vigente y el respecto al medio ambiente.
Se muestra un diagrama donde se observar cómo está conformada la
estructura de la empresa, en todos los niveles laborales.
10
El pasante fue asignado al departamento de Mantenimiento el cual cumple las
labores de ejecutar las filosofías de mantenimiento dentro de las instalaciones que
involucran el proceso de distribución y termovisión. Por otro lado también diseña
planifica y ejecuta proyectos de mejoras en las áreas de electricidad, mecánica,
electrónica y programación e instrumentación a los equipos, tomando en
consideración, seguridad, calidad y rapidez en el sistema.
1.3. 2 Estructura Organizativa de la unidad.
El Departamento de Mantenimiento Especializado – Estructura 17441-3000
correspondiente a la Gerencia de Distribución, se dedica a programar la secciones de
mantenimiento de las áreas de alumbrado público, líneas energizadas y termovisión
de la zona, así como un mantenimiento preventivo y correctivo en las subestaciones
de distribución y los estudios sobre esquemas de los equipos instalados y la ejecución
de los trabajos de mantenimiento realizados por contratistas, a fin de asegurar el
óptimo estado de funcionamiento de las Subestaciones en la empresa CORPOELEC.
Para las fechas presentes se instalaron una cantidad estimada de
reconectadores en subestaciones como sistema de protección a los transformadores de
manera tal poder tener reportes y análisis de fallas suministradas por los niveles de
alta tensión que presentan, en la que está enfocada el Departamento de
Mantenimientos de Equipos Especiales (LAPRE), donde se encuentra la sección de
termovisión y laboratorio de pruebas.
11
Figura 2. Organigrama de la División de Operación y Mantenimiento
Fuente: (CORPOELEC 2010)
Este Departamento como se vio en la figura N° 2, está enfocado y
conformado de la siguiente manera:
-Jefe del departamento: Se encarga de dirigir, coordinar y controlar la elaboración
y ejecución de los programas de mantenimiento de las áreas de alumbrado Público,
líneas energizadas y termovisión de la zona, así como un mantenimiento preventivo y
correctivo en las subestaciones de distribución y los estudios sobre esquemas de los
equipos instalados y la ejecución de los trabajos de mantenimiento realizados por
contratistas, a fin de asegurar el óptimo estado de funcionamiento de las sub –
estaciones, la continuidad en el suministro de energía y las adecuadas condiciones de
operatividad de las redes del sistema de distribución de acuerdo a las metas y
objetivos propuestos por la Coordinación de Distribución Aragua.
- Supervisor de Líneas Energizadas: Se encarga de programar, coordinar y
controlar las operaciones de mantenimiento Preventivo y/o correctivo de las redes de
distribución en sistemas energizados, ejecutados por las cuadrillas de líneas
energizadas, a fin de garantizar el cumplimiento de las actividades de mantenimiento
12
programadas en el sistema, de acuerdo a lo establecido en el manual de líneas
energizadas.
- Supervisor de Subterráneos y Subestaciones: Encargado de dirigir, coordinar,
controlar, supervisar y ejecutar la elaboración de pruebas, mediciones y programas de
mantenimiento preventivo y correctivo (periódico o eventual) en los equipos de las
subestaciones y redes subterráneas de la zona, a fin de corregir las fallas que se
determinen durante su inspección y asegurar la continuidad en el suministro de
energía, garantizando adecuadas condiciones de funcionamiento de las subestaciones,
de acuerdo a las metas propuestas por la coordinación de distribución Aragua.
- Supervisor de Termovisión: Realizar diagnósticos termo gráfico a las
subestaciones atendidas y no atendidas de distribución del estado Aragua y en
ocasiones a otras zonas que requieran de los mismos, como también a los diferentes
circuitos que lo requieran, con la finalidad de minimizar las interrupciones y
garantizar la calidad del servicio eléctrico de acuerdo a las metas y objetivos
propuestos por la coordinación de distribución Aragua.
- Supervisor de Laboratorio de Pruebas: Realizar diagnóstico del funcionamiento
de los equipos de protección suplementaria y materiales, supervisar el proceso de
intervención de redes de distribución eléctrica con la finalidad de determinar el tipo
de mantenimiento a ejecutarse por cada sector asignado, a fin de garantizar la calidad
del servicio eléctrico de acuerdo a las metas propuestas por la coordinación de
distribución Aragua. Además la recuperación de transformadores convencionales
desde 5 kVA hasta 167.5 kVA.
13
CAPITULO II
ACTIVIDADES REALIZADAS
El objetivo que persiguió esta pasantía industrial larga fue la de desarrollar
diversas actividades en LAPRE (Laboratorio de mantenimiento de equipos
especiales) que permitieran poner en práctica los conocimientos teórico-prácticos, las
habilidades y destrezas adquiridas durante el proceso de enseñanza y aprendizaje
como Ingeniero en Electrónica, así como también identificar la funcionalidad de cada
uno de los reconectadores y relés que posee cada una de las subestaciones del Estado
Aragua de esta manera poder obtener mayor conocimiento en estos equipos
mencionados.
Plan de actividades
2.1 Plan aprobado
En la tabla 1, encuentra el plan de actividades aprobado por la empresa
CORPOELEC, el tutor académico y la coordinación de electrónica, el cual se
desarrollará en un total de 16 semanas.
Tabla 1. Programa de Actividades Aprobado
SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR
Sem1
17-21 de
septiembre
Proyecto # 1
Diseño de un Plan de Gestión de mantenimiento correctivo según
normas AMEF para los tipos de reconectadores de la diferentes
subestaciones del estado Aragua.
Visitas al departamento de distribución LAPRE
Asistir a reunión para la asignación de los lineamientos del proyecto
Adiestramiento para la manipulación de equipos de instrumentación que
serán usados durante el proyecto.
14
SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR
Sem.2
24- 28
de
septiembre
Inducción en equipos de distribución e implementos de seguridad,
rompe cargas, reconectadores, transformadores,
seccionalizadores, rompe Arco, cincha, arne, pértiga, puesta a
tierra y las 5 reglas de oro.
Revisar la documentación de los diferentes reconectadores.
Sem.3
01-05
de Octubre
Inducción del reconectador GVR y NOJA.
Estudio del manual de los reconectador GVR y NOJA.
Sem.4
08-12
de Octubre
Inducción del reconectador COOPER y PANACEA.
Estudio del manual para programar el reconectador COOPER y
PANACEA.
Sem.5
15- 19
de Octubre
Visita y revisión de los relés existentes en la subestaciones de San
Sebastián, San Casimiro, Tocoron, Cata y la Morita.
Sem.6
22-26
de Octubre
Visita y revisión de los relés existentes en la subestaciones de San
Vicente, San Ignacio, tejerías, La Victoria y Aragua.
Sem.7
29 de
Octubre
Al
02 de
Noviembre
Redactar informe descriptivo sobre la situación actual del sistema
de los Reconectadores.
Revisión de Datas para la nuevos arreglos y configuración de los
Relés (programar).
Efectuar Inspecciones Técnicas y pruebas a los Reconectadores en
la estación de trabajo.
Elaboración de la gestión de Mantenimiento Correctivo para los
diferentes tipos de Reconectadores.
Listar instrumentos y Equipos.
Tabla 1. Cont….
15
SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR
Sem.8
05- 09
de
Noviembre
Programar los reconectadores por ajustes y efectos de las datas.
Ejecutar cambios requeridos en la programación.
Efectuar las adaptaciones sugeridas por el personal de la unidad.
Determinar el plan de Gestión de mantenimiento Correctivo para
mejorías del sistema en fallas eléctricas en parte del Estado
Aragua.
Documentar la propuesta del plan de Gestión de mantenimiento
Correctivo basado en normas AMEF.
Elaborar una presentación sobre los resultados finales, El cómo
aplicarlos y el porqué de plantearlo.
Presentar la propuesta a las unidades posibles de CORPOELEC.
Sem.9
12- 16
de
noviembre
Proyecto # 2
Propuesta de un diseño de Gestión de Energía para
Subestaciones no Asistidas del estado Aragua.
Revisión y rediseño de los planos por cada subestación.
Documentar la Descripción del proceso para el diseño de Gestión
de energía.
Realizar Actividades de Mantenimiento Rutinario a los Equipos
de la Estación de Trabajo.
Sem.10
19- 23
de
Noviembre
Estudiar el plano de conexión eléctrica del posible Controlador
Lógico Programable (PLC) que controlara la Gestión de energía
(supervisión remota)
Listar elementos de campo posibles para el diseño de la gestión de
Energía del sistema a controlar en los reconectadores de cada
Subestación.
Elaborar un formato de recolección de medidas de campo del
proyecto a desarrollar.
Determinar el modo de comunicación preferiblemente acorde para
cada subestación.
Determinar requerimientos del programa de PLC para el control
del sistema.
Tabla 1. Cont….
16
SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR
Sem.11
26- 30
de
noviembre
Redactar informe sobre el resultado de la recolección de datos y
requerimientos que orienten la propuesta de diseño del sistema de
control del PLC.
Recolectar las medidas de campo para la evaluación del
comportamiento del programa.
Listar requerimientos para realizar automatización del sistema.
Realizar la virtualización del sistema programándolo para
detectar las fallas en las Subestaciones no asistidas.
Sem.12
3- 07
de
Diciembre
Realizar el diagrama de bloques del sistema de control electrónico
a diseñar
Ajustes y realización de la Automatización del sistema.
Sem.13
18-22
de Junio
Elaborar pseudocódigo del sistema de control electrónico para el
PLC
Listar variables entradas, salidas para realizar la programación del
PLC.
Efectuar la revisión del pseudocódigo.
Ejecutar cambios requeridos en la programación.
Efectuar las adaptaciones sugeridos por el personal de la unidad.
Sem.14
17- 21
de
diciembre
Elaborar una propuesta sobre los pasos y procedimientos para el
mantenimiento del sistema para el control y manejo de la
propuesta Gestión de energía (supervisión Remota).
Documentar la propuesta de mantenimiento sugerida.
Sem.15
24- 28
de
Diciembre
Elaborar una presentación sobre los resultados finales obtenidos
durante la ejecución de las pasantías industriales.
Presentar la propuesta a la unidad del sistema para revisión y
función.
Sem.16
31 de
Diciembre
Al
07 de
Enero
Redacción del Informe Final de Pasantía.
Correcciones del informe final sugeridas por los tutores.
Tabla 1. Cont….
17
2.2 Plan Ejecutado
En la tabla 2 se reflejan las actividades realizadas durante la pasantía, las que
fueron necesarias para cumplir con las actividades pautadas para la elaboración del
proyecto asignado, detallando lo que fue logrado durante cada una de las semanas.
Tabla 2. Plan ejecutado
SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR
Sem1
17-21 de
septiembre
Se reconoció el equipo de trabajo de manera explícita y
recomendaciones de seguridad aplicables en el sitio de laboratorio.
Asignación de lineamientos y gestión del proyecto que fue acorde
con conocimientos de ingeniería electrónica.
Reconocimientos de equipos e instrumentos a utilizar a la hora de
trabajo.
Sem.2
24- 28
de
septiembre
Proyecto # 1: Diseño de un Plan de Gestión de mantenimiento
correctivo según normas AMEF para los tipos de reconectadores de
la diferentes subestaciones del estado Aragua.
Taller de inducción para el manejo de dichos equipos que son
necesarios en la empresa a la hora de salir al campo de trabajo.
Revisión de manuales para conocer el funcionamiento de los
reconectadores en forma general.
Sem.3
01-05
de
Octubre
Inducción y reconocimiento del equipo GVR y NOJA en la parte
del laboratorio (LAPRE).
Estudio de los manuales para saber el funcionamiento general de
estos reconectadores.
Sem.4
08-12
de Octubre
Inducción y reconocimiento del equipo PANECEA y COOPER en
la parte del laboratorio (LAPRE).
Estudio de los manuales para saber el funcionamiento general de
estos reconectadores.
Sem.5
15- 19
de
Octubre
Visita y revisión de los relés existentes en la subestaciones de San
Sebastián, San Casimiro, Tocoron, Cata y la Morita para bajar
datas y hacer la lista de fallas y listar requerimientos necesarios
para la gestión de plan de mantenimiento correctivo.
18
SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR
Sem.6
22-26
de
Octubre
Visita y revisión de los relés existentes en la subestaciones de San
Vicente, San Ignacio, tejerías, La Victoria y Aragua para bajar
datas y hacer la lista de fallas y listar requerimientos necesarios
para la gestión de plan de mantenimiento correctivo.
Sem.7
29 de
Octubre
Al
02 de
Noviembre
Se determinó el funcionamiento actual de los sistema integral de
cada uno de los reconectadores, basado en el estudio en campo de
este y la información recopilada en el manual de dicho sistema, así
mismo se logra en parte ubicar algunas problemática principal,
causada por sobrecargas que ocasionan disparos inmediatos de los
reconectadores presentando fallas al sistema, así como posibles
mejoras al funcionamiento mediante la programación que se le
preste a los relés de los reconectadores.
Revisión de datas para la nuevos arreglos y configuración de los
Relés (programar). Efectuar inspecciones técnicas y pruebas a los
reconectadores en la estación de trabajo de manera que se aplique
la gestión del plan de mantenimiento correctivo.
Sem.8
05- 09
de
Noviembre
Se reprogramaron los relés para que los reconectadores cumplieran
una función específica para evitar las fallas más frecuentes
ejecutado bajo personal especializado.
Se elaboró el plan de gestión de mantenimiento Correctivo para
mejorías del sistema en fallas eléctricas en parte del Estado
Aragua dando a conocer, dando lugar a pruebas y ensayos de dicho
plan de gestión bajo normas AMEF.
Elaborar una presentación sobre los resultados finales, El cómo
aplicarlos y el porqué de plantearlo. Presentación de la propuesta
a las unidades posibles de CORPOELEC.
Sem.9
12- 16
de
noviembre
Proyecto # 2
Revisión de los planos por cada subestación para saber cómo está
conformado y localización de los circuitos por S/E.
Documentar la Descripción del proceso para el diseño de Gestión
de energía y todo lo que se necesita implementar para llevar a cabo
este proyecto. Por otra parte realizando Actividades de
Mantenimiento Rutinario a los Equipos de la estación de Trabajo
para verificar la funcionalidad que llevan cada uno de ellos.
Tabla 2. Cont….
19
SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR
Sem.10
19- 23
de
Noviembre
Consultar prototipos de Comunicación.
Listar elementos de campo posibles para el diseño de la gestión de
Energía del sistema a controlar en los reconectadores de cada
Subestación.
Determinar el modo de comunicación preferiblemente acorde para
cada subestación.
Determinar requerimientos para realizar la adquisición de Datos y
monitoreo de los Reconectadores en la subestaciones no atendidas
del Estado Aragua.
Sem.11
26- 30
de
noviembre
Redactar informe sobre el resultado de la recolección de datos y
requerimientos que orienten la propuesta de diseño del sistema.
Recolectar las medidas de campo para la evaluación del
comportamiento del programa.
Listar requerimientos para realizar automatización del sistema.
Realizar la virtualización del sistema programándolo para detectar
las fallas en las Subestaciones no asistidas.
Sem.12
3- 07
de
Diciembre
Realizar el diagrama de bloques del sistema de control electrónico
a diseñar
Ajustes y realización de la Automatización del sistema.
Sem.13
18-22
de Junio
Elaborar programa en java
Adaptar un servidor acorde para la creación de bases de Datos.
Ejecutar cambios requeridos en la programación.
Efectuar las adaptaciones sugeridos por el personal de la unidad.
Sem.14
17- 21
de
diciembre
Se realizan entrevistas con el personal cliente del proyecto del
sistema de adquisición de datos, se levantan la lista de
requerimientos, llegando a un consenso en cuanto al alcance del
sistema.
Realizar el diseño conceptual del proyecto propuesto
Consultas del modem ofrecido por CANTV, protocolo de
comunicación factible.
Tabla 2. Cont….
20
SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR
Sem.15
24- 28
de
Diciembre
Elaborar una presentación sobre los resultados finales obtenidos
durante la ejecución de las pasantías industriales.
Presentar la propuesta a la unidad del sistema para revisión y
función.
Sem.16
31 de
Diciembre
Al
07 de
Enero
Redacción del Informe Final de Pasantía.
Correcciones del informe final sugeridas por los tutores.
* Nota: El PLC no fue Utilizado por encontrar otra forma más viable y económica,
a pesar de las pruebas realizadas se llegó a la conclusión de usar otro tipo de
tecnología más factible para la empresa.
2.3 Comparación de Plan de Actividades
En la tabla 3 se realiza la comparación entre las actividades aprobadas y
realizadas durante las dieciséis (16) semanas de pasantía a fin de establecer las
actividades cumplidas en los tiempos indicados para la elaboración del proyecto
aprobado.
Tabla 3. Comparación de Plan de Actividades
SEMANA APROBADO EJECUTADO
Sem1
17-21 de
septiembre
Familiarización con el equipo de
trabajo, los equipo, e inducción
básica de seguridad y
funcionamiento de las unidades
eléctricas
Se conoció al equipo de
trabajo.
Se realizó una
presentación Breve de
todos lo que conforma las
subestaciones e
implementos de seguridad.
Proyecto # 1: Diseño de un Plan de
Gestión de mantenimiento
Proyecto # 1: Diseño de un
Plan de Gestión de
Tabla 2. Cont….
21
SEMANA APROBADO EJECUTADO
Sem.2
24- 28
de
septiembre
correctivo según normas AMEF para
los tipos de reconectadores de la
diferentes subestaciones del estado
Aragua.
Inducción en equipos de
distribución e implementos de
seguridad, rompe cargas,
reconectadores, transformadores,
seccionalizadores, rompe Arco,
cincha, arne, pértiga, puesta a
tierra y las 5 reglas de oro.
Revisar la documentación de los
diferentes reconectadores
mantenimiento correctivo
según normas AMEF para
los tipos de reconectadores
de la diferentes
subestaciones del estado
Aragua.
Se realizó un taller de
inducción de algunas y
otras normas que se deben
usar en la empresa como
implemento de seguridad
y reconocimiento de
algunos equipos utilizados
en el trabajo de campo.
Análisis y estudio de los
reconectadores.
Sem.3
01-05
de Octubre
Inducción del reconectador GVR
y NOJA.
Estudio del manual de los
reconectador GVR y NOJA.
Se realizó en la parte de
laboratorio y en algunas
subestaciones pruebas con
los reconectadores.
Estudio de manual para
saber cómo manejarlo,
programarlo y que lo
conforma.
Sem.4
08-12
de Octubre
Inducción del reconectador
COOPER y PANACEA.
Estudio del manual para
programar el reconectador
COOPER y PANACEA.
Se realizó en la parte de
laboratorio y en algunas
subestaciones pruebas con
los reconectadores.
Estudio de manual para
saber cómo manejarlo,
programarlo y que lo
conforma.
Sem.5
15- 19
de Octubre
Visita y revisión de los relés
existentes en la subestaciones de
San Sebastián, San Casimiro,
Tocoron, Cata y la Morita.
Revisión de cada una de
estas subestación, bajar
datas para análisis y
estudio del mismo,
reprogramar con cambios
establecidos a los relés
para el buen
funcionamiento de los
Tabla 3. Cont….
22
SEMANA APROBADO EJECUTADO
Reconectadores.
Sem.6
22-26
de Octubre
Visita y revisión de los relés
existentes en la subestaciones de
San Vicente, San Ignacio, tejerías,
La Victoria y Aragua.
Revisión de cada una de
estas subestación, bajar
datas para análisis y
estudio del mismo,
reprogramar con cambios
establecidos a los relés
para el buen
funcionamiento de los
Reconectadores.
Sem.7
29 de
Octubre
Al
02 de
Noviembre
Redactar informe descriptivo
sobre la situación actual del
sistema de los Reconectadores.
Revisión de Datas para la nuevos
arreglos y configuración de los
Relés (programar).
Efectuar Inspecciones Técnicas y
pruebas a los Reconectadores en
la estación de trabajo.
Elaboración de la gestión de
Mantenimiento Correctivo para
los diferentes tipos de
Reconectadores.
Listar instrumentos y Equipos
para la Gestión de Mantenimiento
correctivo
Se elaboró con datas ya
obtenidas de los
reconectadores revisión y
manejo de algunas fallas
establecidas en la
subestaciones un informe
descriptivo de su estado
actual y que se puede
hacer para manejar dichas
problemáticas.
Se listaron algunas
problemáticas y nuevas
técnicas para resolver
dichos problemas.
Sem.8
05- 09
de
Noviembre
Programar los reconectadores por
ajustes y efectos de las datas.
Ejecutar cambios requeridos en la
programación.
Efectuar las adaptaciones
sugeridas por el personal de la
unidad.
Determinar el plan de Gestión de
mantenimiento Correctivo para
mejorías del sistema en fallas
eléctricas en parte del Estado
Aragua.
Documentar la propuesta del plan
de Gestión de mantenimiento
Correctivo basado en normas
Se reprogramaron dichos
relé ya que algunos
presentaban fallas y
provocaban
inconvenientes a las
subestaciones.
Se diseñó el plan de
gestión de mantenimiento
correctivo con la finalidad
de mejorar la calidad y
uso de los reconectadores,
bajo sugerencias de
personal especializados.
Se presentó la propuesta al
tutor y al personal de
Tabla 3. Cont….
23
SEMANA APROBADO EJECUTADO
AMEF.
Elaborar una presentación sobre
los resultados finales, El cómo
aplicarlos y el porqué de
plantearlo.
Presentar la propuesta a las
unidades posibles de CORPOELEC.
laboratorio con mejoras
para realizar este plan en
ciertos tiempos y como
debe plantearse.
Sem.9
12- 16
de
noviembre
Revisión y rediseño de los planos
por cada subestación.
Documentar la Descripción del
proceso para el diseño de Gestión
de energía.
Realizar Actividades de
Mantenimiento Rutinario a los
Equipos de la Estación de
Trabajo.
Proyecto # 2
Se determinó el
funcionamiento actual del
sistema integral de los
reconectadores, basado en
el estudio en campo de
este y la información
recopilada en el manual de
dicho sistema, causada
por sobrecorriente, que
por el uso y desgaste son
los principales elementos
que ocasionan fallas al
sistema.
Sem.10
19- 23
de
Noviembre
Estudiar el plano de conexión
eléctrica del posible Controlador
Lógico Programable (PLC) que
controlara la Gestión de energía
(supervisión remota)
Listar elementos de campo
posibles para el diseño de la
gestión de Energía del sistema a
controlar en los reconectadores de
cada Subestación.
Elaborar un formato de
recolección de medidas de campo
del proyecto a desarrollar.
Determinar el modo de
comunicación preferiblemente
acorde para cada subestación.
Determinar requerimientos del
programa de PLC para el control
del sistema.
Proponer protocolo de
comunicación.
Listar por ubicación las
subestaciones que
necesitan este protocolo
de comunicación.
Desarrollo de un Sistema
de Adquisición
Procesamiento y de datos
para establecer un control
de comunicación y
monitoreo para las
subestaciones no
atendidas.
Tabla 3. Cont….
24
SEMANA APROBADO EJECUTADO
Sem.11
26- 30
de
noviembre
Redactar informe sobre el
resultado de la recolección de
datos y requerimientos que
orienten la propuesta de diseño
del sistema de control del PLC.
Recolectar las medidas de campo
para la evaluación del
comportamiento del programa.
Listar requerimientos para realizar
automatización del sistema.
Realizar la virtualización del
sistema programándolo para
detectar las fallas en las
Subestaciones no asistidas.
Se determinaron los
requerimientos técnicos
para tener la forma que se
operara el sistema integral
los reconectadores.
Se realizó la descripción
del funcionamiento de la
unidad de control del
sistema de manera
detallada, forma de activar
y controlar todos sus
elementos, manteniendo el
funcionamiento como
proceso principal.
Sem.12
3- 07
de
Diciembre
Realizar el diagrama de bloques
del sistema de control electrónico
a diseñar
Ajustes y realización de la
Automatización del sistema.
Se realizó los ajustes
pertinentes para el
desarrollo del diagrama de
bloques y así poder
automatizar el sistema.
Sem.13
18-22
de Junio
Elaborar pseudocódigo del
sistema de control electrónico
para el PLC
Listar variables entradas, salidas
para realizar la programación del
PLC.
Efectuar la revisión del
pseudocódigo.
Ejecutar cambios requeridos en la
programación.
Efectuar las adaptaciones
sugeridos por el personal de la
unidad.
Se analizaron distintos
protocolo de
comunicación para la
conexión con los relés a
distancias.
Se tomaron sugerencias
por el personal encargado
para efectuar la
programación y efectuar el
nuevo control de función
con los Reconectadores.
Sem.14
17- 21
de
diciembre
Elaborar una propuesta sobre los
pasos y procedimientos para el
mantenimiento del sistema para
el control y manejo de la
propuesta Gestión de energía
(supervisión Remota).
Documentar la propuesta de
mantenimiento sugerida.
Plan de mantenimiento
para este tipo de proceso
dentro de la subestaciones
y para el buen
funcionamiento del nuevo
programa de
comunicación con las
subestaciones no
atendidas.
Tabla 3. Cont….
25
SEMANA APROBADO EJECUTADO
Sem.15
24- 28
de
Diciembre
Elaborar una presentación sobre
los resultados finales obtenidos
durante la ejecución de las
pasantías industriales.
Presentar la propuesta a la unidad
del sistema para revisión y
función.
Se explicó a detalle el
funcionamiento del
sistema de monitoreo con
estos nuevas estructura a
la hora ejecutarlo sepan el
funcionamiento de dicho
programa.
Sem.16
31 de
Diciembre
Al
07 de
Enero
Redacción del Informe Final de
Pasantía.
Correcciones del informe final
sugeridas por los tutores.
Se validó el
funcionamiento del
programa de aplicación
mediante un software de
simulación evaluando
diferentes modo de
funcionamiento y según lo
establecido en los
requerimientos
funcionales.
* Nota: El PLC no fue Utilizado por encontrar otra forma más viable y económica,
a pesar de las pruebas realizadas se llegó a la conclusión de usar otro tipo de
tecnología más factible para la empresa.
Tabla 3. Cont….
26
CAPÍTULO III
APORTES DEL PASANTE
Aparte de las actividades establecidas y ejecutadas en los cronogramas
anteriormente planteados, durante las dieciséis (16) semanas de las pasantías fueron
efectuadas otras como parte del laboratorio de mantenimiento de equipos especiales
(LAPRE), tales como descripción y manejo de la programación de los reconectadores
que se encuentran en función, mantenimientos a otros equipos de laboratorio, apoyo
en pruebas de termografías a diversas circuitos de las subestaciones del estado
Aragua para revisión de puntos calientes que afecten en la estación.
Semana 2 (Del 24 al 28 de Septiembre), Semana 3 (Del 01 al 05 de
Octubre): Se realizó estudios y pruebas para reconocimiento de los reconectadores,
pruebas que se utilizaron para redactar informe del funcionamiento de cada uno de
ellos. Ver (Anexos B)
Semana 4 (Del 08 al 12 de octubre), Semana 5 (Del 15 al 19 de Octubre),
Semana 6 (Del 22 al 26 de Octubre): Durante las anteriores semana se visitaron las
diferentes subestaciones del estado para verificar el comportamiento de cada uno de
los reconectadores, sirviendo como apoyo del personal para la obtención de datas y
reprogramar cada uno de ellos, además de las actividades descritas se archivaron
varias notificaciones y registros que se obtuvieron de las datas obtenidas para poder
llevar un control de ello, haciendo consolidados de información de todos los
Reconectadores otorgándole dicha búsqueda a la unidad de mantenimiento para fines
27
de referencia inmediata en caso de ser necesaria. Ver CD (Carpeta 1 análisis de los
Reconectadores)
Semana 10 (Del 19 al 23), Semana 11 (Del 26 al 30), Semana 12 (Del 03 al
07): A partir de estas semanas se realizaron pruebas de programación a los
reconectadores mencionados para realizar manuales solo de programación para que
sea de fácil ayuda a los que manejan estos dispositivos. Ver CD (Carpeta 2
Manuales NOJA POWER RC-01ES, COOPER POWER form 6, PANACEA)
Semana 14 (Del 17 al 21 de Noviembre), Semana 15 (Del 24 al 28 de
diciembre): Por otra parte en las últimas semanas llego al departamento de LAPRE
un nuevo reconectador llamado Schneider por lo cual estas semana se sirvió de
apoyo para hacer pruebas y adaptación de programación en el Relé de Dicho
Reconectador, por esto se realizó un manual de programación para dejarlo al
personal a encargado y poder tener una guía de manejo a la hora de programar el
relé. Ver CD (Carpeta 2 Manual SCHNEIDER)
28
PARTE II
PROYECTO 1
DISEÑO DE UN PLAN DE GESTIÓN DE MANTENIMIENTO
CORRECTIVO SEGÚN NORMAS AMEF PARA LOS TIPOS DE
RECONECTADORES DE LA DIFERENTES SUBESTACIONES DEL
ESTADO ARAGUA.
29
INTRODUCCIÓN
El siguiente proyecto plantea hacer un plan de gestión de mantenimiento
correctivo en normas de Análisis de modo y efecto de fallas potenciales ( AMEF) lo
que representa para la empresa CORPOELEC un cambio significativo en la
actualización de los equipos, permitiendo de esta manera interactuar directamente con
el equipo y poder obtener de estos las fallas ávido y por a ver en dichos
Reconectadores, dando a conocer el manejo de nuevas tecnologías en estos equipos
presentes a diferencia de otros, estos nuevos equipos automático conformados por
un relé y software para programar las diversas funciones que cada uno presenta
esto permite el reconocimiento de la inestabilidad en las que se encuentran los
Reconectadores, de manera tal se pueda realizar mejoras en el sistema, este plan
también permite aumentar la confiabilidad y el manejo de este sistema eliminando
fallas que afectan la energía eléctrica.
El requerimiento técnico y operativo del sistema permitirá saber que se
necesita para lograr este cambio de la unidad de control, conservando el
funcionamiento actual del sistema e incluyendo algunas mejoras, esto dará lugar al
diseño de la nueva unidad, dando se a conocer en qué forma debe operarla y
manejarla, utilizando un protocolo de mantenimiento dependiendo de la falla que
exista en estos Reconectadores. El tipo de investigación usado para este proyecto es
de carácter descriptivo; en el que se estudia el proceso del sistema integral del relé y
del Reconectador, buscando determinar su funcionamiento y los errores que
suministre. La metodología de este trabajo se expresó en la evaluación y
funcionalidad de los Reconectadores que en si lo que se busca es la mejora en el
sistema para tener mayor productividad y confiabilidad del mismo.
30
Este informe está dividido en dos partes bien diferenciadas a nivel de
presentación sin embargo van de la mano en los hechos ocurridos. Al inicio de la
primera en el Capítulo I parte I, se presenta el Marco Organizacional de la empresa
CORPOELEC, mostrando su topología administrativa y valores con los que la
empresa se rige en sus políticas internas. En el Capítulo II se muestra un cuadro
propuesto para las actividades del pasante, para luego presentar semanalmente las
actividades realizadas por el mismo. Continuando con el contraste o cruce de las
actividades realizadas con las propuestas. Finalizando en el Capítulo III se muestra
aquellas actividades que realizo el pasante que están fuera del cronograma propuesto
los cuales son consideradas aportes hacia el departamento.
La segunda parte explica de forma cronológica el desarrollo del proyecto, en
el Capítulo I abarca la problemática, y los objetivos propuestos para solventarla, con
su respectivo alcance, justificación, presentación de investigaciones anteriores, y
conceptos que servirán de apoyo durante la ejecución del diseño. Posteriormente se
presenta el marco metodológico que engloba los métodos, técnicas y procedimientos
a emplear y el amparo legal de las leyes y normas que justifican y avalan la
realización del proyecto.
Posteriormente se presenta en el Capítulo II un estudio del análisis de la
situación actual de los Reconectadores en las subestaciones del estado Aragua, y el
listado de requerimientos que servirán de insumo para la realización del diseño que
presentado en el Capítulo III se realizó el Diseño de la propuesta para el plan de
mantenimiento y finalmente donde se reflejó las conclusión y Recomendaciones.
31
CAPÍTULO I
CONTEXTO TEÓRICO Y METODOLÓGICO
1.1 Planteamiento del problema
Con el constante desarrollo tecnológico que se ha venido presentando a nivel
mundial y empresarial, ha obligado al hombre a preservar y mantener los equipos y
maquinaria que se encuentran en las empresas o negocios para que mediante de ellos
obtener una mejor eficiencia. El mantenimiento Correctivo se comprende a
modificaciones y arreglos que corrigen los defectos observados en los equipamientos
o instalaciones, es la forma más básica de mantenimiento que consiste en localizar
averías o defectos y corregirlos o repararlos. Los agentes correctivos pueden
modificar también la tecnología dependiendo en la situación en la que sea empleada
para convertir un producto u equipos en productos terminados y de mejor
funcionalidad.
Los factores de competencia o innovaciones en una organización con
frecuencia requieren que la gerencia introduzca equipos, herramientas y métodos de
operaciones nuevos.
Entre los tipos de mantenimiento se encuentra el predictivo, preventivo y
correctivo, todos poseen características diferentes dependiendo de cuán grande sea el
equipo y la productividad diaria de este, el cual se propone para llevar un control y
estudios del equipo y manejar las averías de manera inmediata, es el mantenimiento
correctivo, por otra parte este tipo de diseño también viene comprendido por normas
AMEF que reflejan la descripción total de estos dispositivos, lo que diferencia en tal
es el método de seguimiento y control a detalle de los eventos y registros que
32
suministran los Reconectadores, proporcionando así un nivel de corrección rápida y
preciso.
Las S/E poseen un cronograma de actividades mensual que da motivo para
asistir a revisar su operatividad y funcionalidad, dependiendo de la falla es cuando se
procede a determinar el motivo por el cual no cumple con su función, sin embargo,
carecen de un programa de mantenimiento correctivo protocolar, ejecutando una
buena planificación que permita excelente operatividad y proporcione un registro de
data que sirva de base para el control estadístico de las fallas que se presenten.
Al no atacar la causa principal del problema no se previenen fallas mayores
que traen consigo cortes en el servicio, reducción de la vida útil de los equipos y
trabajo improvisado. Esto ocurre, por no aplicar métodos de información acerca de
cada elemento de la subestación (S/E); sus características eléctricas y mecánicas,
marca y año de fabricación, antecedentes sobre la falla presentada, posibles causas,
controles actuales.
La acción que han sido tomadas en situaciones similares y las acciones
recomendadas. Ante esta situación se genera la necesidad de introducir en el
Departamento de Mantenimiento Especializado el desarrollo de un programa de
Mantenimiento.
Es necesario implantar un plan de mantenimiento ya que la empresa carece de
Supervisiones frecuentes por fallas presentadas en las subestaciones a nivel de
sobrecargas y mal distribución con los equipos, tanto en los Reconectadores como en
otros sistemas presentes en cada subestación, esto permitirá solventar de manera
rápida las fallas imprevistas y más frecuentes en el sistema, permitiendo buena
funcionalidad en los equipos y estabilidad en el suministro de energía Eléctrica.
33
1.2 Objetivos
1.2.1 Objetivo General
Diseñar un plan de gestión de mantenimiento correctivo aplicando análisis de
modo de efectos de fallas potenciales (AMEF) a los diferentes tipos de
Reconectadores de las subestaciones de la empresa CORPOELEC en el estado
Aragua.
1.2.2 Objetivos Específicos
Realizar un inventario de los elementos constitutivos de cada una de las
subestaciones, para determinar las características de los equipos existentes.
Detectar las fallas más frecuente en cada equipo, para el conocimiento de las
debilidades del sistema.
Aplicar el formato AMEF para la determinación del número prioritario de
riesgo de los distintos modos de falla.
Elaborar un plan de mantenimiento correctivo bajo normas AMEF a
implantarse en las SS/EE.
1.3 Justificación
Los diversos procesos basados en la calidad del servicio eléctrico deben ser
asegurados para garantizar un buen servicio para aquellas personas adscritas en el
convenio con la empresa CORPOELEC; compañía del país proveedor por tradición
de muchos distritos y estados, no obstante la aparición de empresas de capital privado
34
obliga a CORPOELEC a entrar en el campo de la competitividad, donde debe
garantizar un mejor servicio con mayor productividad para la población.
Aplicar AMEF permite desarrollar un Protocolo de Mantenimiento preventivo
o correctivo a las SS/EE no atendidas del estado Aragua. Además de tener un
menor número de interrupciones en los circuitos que dependen de éstas, por lo cual se
reducen las pérdidas en KW/h; aumenta la vida útil de los equipos, se minimizan
costos operativos y se provee mayor seguridad de trabajo. Así mismo, trae beneficios
muy específicos al Departamento de Mantenimiento Especializado, pues su personal
tiene un fácil y rápido acceso a data confiable y actualizada de las (S/E), lo cual
permite avances en su sinergia de operación (mejora de procesos de acuerdo a
cambios organizacionales).
Por otra parte el desarrollo de un plan de mantenimiento adecuado a los
requisitos determinados de un área de CORPOELEC, se constituye como un
antecedente para la realización de acciones de mantenimiento en pro a la calidad de
servicio de otros departamentos donde se pueda implantar un plan de gestión de
mantenimiento correctivo similar.
1.4 Alcances
Desde el punto de vista de investigación, los estudios y análisis de planes de
mantenimiento tiene como propósito principal proponer mejoras que permitan
optimizar el rendimiento de la capacidad de operadores, trabajadores y personal
competente en el manejo del sistema, como también de la máquina; de igual manera
los resultados obtenidos podrán ser tomados como fuente de referencia para otros
posibles estudios similares.
35
El proponer este plan de gestión de mantenimiento bajo normas de AMEF a
las subestaciones (S/E) atendidas y no atendidas en el estado Aragua, da paso a
elaborar un programa de mantenimiento correctivo protocolar con la finalidad de
reducir el costo de las reparaciones, proporcionando mayor seguridad en el trabajo,
corregir deficiencias que con el tiempo causan paradas inesperadas para los circuito y
el corte de energía eléctrica, estas mejoras traen consigo mayor productividad y
estabilidad en la operatividad de los Reconectadores.
1.5 Limitaciones
No han presentaron limitaciones en el ámbito bibliográfico, de recurso técnico
y/o humano por contar con la disposición y colaboración del Departamento de
Mantenimiento de equipos especiales con los equipos entre otros, ente organizacional
de CORPOELEC y no quieren comprar software.
1.6 Marco Teórico:
1.6.1 Antecedentes
Sabas, R (2001), en su trabajo “Aplicación de Análisis de Modo de Efectos
de Fallas Potenciales (AMEF) Incorporando la Red VSAT a las Subestaciones
no Atendidas de ELECENTRO – ARAGUA”, presentado como requisito para
optar por el título de Ingeniero Electricista en la universidad Santiago Mariño del
estado Aragua, propone la utilización de un protocolo de mantenimiento Preventivo
bajo normas AMEF para las subestaciones No-atendidas del estado Aragua
agregando una Red VSAT para la comunicación entre las subestación y el operador,
siendo un proyecto utilizado como elemento fundamental para la mejoras indicadas
en dichas subestaciones.
36
Segovia J (2012), en su trabajo “ Cambio de la Tecnología de la unidad de
control Integral de Aire Acondicionado de las Unidades Eléctricas Motrices del
Instituto de Ferrocarriles del Estado (IFE), presentado como requisito para optar
como Ingeniero Electrónico en la Universidad Experimental de la Fuerza Armada
Nacional (U. N. E. F. A.- Maracay) propone la situación la situación de la unidad de
control del sistema integral de Aire acondicionado debido a los inconvenientes y
fallas presentados en el mismo, debido a las tarjetas electrónicas dedicadas que
poseía, promoviendo el cambio de las mismas por un P. L. C. Siemens S7- 200, lo
que colaboro con la programación del presente proyecto, debido a que fue aplicado la
misma marca de controlador con las mismas características y especificaciones.
Maurera M (2012), en su trabajo “ Propuesta de Diseño de sistema de
Control Electrónico para el Proceso de Despliegue y Repliegue del sistema de
Radar OP- PRM del Grupo de apoyo Logístico del comando de Defensa
Aeroespacial Integral de la Fuerza armada Nacional”, presentado como requisito
para optar por el título de Ingeniero Electrónico en la Universidad Nacional
Experimental Politécnica de la Fuerza Armada Nacional (U. N. E. F. A.- Maracay),
propone la situación de la unidad de control del sistema del Radar OP- PRM debido a
sus fallas y el mal funcionamiento que presenta ya que el acceso al código fuente
encontrado en el controlador lógico programable (P.L.C.), está restringido a los
usuarios, lo que colaboro con la programación del presente proyecto, junto al
establecimiento de los procedimientos requeridos para el mantenimiento del sistema,
verificando el funcionamiento del mismo y prolongando la vida útil del sistema en
general.
Cáceres, R. (2010), elaboró un trabajo titulado “DISEÑO DE UN PLAN
PARA LA OPTIMIZACIÓN DEL MANTENIMIENTO PREVENTIVO A LA
MÁQUINA 4003 INSTALADA EN EL AREA DE PRODUCCIÓN DE LA
EMPRESA ALPINA PRODUCTOS ALIMENTICIOS C.A” de la Universidad de
37
Carabobo, el propósito fundamental fue elaborar un plan de mantenimiento
preventivo con el fin de reducir las paradas imprevistas de la máquina 4003 de la
empresa Alpina Productos Alimenticios C.A, el cual sugiere intervenir en los
procesos de compra de repuestos, almacenamiento, reciclaje, así como a los procesos
empleados para determinar cuándo deben ser cambiados los repuestos, equipos y
elementos que ya han cumplido su vida útil.
Castillo A. y Apure A. (2012), en su trabajo “Actualización Tecnológica del
sistema de control de los Tanques de Adhesivo en la máquina VF-01; Diseño
conceptual y básico de un prototipo para probar las RTD y resistencias basado
en Microcontroladores y Propuesta de un plan de Mantenimiento Preventivo
para la máquina vf-01 de la empresa Kimberly Clark Venezuela C.A. ubicada en
Maracay edo. Aragua, presentado como requisito para optar por el título de
Ingeniero Electrónico de la Universidad Nacional Experimental Politécnica de la
Fuerza Armada Nacional (U. N. E. F. A.- Maracay), proponen La actualización
tecnológica realizada a los tanques de adhesivo surgió debido a los inconvenientes
que presenta el sistema actual, ya que por el nivel de obsolescencia que presentan
dichos sistemas, mediante la problemática de los tanques de adhesivo surgió la
necesidad de realizar un probador de RTD y resistencias que se encuentran en las
mangueras y aplicadores de los tanques de adhesivo ya que actualmente no se tenía
certeza de cuando uno de los componentes antes mencionados se encontraba en mal
estado. A su vez se realizó un plan de mantenimiento de la máquina ya que la misma
posee poco tiempo en el país y no posee rutinas de inspección, la documentación
técnica y la observación directa fueron muy importantes para recopilar los
requerimientos de cada uno de los proyectos realizados.
38
1.6.2 Base Teóricas
Diseño: El concepto de diseño suele utilizarse en el contexto de las artes,
la arquitectura, la ingeniería y otras disciplinas. El momento del diseño implica
una representación mental y la posterior plasmación de dicha idea en algún formato
gráfico (visual) para exhibir cómo será la obra que se planea realizar. El diseño, por
lo tanto, puede incluir un dibujo o trazado que anticipe las características de la obra.
Fuente:(definiciones/diseño/).(2007)
Normas AMEF: Análisis de Modo de Efecto de Fallas Potenciales (AMEF) (Saba
R.)(2001).
El Análisis de modos y efectos de fallas potenciales, AMEF, es un proceso
sistemático para la identificación de las fallas potenciales del diseño de un producto o
de un proceso antes de que éstas ocurran, con el propósito de eliminarlas o de
minimizar el riesgo asociado a las mismas.
Por lo tanto, el AMEF puede ser considerado como un método analítico
estandarizado para detectar y eliminar problemas de forma sistemática y total,
cuyos objetivos principales son:
1. Reconocer y evaluar los modos de fallas potenciales y las causas asociadas
con el diseño y manufactura de un producto.
2. Determinar los efectos de las fallas potenciales en el desempeño del sistema.
3. Identificar las acciones que podrán eliminar o reducir la oportunidad de que
ocurra la falla potencial.
39
Para alcanzar meta de lograr un funcionamiento eficiente de las subestaciones,
buscando el menor número de interrupciones, y costos globales mínimos, se deben
incorporar técnicas estadísticas y desarrollar una metodología de control, para
determinar puntos críticos, fallas frecuentes y fortalezas y debilidades del sistema. A
tales fines esta investigación utiliza el Análisis de Modo de Efecto de Fallas
Potenciales (AMEF).
El AMEF es una técnica que consiste en analizar el funcionamiento de
diseños o procesos para prever las posibles fallas que en su implementación pueden
ocurrir. El análisis de esta técnica consiste en establecer la relación de causa y efecto
de las fallas, examinándolas en cuanto a su modo, ocurrencia, severidad y riesgo.
Objetivos de AMEF
Identificar los modos de falla potenciales, y calificar la severidad de su
efecto.
Evaluar objetivamente la ocurrencia de causas y la habilidad de los
controles para detectar la causa cuando ocurre.
Clasifica el orden potencial de deficiencias de producto y proceso.
Tipos de AMEF
De acuerdo a las necesidades de la empresa AMEF se puede aplicar tanto al
diseño, como a los procesos productividad o de prestación servicios.
1. AMEF de Diseño: Es aquel que se utiliza para prever los efectos de las
fallas en el diseño del producto, o instalación de servicio; aplicándose a
componentes y ensambles.
40
2. AMEF de Proceso: Es aquel que se aplica para minimizar los efectos de la
falla en el proceso de fabricación de productos o prestación de servicios. Esta
AMEF es utilizada en el funcionamiento de máquinas, herramientas,
estaciones de trabajo, calibración y otros sistemas de producción. (Por sus
características es el utilizado en este proyecto).
Formato de AMEF
Cada organización debe diseñar y ajustar el formato de AMEF de acuerdo a
sus características particulares y recursos con los que se cuenta. Es recomendable
incluir:
Encabezado.
Función o propósito del proceso.
Indicar: Modo de Falla, Causa, Efecto y Número Prioritario de Riesgo
(NPR).
Indicar controles actuales.
Especificar acciones tomadas y acciones recomendadas.
Una de las principales bases para el modo de efecto de falla (AMEF) es el
tomar en cuenta una de las prioridades y detección para calcular los tipos de riesgos
presentes en el equipo, papa lo que aplicamos para el estudio de los reconectadores
del estado Aragua.
Determinación del Numero Prioritario de Riesgo
Para determinar el grado de ocurrencia es necesario estimar el grado de
severidad, se debe de tomar en cuenta el efecto de la falla en el cliente. Se utiliza una
41
escala del 1 al 10: el ‘1’ indica una consecuencia sin efecto. El 10 indica una
consecuencia grave. Ver tabla 4.
Tabla 4. Criterio de Evaluación de Severidad
Efecto Rango Criterio
No 1 Sin efecto
Muy poco 2 Cliente no molesto. Poco efecto en el desempeño del
artículo o sistema.
Poco 3 Cliente algo molesto. Poco efecto en el desempeño del
artículo o sistema.
Menor 4 El cliente se siente algo insatisfecho. Efecto moderado en
el desempeño del artículo o sistema.
Moderado 5 El cliente se siente algo insatisfecho. Efecto moderado en
el desempeño del artículo o sistema.
Significativo 6 El cliente se siente algo inconforme. El desempeño del
artículo se ve afectado, pero es operable y está a
salvo. Falla parcial, pero operable.
Mayor 7 El cliente está insatisfecho. El desempeño del artículo se
ve seriamente afectado, pero es funcional y está
a salvo. Sistema afectado.
Extremo 8 El cliente muy insatisfecho. Artículo inoperable, pero a
salvo. Sistema inoperable
Serio 9 Efecto de peligro potencial. Capaz de descontinuar el uso
sin perder tiempo, dependiendo de la falla. Se cumple
con el reglamento del gobierno en materia de riesgo.
Peligro 10 Efecto peligroso. Seguridad relacionada - falla repentina.
Incumplimiento con reglamento del gobierno.
Fuente: (Quero Castro, Ana Yesenia) (2003)
Determinación el factor Ocurrencia
Para determinar el grado de detección se estimara el grado de ocurrencia de la
causa de la falla potencial. Se utiliza una escala de evaluación del 1 al 10. El “1”
indica remota probabilidad de ocurrencia, el “10” indica muy alta probabilidad de
ocurrencia. Ver tabla 5
42
Tabla 5. Criterio de Evaluación de Ocurrencia.
Ocurrencia Rango Criterios Probabilidad de
Falla
Remota 1 Falla improbable. No existen fallas
asociadas con este proceso o con un
producto casi idéntico.
<1 en 1,500,000
Muy Poca 2 Sólo fallas aisladas asociadas con este
proceso o con un proceso casi
idéntico.
1 en 150,000
Poca 3 Fallas aisladas asociadas con procesos
similares.
1 en 30,000
Moderada 4
5
6
Este proceso o uno similar ha tenido
fallas ocasionales
1 en 4,500
1 en 800
1 en 150
Alta 7
8
Este proceso o uno similar han fallado
a menudo.
1 en 50
1 en 15
Muy Alta 9
10
La falla es casi inevitable 1 en 6
>1 en 3
Fuente: (Quero Castro, Ana Yesenia) (2003)
Determinación del Factor Detección
Para determinación del grado de detección se estimará la probabilidad de que
el modo de falla potencial sea detectado antes de que llegue al cliente. El ‘1’ indicará
alta probabilidad de que la falla se pueda detectar. El ‘10’ indica que es improbable
ser detectada.
Tabla 6. Criterio para la Evaluación de la Detección.
Probabilidad
Rango
Criterio
Probabilidad
de detección
de la falla.
Alta 1 El defecto es una característica
funcionalmente obvia
99.99%
Medianamente
alta
2-5 Es muy probable detectar la falla. El
defecto es una característica obvia.
99.7%
Baja 6-8 El defecto es una característica
fácilmente identificable.
98%
43
Probabilidad
Rango
Criterio
Probabilidad
de detección
de la falla.
Muy Baja 9 No es fácil detecta la falla por métodos
usuales o pruebas manuales. El defecto
es una característica oculta o
intermitente
90%
Improbable 10 La característica no se puede checar
fácilmente en el proceso. Ej: Aquellas
características relacionadas con la
durabilidad del producto.
Menor a 90%
Fuente: (Quero Castro, Ana Yesenia) (2003)
Determinación del Número Prioritario de Riesgo (NPR)
El NPR permite establecer un sistema de prioridades para implementar
acciones a fin de lograr mejoras, teniendo en consideración su efecto para la empresa
y el cliente. Sirve para realizar comparaciones en el plan de control, de acuerdo a los
valores obtenidos de este factor en los diferentes modos de falla con lo cual se
pueden precisar las debilidades y fortalezas del proceso y también para comparar en
al tiempo los distintos valores obtenidos.
Calculo del Número de Prioridad de Riesgo (NPR)
Es un valor que establece una jerarquización de los problemas a través de la
multiplicación del grado de ocurrencia, severidad y detección, éste provee la
prioridad con la que debe de atacarse cada modo de falla, identificando ítems críticos.
NPR = Grado de Ocurrencia * Severidad * Detección.
Prioridad de NPR:
500 – 1000 Alto riesgo de falla
Tabla 6. Cont….
44
125 – 499 Riesgo de falla medio
1 – 124 Riesgo de falla bajo
0 No existe riesgo de falla
Se deben atacar los problemas con NPR alto, así como aquellos que tengan un
alto grado de ocurrencia no importando si el NPR es alto o bajo.
Gráfica de Corrida: Es una curva de datos puntuales. Un gráfico puede
detectar tendencias o ciclos de una característica, este tipo de gráfico es útil para
determinar causas especiales de variación. (Ver figura 3)
Figura 3. Ejemplo de Gráficas de Corrida
Fuente: (Saba R.) (2001)
Mantenimiento Correctivo:
Comprende las actividades de todo tipo encaminadas a tratar de eliminar la
necesidad de mantenimiento, corrigiendo las fallas de una manera integral a mediano
plazo. Las acciones más comunes que se realizan son: modificación de elementos de
máquinas, modificación de alternativas de proceso, cambios de especificaciones,
ampliaciones, revisión de elementos básicos de mantenimiento y conservación. Este
tipo de actividades es ejecutado por el personal de la organización de mantenimiento
y/o por entes foráneos, dependiendo de la magnitud, costos, especialización necesaria
u otros; su intervención tiene que ser planificada y programada en el tiempo para que
su ataque evite paradas injustificadas. (Norma Venezolana Covenin 3049- 93)
45
Ahora bien se define los aspectos más importantes dentro de una subestación
y el manejo tal de ella de manera que se pueda observar todos los aspectos
importantes en el funcionamiento de este proceso.
Análisis de Averías:
• El objetivo del análisis de fallos:
El análisis de averías tiene como objetivo determinar las causas que han
provocado determinadas averías (sobre todo las averías repetitivas y aquellas con un
alto coste) para adoptar medidas preventivas que las eviten. Es importante destacar
esa doble función del análisis de averías:
Determinar las causas de una avería
Proponer medidas que las eviten, una vez determinadas estas causas.
La mejora de los resultados de mantenimiento pasa, necesariamente, por
estudiar los incidentes que ocurren en la planta y aportar soluciones para que no
ocurran. Si cuando se rompe una pieza simplemente se cambia por una similar, sin
más, probablemente se esté actuando sobre la causa que produjo la avería, sino tan
solo sobre el síntoma. Los analgésicos no actúan sobre las enfermedades, sino sobre
sus síntomas. Evidentemente, si una pieza se rompe es necesario sustituirla: pero si se
pretende retardar o evitar el fallo es necesario estudiar la causa y actuar sobre ella.
• Datos que deben recopilarse al estudiar un fallo
Cuando se estudia una avería es importante recopilar todos los datos posibles
disponibles. Entre ellos, siempre deben recopilarse los siguientes:
46
Relato pormenorizado en el que se cuente qué se hizo antes, durante y después
de la avería. Es importante detallar la hora en que se produjo, el turno que
estaba presente (incluso los operarios que manejaban el equipo) y las
actuaciones que se llevaron a cabo en todo momento.
Últimos mantenimientos preventivos realizados en el equipo, detallando
cualquier anomalía encontrada.
Otros fallos que ha tenido el equipo en un periodo determinado. En equipos de
alta fiabilidad, con un MTBF alto, será necesario remontarse a varios años
atrás. En equipos con un MTBF bajo, que presentan bastantes incidencias,
bastará con detallar los fallos ocurridos el último año. Por supuesto, será
importante destacar aquellos fallos iguales al que se estudia, a fin de poder
analizar la frecuencia con la que ocurre.
Una vez recopilados todos los datos descritos, se puede estar en disposición
de determinar la causa que produjo el fallo.
• Causas de los fallos
Las causas habituales de los fallos son generalmente una o varias de estas
cuatro:
Por un fallo en el material
Por un error humano del personal de operación
Por un error humano del personal de mantenimiento
Condiciones externas anómalas
47
En ocasiones, confluyen en una avería más de una de estas causas, lo que
complica en cierto modo el estudio del fallo, pues a veces es complicado determinar
cuál fue la causa principal y cuales tuvieron una influencia menor en el desarrollo de
la avería.
Subestaciones
Una subestación es una instalación donde se convierten niveles energéticos,
tales como: tensiones y corrientes. Forman parte importante de los sistemas
interconectados y están formadas por una serie de complejos equipos.
Se dice que una subestación es no Atendida, cuando en ésta, no opera personal
permanentemente, generalmente se encuentran en zonas rurales, a niveles de
distribución (34.5/13.8)KV y a potencias aparentes de: 2.5, 5.0, o 10 MVA. Están
constituidas por los siguientes equipos y elementos:
1. Transformador de Potencia
Es un aparato estático, el cual mediante inducción electromagnética transfiere
la energía eléctrica de un punto del sistema conectado a la fuente de energía, a otro
conectado a la carga, variando generalmente los parámetros de entrada para
adaptarlos al centro de consumo. (CADAFE, 1987). Sus componentes básicos son:
Parte activa: Conformada por el núcleo, que es la parte fundamental del
equipo, construida en acero laminado con granos de silicio orientados y
revestidos por un material aislante; y los arrollados tanto de Alta Tensión
(AT), como de Baja Tensión (BT), elaborados en Cobre y recubiertos por
material aislante, generalmente de papel Kraft, impregnado en aceite.
48
Aislamiento interno: Se presenta de acuerdo a las partes donde esté
cumpliendo su función, si se trata de Espiras (papel alrededor del
conductor), entre capas de espiras (capas de papel), en las bobinas (tubo de
papel aislante baquelizado y entre arrollados y masa (aceite mineral).
Tanque principal y cubierta superior: Forman el elemento de
encubamiento de la parte activa del transformador. Sus formas
generalmente son ovaladas y rectangulares, están construidas en láminas de
acero.
Sistema de Enfriamiento: Tienen por finalidad transferir el calor desde las
partes activas del transformador al medio ambiente, puede ser por radiadores
(natural), por aire forzado (ventiladores), por aire forzado (bombas), o por
una combinación de éstos tres sistemas.
Sistema de Expansión: Tiene por finalidad compensar las variaciones del
nivel de aceite en el tanque principal por cambios de temperatura, así
como evitar la oxidación prematura del aceite por contacto directo con el
aire externo. Está integrado por el tanque de expansión, la membrana y el
deshidratador.
Sistema de regulación: Tiene como función mantener constante los
niveles de tensión, en una de las barras a la que se encuentra conectado el
transformador. Está compuesto por el Cambiador de Tomas (TAP), el
Mecanismo de Mando a Motor, el Relé de Regulación de Voltaje, los
Selectores y los Equipos de Indicación.
49
Accesorios: Entre ellos se encuentran los Indicadores (Nivel de Aceite y
Temperatura), los Relés (de sobrepresión o válvula de sobrepresión, el
detector de gas o Buchholz y el tubo explosor), las válvulas de llenado y
drenaje, silicagel, ruedas, frenos y baquelita aislante.
Seccionadores: Son equipos de Maniobra diseñados para abrir o cerrar un
circuito eléctrico en condiciones energizadas o no, pero sin circulación de
corriente de carga o cortocircuito. Está compuesto por: Columna de
Aislamiento, Cuchilla, Base, Terminales, Mecanismo de accionamiento.
Figura 4. Partes del transformador de potencia.
Fuente: (Saba R, 2001)
Reconectador
El reconectador es un equipo diseñado para abrir o cerrar un equipo eléctrico
bajo condiciones normales de operación o de falla y realizar la reconexión automática
del circuito. Sí la falla es permanente abre definitivamente después de un ciclo de
operaciones preestablecido.
50
De acuerdo a su sistema de control se clasifican:
De control hidráulico.
De control electrónico.
Los componentes del Reconectador son:
Sistema de Control: cumple con la función de controlar el tiempo de
disparo, establecer el tiempo de reenganche y contar el número de
operaciones.
Solenoide en serie: está conectado en serie a la línea; cuando fluye una
corriente de falla, la fuerza magnética generada inicia el movimiento de un
émbolo que acciona los contactos del Reconectador.
Mecanismo interruptor: Este puede ser de aceite, aire comprimido o
vacío. La mayoría de los reconectadores utilizan el mismo aceite.
Los reconectadores son aquellos que tienen por función medir continuamente
los valores característicos del circuito (equipo) protegido y desconectarlo del circuito
inmediatamente (por medio de los disyuntores) cuando dichos valores son anormales.
Estos valores pueden ser: corriente, tensión, frecuencia, temperatura, presión o alguna
combinación de ellos.
51
Los que bien se conocen para las subestaciones como equipos de protección:
Reconectador , Relé COOPER POWER Form6
Reconectador, Relé Panacea M5, M9 y GVR POLARR
Reconectador, Relé NOJA POWER RC- 01ES
Reconectador Schneider
Estos reconectadores tienen la misma función cada uno se diferencia por el
modelo y el tipo de software.
El Reconectador COOPER POWER Form 6:
El reconectador está diseñado para una rápida personalización de usuario,
plena protección y medición, todo ello bajo el paragua de la automatización. El
Formulario 6 Control de reconectador utiliza una potente y flexible plataforma de
diseño para proporcionar la máxima funcionalidad de protección, diseño de hardware
estandarizado y sencillas interfaces gráficas interactivas. Estandarizar el control
Form 6.
Ventajas y aplicaciones
El Formulario 6 Control está diseñado para ser flexible y fácil de usar control
que se ha construido a las especificaciones de los equipos de servicios públicos,
técnicos de servicio y operadores de campo. Proporciona importantes trabajos de
restauración de servicios, con acceso instantáneo a funciones operativas para
determinar rápidamente el estado de un dispositivo, localizar fases en falta,
comprobar los contadores, y encontrar otra información crítica. Sistema de
Distribución 15KV y 38KV, 630 A opcional a 800A.
52
Los reconectadores trifásicos automáticos y electrónicamente controlados
Kyle tipo Nova, de Cooper Power Systems entregan protección de Sobre-corriente en
forma confiable y económica, con sistemas de medición y automatización para
circuitos de distribución hasta 34.5 KV.
Un actuador magnético que entrega el tiempo de vida de operación libre de
problemas.
Figura 5. Relé y Reconectador COOPER POWER form 6.
Fuente: CORPOELEC
El sistema de interruptores al vacío encapsulados en polímero no necesita de
dieléctricos gaseosos, líquidos o espumosos, gracias a su sistema magnético.
El tipo de reconectador GVR POLAR y el PANACEA tienen características
muy iguales ya que sus reconectadores son iguales y lo que los diferencia es el tipo de
software el tipo de relé, a continuación se diferencia y se explica cada una de estos
dos.
53
El Reconectador GVR POLAR
El Reconectador GVR se provee en tensiones de15.5, 27 y 38 KV, con
aisladores antivan alismoy Control Microprocesador PANACEA. Es un
Reconectador que se encuentra en un tanque al vacío o contenido de SF6 y utiliza este
mismo me dio para realizar la interrupción del arco eléctrico, es decir, utiliza
interruptores de vacío.
El GVR comprende dos partes: el tanque que contiene el interruptor y el
gabinete de control, con la conexión umbilical.
Figura 6. Visualización de la caja de control del Relé GVR POLAR
Fuente: CORPOELEC
El Reconectador PANACEA:
El Reconectador PANACEA es igual al del GVR ya que posee la misma
característica y se diferencia en base al relé programable, del panacea están el relé
panea M5 y M9 es por esto que el relé Panacea Plus es un equipo desarrollado para
cumplir funciones de protección, medición y control, que atiende necesidades
específicas a través de la implementación de ecuaciones lógicas sobre entradas y
salidas de uso general y con un editor de parámetros del usuario.
54
Figura 7. Relé y Reconectador PANACEA
Fuente: (Manual PANACEA)
Editor de Parámetros del Relé PANACEA, COOPER, NOJA Y GVR
El Programa Editor de Parámetros es un software desarrollado con la finalidad
de facilitar la configuración del relé.
Permite configurar parámetros generales como información del equipo y del
sistema, parámetros de Reconectador como valores de pick-up, curvas de protección,
delay, temporización de los cierres, etc. y parámetros avanzados para programación
del equipo en casos particulares.
55
Además, permite almacenar diversas configuraciones para diferentes equipos
lo que ayuda a mantener organizada toda la información de cada uno de los equipos
de usuario.
Figura 8. Relé programador PANACEA
Fuente: Manual_operacion_10606
Figura 9, El Relé’ NOJA POWER RC- 01ES
Fuente: Manual NOJA POWER RC- 01ES
Figura 10, Relé GVR POLAR
Fuente: Manual Polar Dggei930 Jan 04 Spanish Version
56
Figura 11, Rele COOPER POWER Form 6
Fuente: Manual COOPER POWER
Noja Power presenta su moderna línea de Reconectadores de Media Tensión
en 15 y 27 kV, para montajes al exterior en postes y en S/E. Los productos
fabricados por Noja Power, son Reconectadores en vacío, de 4º generación
accionados magnéticamente. Ellos permiten una alta gama de aplicaciones a la
intemperie, incluyendo protección de subestaciones y de alimentadores de
Distribución.
Dentro de los avances de Noja Power está la exclusiva combinación de un
Reconectador al vacío aislado en un dieléctrico sólido, todo inserto en un tanque
metálico a prueba de arcos, de muy fácil instalación, producto de su tamaño y peso
reducidos (85 kg) y con la más larga duración (30.000 operaciones), equivalente a 30
años.
Algunas funciones principales que incluyen sistemas de protección son:
Protección direccional de sobre-corriente
Protección direccional de falla de tierra.
Protección direccional de falla de tierra sensible.
57
Protección contra bajo voltaje
Protección de baja frecuencia
Protección de arranque en frío
Limitación de transitorios de corriente (Inrush)
Control de reconexión de voltaje.
Los protocolos estándares MODBUS y DNP3.0 incorporados, permiten una
fácil integración en sistema SCADA. Estos equipos cuentan con el software TELUS
que hace que la configuración de las características de protección, comunicación y
registro de datos sea óptima.
Registro separado de sucesos para operaciones de apertura y cierre y
operaciones de protección de fallas.
Medición instantánea de voltaje, corriente, potencia, energía, frecuencia y
factor de potencia
Registro de Perfil de carga
Figura 12. Relé y Reconectador NOJA POWER RC- 01ES
Fuente: CORPOELEC (2011)
58
Para la programación de los Reconectadores se debe tomar en cuenta los
tableros de medición y protección, así como su estructura:
Tableros de Medición y Protección para los Recconectadores
Es una estructura constituidas por láminas metálicas en la cual se disponen de
equipos de baja tensión, en las SS/EE no atendidas cumplen funciones de medición y
protección, ya que albergan dentro de sí a relés, voltímetros y amperímetros.
Estructuras de los Reconectadores
Son los elementos de soporte de la mayor parte de los elementos tipo
intemperie que conforman la S/E, y que conjuntamente con los medios de
aislamiento, permiten mantener la distancia mínima requerida de separación, entre las
partes energizadas y el personal que acceso al patio de la subestación.
Evaluación de los reconectadores para el montaje y soporte del circuito.
1. Pórticos: Estos tienen como función el amarre entre las líneas de diferentes
niveles de tensión y el sostén de barras de barras tendidas y soportadas.
2. Soportes de Equipos: Estos se utilizan para soportar en forma separada a los
equipos principales de las SS/EE tales como los seccionadores,
transformadores de medida, aisladores, etc.
3. Aisladores: Es un elemento no conductor que tiene como función aislar
eléctricamente a las estructuras metálicas de las barras y conexiones
sometidas a tensión. Pueden ser:
59
Sistema de Aterramiento: El sistema de aterramiento de una subestación
es diseñado a fin de garantizar las máximas condiciones de seguridad del
personal que acceso a las subestaciones y de los equipos instalados en la
misma.
Malla de tierra: Formada por conductores y barras enterradas a una
profundidad adecuada y cuya configuración es la de una retícula.
1.6.3 Bases Legales
Ley orgánica de Prevención, Condiciones y Medio Ambiente de Trabajo:
También conocida como LOPCYMAT. Publicada en Gaceta Oficial número 38.236,
de fecha 26 de julio de 2005 (República Bolivariana de Venezuela). En ella se
establecen las disposiciones fundamentales que garantizan a los trabajadores
adecuadas condiciones de seguridad, salud y bienestar en su ambiente de trabajo para
evitar accidentes laborales y enfermedades ocupacionales a la vez que trata todas
aquellas sanciones que se deben cumplir en caso de infracciones. Esta ley se tomó en
consideración ya que al poder realizar trabajos de mantenimiento en los tableros 180
eléctricos la empresa les debe asegurar un ambiente propicio y adecuado.
Norma COVENIN 3049-93: Aprobada por la COVENIN en su reunión N°
124 de fecha 12 de enero de 1993 (República Bolivariana de Venezuela). Esta norma
fue tomada en cuenta ya que mediante de ella se obtiene una mejor gestión del
mantenimiento por medio de las definiciones allí mencionadas.
1.7 Marco Metodológico:
Al momento de plantear esta gestión de mantenimiento correctivo por normas
AMEF se realizó de acuerdo a Bautista, M (2006) el proyecto factible consiste en:
60
“Los proyectos factibles son también conocidos como investigación proyectiva. Este
tipo de investigación intenta proponer soluciones a una situación determinada.
Implica explorar, describir, explicar y proponer alternativas de cambio, más o menos
necesariamente ejecutar la propuesta”. (p.30). En la elaboración de cualquier proyecto
de investigación, sobre todo en un proyecto de grado referente a aspectos o temas de
ingeniería electrónica, siempre es necesario realizar la búsqueda de información y
recolección de datos, que servirán para orientarse y encontrar las herramientas
necesarias que se utilizarán para desarrollar el proyecto completamente, utilizando
diferentes medios para la obtención de esta información según la naturaleza de dicha
investigación.
Se desea hacer la gestión de plan de mantenimiento correctivo a todas las
subestaciones del estado Aragua para mejorar la calidad de servicio y las protecciones
instaladas en el sistema, logrando con esto disminuir en un buen porcentaje las fallas
en el suministro de la energía eléctrica, ofreciendo una solución a los problemas
ocasionados por el exceso de carga conectado en el sistema en dichas subestaciones,
de tal manera que se pueda atender de forma inmediata y precisar dichas fallas. Esta
propuesta se realizó en el laboratorio de mantenimientos equipos especiales
(LAPRE), perteneciente al Departamento de Distribución de CORPOELEC.
1.7.1 Técnicas e Instrumentos de Recolección de Datos
Las técnicas e instrumentos que permiten el desarrollo de la investigación son
las siguientes:
61
Observación directa:
Para la realización del inventario se utiliza la técnica de Observación de
Directa, la cual define Carlos Sabino (1992), como: “El uso sistemáticos de los
sentidos, encaminados a la captación del entorno que se desea estudiar”.
Se realizaron visitas a las dieciochos subestaciones, para organizar los datos
obtenidos en ésta actividad, se utilizaron hojas de codificación donde se le asignó a
cada equipo un formato donde se especifican y describen características eléctricas,
electrónicas y mecánicas de los equipos.
Revisión documental
Específicamente en éste proyecto la investigación bibliográfica desempeña un
papel muy importante porque permite fusionar distintas áreas de la investigación, por
lo cual se consultó con: textos, manuales, catálogos, trabajos e informes realizados,
así como también redes electrónicas de información.
Técnicas de análisis de datos
De las técnicas empleadas en el desarrollo de la investigación, para aplicar
AMEF se determinan los siguientes requerimientos en cada una de las subestaciones:
1. Necesidad de inventario a cada una de las subestaciones.
2. Codificación de los equipos y elementos de acuerdo a la normativa
CADAFE.
3. Determinación de las fallas presentadas frecuentemente, discriminando
causas y efectos de las mismas.
4. Especificación de los controles existentes en la actualidad.
62
5. Establecer un protocolo de mantenimiento correctivo ajustado a las
Normas CADAFE y a las condiciones de disposición de material y personal
del Departamento de Mantenimiento Especializado.
6. Realizar un archivo de informática para manejo fácil y sencillo del
protocolo.
7. Monitorear los puntos de control y medición de los equipos responsable
del óptimo funcionamiento de cada subestación.
1.7.2 Procedimientos empleados:
Entre los procedimientos empleados se tienen los siguientes:
Para el análisis de la situación actual se procedió a visitar el laboratorio
LAPRE para conocer y hacer prácticas con los Reconectadores que allí se
encontraban para poder ejecutar un plan con el funcionamiento y las
posibles fallas existentes que se puedan ocasionar.
Para los requerimientos operativos del sistema se hizo la elaboración del
listado de posibles fallas y eventos ocurrido.
40
Para la selección de un buen plan se llevó a cabo la lectura de manuales ya
estudios de planos para entender los requerimientos y función de cada uno de
los Reconectadores en dichas subestaciones.
Se determinó los recursos necesarios para realizar las acciones de
mantenimiento a los equipos.
63
Para la programación se utilizó el software correspondiente a cada uno de los
Reconectadores.
1.7.3 Metodología de la investigación:
Este estudio se divide en las siguientes fases:
Fase I: Evaluación de procesos
En esta fase se hizo la inspección del lugar de trabajo, específicamente en las
subestaciones para bajar datas donde se conoció el funcionamiento y la interacción de
todos los elementos, y se realizó el estudio de la situación actual.
Fase II: Recopilación de material bibliográfico
Una vez conocido el inventario, se recopilan en la empresa los manuales de
fabricantes, pertenecientes a los mismos, sino se está toda la información se recopila
con personal y páginas web. De igual manera, se consultó el TEG de Saba R. (2001)
especializado en AMEF, así como a especialistas en el tema. Se consultó con los
técnicos y linieros del Departamento de Mantenimiento Especializado para obtener
información respecto a las inspecciones y pruebas realizadas en los equipos.
Fase III: Requerimientos del Sistema
Consistió en la determinación de los requerimientos necesarios del sistema
para su funcionamiento.
64
Fase IV: Inventario en las Subestaciones.
La investigación se inició con visitas a campo en las subestaciones atendidas
para comprobar la existencia y características técnicas de los equipos que se
encuentran en funcionamiento. Dichas subestaciones se ubican en: Las no atendidas :
la zona costera del estado Aragua ( Independencia, Cumboto y Cata ), la zona sur (
San Sebastián y San Casimiro ), Tocoron y Los Tanques ( proximidades de Villa
de Cura ) y Pedregal ( proximidades de Puerto Maya); Las Atendidas :en La morita
(Salida de la Móvil de 30MVA), Las delicias ( Sector Ojo de Agua), Aragua (Vía
Turagua), San Ignacio (Av. Fuerza Aérea sector La Esmeralda), San Vicente (Frente
a la Alcabala La Cabrera), La Victoria (Hacienda el Recreo), Tejerías (Zona
Industrial Tejerías), San Jacinto ( Zona industrial San Jacinto), Macaro ( Sector
terrazas de Paya), el Limón (Dentro de la UCV).
Esta fase permita recolectar los datos de los equipos y sus características
técnicas. Es importante destacar que hubo datos que no se pudieron tomar en el
inventario, bien sea por el difícil acceso a ellos, o porque no se encontraban en estado
óptimo para bajar datas o saber alguna información de estos Reconectadores. Por
Ejemplo: El Reconectador Bahía no se le pudo obtener datas ya que el Relé se
encuentra en reparaciones por tal motivo no se puede realizar estudios.
Fase V: Aplicación de AMEF.
Para aplicar los formatos de AMEF, se consultó con personal profesional,
técnico y liniero, especialistas en el Departamento de Mantenimiento Especializado
de CORPOELEC, concretamente las secciones de subestaciones, líneas energizadas,
termovisión y laboratorio de pruebas. De esa forma se determinar las fallas más
frecuentes en cada equipo. Posteriormente se analizaron las causas y efectos de cada
65
modo de falla, y se determinó el Número Prioritario de Riesgo (NPR), para lo cual se
evalúa ocurrencia, severidad y detección de cada tipo de falla, de acuerdo a las
escalas proporcionadas por el método AMEF. Así se determinan las condiciones
actuales del sistema.
Fase VI: Documentación
Esta fase fue dirigida a la redacción y documentación de la propuesta de los
pasos y procedimientos para la realización del mantenimiento de los elementos del
sistema de despliegue y repliegue del sistema de radar.
66
CAPITULO II
REQUERIMIENTOS
2.1 Descripción del proceso
A nivel nacional se cuenta con una gran cantidad de Subestaciones, de las
cuales Corpoelec en el estado Aragua cuenta con una cantidad considerable de
reconectadores instalados, todas ellas se encuentran operativas tanto como S/E
Atendidas, no atendidas y circuitos en línea que la conforman. Las unidades
especiales y personales calificadas se trasladan periódicamente para mantenimiento
ya sea de carácter preventivo o correctivo según sea el caso.
La cantidad de material descriptivo de los reconectadores electrónicos que
actualmente se están supervisando a nivel nacional por medio de la empresa
Corpoelec algunos no son los adecuados y requieren de un plan de manejo más
prácticos y efectivo a la hora de distribución en el sistema.
2.2 Sistemas de las subestaciones
Primeramente y a nivel general se pretende trabajar con sistemas de mejoras
en las subestaciones del estado Aragua para el desarrollo y bienestar de la población a
nuevos niveles electrónicos que se pretenden adaptar, ya que es este el encargado de
generar estabilidad en el sistema para el consumo de la población. Se trabajan con
67
Reconectadores mecánicos entrando a la posibilidad de poder adaptar equipos
electrónicos para manejar los eventos que provocan fallas en el sistema.
Para este plan de gestión es necesario conocer uno y cada uno de las partes de
la subestaciones; que emplea como están conformadas, que trabajan y como funciona
cada uno de los Reconectadores. Cada subestación posee una cantidad de
Reconectadores instalados no todos poseen las mismas característica en
programación pero si cumplen con la misma función de protección. A continuación se
mostrara un total de circuitos de Reconectadores instalados por zonas y
subestaciones:
• Reconectadores Instalados en la Zona del Estado Aragua
La zona Aragua cuenta con un total de cuarenta y cinco (45) Reconectadores
instalados en líneas de Media Tensión y en subestaciones no atendidas (34.5/13.8 KV
y 13.8/34.5KV). A continuación se detallan según tipo a través del cuadro anexo:
Tabla 7. Total de Reconectadores Instalados en la Zona Aragua
Tipos
de
Reconectadores
Subestaciones
Inst
ala
do
s
Circuitos
en línea In
sta
lad
os
NOJA POWER
Relé RC-01ES.
S/E Los Tanques.
S/E Tocoron.
S/E Cumboto.
S/E Cata.
S/E La Morita.
2
3
2
2
2
S/E Aragua- cto. Santa Cruz.
S/E Macaro- cto. Payita.
S/E El Limón- cto. El Milagro.
S/E Tocoron- cto. San francisco
(Derivación la molinera).
S(E La victoria- cto. Recreo.
S/E Tejerías- cto. Tiara
1
1
1
1
1
1
PANACEA M5
S/E Los Tanques.
S/E Cumboto.
S/E Cata.
S/E San Casimiro
2
1
1
3
S/E San Ignacio- cto. La punta.
1
68
Tipos
de
Reconectadores
Subestaciones
Inst
ala
do
s
Circuitos
en línea
Inst
ala
do
s
S/E San Sebastián. 2
PANACEA M9
S/E Los Tanques.
S/E Independencia.
S/E Pedregal.
2
1
1
No hay
0
COOPER
POWER Relé
form 6.
S/E Los Tanques.
S/E Independencia.
S/E San Casimiro.
S/E San Sebastián.
S/E Tiara.
S/E Tocoron.
1
3
1
1
2
1
S/E San Jacinto- cto. Caprotana.
S/E San Jacinto- cto. Placera.
S/E Las Delicias- cto. El castaño.
1
1
1
GVR con Relé
POLAR No hay 0
S/E San Vicente- cto. Envaragua 1
Reserva
PANACEA M5
S/E Tocoron- Reserva. 1 No hay 0
TOTAL
34
11
TOTAL INSTALADOS : 45
Fuente: Autor (2013)
Es de resaltar que las áreas de influencia corresponden a los seis (06) Distritos
Técnicos: Maracay Norte, Maracay Sur, Cagua, Camatagua, La Victoria y Villa de
Cura. Por lo que una vez realizado el respectivo análisis se le suministrará a cada
Jefatura de Distrito a fin de prever el mantenimiento a circuitos correspondientes a
sus respectivas áreas de influencia, logrando un impacto social positivo ante los
clientes industriales y residenciales.
2.3 Esquema geográfico
La ubicación Geográfica de los Reconectadores instalados en las zonas de
Aragua, se pueden observar en la figura 13, mostrando un punto rojo en el mapa las
zonas beneficiadas por estos equipos.
Tabla 7. Cont….
69
S/E San Sebastián
S/E San Casimiro
S/E Tiara
S/E Los Tanques
S/E Tocoron
S/E Pedregal
S/E Comboto
S/E Independencia S/E Cata
Reconectador Santa Cruz
Reconectador El Recreo
Reconectador Tiara Reconectador Payita
Reconectador Placera Reconectador La Punta
Reconectador Capotrana Reconectador La Cabrera
Reconectador El Castaño
Reconectador La Molinera
Figura 13. Esquema Geográfico del Estado Aragua
Fuente: CORPOELE (2009)
70
Cada una de estas subestaciones posee un numero de Reconectadores
instalados como se mencionó en la tabla N°7, ahora bien para la ubicación y
localización, está el esquema geográfico del Estado Aragua como se puede observar
en la figura 13, donde se detalla ubicación y cuantos reconectadores hay por
subestación, a continuación se mostrara la alimentación por circuito y los MVA de
los transformadores de cada una de estas subestaciones.
Subestaciones Atendidas del Estado Aragua.
Las Subestaciones atendidas están conformadas por dos la tabla N8 muestra
sus características.
Tabla 8. Subestaciones atendidas del Estado Aragua
SUBESTACION Reconectador LOCALIZACION
-La Morita NOJA POWER RC-
01ES
Salida de la móvil a 30 MVA
-Las Delicias COOPER POWER Relé
Form 6
Sector ojo de agua
Fuente: Autor (2013)
Subestación No Atendidas
Las Subestaciones no atendidas del Estado Aragua están conformadas por
siente, la tabla 9, muestra sus características.
71
Tabla 9. Subestación No atendidas del Estado Aragua
SUBESTACION
ALIMENTACION POR
SUBESTACION
CIRCUITOS
TIPO DE
RECONECTADOR
LO
CA
LIZ
AC
ION
Tocoron
34,5/13,8 KV
transformadores de
potencia
2X10MVA
Alimentada por el circuito
peñón de 34.5KV de la
subestación Villa de Cura
I de (115/13.8 KV).
-Principal I
-Principal II
-Yukeri
-Inos
-San Francisco
-Interruptor OX- SF6
-Interruptor OX Relé
M3310
-NOJA POWER RC-
01ES
-PANACEA M5
-NOJA POWER RC-
01ES
LA
VIL
LA
Independencia
34,5/13,8 KV con
transformadores de
potencia de 5 MVA
(principal I) Y
10MVA (principal
II)
Está alimentada por el
circuito Ocumare de
34.5KV de la subestación
Santa Clara (115/13.8
KV).
-Principal I
-Principal II
-Comando
-Playón
-Pueblo de
Ocumare
-Interruptor OX de 34,5
KV
-PANACEA M9
-COOPER POWER
RELE FORM 6
-COOPER POWER
RELE FORM 6
-COOPER POWER
RELE FORM 6
OC
UM
AR
E
Cata
34,5/13,8 KV
TRANSFORMAD
OR DE
POTENCIA
10MVA
Está alimentada por el
circuito Ocumare de
34.5KV de la subestación
Santa Clara (115/13.8
KV).
-Principal I
-Cata
-Cuyagua
-Bahía
-PANACEA M5
-NOJA POWER RC-
01ES
-NOJA POWER RC-
01ES
OC
UM
AR
E
Cumboto
34,5/13,8 KV
TRANSFORMAD
OR DE
POTENCIA
10MVA
Está alimentada por el
circuito Ocumare de
34.5KV de la subestación
Santa Clara (115/13.8
KV).
-Principal I
-Cumboto
-Turiamo
-PANACEA M5
-NOJA POWER RC-
01ES
-NOJA POWER RC-
01ES OC
UM
AR
E
San Casimiro
34,5/13,8 KV
transformador de
potencia 10MVA
Está alimentada por el
circuito San Casimiro de
la Subestación de
Camatagua (115/13.8
KV).
-Principal I
-El Loro
-Placita
-Guiripa
-COOPER POWER
RELE FORM 6.
-PANACEA M5.
-PANACEA M5.
-PANACEA M5.
CA
MA
TA
GU
A
San Sebastián
34,5/13,8 KV
TRANSFORMAD
OR DE
POTENCIA
10MVA
Está alimentada por el
circuito San Sebastián de
la Subestación
Camatagua (115/13.8
KV).
-Principal I
-Caridad
-Industrial
-COOPER POWER -
RELE FORM 6.
-PANACEA M5
-PANACEA M5 CA
MA
TA
GU
A
72
SUBESTACION
ALIMENTACION POR
SUBESTACION
CIRCUITOS
TIPO DE
RECONECTADOR
LO
CA
LIZ
AC
ION
Tiara
34,5/13,8 KV
TRANSFORMAD
OR DE
POTENCIA
10MVA
Alimentada por la
subestación 230/34.5KV
Lomas de Níquel.
-Principal I
-Chaguarama
-Tiara II
-Interruptor en capsulado
-COOPER POWER
RELE FORM 6.
-COOPER POWER
RELE FORM 6.
LA
VIC
TO
RIA
Fuente: Autor (2013).
Circuitos en Línea
Los circuitos en líneas son aquellos que están distribuidos en circuitos
energizados fuera de la subestaciones, los cuales se menciona en la tabla 10.
Tabla 10. Circuitos en Línea del estado Aragua
SUBESTACION CIRCUITO TIPO DE
RECONECTADOR
LOCALIZACION
Aragua -Santa Cruz NOJA POWER
RC- 01ES
Vía Turagua
San Ignacio -La Punta PANACEA M5 Av. Fuerza Aérea
sector La
Esmeralda
San Vicente -Las Vegas GVR Relé Polar Frente a la alcabala
la Cabrera.
La Victoria -El Recreo NOJA POWER RC-
01ES
Hacienda el Recreo
Tejerías -Tiara NOJA POWER RC-
01ES
Zona Industrial
Tejerías.
San Jacinto -La Placera
-Caprotana
COOPER POWER
RELE FORM 6.
Zona industrial San
Jacinto.
Macaro Payita NOJA POWER RC-
01ES
Sector terrazas de
paya.
Tocoron San
Francisco
NOJA POWER RC-
01ES
Derivación del
sector la molinera
Fuente: Autor (2013)
Tabla 9. Cont….
73
Tomando en cuenta las descripciones de lo que contiene cada subestación se
puede hacer un estudio de los equipos existentes en cada una de ellas.
2.4 Análisis de la situación actual
Al realizar diversas supervisiones y el levantamiento de información del sistema
de los reconectadores, consta de un relé programable quien le dicta al Reconectador
la función que debe cumplir y suminístrale a detalle las funciones de errores que
recibe, se analiza el funcionamiento de control mencionado, el cual está compuesto
por un conjunto de equipos tanto mecánicos como electrónicos, en cuanto a la parte
de electrónica se refiere a: el panel de control, fuentes de alimentación, relé
programable, entre otros. En la figura N°11, se visualiza uno de los 4
Reconectadores instalados en la subestación de Cata.
Figura 14. Subestación Cata- Reconectador NOJA POWER
Fuente: Autor (2013)
74
Mediante estos Reconectadores se pueden obtener datas, que permiten hacer
estudios y visualizar los niveles de fallas arrojadas por el transformador, como se
observó en la figura 14, cabe destacar que hay muchos Reconectadores instalados
que cumplen esta función.
Datas, curvas y Ajuste de las Subestaciones atendidas, no atendidas y circuitos
en líneas del estado Aragua.
Se mostrara a continuación una lista donde se explica cada uno de los
circuitos por subestación a las cuales se les tomaron datas, se sacaron los niveles de
sobrecorriente por curvas y ajustes realizados a loos reconectadores. Las
subestaciones son
Tabla 11, Recopilación de Datos de Subestaciones y Circuitos en Líneas
SUBESTACION CIRCUITO
S/E TOCORON
CTO. Magdaleno- NOJA POWER
CTO. Yukeri- NOJA POWER
CTO. Inos- PANACEA
CTO. San Francisco- NOJA POWER
S/E INDEPENDENCIA
Principal II- PANACEA
CTO. Comando- COOPER POWER
CTO. Playón- COOPER POWER
CTO. P. de Ocumare- COOPER POWER
S/E CATA CTO. Cuyagua- NOJA POWER
CTO. Bahía- NOJA POWER
Principal I- PANACEA
S/E COMBOTO Principal I- PANACEA
CTO. Cumboto- NOJA POWER
CTO. Turiamo- NOJA POWER
S/E SAN CASIMIRO
S/E SAN IGNACIO
Principal I- COOPER POWER
CTO. Guiripa- PANACEA
CTO. Placita- PANACEA
CTO. Loro- PANACEA
CTO. La Punta- PANACEA
75
SUBESTACION CIRCUITO
S/E SAN VICENTE
CTO. Las Vegas- GVR POLAR
S/E LA MORITA CTO. Guasimal- NOJA POWER
CTO. Metropolitano- NOJA POWER
S/E LA VICTORIA CTO. El Recreo- NOJA POWER
S/E TEJERIAS CTO. Tiara- NOJA POWER
S/E LAS DELICIAS CTO. El Castaño – COOPER POWER
S-E TOCORON CTTO. San Francisco derivación la molinera-
NOJA POWER
S/E ARAGUA CTO. Santa cruz- NOJA POWER
Fuente: Autor (2013)
A continuación se muestra una data con todos los eventos diarios que
obtiene los reconectadores donde muestra fallas de cortocircuito y sobrecargas, los
momentos de apertura y cierre del Reconectador: Circuito La Victoria, S/E El
Recreo.
S/E La Recreo- Cto. La Victoria
En la tabla 16, se muestra el tiempo donde ocurrieron las fallas, los
niveles de corriente, las curvas de eventos y cuanto lockout hubo, es decir por las
fallas presentes.
Tabla 12. Circuito el Recreo S/E La victoria
Date and
Time
Event
So
u
rce
of
eve
nt Relevant
Cri
tica l
pa
r
am
eter
IN IA IB IC
23/05/2012 Open EF3+ Max(In) 1554 432 62 61
23/05/2012 Open EF3+ Lockout Max(In) 1530 646 233
28/05/2012 Open OC3+ Max(Ib) 66 1863
29/05/2012 Open EF2+ Max(In) 198 55 248 68
Tabla 11. Cont….
76
Date and
Time
Event
So
u
rce
of
eve
nt Relevant
Cri
tica l
pa
r
am
eter
IN IA IB IC
12/06/2012 Open EF2+ Max(In) 176 40 45 229
12/06/2012 Open EF2+ Max(In) 176 63 66 251
16/06/2012 Open EF2+ Max(In) 203 68 75 283
19/06/2012 Open EF3+ Max(In) 1058 55 49 826
19/06/2012 Open EF3+ Lockout Max(In) 1076 35 963 50
20/06/2012 Open EF2+ Max(In) 214 50 54 272
24/06/2012 Open EF2+ Max(In) 191 235 58 68
24/06/2012 Open OC3+ Lockout Max(Ib) 29 1863
26/06/2012 Open OC3+ Max(Ib) 56 1863
26/06/2012 Open EF3+ Max(In) 1076 460 66 80
26/06/2012 Open EF3+ Lockout Max(In) 411 506 278
02/07/2012 Open EF3+ Max(In) 1103 847 81 86
03/07/2012 Open EF2+ Max(In) 163 229 79 96
04/07/2012 Open EF3+ Max(In) 1975 68 1558
09/07/2012 Open EF2+ Max(In) 181 49 226 60
09/07/2012 Open EF3+ Max(In) 1056 469 58 56
17/07/2012 Open EF2+ Max(In) 245 61 300 76
19/07/2012 Open OC3+ Max(Ia) 3343 1967
19/07/2012 Open OC3+ Lockout Max(Ia) 3439 3273
19/07/2012 Open OC3+ Lockout Max(Ia) 3337 1972
29/07/2012 Open EF3+ Max(In) 518 1399 1300
03/08/2012 Open OC3+ Max(Ia) 1660 1644
10/08/2012 Open EF3+ Max(In) 1019 437 52 53
12/08/2012 Open EF3+ Max(In) 1077 47 460 65
15/08/2012 Open EF2+ Max(In) 153 46 221 170
20/08/2012 Open EF3+ Max(In) 1018 39 616 58
21/08/2012 Open EF2+ Max(In) 333 44 364 54
23/08/2012 Open EF3+ Max(In) 387 57 435 69
26/08/2012 Open EF3+ Max(In) 826 653 59 62
26/08/2012 Open EF3+ Lockout Max(In) 681 1173 264
27/08/2012 Open EF3+ Max(In) 1057 51 864 75
27/08/2012 Open OC3+ Lockout Max(Ia) 1894 1874
27/08/2012 Open EF3+ Lockout Max(In) 1930 12 18
27/08/2012 Open EF3+ Lockout Max(In) 1876 96 45 610
30/08/2012 Open EF2+ Max(In) 350 44 50 405
30/08/2012 Open EF2+ Max(In) 348 268 217
Table 12, Cont….
77
Date and
Time
Event
So
u
rce
of
eve
nt Relevant
Cri
tica l
pa
r
am
eter
IN IA IB IC
30/08/2012 Open OC3+ Lockout Max(Ib) 339 1558
08/09/2012 Open EF3+ Max(In) 946 645 70 59
17/09/2012 Open EF2+ Max(In) 356 63 65 78
Fuente: autor (2013)
La figura 15, presenta las Curvas de corriente de fallas (Amp) por fase y
por Tierra registradas por el Equipo del circuito El Recreo:
Figura 15. Curvas de corriente de falla
Fuente: autor (2013)
En la figura 15, se puede observar los pulsos elevados que se muestra en
la gráfica de altos niveles de corriente, donde se puede determinar las causas de las
fallas mostrada, también se puede determinar el cálculo de NPR (Numero de
Prioridad de Riesgos) para sacar posibles soluciones aplicando el plan de
mantenimiento o ajustando las curvas de corriente para ver su comportamiento, estos
eventos se registran por hora y cuantas veces el reconectador salió de función
(Lockout).
Ajuste realizado al Relé:
Se procede a ajustar fallas en el reconectador para mejor funcionamiento,
los cálculos se realizan de la siguiente manera:
Tabla 12. Cont….
78
Tabla 13. Ajuste actual del Relé Reconectador NOJA POWER – Relé RC01ES
AJUSTES INSTANTANEO - 50 TEMPORIZADO-51
S/E LA VICTORIA
BARRA 13,8KV
CIRCUITO: EL RECREO
2800A- ICC TRIFASICO
1618A- ICC MONOFASICO
200A- FASE
60A- NEUTRO.
TRES (03)OPERACIONES
CURVA IEC VI- ANSI VI
Observaciones: protección de sensibilidad a tierra inhabilitada
En esta tabla se observan cambios que se le han hecho al reconectador
después de haber obtenido la información necesaria para estudiar su situación
actual, luego de que se observa la data se ven los niveles de tensión y se procede a
reprogramar el relé con nuevos ajustes calculados, para calcular los nuevos niveles
de curvas se necesita:
Cálculos prácticos:
Ejemplos: Datos prácticos
= 2550 A
Imax del conductos= 480 A
Para el disparo instantáneo o curva de lockout
( )
( )
Para el Temporizado
Sobre- Imax= 480ª
( )
( )
79
Todos estos niveles son necesario para reprogramar y ajustar los parámetros
de corriente de la curva que dan nuevo funcionamiento al Reconectador en este
caso tipo NOJA POWER del Circuito El Recreo, S/E La Victoria, para detalles
programación, ver CD anexado a este trabajo donde se explica a detalle esta función.
Ver CD (Carpeta 2 Manuales NOJA POWER RC-01ES, COOPER POWER form 6,
PANACEA)
Las datas y eventos reales de los Reconectadores ubicados en las otras zonas
se encuentran en el CD anexado a este trabajo donde se puede observar todas las
datas, curvas y ajustes de los demás Reconectadores en las Subestaciones del Estado
Aragua. Ver CD (Carpeta 1 Análisis de los Reconectadores)
2.5 Requerimientos Operativos
Estos reconectadores manejan un software diferente uno del otro pero
cumplen con la misma función de acción:
1- Tienen un tiempo de conteo de 60 sg por reenganche para analizar fallas,
cuatro disparos como máximo, tres de ellos permiten que el equipo analice
los niveles de sobrecarga, si aún persiste la falla hace el cuarto disparo de
modo tal que manda al Reconectador aperturarse y saca el circuito de línea,
en tal caso que el nivel de tensión baje según lo programado por el operador
no hará falta un cuarto reenganche, este continuara su ciclo normal.
2- Apertura y cierre del reconectador, este indicara cuando el equipo este en
función y fuera de función dependiendo.
Se detallara a continuación una de estas funciones:
80
• Detección de Sobre-corriente y Disparo del Reconectador
El elemento sensor de sobrecorriente es el que se encarga de determinar si en
el circuito donde está instalado el reconectador ocurre una falla o una sobrecarga
importante que amerite la desconexión del circuito. Existen Reconectadores que
tiene su elemento sensor instalado en el circuito de alta tensión directamente, como
el reconectador hidráulico y otros cuyo sensor se conecta a través de transformadores
de corriente, montados alrededor de los aisladores pasatapas. Estos últimos que
provechan la reducción de corriente para colocar el sensor electrónico muy versátil.
Figura 16. Esquema simplificado de un reconectador hidráulico con sensor
Electromecánico.
Fuente: Autor (2013)
81
Por otra parte tenemos los Sensores electromecánico:
Figura 17. Reconectador con sensor Electrónico
Fuente: Autor (2013)
El sensor electromecánico de los Reconectadores hidráulicos consiste en
una bobina (solenoide) conectado en serie con la línea, de modo que por ella circula
la corriente del circuito al cual protege el reconectador. Esta bobina esta arrollada a
una armadura que bordea un embolo sujeto por un resorte, el cual puede moverse por
acción del campo magnético que se produce dentro de la armadura, debido a la
corriente que atraviesa la bobina. Cuando ocurre una falla, el embolo del solenoide
se mueve y actúa sobre el mecanismo de disparo, el cual puede ser por mando con
resorte y a través de aparamente hidráulico.
LEYENDA:
C.P: Contactos principales
Ba: Bobinas de detección y disparo
Bc: Bobina de cierre
AUX: Contactos auxiliares acoplados a los C. P
82
En el caso del reconectador con control Electrónico, el Reconectador
tiene una bobina o solenoide de apertura la cual es energizada gracias a la operación
del sensor Electrónico que permite la programación y el ajuste de cada uno de ellos.
Figura 18. Mando del Reconectador con sensor electrónico.
Fuente: autor (2013)
• Mecanismo de Cierre Automático
Una vez que el Reconectador sensa la falla y abre sus contactos
principales, este se vuelve a cerrar en forma automática. En caso de los
Reconectadores Electrónicos, la acción de cierre se lleva a cabo de manera similar,
pero la acción de cierre es ordenada por el mencionado control.
• Tiempo de apertura
Este tiempo es predeterminado dependiendo de la programación y acción
que se quiera que ejecute el reconectador, tiene 3 tiempos para verificar si la falla
aún persiste u un tiempo de reseteo que permite verificar si aún hay falla lo que lleva
al punto de apertura, reseteo o cierre del reconectador. Los tiempos se colocan según
el operador como indique que el reconectador debe funcionar
83
Figura 19. Diagrama de bloques de un Reconectador
Fuente: Autor (2013)
2.5 Requerimientos Técnicos
Para realizar un funcionamiento similar y mejorado, se necesita aplicar paso a
paso la instalación y los equipos necesarios para la instalación de los
Reconectadores.
Equipos Necesarios para el Montaje
La tabla 14, muestra la cantidad de equipos que se requieren para instalar los
Reconectadores.
Tabla 14. Equipos Necesarios para la Instalación de los Reconectadores.
Cantidad Material Observación
03 Pararrayos 15 KV Para ser instalados en la cuba
del reconectador.
02
Barras Cooper well
Para el aterramiento
obligatorio del tanque y de la
caja de control del
reconectador
15 Mts Conductor forrado de sin pantalla
de 15 KV 4/0 aluminio O Arvidal
4/0
Para los puentes de
alimentación de 15 KV del
reconectador.
Para proteger de las
variaciones de voltaje al
Caja de control
unidad de
accionamiento del
reconectador
RS- 232 PC Cable
umbilical
Reconectador
84
Cantidad Material Observación
01 Protector de 110 V sistema electrónico de la caja
de control del Reconectador,
además se necesita un enchufe
macho y uno hembra.
15 Mts
Conductor ST de calibre 12 y/o
14
Para la alimentación en AC de
la caja de Control del
Reconectador.
01 TP de 13800 / 120 V de 60 VA Alimentación de 110 V, el
mismo debe llevar sus herrajes
de protección.
01
Cruceta doble o parte de ella de
1.80 Mts
Para ser utilizado como soporte
para el transformador de
potencia TP, debe llevar sus
cuatro pletinas, sus cuatro
tornillos de máquina, sus dos
asientos de crucetas,
abrazaderas y pernos roscados.
20 Mts
Conductor desnudo de cobre N° 4
Para ser utilizado en la puesta a
tierra del equipo y del control,
además los puentes de media
tensión del TP.
04 Abrazaderas
de 5-5 ½ “
Para la fijación del Tanque y
de la Caja de control del
reconectador.
02 Tubos de EMT de ½ pulgada Para la protección del
conductor de cobre.
03 Abrazadera de 6-6 ½” Para el anclaje del aterramiento
y fijación de la caja de control
30 Tirro o flee Largo Para la fijación de los
componentes
02 Bases Para transform adores Para la fijación del Tanque.
06 Barracudas 4/0 Con sus tornillos, (12) tornillos
en total.
Fuente: Departamento LAPRE CORPOELEC (2010)
Instalación del Reconectador
Es necesario tomar en cuenta el lugar donde ira el pórtico (base del
reconectador), ya que es importante la distancia y el terreno donde se colocara el
Tabla 14. Cont….
85
circuito de protección bien sea fuera o dentro de la subestación, es importante
considerar todos estos puntos. Ejemplo de un armado del reconectador.
Figura 20. Ejemplo de Instalación del Reconectador Noja
Fuente: Departamento LAPRE CORPOELEC (2010)
Este tipo de instalación se debe hacer con sumo cuidado y con personal
especializados en esta Área, ya que es un sistema de protección a inestabilidades que
presenta los Transformadores o circuitos donde es necesario la presencia de estos
equipos, estos equipos permite llevar un control y acceso a operaciones que
produzcan inestabilidades en el proceso mediante una programación suministrada
por el personal a cargo, por medio de la extracción de información de los Relé de
control se puede hacer un estudio y verificar el funcionamiento de cada uno de estos
Reconectadores.
86
2.6 Requerimientos Funcionales
• A fin de lograr el funcionamiento del equipo, se manejaran con un
seguimiento consecutivo el comportamiento de cada uno de ellos para saber
el mecanismo del sistema programado, a su vez agregando ciertas mejoras
consideradas para dar eficiencia al proceso.
• El sistema de control electrónico se va a encontrar regido en las aperturas y
cierres que se le suministre a través de la programación, por lo que el
reconectador mediante la programación será el responsable de recibir las
señales o informaciones de control necesarias para la correcta ejecución del
proceso en general.
• Primeramente existirán un máximo de cuatro aperturas y cierre, tres de ellas
cumplirán una secuencia al momento de detectar la falla si esta falla persiste
abra una apertura en el sistema que sacara al reconectador de línea sino
persiste falla en los tres intentos anteriores seguirá su ciclo de función
correcta y estable, todas en operaciones automáticas, el cual será elegido por
el operando programador.
• Con la caja de control (Relé) principal se maneja toda esta información de
manera tal poder acceder a reconectador sin problema alguno.
87
CAPITULO III
DISEÑO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO
Para la elaboración del plan de mantenimiento, es necesario realizar todas las
actividades que está involucran a los Reconectadores, cada equipo y dispositivo que
forma parte del Reconectador tiene un tiempo de vida útil, ejecutarle un
mantenimiento correctivo a cada uno de estos equipos permite la configuración y
seguimientos del funcionamiento del equipo, para que este tenga más duración que la
establecida por el fabricante, cada elemento tiene una forma de aplicarle el
mantenimiento, utilizando personal calificado y herramientas adecuadas. Para esta
fase del plan de mantenimiento correctivo se evaluaron las funciones y que fallas
persisten más en el sistema cada vez que se programa el Reconectador, viendo de
esta manera que soluciones se pueden prestar para asistir los niveles de sobrecargas u
otras anomalías que pueda prestar este sistema.
Para el diseño del plan de mantenimiento es preciso determinar todos los
componentes, elementos y dispositivos que forman parte del sistema. Para ello se
realizaron los siguientes procedimientos: Identificación del área, identificación,
ubicación y clasificación de los equipos.
En la identificación del área, se busca de manera gráfica tener una forma
de dividir el sistema en áreas, para la identificación, ubicación y clasificación de los
equipos, que es mantener una forma de agrupar los equipos según un criterio, en
el mayor de los casos, por el diagnóstico y datas obtenidas de cada uno de los
reconectadores. Cada evento obtenido permitirá llevar un control y registro
de estos, cuando se les realice mantenimiento o algún tipo de inspección y
88
sustitución de estos, los cuales se toma en cuenta cada una de los detalles mínimos
que presente en ese momento de inspección, llevando así un historial donde se
pueda observar las fallas más frecuentes en el sistema para hacer mejoras en cada
uno de los equipos mencionados.
3.1 Identificación del Área
En esta área se mencionara como esta conformado un reconectador en que
forma esta aplicado. Cada subestación posee un mínimo de 4 reconectadores
dependiendo cuantos transformadores o circuitos estén presentes, este nivel de
protección en la mayoría posee la instalación de dichos equipos ya que nos
proporciona información necesaria para llevar un control y niveles de tensión
manejables para el buen funcionamiento y suministro de energía a las diferentes
zonas, protegiendo de tal manera el equipo de mayor importancia que son los
transformadores de potencia y corriente.
Brevemente se explica cómo debe estar conformado el reconectador
directamente en el pórtico e instalado para su completa función:
Figura 21. Descripción de parte del Reconectador
Fuente: Autor (2013)
Caja de Control para Programar
Reconectador
Portico
Conexiones
89
Principalmente se debe de asegurar que las conexiones estén adecuadamente
conectadas en el reconectador, luego activar la caja de control para programar y
ejecutar la acción de función en el equipo, el pórtico es de suma importancia de
manera tal que este esté bien estructurado ya que el mismo soportara el montaje del
circuito con el Reconectador que se vaya a utilizar en esa zona.
Para llevar un historial de los eventos y registros de los reconectadores es
necesario tener una planilla de cargas donde se pueda anotar los aspectos más
importantes del reconectador. Esta planilla de inspección está basado en el
funcionamiento del sistema integral del reconectador completo, por lo tanto la
revisión se realiza directamente en el tablero de control, que es la manera de
acceder al reconectador internamente para saber por hora y día los niveles de tensión
más altos ocasionados por sobre-corrientes, de manera tal verificando todo el
funcionamiento y tomando nota de las irregularidades que esté presente.
La planilla de inspección o planilla de carga se divide en 3 partes, Ver figura (22):
1. Lectura del relé, donde se evalúa el aspecto general del tablero junto
con los elementos de mando y configuración del sistema entero.
2. La toma de carga por fases, (tomas de corrientes por fases), es la
encargada de verificar que todos los elementos estén interactuando de la
manera adecuada, con los tiempos establecidos y las secuencias correctas
según la configuración establecida.
3. Toma de observaciones, que indica las anomalías suministrada por el
Reconectador.
90
Planilla original
Figura 22. Modelo de Planilla de toma de Carga
Fuente: CORPOELEC (2011)
Se tomara un Ejemplo de una planilla con datos reales, donde se accede a la
caja de control y se entra mediante la tecla menú (al menú del sistema) allí se busca
los valores necesario y precisos que requiere la planilla para poder evaluar el
funcionamiento del sistema que está operando según sea el caso.
91
Figura 23. Modelo de Planilla de toma de Carga
Fuente: CORPOELEC (2011)
Mediante las medidas de tomas de carga por otra parte también es necesario
nombrar fallas existentes en cada uno de los equipos que conforman una subestación
para tener presente que dentro de estas zonas de trabajo se realizan diferentes
procesos de mantenimiento y control..
Existe un grupo de fallas que son frecuentes en los diferentes equipos, tal
como se muestran en la tabla 15.
92
Tabla 15. Fallas Presentadas Frecuentemente
ELEMENTO FALLAS
Transformador
Anormalidades en la tensión del secundario.
Recalentamiento de los Bushings.
Espiras cortocircuitadas o arrollados del transformador.
Exceso de temperatura en el aceite.
Bajo nivel de aceite
Inoperatividad de los ventiladores.
Extrema sensibilidad del elemento de disparo del Relé Buchholz.
Descargas interna (arcos).
Fallas en el núcleo.
Corriente de excitación muy alta.
Falla en el regulador de voltaje bajo carga.
Falla en el sistema de operación
Disyuntores
(dependiendo el
tipo)
Contactos desgastados en los dispositivos móviles o fijos.
Bajo nivel de SF6. Daños en el mecanismo de operación.
Puntos calientes en los Bushings.
Presión de operación
Puntos calientes en los relés.
Mecanismo de disparo en la posición de “ON”.
Mal contacto entre los terminales y polos de disparo.
Disco electromagnético mal calibrado.
Contactos abiertos en el relé de cierre
Tornillos sujetos a las borneras: flojos.
Elongación del resorte que activa la operación de disparo.
Contactos desgastados.
Conductores y conexiones principales en mal estado.
Presión en cada una de las cámaras a 2.5 psi.
Falla en los transformadores de corriente.
Aumento de la temperatura de operación.
Fallas en el sistema de enfriamiento tipo serpentina.
Tabla 15. Cont.…
93
ELEMENTO FALLAS
Conductores y conexiones principales en mal estado
Reconectador
Operando no adecuadamente.
Desajuste en el sistema
Aperturas indeseadas.
Cálculos inadecuados.
Ajustes de las curvas de estabilidad mal configuradas en la
programación.
Contaminación del aceite.
Mal funcionamiento del mecanismo de conteo y secuencia.
Desajuste en la secuencia de cierre y cierre.
Mal instalación de las conexiones
Baterías desgastadas.
Cortacircuitos Porta fusible dañado o quemado.
Conexiones flojas.
Iluminación.
Bombillo quemado. Fotocelda abierta.
Brazo en mal estado.
Fuente: Autor (2013)
En la figura 24. Se muestra un diagrama de los niveles para el tipo de
mantenimiento a realizar, por medio de los hechos que presente con el equipo se verá
a que términos y a que modificaciones llegaran.
94
Figura 24. Diagrama de decisión del tipo de mantenimiento.
Fuente: Autor (2013)
Una vez nombrado las fallas más frecuentes que poseen los reconectadores y
algunos equipos importantes en la subestaciones se proceden a la elaboración del
plan de mantenimiento, es necesario realizar todas las actividades que está
involucran para ejecutar el mantenimiento, cada equipo y dispositivo que forma parte
del sistema integral del Reconectador.
Al tener divido el sistema de control del Reconectador (ver tabla 16) y a la
subestación como complemento del Reconectador (ver tabla 17), permitirá realizar
EQUIPO FUNCIONANDO
FALLO
MANTENIMIENTO CORRECTIVO
REPARACION
MODIFICACION
MANTTO. Paliativo
Arreglos MANTTO. DE MEJORA MANTTO. CORRECTIVO
Imprevisto
Provisional Definitiva
95
el mantenimiento a elementos con características comunes y por ende se realizan
actividades muy similares con las mismas herramientas.
Tabla 16. Áreas del Reconectador Automático
Partes del Equipo Componentes Actividades a realizar
Caja de control del
Relé (interno)
Está conformado por puertos de
comunicación, baterías, puertos
de conexiones I/0, interruptores
de corriente AC y DC, botones y
pantalla de transmisión y
comunicación MMI.
Revisión de las
conexiones de Eléctricas,
ajustes de los terminales y
limpieza para manejo y
control del buen estado del
Reconectador.
Caja de control del
Relé
(Programación)
Pantalla LCD, botones de
control, led de alarmas para
detección de fallas, pulsadores
de apertura y cierre,
Revisión y medición para
el buen funcionamiento
del reconectador.
Programación
Software
Niveles de corrientes, toma de
datos y eventos, curva de
comportamiento del
reconectador, secuencia de
disparos, contador de reseteo
Arreglos y modificaciones
programables en las que el
operador requiere que el
reconectador trabaje.
Reconectador
Bushings del circuito principal Limpieza y ajuste del
reconectador. Sensores de corriente y voltaje
Disparo Mecánico
Fuente: Autor (2013)
Tabla 17. Áreas importantes en la subestación
Procedimiento Actividad
Transformadores
Chequeo de conexiones y
aterramiento, revisión de los
botes de aceite, inspección física
del reconectador.
Limpieza, chequeo de
tensiones y ajuste.
Inspección a toda la
zona de la
subestación
Pica y Poda, Revisión del
alumbrado, Pintado de algunos
equipos, conexiones, medición
de tensión,
Limpieza de las líneas,
revisión de los bombillos,
alineamiento y toma de
datos, Pintado.
Fuente: Autor (2013)
96
A los actividades de mantenimiento mencionadas se le adiciona una serie de
estudios que se realizan cuando se visita, para el cual está a cargo el Departamento
de Mantenimiento de equipos especiales (LAPRE) que se especializa en reparaciones
y mantenimientos de los reconectadores y transformadores de circuitos pequeños, es
decir del pórtico de la subestación a fuera, sin embargo siempre se hace un estudio a
toda las subestaciones por completo para verificar que no existen anomalías, si
existiese, se transfiere la información por escrito reportando fallas con la finalidad de
que el departamento encargado acuda a resolver el problema.
En la tabla 18, se describe el procedimiento a realizar para cumplir con las
actividades antes mencionadas especificando como se comprenden y para qué son
utilizadas.
Tabla 18. Descripción de actividades
Actividades Procedimientos
Limpieza Esta consiste en remover polvo, grasa o algún tipo
de suciedad de los diferentes elementos.
Revisión de conexiones eléctricas
Consiste en revisar el cableado de los elementos,
que se encuentren en buen estado, sin quemadura,
sin cortes.
Ajustes
Consiste en revisar todos los terminales de
los equipos que se encuentren ajustados,
Esto evita que se des configuren y puedan causar
un corto circuito o comportamientos inestables en
el sistema.
Programación
Consiste en arreglar y modificar todas las
variables indeseadas que desajustan al
reconectador, con esto se pueden evitar fallas y
mejoras para el funcionamiento del mismo
Cambio en el equipo
Consiste en el cambio de un elemento en el
reconectador que se desgaste con el tiempo y
provoca un funcionamiento errático.
Pintado Consiste en recuperar el aspecto físico de la parte
externa de un equipo.
Medición
Consiste en utiliza algunos equipos de mediciones
para calibrar y obtener datos de dichos aparatos
que existen en los circuitos o subestación.
Fuente: Autor (2013)
97
3.2 Recursos para el Mantenimiento
Los recursos para el mantenimiento está formado por un personal encargado
de realizar las actividades con las destrezas y habilidades para cumplir con el plan
establecido, este personal necesita las herramientas, equipos y materiales para
desempeñarse de manera eficiente; para cada área y elemento se requiere de
instrumentos y materiales diferentes, para ello en la tabla 18, se visualizan que
elementos se demanda para ejecutar el mantenimiento. Las actividades de
manteniendo serán ejecutadas por el personal que pertenece al Departamento de
mantenimiento como linieros, técnicos e Ingenieros
En la tabla 19, se describe los recursos y herramientas a utilizar en el
momento de implementar el manteamiento.
Tabla 19. Recursos para el Mantenimiento
Equipo Actividades Herramientas Materiales
-------
Limpieza
Juegos de destornilladores,
juego de llaves mecánicas
Lentes de
seguridad,
guantes
Multímetro Revisión de
Conexiones
eléctricas
Pela cable, alicate, pinza de
corte lateral, cuchilla.
--------
Planilla de
carga
ajuste Operador Hoja, lápiz,
calculadora.
Computador,
cable RS-
232
Programación
Operador
computador
Cambio en el
equipo
Juegos de destornilladores,
juego de llaves mecánicas
Guantes, equipo
necesario a
cambiar.
-------
Pintado Juegos de destornilladores,
Juego de llaves mecánicas,
pintura anticorrosivo.
Guantes,
compresor
------- Inspección física Planilla de toma de carga,
llaves para ajustar conectores
-------
Fuente: autor (2013)
98
3.3 Plan de mantenimiento
El plan de mantenimiento es la recopilación de lo evaluado anteriormente, en
una forma ordenada y acotando el tiempo adecuado para la realización de las
diferentes actividades, también agrupando los elementos que tengan características
similares en un solo bloque para la elaboración del plan y la ejecución del mismo, en
la tabla( 20 a la 25), se colocaron los elementos agrupados según su características,
y como se debe ejecutar el mantenimiento o bien sea como es un plan de
mantenimiento correctivo en el momento preciso y adecuado para hacer la
corrección de falla inmediata.
El plan de mantenimiento se dividió por equipos en los cuales se tienen: Caja
de control interno (Relé), caja de control externo (Relé), Programación del
Reconectador, Reconectador, Transformador, subestación.
Tabla 20. Plan de Mantenimiento de la Caja de Control Interno (Relé)
Inspecciones Actividades Procedimiento de
Mantenimiento
Seguridad
Batería
Medición,
Limpieza y
cambio.
Trasladar el personal, revisar la
carga y el estado de la batería,
dependiendo del estado se
verificara si es necesario
cambiarla o no.
Casco, botas
de seguridad
DB9 plug RS-
232 y RS- 485
puerto de
comunicación
Conexión y
revisión de los
pines del
puerto.
Revisar conexiones y probar el
puerto de comunicación en la
caja de control.
Casco, botas
de seguridad.
Cable
umbilical de
conexión
Conexión
Revisión externa de la conexión
del reconectador.
Casco, botas
de seguridad.
Interruptores
AC y DC
Medición
Revisión de los interruptores y
medición para saber si están en
función.
Casco, botas
de seguridad.
Fuente: Autor (2013)
99
Tabla 21. Plan de Mantenimiento Caja de Control Externo (Relé)
Inspecciones Actividades Procedimiento de
mantenimiento
Seguridad
Controles
generales
Revisión de
los controles
para
verificación
programación
Manejo de cada una de las
teclas de control del relé,
verificando que la programación
suministrada por el operador
este correcta. Suministrada
mediante el cable de
comunicación Rs-232 y el
computador.
Casco, botas
de seguridad.
Control LCD
Revisión de
estas teclas
para la
navegación en
el reconectador
Manejo de las teclas para
acceder y navegar en todas las
áreas posibles de programación
en el reconectador.
Casco, botas
de seguridad.
Teclas rápidas
Revisión de
los controles
Manejo de las teclas para
acceder a las configuraciones
internas del Relé.
Casco, botas
de seguridad.
Fuente: Autor (2013)
Tabla 22. Ajuste de Parámetros de Reparación en los Reconectadores
Inspecciones Actividades Procedimiento de
Mantenimiento
Seguridad
Configuraciones
con el software
Ajustes
Ajustar y modificar
aplicaciones fuera de control,
curvas de corriente pen caso de
estar en mal función.
Casco, botas
de seguridad.
PC bajar datas
Revisión y
ajustes
Ajustar cálculos y modificar las
correcciones observadas en las
datas.
Casco, botas
de seguridad.
Registro de
operaciones,
Registros de
eventos, Perfil
de fallas, Perfil
de cargas,
Registro de
cambios,
controladores
de fallas.
Revisión y
ajuste
Ajustes modificables si son
necesarios, pero siempre es
recomendable cambiar
configuraciones para evitar
prontas fallas inesperadas.
Casco, botas
de seguridad.
100
Inspecciones Actividades Procedimiento de
Mantenimiento
Seguridad
Configuración
de curvas de
corriente,
Configuración
protocolos
DPN3 y
MODBUS para
ajustes de
SCADA.
Revisión y
ajuste
Ajustar modificaciones
relevantes a cada uno de estos
aspectos.
Casco, botas
de seguridad.
Fuente: (2013)
Tabla 23. Plan de Mantenimiento del Reconectador
Inspecciones Actividades Procedimiento de
Mantenimiento
Seguridad
Bushings del
circuito
principal
Limpieza,
pintado,
conexión y
ajustes
Limpieza de Bushings cuando
se requiera, si se quema o con el
tiempo su total uso es necesario
cambiarse.
Casco, botas
de seguridad.
Sensores de
corriente y
voltaje
Conexión y
Ajuste
Revisión por cada visita de los
sensores para verificar su
funcionalidad.
Casco, botas
de seguridad.
Disparo
Mecánico
Ajuste
Revisar y ajustar su
funcionalidad por si algún
motivo no se realice los
disparos correctamente.
Casco, botas
de seguridad.
Fuente: Autor (2013)
Tabla 22, Cont….
101
Tabla 24. Plan de Mantenimiento a los Transformadores
Inspecciones Actividades Procedimiento de
Mantenimiento
Seguridad
Botes de
Aceite,
Niveles de
Tensión,
Cronometro de
Temperatura
Medición,
Revisión y
Conexión
Identificar claramente el
funcionamiento por si presenta
fallas, verificar en los
indicadores el nivel de
temperatura, verificar botes de
aceite y llenar las planillas de
inspección para pasar reportes
de esas anomalías al
departamento encargado.
Casco, botas
de seguridad.
Subestación
Pintado,
Conexión,
Ajustes,
Medición.
Trasladar al persona, verificar
alumbrados, limpieza si lo
requiere, edición de tensiones,
Verificación del estado de los
Reconectadores,
Transformador, Revisión de los
pórticos, si hay alguna anomalía
se procede se procede a
reemplazar equipos según sea el
caso. En tal caso de anomalías
fuera del alcance del personal se
procede a llenar planillas para
pasar reportes a los
departamentos encargados.
Casco, botas
de seguridad.
Fuente: Autor (2013)
En este plan se reflejan todas las funciones requeridas en cada equipo de las
subestaciones, estas revisiones se realizan cada vez que se visita las subestaciones
para llevar un control del manejo de cada uno de los factores que allí se encuentran.
Para la seguridad del personal siempre es recomendable que utilice casco y botas de
seguridad dieléctricas antes de entrar a las subestaciones.
102
Se mencionara el personal a cargo de estos mantenimientos y los materiales
necesarios para que opere en ese momento.
Personal: Ingenieros a cargo, Técnico, personal de apoyo si es necesario.
Materiales: si es solo para tomar cargas y mediciones se utiliza Hojas de planilla de
carga para anotar todas las anomalías existentes y computador para poder bajar todas
las lecturas del relé del reconectador.
Si es para realizar trabajos ya predeterminados, pues se utiliza herramientas
como alicates, destornilladores, TTR, Voltiamperimetros, Llaves, entre otros.
Procedimientos:
1. Tener niveles de protección al entrar en una subestación o al manejar
cualquier tipo de circuito que posea este equipo de protección que son
los Reconectadores, Ejemplo: al entrar en una subestación es necesario llevar
los implementos de seguridad, Casco y botas dieléctricas.
2. Revisar la caja de control de cada uno del relé de los reconectadores, medir
tensiones, alimentación, revisar conexiones, revisión de baterías para
verificar si necesitan ser cambiadas o limpiarlas por estar sulfatadas. ( llenar
planilla de cargas con todas y cada una de las anomalías encontradas).
3. Revisar la caja de control (programación) se conecta el cable RS- 232 del
puerto del computador al relé del Reconectador para poder comunicarlos y
poder bajar datas y eventos de cada uno de ellos se guarda en la PC para
luego analizar las fallas que frecuenta el Reconectador, sin embargo para
tomar medidas el ingeniero o técnico a cargo, programa con nuevos cálculos
a ver cómo se comporta con esas medidas el Reconectador, se modifican las
103
curvas de corrientes instantáneas según sea el cambio que requiera y se
ajustan los tiempo del contador para detención de fallas.
4. Se hace una revisión a fondo de toda la subestación para pasar reportes a
los departamentos especializados en cada uno de ello, porque para trabajar
con los trabajadores directamente se requiere sacarlo de línea
completamente, eso también dependerá del tipo de problema presente en la
subestación.
5. Se revisa si necesita poda y alineamiento de algunos equipos, alumbrados
entre otros.
6. Luego de haber culminado con todo eso se archiva las cargas tomadas y se
completa con un informe que se pasara a coordinaciones mayores que
tomaran medidas para bajar recursos e ir a atender la subestación que
presente dichos problemas.
Nota importante: es necesario tener encuentra tener los implementos de seguridad,
guantes, casco y botas de seguridad.
Los procedimientos anteriores se pueden visualizar mejor en el diagrama de
flujo de la figura 24.
3.3 Descripción de los paneles de Control:
A continuación se explicara brevemente algunas funciones, teclas del panel
de control a la hora de programar y configurar el relé, mediante programación o
criterios que le proporcione el operador técnico o el ingeniero a cargo.
Ahora bien se dará una pequeña explicación de algunas funciones y de
algunas teclas de los panel de control a la hora de programar y configuración del
104
relé, mediante programación o criterios que le proporcione el operador técnico o el
Ingeniero.
a). Panel de control del Reconectador NOJA POWER RC-01ES
La interfaz del operador para el Cubículo de Control del Reconectador (RC)
se conoce por la abreviación HMI (Interfaz Hombre Máquina). El HMI consiste en
un teclado de membrana sellada con botones de presión con indicación diodos de
emisión de luz (LED) junto a una pantalla de cristal líquido (LCD) de cuatro líneas,
20 caracteres y botones de presión para navegar.
Este panel de control está conformado por:
Control del Reconectador e indicaciones
Detalles de las operaciones Cerrado/Abierto
Ver y cambiar los ajustes de sistema y protección
Ver todos los contadores (Tiempo de Vida y contadores de falla)
Borrar información guardada (Medición de energía, Registro de Eventos,
mensajes de cambio, cargar perfil, operaciones CO, contadores de falla).
Para Botones de control general
1. El botón ON/ OFF: El control e indicación del MMI sólo está operativo
cuando el HMI está activado. Esto se indica en el texto de la pantalla. Una
vez activado, el HMI automáticamente se desactivará si no detecta actividad
del operador por 5 minutos. también permite probar la pantalla LCD y
todos los diodos de indicación.
105
2. El Botón de Modo de Control: Permite poner el Control del
Reconectador en modo control local o control remoto. Los LED
respectivos indican el modo elegido.
3. En modo local: La indicación está disponible tanto para las aplicaciones
locales como remotas pero los controles sólo pueden ser ejecutados
localmente. En modo de Control Remoto la indicación está disponible
tanto para las aplicaciones locales como remotas pero los controles sólo
pueden ser ejecutados por aplicaciones remotas.
4. El botón rojo marcado ‘I’ se usa para cerrar los contactos del
reconectador: El control sólo se ejecuta si el HMI está en modo control
Local. Si el HMI se encuentra en modo control Remoto, entonces el LED
marcado CLOSED no parpadeará, indicando que el control no ha sido
aceptado.
5. El botón verde marcado ‘O’ se usa para abrir los contactos del
reconectador: Un control Abierto del MMI puede ser ejecutado en ambos
modos de control.
Para Botones de Control General LCD
1. Botones de Contraste LCD: El ajuste del contraste se lleva a cabo
presionando este botón para recorrer el rango posible deposiciones de
contraste. Cuando se suelta, la pantalla mantiene la última configuración de
contraste.
106
2. Botones de Navegación: Estos botones permiten moverse a través de la
estructura de menú del MMI y cambios de valores establecidos.
3. El botón ENTER: Se usa para ingresar a un campo dentro del menú de
datos una vez que ha sido seleccionado, (los campos que no se pueden
cambiar, sólo indicativos, están marcados por flechas, al presionar
ENTER, la pantalla LCD puede mostrar el siguiente nivel, o bien, rodear el
campo elegido con paréntesis. Paréntesis triangulares que indican que
otra pantalla está disponible al apretar enter. Paréntesis cuadrados [ ]
indican que el valor se puede cambiar presionando los botones con flechas.
4. El botón ESC: Provee una manera de revertir la navegación. Al
presionarlo, el usuario se devolverá una pantalla o dejará de seleccionar
una variable.
Para teclas de acceso rápido
1. La Tecla Rápida de Protección: Se usa para encender (ON) o apagar
(OFF) la Protección. Al ser apagada, todos los elementos de protección
para todos los grupos se desactivan.
2. La Tecla Rápida Falla de Tierra (EF): Se usa para activar o desactivar
todos los elementos de Sobrecorriente de Falla de Tierra, para todos los
grupos. Al ser apagada, todos los elementos de EF se desactivan.
3. La Tecla Rápida Falla de Tierra Sensible (SEF): Se usa para activar o
desactivar todos los elementos de Sobrecorriente de Falla de Tierra
107
Sensible para todos los grupos. Al ser apagada, todos los elementos de
SEF se desactivan.
4. La Tecla Rápida Reconexión (AR): Se usa para desactivar o activar
todos los elementos de Auto Reconexión para todos los grupos. Al ser
apagada, todos los elementos de AR.
5. La Tecla Rápida Carga Fría (CLP): Se usa para desactivar o activar
Pickup de Carga Fría para todos los grupos. Al ser apagada, todos los
elementos de CLP se desactivan.
6. La Tecla Rápida Línea Viva (LL): Se usa para activar o desactivar todos
los elementos de Línea Viva para todos los grupos. Al ser apagada, todos
los elementos de LL se desactivan.
7. La Tecla Rápida Grupo Activo: Se usa para seleccionar cuál de los
cuatro Grupos de Protección está activo. Cuando el grupo apropiado ha
sido elegido (indicado por el LED parpadeante), ese grupo se vuelve
activo al presionar ENTER
b). Panel de Control del Reconectador COOPER POWER form 6
El tablero delantero del control de restauradores Form 6 ofrece capacidades
completas de funcionamiento:
Vista de cantidades medidas instantáneas y demanda
Vista de fallas
Vista de resultados de localizador de fallas
108
Cambio de grupos de valores
Accionamiento de teclas de función
Accionamiento del restaurador
Indicación y estado de programación de control
La sección superior del tablero delantero proporciona las herramientas de
estado e interrogación para acceder a la información del control form 6.
1. Control OK (control funcionando correctamente): indica que el control
funciona de modo normal y no se encuentra en estado de alarma.
2. Control de alimentación: Indica que se encuentra en carga (Voltaje)
adecuada para disparar el restaurador.
3. Control bloqueado: Este led verde indica que el restaurador está
bloqueado y que la secuencia del restaurador no está en proceso.
4. Restaurador abierto: Indica que el restaurador se encuentra abierto.
5. Restaurador cerrado: Indica que el restaurador se encuentra cerrado.
Pantalla LCD de menú
1. Cuatro botones de navegación en la pantalla LCD: Menú, Entrada, +, -
2. Teclas de selección de comandos de menú en pantalla LCD (F1,
F2, F3, F4): para seleccionar, aceptar o cancelar comandos de menú de la
pantalla LCD.
3. Cuatro teclas de flechas para desplazar el cursor.
109
Teclas de acceso rápido de menú de pantalla LCD:
1. Medición: Despliega los valores instantáneos de corriente y voltaje
medidos en el sistema.
2. Reposición de Banderas: Reposiciona los indicadores de falla de inmediato
(sin importar si se han programado retardos intencionales).Si la falla que
ocasiono la activación del indicador sigue existiendo, el indicador se
reposiciona pero vuelve a indicar la falla de inmediato
3. Eventos: despliega los últimos 25 eventos de SOE.
4. Pruebas de lámparas: Ilumina todos los LED del tablero del operador
para verificar que estén debidamente conectados y en buenas condiciones.
5. Ajustes: Permite modificar o ver los valores de configuración del
restaurador en la pantalla de LCD.
6. Contador de operaciones: Despliega el total de operaciones de disparo,
accionamiento de indicadores de fallas y reposiciona todos los contadores.
7. Alarmas: Ofrece información sobre el estado de todas las alarmas
8. Cambio: Es necesario oprimir este botón para permitir la modificación de
alguna de las nuevas teclas.
Funcionamiento del restaurador y teclas de función:
1. Botón de abrir: Dispara el restaurador desde el tablero del operador.
Abre el restaurador y bloquea el control, impidiendo las funciones de
restauración automática subsiguientes.
2. Botón de cerrar: cierra el restaurador, el control ya está preparado para
una nueva secuencia de disparo/ cierre.
3. Mantenimiento de línea energizada: Impide todos los intentos de cierre de
control y traslada la protección al modo de un disparo antes de las curvas
compuestas por el operador.
110
4. Inhabilitar el cierre: Proporciona una desconexión visible del circuito de
cierre.
C). Panel de control del Reconectador PANACEA PLUS
Las conexiones entre los módulos y el relé Panacea Plus son implementadas
mediante conectores tipo RJ, DB y Combicom en la parte posterior de la unidad. Al
abrir la puerta sobre la que descansa el panel frontal del relé, el usuario puede
acceder a los diferentes módulos, baterías y circuitos de control del equipo.
Baterías
El banco de baterías del tipo plomo ácido sellado se encuentra instalado en la
parte inferior de la caja de control dentro de compartimentos metálicos. Las baterías
se encuentran sujetas firmemente en su interior por medio de láminas metálicas.
Panel de control
• Pantalla
1. Primera pantalla: Muestra las palabras “PANACEA PLUS”, la versión
del software, el modelo y el número de serie de la unidad.
2. Segunda pantalla: Muestra las alarmas de tensión AC, baterías y presión
del gas SF6.
3. Tercera pantalla: Muestra los estados de los módulos IO y AD del relé
Panacea Plus.
4. Cuarta pantalla: Muestra el valor de las corrientes de las tres fases y
tierra.
111
5. Quinta pantalla: Muestra el valor de voltaje de una fase, voltajes fantasmas
y frecuencia del sistema.
6. Sexta pantalla: Muestra el valor de la potencia activa, reactiva, factor de
potencia y la presión del gas en bares.
7. Séptima pantalla: Muestra la vida útil restante de las botellas de vacío de
las tres fases.
8. Octava pantalla: Muestra los contadores de reset, lockout y el ajuste
alterno activo.
Teclas de comando y led de señalización
1. Cerrar: Cuando se presiona esta tecla, el Panacea Plus envía un comando de
cierre al Reconectador e inmediatamente el LED “cerrado” se enciende.
Esto es una indicación de que el reconectador se encuentra en posición
cerrado.
2. Abrir: Cuando se presiona esta tecla, el Panacea Plus envía un comando de
apertura al reconectador, e inmediatamente el LED “abierto” se enciende.
Esta es una indicación de que el reconectador se encuentra en posición
abierto.
3. Corriente carga: Cuando se presiona esta tecla la pantalla mostrará los
valores de las corrientes instantáneas de fases y tierra.
4. Ajuste alterno: Cuando se presiona esta tecla, el relé cambiará su ajuste
actual (Ajuste alterno 1 o 2). Ejemplo: si el ajuste alterno 1 está activo, al
presionar la tecla ajuste alterno, se activa el ajuste alterno 2. Esta tecla no
tendrá ningún efecto si el ajuste actual es el de Línea Viva (Ajuste alterno 3).
El menú rotativo informa el ajuste alterno actual del relé.
5. Recierre habilitado: Si este LED se encuentra encendido es porque la
función recierre Habilitado se encuentra activa, permitiendo al equipo
efectuar los recierres que tenga programados en su secuencia de disparos.
112
6. Tierra habilitada: Si este LED está encendido es porque está función se
encuentra activa. Bajo esta situación, en la eventualidad de una falla a
tierra, la protección de tierra – incluyendo SEF – operará de acuerdo a la
secuencia programada. Presione la tecla para desactivar esta función. El
LED se deberá apagar.
7. Línea viva habilitada: Si este LED está encendido los ajustes de Línea
Viva (Ajuste Alterno 3) están activos. Cuando se presione esta tecla este
LED se apagará y se activará automáticamente el ajuste alterno que se
encontraba operando antes de la activación de la línea viva.
8. Remoto habilitado: Si este LED está encendido, entonces el Panacea
Plus se encuentra en el modo de Operación Remota. Ello significa que
todas las teclas de comando del relé, excepto la de Corriente Carga,
estarán bloqueadas y los comandos sólo serán posibles en forma remota.
d). Panel de control del reconectador GVR POLAR
Controles e indicadores locales:
1. Pulsador de estado. (Status): Los led’s de indicación encendidos al
oprimir este pulsador muestran cuales están habilitados.
2. Led de POLAR despierto. (Awake): Este led se ilumina cuando el
POLAR es activado desde su estado de reposo o bajo consumo de energía.
3. Led de bloqueo de secuencia. (Lockout): Este led se ilumina cuando
una sucesión de protección termina en la condición de bloqueo, por
ejemplo con el Reconectador abierto. (OPEN), Este led se apaga
automáticamente por una operación local o remota de cierre [CLOSE].
4. Alimentación de la Protección. Activo / Inactivo: Cuando la
alimentación de la Protección está activada, el POLAR responderá por
corrientes de falla, de acuerdo con los ajustes programados.
113
5. Prioridad de Control: Local / Remoto: Cuando la Prioridad de Control es
el mando Local, el POLAR y el GVR pueden ser controlados por los
pulsadores descritos en esta sección. Cuando el Control Prioritario es
Remoto, el pulsador Local no opera. El POLAR y el GVR pueden ser
controlados vía interface por medio del circuito de mando.
6. Autorecierres: AUTO/ 1 DISPARO, Cuando es ajustado en AUTO, el
POLAR responde a fallas de corrientes con la secuencia programada
hasta 4 aperturas para luego bloquear el reconectador. Cuando es ajustado
para 1 disparo el relé POLAR responde a las fallas de corrientes con
solamente 1 apertura (1 SHOT). Las características para esta apertura son
programables por separado.
7. Protección de tierra: activado/desactivado Cuando la Protección de
tierra está en “IN” (Activada), el relé POLAR responde a fallas de corrientes
de tierra con sus ajustes programados. Cuando la Protección de tierra está en
“OUT” (Desactivada), el relé POLAR no responde a fallas de corrientes de
tierra.
8. Protección SEF (SGF): activada/desactivada. Cuando la Protección SEF
está activa, el relé POLAR responde a las corrientes de SEF de acuerdo
con sus ajustes programados. Cuando la Protección SEF está desactivada, el
POLARR no responderá a las corrientes SEF.
9. Cierre y Disparo (CLOSE/ TRIP): El pulsador de cierre inicia un pulso
controlado por software para cerrar el GVR. El pulsador de apertura
inicia un pulso controlado por software para abrir el GVR.
3.4 Análisis de fallas suministrado según datas obtenidas por los
Reconectadores
Al visitar cada una de las subestaciones antes mencionadas se obtuvieron
datas y eventos, para revisar el comportamiento del reconectador, unos que otros
114
presentaron fallas por sobrecargas ocasionadas por tensiones altas que implicaron
que el relé cumpliera con sus reenganches programados y quedara fuera de línea, lo
que implica que el operador bien sea (técnico e ingeniero) viendo tal caso, tener que
programar el reconectador para que soportase una carga mayor a la que común
mente trabaja.
Para una operación correcta, tanto a 50 como 60Hz, la frecuencia nominal
debe ser ingresada por el usuario. La medición del voltaje se expresa en términos del
voltaje fase-fase nominal, también ingresado por el usuario.
115
Subestación Y/O Circuito: Fecha y Hora: AMEF Análisis del Modo Efecto de la Falla
Ingeniero o Técnico:
Zona Afectada:
Equipo: Modo de la Falla
Efecto de la Falla
Causa de la Falla
Situación Actual Observaciones
Acciones
Recomendada
Acciones
Adoptadas Proceso Fases
O S
D
Valor NPR Descripción Función Fase1
Amp Fase2 Amp
Fase3 Amp
Probabilidad de Ocurrencia de falla: Altamente imposible= 1 Muy baja probabilidad=2-3 Probabilidad media= 4-6 Alta probabilidad= 7-8 Muy alta probabilidad= 9-10
Probabilidad de Detención de Falla: Alta probabilidad= 1 Probabilidad mediante alta= 2-5 Probabilidad Media= 6-8 Muy baja probabilidad= 9 Altamente improbable= 10
Rango de severidad de Falla: Muy baja severidad= 1 Severidad baja= 2-3 Severidad promedio= 4-6 Severidad alta= 7-8 Muy alta severidad= 9-10
Numero de Prioridad de Riesgo(NPR) Alto Riesgo falla= 500- 1000 Probabilidad media de Riesgo= 125-499 Bajo Riesgo de Falla= 1-134 No existe Riego= 0
O=Ocurrencia--Causa S= Severidad—Efecto D=Detención--Modo
Figura 25, Planilla para inspecciones de falla en los Reconectadores en las Subestaciones
Fuente: Autor (2013)
1
15
116
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1 Conclusiones:
El AMEF, es una herramienta que a partir de una tormenta de ideas realizada
con el personal involucrado con las subestaciones presentadas, permitió cualificar las
fallas frecuentemente presentadas y determinar las causas y los efectos de las
mismas, se realizaron pruebas e inventarios para reconocer las características de los
equipos existentes.
De ésta manera se diagnosticó que es necesario cumplir con un protocolo de
mantenimiento, el ofrecido en esta propuesta brinda al Departamento de
Mantenimiento Especializado la oportunidad de accesar a un inventario actualizado
de las subestaciones, a los diagramas unifilares de las mismas y a un plan de
acciones a tomar donde se describen procesos y se especifican material para el
personal involucrado, también se realizó unos manuales donde se explica paso por
paso la programación de cada Reconectador y así poder manipular con facilidad e
Software de estos equipos brindando apoyo para el personal a cargo.
Para el diseño del plan de mantenimiento se analizaron todas las actividades
necesarias para todas las secciones del Reconectador, incluyendo para cada uno de ellos
los recursos necesarios tales como herramientas, personal y materiales, teniendo toda
esta información se elaboró el plan para la realización de cada una las acciones de
mantenimiento establecidas en la misma.
117
La creación de la ficha de inspección para el mantenimiento correctivo mediante
normas AMEF de los equipos, constituye un nuevo método de trabajo, a partir del cual
se mantendrán las condiciones de operación de los equipos, y se podrán detectar
síntomas que indiquen la presencia de una falla cuando está aún se encuentre en estado
incipiente, con lo cual se estima disponer de los equipos en un 100%, además de reducir
las fallas inesperadas por estos equipos y las sobrecargas que se formen en el sistema.
4.2 Recomendaciones
Se recomienda:
• Se recomienda realizar el mantenimiento en los equipos cada vez que se
visite las subestaciones si lo requieren de tal manera hacer una pequeña
revisión para cada Reconectador y despejar fallas como se estipula en el
plan.
• Mantener un registro de todos los elementos del sistema integral de los
Reconctadores, en caso de detectar una falla tener alguna solución e ir a
reemplazar de inmediato.
• Utilizar la ficha de inspección como herramienta de registro del
comportamiento de los equipos para ir mejorando la planificación de
mantenimiento.
• Se recomienda que más adelante se elabore un plan de mantenimiento
preventivo para así poder eliminar el mantenimiento correctivo con el fin de
minimizar fallas imprevistas en el sistema y minimizar el tiempo de corrección
de fallas.
118
• Colocar un sistema en las computadoras del laboratorio de LAPRE para
poder llevar un control de los equipos existentes y los equipos ya ajustados
con el mantenimiento.
• Permitir el acceso del todo el personal liniero, técnico, y profesional
involucrado con la empresa a éste proyecto, ya que puede constituirse en
antecedente de otras iniciativas similares que permitan beneficios a la
empresa.
A la Universidad
Involucrar más al estudiante en proceso de formación, tener más
factibilidad en métodos de investigación entre el ambiente industrial, y
plantear estudios de casos referentes a problemas de planta, procesos en
dichas asignaturas que Sean permisibles y asi el estudiante puede interuactar
en ambos casos.
119
PROYECTO N° 2 PROPUESTA DE UN DISEÑO DE GESTIÓN DE ENERGÍA PARA
SUBESTACIONES NO ASISTIDAS DEL ESTADO ARAGUA.
120
INTRODUCCION
En la actualidad debido al crecimiento poblacional que genera una aumentada
demanda de productos y servicios sumado a un mercado inflacionario lleno de
altibajos a nivel económico, ha conllevado a la necesidad de las empresas a emplear
técnicas que permitan disminuir los tiempos de pérdidas y garantizar la calidad de los
servicio, es por ello que la empresa de CORPOELEC requiere de planes de
mantenimiento, comunicación y monitoreo para las subestaciones no atendidas para
obtener datos de eventos de fallas ocurridas por sobrecargas en líneas energizadas, de
manera tal permita corregir el proceso y evitar la desconexión total en el sistema.
Donde la situación problemática es la falta de personal en las subestaciones no
atendidas por la cual no se puede reportar las fallas y desconexión del proceso
completo.
Las técnicas aplicadas de forma manual impiden la identificación oportuna
del proceso cuando se ha descontrolado, lo que podría ocasionar fallas frecuentes en
el sistema. Un equipo de protección (Reconectador) al indicar que esta desconectado
representa para el transformador en dicha subestación una amenaza al recibir
tensiones altas de las que ya él pueda obtener, una de las funciones fundamentales del
Reconectador es estabilizar esos niveles de corrientes que son suministradas al
Reconectador aguas a bajos, por ello se necesita aplicar un plan de monitoreo y
comunicación donde se pueda obtener mayor información de estas subestaciones.
Este informe está dividido en dos partes bien diferenciadas a nivel de
presentación sin embargo van de la mano en los hechos ocurridos. Al inicio de la
primera en el Capítulo I se presenta el planteamiento del problema, objetivos,
justificación, alcance, Marco teórico, Antecedentes, bases legales, Marco
Metodológico. En el Capítulo II se muestra los requerimientos que explican la
121
situación actual y el funcionamiento del proceso a estudiar. Continuando con el
contraste o cruce de las actividades realizadas con las propuestas. El Capítulo III se
muestra el Diseño del proyecto propuesto, con estudios económico y técnicos que
este requiere, siguiendo con el Capítulo IV donde se explica detalladamente las
validación del sistema de monitoreo bajos pruebas realizadas para verificación de
buena funcionalidad del proyecto, finalizando con las conclusión y recomendaciones
por parte del autor.
122
CAPÍTULO I
CONTEXTO TEÓRICO Y METODOLÓGICO
1.1 Planteamiento del problema
La empresa Electricidad del Centro (CORPOELEC) es la encargada del
suministro eléctrico de la regiones de Aragua, Guárico, Apure, Miranda y Amazonas,
la misma clasifica las cargas eléctricas según su magnitud, éstas a su vez están
determinadas por dos conjuntos como lo son el sistema de transmisión cuyo margen
de tensión se ubica en 115 kilovoltios y el sistema de distribución el cual comprende
valores de tensión de 34,5 y 13,8 kilovoltios.
CORPOELEC posee la más extendida red eléctrica del país, con un total de
18 mil kilómetros de líneas en 400, 230 y 115 kilovoltios; 180 Subestaciones en
general y una capacidad de transformación que supera los 24 mil MVA.
Este enorme entramado energético demanda, por sus características,
requerimientos especiales para su planificación, diseño, construcción, operación y
mantenimiento. Actualmente CORPOELEC planea reforzar al Sistema
Interconectado Nacional, con la construcción y puesta en servicio de infraestructuras
de transmisión que se contemplan entre los Proyectos Estructurantes de la
organización.
123
El sistema de transmisión de la empresa CORPOELEC conjuntamente con el
de la Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE) la cual
abarca tensiones de transmisión de 230 y 400 Kilovoltios, se ubican según cifras
estadísticas, en el segundo lugar como el mejor sistema de transmisión de
Latinoamérica antecedido por Brasil, debido a su reducido número de tiempo total de
interrupciones y al estricto control que esta percibe de la Oficina de Planificación del
Sistema Interconectado (OPSI) a través del despacho de cargas de CADAFE, el cual
dispone de una tecnología altamente avanzada y eficaz, ya que el mismo cuenta con
el aporte económico de todas las empresas eléctricas de generación y transmisión
afiliadas a ésta.
CORPOELEC clasifica a las subestaciones de distribución según su
operación en atendidas y no atendidas. Las atendidas son aquellas que son
controladas por un personal especializado permanente, debido a la diversidad del
diseño de los esquemas de que estas poseen.
Mientras que las no atendidas se caracterizan por la ausencia de personal
humano en sus instalaciones, su diseño se fundamenta generalmente por un sólo
esquema de subtransmisión, la continuidad y confiabilidad del servicio eléctrico que
estos suministran, está basado por eventos de maniobra y control, los cuales dependen
de una coordinación automatizada por funciones hidráulicas o electromecánicas de
los equipos de sub-transmisión y protección.
En la actualidad el sistema de distribución de CORPOELEC, Zona Aragua no
está completamente optimizada ni automatizada en lo que respecta a las nuevas
124
tecnologías de la innovación en los esquemas de protecciones suplementarias de las
redes de distribución. Por consiguiente, para que éste sistema de distribución ofrezca
una mejor confiabilidad, continuidad y seguridad debe adaptarse a los nuevos diseños
que involucren diferentes funciones sistematizadas y automática con la finalidad de
solucionar posibles anormalidades en el menor tiempo; disminuyendo de esta forma
los daños y cortes de energía eléctrica ocasionadas por fallas en las redes de
distribución.
Es necesario implementar una comunicación entre las subestaciones no
atendidas al centro principal donde un operador pueda manejar u observar las fallas
presentes en dichos equipos, de forma que se puedan solventar fallas o cortes de
energía que ocurran sin avisos y de esta manera poder reportar estas anomalías a
tiempo.
La maniobra de estos equipos de protección en el caso de avería en la red de
distribución, generalmente eran manual, lo cual expone directamente al operario con
el equipo, aumentando así una mayor probabilidad de riesgo eléctrico, pero con este
cambio de tecnología que obtuvo la empresa CORPOELC con los Reconectadores
electrónico, las averías en la red de distribución se hacen automáticamente a la hora
de detectar fallas disminuyendo en tal manera los riesgos al operario.
Los Reconectadores son dispositivos cuya función principal es de proteger a
los transformadores de sobre cargas y estabilidad en el sistema. Igualmente detectan
condiciones anormales y realizan un aislamiento de un sector de la red de distribución
afectada. Actualmente la gran mayoría de estos equipos coordinan más de 4
reenganches en caso de una falla y apertura del equipo si aún persiste la falla por
efecto automático ya que es un dispositivo electrónico programable.
Tal es el caso de todas las subestaciones del estado Aragua que posee estos
equipos, los cuales dan reporte a una gran cantidad de fallas originadas por
125
sobrecargas en el sistema. Todo esto influye en parte a los eventos que suministran
los Reconectadores, por otra parte es una ventaja para las subestaciones atendidas
porque tienen un seguimiento día tras días por parte de los operadores que allí se
encuentran, lo contrario de las subestaciones no atendidas que el reporte se
suministra en diversas ocasiones ya que no se tiene un personal operador encargado al
seguimiento diario de dichas subestaciones. Por tal motivo, es de interés por parte del
departamento de Mantenimiento Especializado de la Empresa CORPOELEC Zona
Aragua desde el punto de vista técnico y económico buscar una solución a la
problemática planteada.
Siendo así, se procedió a elaborar un diseño de un sistema de Gestión de
Energía para comunicar a los Reconectadores con un centro principal de
CORPOELEC o Distrito cercano, donde se pueda monitorear las ocurrencias y fallas
existentes en ese momento al recibir y operar a distancia desde el equipo hasta los
centros locales de distribución, facilitando el estudio y la obtención de datos a la hora
de una falla presente y poder asistir dicha subestación, ya que no tiene presencia de
personal de seguridad que pueda comunicar o socorrer alguna falla existente en el
lugar, con esta propuesta se puede facilitar muchos inconvenientes previstos, ya que
se puede obtener la comunicación directa entre el Reconectador y un operador para
verificar y analizar la situaciones diarias presentes en el sistema de las subestaciones
no asistidas, obteniendo los eventos diarios de cada relé y así poder conocer los
niveles altos y bajos de corriente suministrados, entre otros.
1.2 Objetivos
1.2.1 Objetivo General
Diseñar una propuesta de Plan de Gestión de energía para Comunicación y
monitoreo de las Subestaciones no atendidas del Estado Aragua.
126
1.2.2 Objetivos Específicos
Analizar la situación de protección de las Subestaciones no atendidas para la
determinación de su funcionamiento.
Seleccionar el dispositivo de comunicación y monitoreo que se adapte a la
propuesta.
Elaborar los procedimientos para el diseño del Plan de Gestión de Energía para
las subestaciones no atendidas.
Diseñar un sistema de monitoreo al dispositivo de protección que se adapte al
esquema de protección de los circuitos de la subestaciones no Atendidas.
Efectuar un estudio de factibilidad de la propuesta.
Realizar pruebas para la validación y generar documentación de uso del sistema.
Realizar el estudio Técnico Economico.
1.3 Justificación
La realización del Sistema del monitoreo y comunicación para la adquisición
de Datos en el control del sistema de los Reconectadores en las subestaciones no
atendidas del Estado Aragua, proveerá un gran beneficio al momento de justificar su
realización, ya que permitirá:
Adaptar a través de esta nueva propuesta a manera de que ofrezcan señales de
mando y medición, algo muy significativo que resulta totalmente innovador para la
empresa de CORPOELEC ya que carece de este sistema en comunicación por parte
de los Reconectadores de las subestaciones no atendidas para el análisis de reportes y
127
monitoreo de fallas del mismo en las subestaciones de: Tocoron, San Casimiro, San
Sebastián, Cata, Independencia, Comboto.
Esta función le permitirá a los centros de operaciones de distribución la
obtención de información en forma precisa, garantizando la continuidad y
confiabilidad del suministro eléctrico, de tal manera no depender de un personal allí
presente para obtener los eventos diarios del Reconectador, por otra parte este sistema
podrá monitorear tensiones y corrientes de la red de distribución, como a su vez
comunicar el modo de la falla que se presente.
De esta manera la investigación se orientó a la situación actual del sistema
eléctrico que exige respuesta cada vez más rápidas y efectivas al momento de
despachar carga a nivel de distribución, la posibilidad de realizar maniobras a
distancia permite disminuir el tiempo de respuesta en la solución de fallas, optimizar
el rendimiento de trabajo gastos operativos, además de brindar seguridad al trabajador
y la posibilidad de administrar el sistema de distribución sin exponerse a condiciones
desfavorables en el campo.
Es importante destacar que cada una de las subestaciones tiene la
responsabilidad de suministrar energía a un sin número de usuarios en el país, por
rende se busca manera de estabilizar su operatividad para evitar inconvenientes que
más adelantes se pueden lamentar por perdidas de equipos y del corte de dicha
energía. Esta investigación permite a la empresa CORPOELEC garantizar al cliente
un suministro continuo y confiable.
128
1.4 Alcance
Al analizar la situación de protección de las Subestaciones no atendidas se
pudo determinar la condicionen en las que trabajaban los equipos instalados en dichas
subestaciones, de manera tal permitiera conocer la problemática en la que se
encontraban estas zonas de transmisión de energía y poder hacer un estudio completo
para la elaboración de nuevas propuestas determinando soluciones que beneficiaran
gran parte a la población, donde la problemática parte de que no existe manera alguna
de poder comunicar a estas subestaciones para adquirir dichos reportes de fallas en el
Reconectador, por motivos de una mejor solución se propone un diseño del Plan de
Gestión de Energía para las subestaciones no atendidas, lo que implica una
comunicación eficaz y monitoreo total de estos Reconectadores.
Diseñar un sistema de monitoreo a los dispositivo de protección que existen
en cada una de las subestaciones llevo a realizar estudios donde se pudo conocer
protocolos de comunicación con la empresa CANTV que facilitan un modem para
entrelazar la comunicación en estas zonas por vía satelital.
El Seleccionar el dispositivo de comunicación y monitoreo que se adapte a la
propuesta llevo a conocer más allá los factores que afectan de manera directa a la
empresa CORPOELEC, donde permitió adoptar con pruebas y funcionalidad el
Reconectador NOJA, aplicando este sistema de monitoreo que también servirá como
funcionalidad para los demás Reconectadores.
129
1.5 Limitaciones
Las pruebas de conexión deberían hacerse con un solo Reconectador ya que
la empresa facilito este equipo, para este caso se utilizó el Reconectador tipo NOJA
POWER RC- 01ES.
1.6 Marco Teórico:
1.6.1 Antecedentes
Ing. Ríos, C. e Ing. López, J. (2008), presentaron un trabajo titulado
“APLICACIÓN DE PLC EN MODERNIZACIÓN TECNOLÓGICA PARA
UNA MÁQUINA FORMADORA DE VIDRIO.” de la Universidad de Carabobo.
En donde explican lo costoso y arriesgado que es para el personal de mantenimiento
de la industria del vidrio, los ajustes en la línea de producción, así como la falla total
o parcial de algún sistema o componente que podrá afectar la continuidad del
proceso. La empresa Cristar S.A. tiene una estación Harford–28, la cual posee una
técnica de automatización obsoleta, contando con un tambor de tiempos para el
seguimiento de las secuencias y no posee sistemas de protección al operario. Este
artículo presenta el procedimiento de actualización tecnológica en la estación de
pruebas H-28, cambiando el tambor de tiempos por técnicas de automatización
basada en el PLC y elementos neumáticos.
Rodríguez, A. y Zurita, S. (2008), presentaron un proyecto titulado
“REDISEÑO E IMPLEMENTACIÓN DE LA AUTOMATIZACIÓN DE UN
PROCESO DE INYECCIÓN DE PLÁSTICO MEDIANTE UN AUTÓMATA
PROGRAMABLE (PLC)” de la Universidad de Carabobo. El cual plantea como
130
objetivo principal la automatización de la máquina de inyección de plástico Nº 2
(MPI 65/120) de la empresa IMICA, con lo que se obtuvo un aumento de la cobertura
y confiabilidad del personal a cargo de dicha máquina, además de reducir los tiempos
y costos de parada de la misma. Dicha automatización también abarcó el uso de una
HMI, con la finalidad del monitoreo de alarmas, el cual ofrece gran versatilidad a la
hora de detección y corrección de fallas, debido a la visualización en pantalla del
origen del problema.
Gracias L. Edgar J. (2012), presento un proyecto titulado “SISTEMA DE
ADQUISICIÓN Y PROCESAMIENTO DE DATOS PARA EL CONTROL
ESTADÍSTICO DE CONTENIDO NETO DE GRASAS Y ACEITES EN
INDUSTRIAS VENOCO C.A.” presentado como requisito para optar por el título
de Ingeniero Electrónico en la Universidad Experimental de la Fuerza Armada
Nacional (U. N. E. F. A.- Maracay), Propone a La Compañía Anónima Nacional de
Grasas y Lubricantes (CANGL) filial de Venoco, dedicada a la manufactura y
comercialización de grasas y aceites lubricantes, ha manifestado la necesidad de
aplicar Control Estadístico de Procesos de forma computarizada como técnica de
monitoreo control y prevención de fallos en el contenido neto de los productos
envasados, para evitar sanciones por bajos llenados de parte de los entes regulatorios
como el Servicio Autónomo Nacional de Normalización, Calidad, Metrología y
Reglamentos Técnicos (SENCAMER), y las diferencias de inventarios por llenados
excesivos que representan producto gratuito para el consumidor y perdida para la
compañía.
131
1.6.2 Bases Teóricas
Las bases teóricas permiten fundamentar aquellos elementos y/o factores
importantes para sustentar esta investigación desde el punto de vista teórico. Por ello
en esta sección se mostraran todos los criterios tomados en consideración, que estarán
descritos de lo general a lo particular.
Las bases teóricas recogen conceptos temas y teorías que permiten
aproximarse y enfocar al problema en estudio, contribuyendo a prestar sustento al
desarrollo de la investigación.
A continuación se presentan las siguientes bases teóricas.
Computadoras: Fuente: pcmix.galeon.com/aficiones1691150.html 2007)
Máquina capaz de efectuar una secuencia de operaciones mediante un programa,
de tal manera, que se realice un procesamiento sobre un conjunto de datos de entrada,
obteniéndose otro conjunto de datos de salida.
Tipos de Computadoras
Se clasifican de acuerdo al principio de operación de Analógicas y Digitales:
Computadora Analógica:
Aprovechando el hecho de que diferentes fenómenos físicos se describen por
132
relaciones matemáticas similares (v.g. Exponenciales, Logarítmicas, etc.) pueden
entregar la solución muy rápidamente. Pero tienen el inconveniente que al cambiar el
problema a resolver, hay que realambrar la circuitería (cambiar el Hardware).
Computadora Digital:
Están basadas en dispositivos biestables que sólo pueden tomar uno de
dos valores posibles: ‘1’ o ‘0’. Tienen como ventaja, el poder ejecutar diferentes
programas para diferentes problemas, sin tener que la necesidad de modificar
físicamente la máquina.
Sistema: (Fuente: Ronald solano)
Sistemas no es una tecnología en sí, pero es la resultante de ella. El análisis de
las organizaciones vivas revela "lo general en lo particular" y muestra, las
propiedades generales de las especies que son capaces de adaptarse y sobrevivir en un
ambiente típico. Los sistemas vivos sean individuos o organizaciones, son analizados
como "sistemas abiertos", que mantienen un continuo intercambio de
materia/energía/información con el ambiente.
Transformador: (fuente: www.definicionabc.com)(2006)
Se denominan transformadores o trafo (Abreviatura), aun dispositivo eléctrico
que permite aumentar o disminuir la tensión en un circuito eléctrico de corriente
133
alterna, manteniendo la frecuencia. La potencia que ingresa al equipo, en el caso de
un transformador ideal (esto es, sin perdidas), es igual a la se se obtiene a la salida.
Las maquinas reales presentan un pequeño porcentaje de perdidas, dependiendo de su
diseño, tamaño, etc.
Sistema de Monitoreo y Control: (Fuente: Echezuria, Liesvye. (2004))
Define como de sistema de monitoreo y control “Es toda unidad compuestas
por una o más estaciones maestra (EM), que se conectan por un sistema de
comunicación a un número determinado de unidades terminales remotas (UTR)
ubicadas en diferentes lugares para la recolección de datos, control a distancia, y en
tiempo real, para ejercer un control autónomo inteligente de los sistema eléctricos. Es
un sistema que consiste en procesar toda la información recabada por las unidades
terminales remotas (UTR), mostrando a un operador el estado actual del sistema en
forma dinámica, proporcionándole así medios para el sistema de monitoreo y control
de los diversos componentes de la red eléctrica (p.11)”.
Distribución Eléctrica: (Fuente: Según Mirabal, C (2011))
Es aquel sistema que incluye todo los circuitos hasta 34.5 KV, alumbrado
público y dispositivos relacionados. Se origina en las salidas de una S/E de
Producción 115/34.5 y 13.8 KV y termina en el sistema de mediciones del cliente
.
134
“Un sistema de distribución de energía eléctrica es un conjunto de equipos
que permiten energizar en forma segura y confiable un número determinado de
cargas, en distintos niveles de tensión, ubicados generalmente en diferentes lugares”
(p.17).
Fallas Eléctricas: (Fuente: Según Mirabal, (2011))
Las fallas, según su naturaleza y gravedad se clasifican en:
• Sobrecarga: Se produce cuando la magnitud de la tensión ("voltaje") o
corriente supera el valor preestablecido como normal (valor nominal).
Comúnmente estas sobrecargas se originan por exceso de consumos en la
instalación eléctrica. Las sobrecargas producen calentamiento excesivo en los
conductores, lo que puede significar las destrucción de su aislación, incluso
llegando a provocar incendios por inflamación.
• Cortocircuito: Se originan por la unión fortuita de dos líneas eléctricas sin
aislación, entre las que existe una diferencia de potencial eléctrico (fase-
neutro, fase-fase). Durante un cortocircuito el valor de la intensidad de
corriente se eleva de tal manera, que los conductores eléctricos pueden llegar
a fundirse en los puntos de falla, generando excesivo calor, chispas e incluso
flamas, con el respectivo riesgo de incendio.
Niveles de cortocircuito
Generalidades.
En los sistemas eléctricos de distribución se deben determinar las corrientes
de cortocircuito en distintos puntos para seleccionar el equipo de protección y
135
efectuar una coordinación en forma adecuada. El cortocircuito es una falla que se
presenta en el sistema y que demanda una corriente excesiva en el punto de
ocurrencia. La falla puede ser de los siguientes tipos:
1. De línea a tierra (fase a tierra).
2. De línea a línea (fase a fase).
3. De dos líneas a tierra (fase a fase a tierra).
4. Trifásica (tres fases entre sí).
La falla más probable de ocurrir, según estudios estadísticos es la denominada
falla de fase a tierra y para su análisis, entre otros, normalmente se usa el método de
las componentes simétricas, debido a que se estudia la red en condiciones de
asimetría y esto se debe a que excepción de la falla trifásica, las otras son asimétricas.
Corriente de cortocircuito
Fundamentos del cálculo
Debido a que el cálculo de la corriente de cortocircuito fue realizado por el
método de las componentes simétricas, es necesario conocer las impedancias de
secuencia positiva, negativa y cero que presenta el sistema. De acuerdo al análisis del
método antes propuesto se obtienen para cada tipo de falla, las siguientes ecuaciones:
Falla trifásica:
E(Ecuación 1)ICC =
Z1
136
Falla de fase a tierra:
3E(Ecuación 2)ICC =
Z1 Z3++Z2
Falla de fase a fase:
3E(Ecuación 3)ICC =
Z1 + Z2
Dónde:
LEYENDE
ICC Corriente de cortocircuito
E Tensión o voltaje de pre-falla en el punto donde ocurra
ésta.
Z1, Z2 y Z0 Impedancias equivalentes de secuencia positiva, negativa y
cero hasta el punto donde ocurra la falla.
Es muy común, que las impedancias de secuencia positiva y negativa sean
iguales, debido a que la impedancia de un circuito lineal y simétrico es independiente
del orden de fases, a condición de que los voltajes aplicados estén equilibrados; por lo
tanto, para simplificar las ecuaciones anteriores, se hace Z1 = Z2, con lo cual se
obtiene:
Falla de fase a tierra:
3E(Ecuación 4)ICC =
Z1+2 Z0
137
Falla de fase a fase:
3E(Ecuación 5)ICC =
Z12
Por el hecho de que el reflejo en el primario de las impedancias de los
transformadores de corriente es muy pequeño comparados con la del transformador
de potencia, serán despreciadas e igualmente se desprecian las impedancias de los
disyuntores. El transformador de potencia, por ser un elemento pasivo, las
impedancias de secuencia positiva y negativa serán iguales en este.
Mientras que la de secuencia cero tendrá un valor dependiendo de la
conexión, en cuanto que para las líneas y cables que también son elementos pasivos,
serán iguales las impedancias de secuencia positiva y negativa, siendo la secuencia
cero de valor diferente a las anteriores porque hay que tomar en cuenta el retorno por
tierra.
En cuanto al sistema de transmisión, será representado por una fuente
equivalente que genere la misma corriente de cortocircuito que se tenga
originalmente, siendo las impedancias de secuencia positiva y negativa iguales. En
34.5 KV, se usa como base 100 MVA; 34.5 KV mientras que para 13.8 KV será la
base 100 MVA y 13.8 KV respectivamente.
138
Reconectadores: (fuente: Felipe Pérez, www.monografias.com)
El Reconectador es un interruptor con reconexión automática, instalado
preferentemente en líneas de distribución. Es un dispositivo de protección capaz
de detectar una sobre corriente, interrumpirla y reconectar automáticamente para
Re-energizar la línea. Está dotado de un control que le permite realizar varias
reconexiones sucesivas, pudiendo además, variar el intervalo y la secuencia de estas
reconexiones. De esta manera, si la falla es de carácter permanente el Reconectador
abre en forma definitiva después de cierto número programado de operaciones, de
modo que aísla la sección fallada de la parte principal del sistema.
En las subestaciones del estado Aragua se hizo estudios precisos de cada uno
de los Reconectadores, existen 4 que son:
• Reconectador NOJA POWER *
• Reconectador PANACEA *
• Reconectador COOPER *
• Reconectador GVR POL *
* Estos fueron tratados en las bases teóricas del proyecto 1.
Estos Reconectadores están conformados con la misma funcionalidad lo que
varía la programación (Anexo X, Manuales del software de los Reconectadores) y
con el funcionamiento de cada uno ver Primer proyecto que allí se ejemplifica
detalladamente cada uno de ellos.
139
Análisis de las Características y especificaciones técnicas del IED
(Dispositivo Inteligente Electrónico)
En el diagrama de bloque de la figura 26, se visualiza las partes del
reconectador automático con el cubículo de control (Relé Control RC 01ES).
Figura 26, Diagrama de Bloque de Reconectador
Manual de usuario Noja 533-09 (2009)
En ella se observa que el reconectador está instalado en las redes de
distribución en donde el voltaje se mide en todos los seis terminales (3 del lado de
fuente y 3 del lado de la carga) a través de transformador de potencial. La corriente se
mide también a través de los seis conductores mediante sensores Rogowski, los tres
sensores en un lado de los interruptores de vacío están conectados en delta y proveen
140
para la medición de corriente, para información y protección contra sobre-corriente,
mientras los tres sensores del otro lado de los interruptores de vacío están conectados
en estrella y sirven para la medición de la corriente residual para información y
protección contra la sobre-corriente a tierra. El diseño del sistema de monitoreo y
control está enfocado al cubículo de control (RC01ES) o que contiene el Relé MPM
(IED), con MPM se controla a través de un cable de control al reconectador
automático, y sus diferentes partes se puede apreciar en la Figura 27:
Figura 27, Módulos de cubículo de control
Manual de usuario Noja 533-09 (2009)
Batería
Modulo (s) IOM
Puerto RS 485
Módulo de fuente de poder
(PSM)
Módulo de
Driver (DRV)
MPM
Espacio para comunicaciones
141
Partes del módulo de Cubículo de Control
El Modulo de suministro eléctrico:(Power supply module, PSM) administra
los requisitos eléctricos para todos los demás módulos. Las entradas de voltaje
auxiliar están protegidas mediante fusibles de 1 A-250 V en el PSM. En conjunto con
una batería plomo acido de 12 V, el PSM proporciona una operación soportada
mediante una fuente de energía ininterrumpida (UPS). Ver figura 28..
El Modulo de Procesamiento Principal (MPM) contiene el control del
microprocesador y tiene el interfaz de usuario (MMI) para control de operador.
Permite conexión a PC usando el paquete de software TELUS mediante un conector
RS-232 de 9 pines macho.
El módulo de Driver es responsable de general los pulsos de corriente para las
operaciones apertura/ cierre y monitorear los circuitos operativos.
El bloque de Puerto de comunicación RS-485 y Módulos I/O proveen
control externo y funciones de indicación para SCADA u otra aplicación de control
remoto. El cubículo RC puede estar provisto de dos módulos I/O para proveer un
total de 12 entradas y 12 salidas.
Interfaz de comunicaciones
Se puede lograr comunicaciones remotas con el control de Reconectador
usando los módulos I/O o conectándose a los puertos RS-485 ó RS-232. En
142
cualquiera de los casos, todo el cableado debe hacerse por medio de cable blindado,
con el blindaje conectado a la conexión de tierra del cubículo RC en un solo extremo.
Ver figura 28
Figura 28, Diagrama de puerto de comunicaciones del cubículo de control.
Manual de Usuario Noja 533-09 (2009)
Recommended Standard 232 (RS-232): (Fuente: (Wikipedia.org (2012))
RS232 (Recommended Standard 232, también conocido como Electronic
Industries Alliance RS-232C) es una interfaz que designa una norma para el
intercambio de una serie de datos binarios entre un DTE (Equipo terminal de datos) y
143
un DCE (Data Communication Equipment, Equipo de Comunicación de datos),
aunque existen otras en las que también se utiliza la interfaz RS-232.
El RS-232 consiste en un conector tipo DB-25 (de 25 pines), aunque es
normal encontrar la versión de 9 pines (DE-9), más barato e incluso más extendido
para cierto tipo de periféricos (como el ratón serie del PC).
Sistema Operativo
Él sistema operativo es un programa que administra los recursos del
computador, proporciona servicios a los programadores y planifica la ejecución de
otros programas. Un sistema operativo es un programa que controla la ejecución de
los programas de aplicación y actúa como interfaz entre el usuario y el hardware del
computador. (Stallings W. (2006) Organización y arquitectura de computadores pp
255).
Base de Datos: (Fuente: (Manual de Referencia MySQL (2006) 5.0 pp 5)).
Una base de datos es una colección estructurada de datos. Puede ser cualquier
cosa, desde una simple lista de compra a una galería de pintura o las más vastas
cantidades de información en una red corporativa. Para añadir, acceder, y procesar los
datos almacenados en una base de datos, necesita un sistema de gestión de base de
datos como MySQL Server. Al ser los computadores muy buenos en tratar grandes
cantidades de datos, los sistemas de gestión de bases de datos juegan un papel central
en computación, como aplicaciones autónomas o como parte de otras aplicaciones.
144
Modem ADVANTECH de CANTV
Descripción del Equipo
Frontal de la IDU 41xx:
Figura 29, Modem ADVANTECH
Fuente: CANTV
LEDs
Power: On /Off
Ready: Ethernet listo para conexión
Ethernet Link (for the 41xx)
Ethernet Activity (for the 41xx)
Satellite Rx acquired
Satellite Tx acquired
LEDs Del Panel Frontal
_ Power LED encendido: IDU está encendida
_ Ready LED: Enciende cuando la IDU está lista para manejar trafico
Ethernet (ie: access to webpage).
_ IDU Ready LED: Parpadea si la IDU está en ‘Hold state’ (no puede
transmitir).
_ LED Link parpadeando indica que el puerto ethernet está conectado.
_ Act LED: indica actividad en el puerto Ethernet de la IDU
_ Satellite Rx LED: Parpadea si la señal de Forward Link esta enganchada y
está ajustándose.
145
_ Satellite Rx LED: Permanece encendida cuando la señal de Forward Link
esta enganchada y todas las tablas están decodificadas.
_ Satellite Tx LED: Enciende cuando el Return Link está establecido (CSC,
ACQ, SYNC).
_ Una vez que los LEDs Satellite Rx y Tx están encendidos, la SIT debe
poder pasar tráfico a través del enlace satelital.
Parte Trasera de la IDU 41xx
Figura 30, Parte trasera del Modem ADVANTECH
Fuente: CANTV
Conexiones
_ Puerto de corriente
_ I DU Rx connector (to ODU LNB)
_ IDU Ethernet connector (to Host PC or network)
_ IDU Tx connector (to ODU BUC)
_ Reset Pin, for temporarily resetting IP to default
ODU
_ Es la interfaz de RF con el satélite.
_ Convierte la señal Banda L que le envía la IDU.
_ Convierte la señal que llega del satélite a Banda L.
_ Elementos que la componen:
_ Reflector
_ BUC (Solid State Power Amplifier)
_ LNB (Low Noise Block)
146
_ Feed Horn/OMT (Ortho-Mode Translator)
Interfaz
_ IDU alimenta al BUC (Tx)
_ +24V DC
_ Señal de transmisión 950-1450MHz
_ Referencia de 10 MHz
_ LNB (Rx)
_ Alimentación de la IDU - 13/18V DC para lograr la polarización:
_ - 13 V para Vertical / - 18 V para horizontal
_ El LNB provee la señal de FL a la IDU
1.6.4 Bases Legales
Norma COVENIN 3049-93: Aprobada por la COVENIN en su reunión N°
124 de fecha 12 de enero de 1993 (República Bolivariana de Venezuela). Esta norma
fue tomada en cuenta ya que mediante de ella se obtiene una mejor gestión del
mantenimiento por medio de las definiciones allí mencionadas.
1.7 Marco Metodológico
La presente investigación está enmarcada dentro de la modalidad de un
proyecto factible, debido a que mediante una propuesta de Plan de Gestión de
Energía, con solución posible, permite solventar un problema. La Universidad
Pedagógica Experimental El Libertador (2006), define proyecto factible como: “es la
investigación, elaboración y desarrollo de una propuesta de un modelo operativo
viable para solucionar problemas, requerimientos o necesidades de organizaciones o
147
grupos sociales; puede referirse a la formulación de políticas, programas, tecnologías
métodos o procesos” (pp.7).
Se desea hacer el plan de Gestión de Energía a todas las subestaciones no
atendidas del estado Aragua para mejorar la calidad de servicio y las protecciones
instaladas en el sistema, logrando con esto comunicación y monitoreo del mismo para
adquirir datos de cada uno de los Reconectadores y así poder verificar fallas en el
suministro de la energía eléctrica, ofreciendo una solución a los problemas
ocasionados en dichas subestaciones, de tal manera que se pueda atender de forma
inmediata y precisar dichas fallas. Esta propuesta se realizó en el laboratorio de
mantenimientos equipos especiales (LAPRE), perteneciente al Departamento de
Distribución de CORPOELEC.
El proyecto pertenece al área de Ingeniería y Tecnología, específicamente
Ingeniería Electrónica y de Sistemas para el Control y programación del mismo.
1 .7.1 Técnicas e Instrumentos de Recolección de Datos
Las técnicas e instrumentos que permiten el desarrollo de la investigación son
las siguientes:
Observación directa.
Es una técnica que consiste en observar atentamente el fenómeno, hecho o
caso, tomar información y registrarla para su posterior análisis. La observación es un
elemento fundamental de todo proceso investigativo; en ella se apoya el investigador
para obtener el mayor número de datos. Es directa cuando el investigador se pone en
contacto personalmente con el hecho o fenómeno que trata de investigar. (Puente W.
(2000)).
148
Se empleara para detectar las debilidades y fallas del sistema y a su vez poder
llevar un control y registros de dichas subestaciones.
Revisión documental
La investigación Documental, es el estudio de problemas con el propósito de
ampliar y profundizar el conocimiento de su naturaleza, con apoyo, principalmente,
en trabajos previos, información y datos divulgados por medios impresos,
audiovisuales o electrónicos. (Universidad Pedagógica Experimental Libertador
(2006) pp.6).
Técnicas de análisis de datos
Las técnicas a emplear durante la realización del sistema son las siguientes:
• Entrevista no estructurada: La entrevista es una técnica para obtener datos
que consisten en un diálogo entre dos personas: El entrevistador
"investigador" y el entrevistado; se realiza con el fin de obtener información
de parte de este, que es, por lo general, una persona entendida en la materia de
la investigación. (Puente W., (2000)).
• Matriz de Selección: Esta técnica permite seleccionar (bien aplicada) los
mejores elementos que conformarían el Sistema de monitoreo, usando para
ello los criterios definidos producto de las limitaciones y exigencias
establecidas que permitirían la elaboración del sistema. (Chirinos A. (2009)
Desarrollo de un plan de Gestión de Energía en las subestaciones no atendidas
para comunicación y monitoreo de fallas existentes en el sistema de los
149
Reconectadores bajo la comunicación ofrecida por el modem CANTV vía
satelital y el protocolo Modbus, RS-232 del Reconectador.
• Modelado de Sistemas: Consiste en modelar sistemas a partir de los
requerimientos dichos de otro modo, consiste en documentar las
especificaciones del sistema como un conjunto de modelos de sistema. Donde
estos modelos son representaciones gráficas que describen el sistema que
tiene que ser desarrollado. Debido al uso de representaciones gráficas los
modelos son frecuentemente de mucha mayor comprensión que las
descripciones escritas.
• Pruebas Estructurales: Las pruebas estructurales son un tipo de Casos de
Prueba que se utilizaran para la evaluación, validación y depuración del
software y consistirá en la generación de casos Hipotéticos modificando el
orden y forma de presentación de los datos de entradas como anomalía en la
salida del sistema, esta técnica será utilizada principalmente para saber la
funcionalidad del Reconectador.
1.7.2 Procedimientos empleados:
• Recolección de Datos: Consiste en recabar toda la información de los
Reconectadores para establecer los adecuados límites de control y la
determinación de la capacidad del proceso. También se utilizara para
determinar las condiciones del área de operación donde será instalado el
protocolo de comunicación y monitoreo para el mejoramiento del consumo
de la energía eléctrica.
• Desarrollo de Interfaces Gráficas: Las interfaces Gráficas proporcionan un
entorno visual sencillo para permitir la comunicación entre el usuario con el
150
sistema operativo y/o aplicaciones. La actividad de desarrollo de interfaces
gráficas, consiste en la ubicación de los componentes en las ventanas y
paneles de usuario utilizando herramientas de desarrollo de software.
• Redacción de Códigos Fuentes: El propósito de la redacción de los códigos
fuentes es que los programas exhiban comportamientos deseados. Para ello se
requiere el uso de un lenguaje de programación y un entorno de compilación
ejecución y depuración.
• Configuración de equipos: Consiste en un procedimiento de colocar los
parámetros bajo convenio para garantizar el correcto funcionamiento de los
componentes del sistema. La configuración se basa principalmente en puesta
a punto de los elementos que permiten realizar la adquisición, y el
procesamiento de datos.
• Inspecciones del Software: Se refiere al monitoreo del programa durante su
etapa de validación estando atentos a posibles incidentes o errores no
percibidos durante la etapa de desarrollo, la finalidad de este procedimiento
es detectar errores ocultos o situaciones que generen salidas incoherentes o
no deseadas del sistema establecido en los Reconectadores.
1.7.3 Metodología de la investigación:
Este estudio se divide en las siguientes fases:
Fase I: Delimitación de la problemática.
Consistió en ubicar las partes afectadas dentro de la subestación es no
atendidas, como lo son el transformador y las cargas del circuito, diagnóstico que se
151
llevó a cabo por medio de la observación directa y entrevistas con técnicos
especializados, el cual arrojo también, las condiciones de los dispositivos de
resguardo existentes para su consideración en la actualización del esquema de
protección.
Fase II: Estudio técnico.
Correspondió al estudio técnico del reconectador y los fusibles de línea de
distribución de cada uno de los circuitos de las subestaciones no atendidas del estado
Aragua, consideraciones que se tomaron en cuenta para la selección del dispositivo
del sistema de comunicación y monitores mediante la empresa CANTV.
Fase III: Elaboración de la propuesta.
Comprendió la elaboración del diseño de un plan de Gestión de energía para
un las subestaciones no atendidas con protocolo de comunicación y monitores de
dichos Reconectadores del estado Aragua, en el cual se ejecutaron pruebas para medir
su efectividad.
Fase IV: Estudio de la factibilidad
Está representado por los costos a nivel técnico, económico y financiera de que se
debió disponer en caso de implemen
152
tar la propuesta.
Fase V: Documentación
Esta fase fue dirigida a la redacción y documentación de la propuesta de los
pasos y procedimientos para la realización de la propuesta del plan de Gestión de
energía a todos los Reconectadores de la Subestaciones no atendidas del Estado
Aragua para la comunicación y monitoreo del mismo.
153
CAPITULO II
REQUERIMIENTOS
2.1. Análisis de La Situación Actual
La empresa CORPOELEC de Venezuela posee una alta gama de
Reconectadores instalados como equipos de protección, en líneas de Media Tensión y
en subestaciones no atendidas (34.5/13.8 KV y 13.8/34.5KV), a continuación se verá
una tabla donde se reflejaran las subestaciones que poseen instalados este equipo de
protección, Ver tabla 25.
Tabla 25, Total de Reconectadores Instalados del Estado Aragua en
Subestaciones no atendidas.
Tipos
de
Reconectadores
Subestaciones
Inst
ala
dos
Circuitos
en línea Inst
ala
dos
NOJA POWER
Rele RC-01ES.
S/E Tocoron.
S/E Cumboto.
S/E Cata.
3
2
2
S/E Aragua- cto. Santa Cruz.
S/E Macaro- cto. Payita.
S/E Tocoron- cto. San
francisco (Derivación la
molinera).
S/E La victoria- cto. Recreo.
S/E Tejerías- cto. Tiara
1
1
1
1
1
PANACEA M5
S/E Los Tanques.
S/E Cumboto.
S/E Cata.
S/E San Casimiro
S/E San Sebastián.
2
1
1
3
2
S/E San Ignacio- cto. La
punta.
1
PANACEA M9
S/E Los Tanques.
S/E Independencia.
2
1
No hay
0
154
Tipos
de
Reconectadores
Subestaciones
Inst
ala
dos
Circuitos
en línea Inst
ala
dos
.
COOPER
POWER Relé
form 6.
S/E Independencia.
S/E San Casimiro.
S/E San Sebastián.
S/E Tiara.
S/E Tocoron.
1
3
1
1
2
S/E San Jacinto- cto.
Caprotana.
S/E San Jacinto- cto. Placera.
1
1
GVR con Rele
POLAR No hay 0 S/E San Vicente- cto.
Envaragua
1
Reserva
PANACEA M5
S/E Tocoron-
Reserva.
1 No hay 0
Fuente: Autor (2013)
La tabla anterior muestra los tipos de Reconectadores instalados y las
subestaciones, para la empresa CORPOELEC se conocen 4 tipos de Reconectadores
que han sido los equipos de protección electrónicos más utilizados en los últimos
años, como lo son el NOJA, COOPER, PANACEA y GVR POLAR su funcionalidad
es reportar las fallas y averías presentes. Por otra parte la diferencia entre
Subestaciones esta en unas que son atendidas y otras que no, para las subestaciones
atendidas hay un personal a cargo que maneja cada una de las anomalías allí
presentes, pero en cambio existen otras subestaciones que no son atendidas por lo que
llevan un seguimiento muy bajo por parte del personal a cargo ya que no existe un
personal que lleve el control diario de estas subestaciones.
En la Figura 31, se puede apreciar en que partes del estado Aragua están
ubicada gran parte de las subestaciones y Reconectadores antes mencionados:
Tabla 25. Cont….
155
Figura 31, Representación geográfica en donde se ubica las subestaciones del
estado Aragua
Fuente: http://www.venezuelatuya.com/estados/aragua.htm 2007
Cada zona que posee Reconectadores de este tipo está identificada con un
punto rojo que significa que allí están presentes las subestaciones antes mencionadas.
Cada subestación no atendida posee una cantidad considerable de
Reconectadores instalados como equipos de protección entre ellas se encuentran las
subestaciones: Cata, Cumboto, Independencia, Tocoron, San Sebastián, San
Casimiro; las cuales se encuentran activas sin operador a cargo de dicha subestación.
La ventaja que dan estos Reconectadores ubicados en las S/E no atendidas es
que su funcionalidad permite conocer bajo un registro de datas los eventos diarios y
anomalías presentes a nivel de cargas suministradas por el transformador, evitando en
gran parte el paso de sobrecargas que puedan afectar el sistema. La desventaja es que
no se puede acudir en el momento exacto cuando ocurre la falla ya que no hay
156
personal allí presente que pueda verificar y monitorear dichas anomalías que se
presenten.
Por ejemplo: La Subestación de San Sebastián
PANACEA PANACEA
Aceite
Figura 32, Situación Actual de la subestación de san Sebastián I
Fuente: Autor (2013)
157
Figura 33, Situación Actual de la subestación de san Sebastián II
Fuente: Autor (2013)
Esta subestación es una de las no atendidas la cual posee dos Reconectadores
PANACEA y un Reconectador COOPER, donde al llegar un operador se pueda
conectar desde un computador con un cable RS- 232 directamente al Relé del
Reconectador y así descargar las datas de los eventos diarios verificando su
funcionalidad y las fallas presentadas en los últimos días, ya que el Reconectador no
puede comunicarse de forma directa con el personal encargado a la hora de presentar
falla, por otra se observa el deterioro en alguna de ellas por parte de limpieza de
malezas y los botes de aceite al transformador que afectan en gran parte la vida útil de
los equipos aquí presentes.
Para mayor apreciación del estado en las que se encuentran las subestaciones
no atendidas ver (Anexo A) donde se podrá observar los equipos que la conforma y
la situación actual en las que se encuentran.
COOPER
158
2.2. Listado de Requerimientos
2.2.1. Requerimientos Técnicos:
A través de la entrevista no estructurada con el personal de operadores y
reuniones con el personal involucrado en el proyecto se pudieron recabar la lista de
requerimientos que debe poseer el sistema.
• El sistema de comunicación y monitoreo debe capturar las mediciones de
cargas y sobrecargas suministrada por el Reconectador en una Base de Datos
instalada en un computador con Windows 7.
• El sistema debe poseer una comunicación confiable y precisa para el
monitoreo y obtención de datas en los Reconectadores al momento de existir
una falla en la subestación, para esto la utilización de un modem de
comunicación vía satelital ofrecida por la empresa CANTV.
• Es necesario una computadora con al menos un procesador de
P4, 2.00 GB de memoria RAM.
• Puerto de comunicaciones serial de conector tipo DB9.
2.2.2. Requerimientos Operativos:
• Tiene dos ventanas una principal y otra de registro para obtención de Datos
como configuración grafica para la interacción entre el operador y el sistema
del Reconectador.
159
• El sistema al detectar una falla se registrara en la pantalla principal que estará
instalado directamente al Reconectador, dando así la visualización de la
segunda pantalla de los niveles de corriente, fecha y hora que ocurrieron.
• El programa debe poder alertar el operador cuando un nuevo punto este fuera
de la programación según de los límites de control de promedio y rango
preestablecidos.
2.2.3. Requerimientos Funcionales:
• El sistema debe generar un reporte imprimible por lote, mostrando:
nombre de la falla, fecha de emisión, hora cuando ocurrió la falla, valores
capturados de corriente, límites de control y especificación del relé si está
conectado o fuera de línea (Deshabilitado).
• El reporte debe ser almacenable en un archivo imprimible para ser
registrado y guardarlo en un archivo Excel.
• También permite al operador poder actualizar la data cada vez que se requiera,
siempre tendrá eventos guardados en la base de datos.
160
CAPITULO III
DISEÑO
3.1. Diseño Conceptual
PC1Reconectador
Noja
ModBus
Modem
Ethernet
Ethernet
Modem
Ethernet
PC2
Ethernet
Figura 34. Diagrama conceptual del sistema de la propuesta
Fuente: El autor 2013
El diagrama del sistema propuesto (Fig. 34) consiste en el monitoreo remoto
de los eventos y parámetros recolectados por el reconectador instalado en campo en
las subestaciones no atendidas, donde mediante una aplicación en Java de adquisición
instalada en la PC1 que bajo la estructura maestro esclavo realiza las consultas de las
variables de proceso al reconectador bajo protocolo Modbus, capturando así los
eventos de falla con su causa raíz, almacenando el histórico en un servidor de base
de datos (MySQL) instalado en la PC1. El cual permite la consulta de las tablas vía
161
remota desplegando los eventos ocurridos en una aplicación de supervisión que
realiza la conexión con el servidor de base de datos a través un socket TCP/IP.
Permitiendo la detección oportuna de fallas que requieren una visita intervención
mayor de personal técnico calificado a la subestación.
3.1.1 Aplicación de adquisición
La aplicación consiste en realizar dos funciones elementales:
1. Realizar consultas al reconectador vía Modbus implementando la librería de
Java “jmod 1.2” usando la clase SerialAITest y una conexión bajo la capa
física RS-232 a través de comandos ASCII bajo una estructura cliente
servidor. Ó conocido como maestro esclavo.
2. Almacenar en el servidor MySQL las respuestas de las variables de proceso
reportadas por el reconectador enlazando la aplicación de Java con el gestor
MySQL usando el JDBC (Java Data Base Connector) observar
representación gráfica (figura 35) y flujograma.
Figura 35, Esquema de trabajo Aplicación de Adquisición
Fuente: El autor 2013.
162
3.1.2 Descripción de Los Componentes del Diseño
Computador Personal
El Hardware: El computador personal se requiere que posean los periféricos de
entrada y salida esenciales: teclado, ratón, monitor etc., puertos de comunicación
para periféricos, dentro de ellos, USB, Serial (RS-232), para garantizar la
compatibilidad con las diferentes términos de la base de datos.
El Software: El computador debe ser capaz de ejecutar la aplicación que realizara las
capturas de los datos recibidos del Reconectador para su posterior almacenamiento
en una base de datos, y permitir al operador un monitoreo del estado actual de los
Reconectadores en la subestación.
Definido con detalle las funciones básicas del programa, se propone la
siguiente arquitectura conceptual del software que abarca los requerimientos
funcionales anteriormente mencionados. Donde el usuario interactuara con las
aplicaciones de adquisición y procesamiento de forma continua.
El diseño consiste en obtener los datos provenientes del Reconectador según
fallas presentes por un protocolo de comunicación entre la aplicación de adquisición
y el módulo de comunicación de la misma, almacenar todos los eventos posibles en
una base de dato, donde este servirá de insumo a la aplicación de procesamiento que
realizara las de monitoreo y control mediante un operador a cargo en la base principal
en la empresa.
163
Figura 36. Arquitectura del Software propuesto.
Fuente: El Autor 2013
Interfaz de Comunicación: Se refiere a la conexión física entre el computador y el
Reconectador, permitirá la comunicación oportuna entre ambos dispositivos para la
transferencia de datos, Se requiere que la interfaz cumpla con los requerimientos en
cuanto a la transmisión del proceso se refiere.
Abarcando lo antes mencionado se proyecta la siguiente arquitectura del
sistema a diseñar, presentando sus bloques funcionales. El diagrama a continuación
presenta de manera gráfica las diferentes componentes que conformaran el sistema de
adquisición y procesamiento de datos para establecer el control de monitoreo donde
el operador pueda adquirir los reportes de fallas por parte del Reconectador.
Protocolo Modbus
Java
Base de Datos Usuario
Aplicación de
Procesamiento
164
Figura 37, Arquitectura de la interfaz de Comunicación
Fuente: Autor (2013)
3.2. Diseño Básico
Conociendo las etapas que constituyen el Sistema de monitoreo y
comunicación, se hace necesario materializar cada uno de los elementos descritos en
el diseño conceptual, ubicando tecnologías existentes que satisfagan los
requerimientos y elaborar un planteamiento de cada una de ellas para seleccionar
finalmente la que más se ajuste a las necesidades del proceso y de la empresa.
Función:
Medición y reporte de conexión y
desconexión.
Reportes de fallas
Reconectador NOJA Comunicacion
Función:
Recepción y almacenamiento de
datos
Monitoreo del proceso
Generación de reporte de control
Computador Personal
165
3.2.1 Disponibilidad de Tecnologías
3.2.1.1 Estudios Técnicos
Selección de posibles soluciones:
A continuación se mostrara una tabla donde se puede comparar las posibles
soluciones presentadas en la situación que presenta en las subestaciones no atendidas
del estado Aragua:
Tabla 26, Posibles soluciones
EQUIPO DESCRIPCIÓN
Controlador de Automatización
Programable (PAC) opto 22
En esta propuesta el PAC se comunica directamente
con los Reconectadores con sus entradas y salidas
mediante un cable de control para recibir los datos de
las distintas fallas que reconoce los Reconectadores
de las subestaciones no atendidas del estado Aragua a
su vez también se comunicara al centro principal o
distrito cercano a dicha subestación por vía Ethernet.
Java, un servidor
(WAMPSERVER)
y
Modem CANTV
En esta propuesta se utiliza una interfaz gráfica que
se realiza por medio de una programación en Java
obteniendo directamente del Reconectador una base
de datos creado por MYSQL que obtendrá los
eventos diarios y fallas del Reconectador, también
permitirá realizar la comunicación y monitoreo para
los centros principales de CORPOELEC o Distrito
cercano a la subestación, mediante un modem de
comunicación que ofrece CANTV vía satelital.
Fuente: Autor (2013)
166
Mediante las propuestas establecidas en la Tabla 27, se puede tomar una
decisión previa mediante estudios realizados en cada una de la subestaciones con el
personal de CORPOELEC, verificando cuál de las dos soluciones es la que conviene
y es adaptable para la comunicación y monitoreo de los Reconectadores. En primer
lugar se utiliza un Controlador Lógico Programable (PLC) opto 22, que permitirá la
comunicación entre el Reconectador y el centro principal de CORPOELEC o Distrito
cercano, que necesite saber el estado actual de la subestación comandado desde el
PLC utilizando comunicación Ethernet, siendo esta una configuración propia del plc,
este se podría comunicar con un operador de manera que pueda dar a conocer el
estado actual de cada uno de los Reconectadores mediante una interfaz gráfica
programable, de acuerdo a lo requerido para el monitoreo y control de dicho
Reconectador, el Reconectador posee salidas y entradas que van conectadas
directamente a las entradas salidas del PLC, de tal manera que el plc reciba las fallas
existentes y reportarlas por vía Ethernet al centro principal a cargo, donde el operador
mediante una pantalla de control diseñada podrá conectar y ajustar valores precisos
del Reconectador, el lenguaje de programación de este PLC es basado en diagramas
de flujo.
Por otra parte se tiene la propuesta de un sistema de programación java y
MYSQL (Base de Datos) en conjunto para el monitoreo y comunicación en las
subestaciones no atendidas, ofreciendo un servicio muy completo la empresa de
CANTV para poder comunicarse a distancia con dichos equipos; un modem por
señal satelital (Internet), es un paquete que ofrece mayor eficiencia y estabilidad en la
parte de comunicación y monitoreo ya que permite que un operador pueda verificar a
distancia la conectividad y bajar el registro diario de la subestación suministrada por
las fallas existentes, mediante una interfaz gráfica programada en Java, dando así a
conocer los registros y eventos diarios transcurrido y suministrado por el
Recoenctador que son exportados a una base de datos MYSQL que por vía satelital el
167
operador pueda conectarse a esta subestación y poder obtener dichas datas por la
interfaz gráfica ya ajustada a las necesidades del usuario por consiguiente a la
Empresa CORPOELEC.
El estudio técnico permitió realizar comparaciones con diferentes tecnologías
disponibles y seleccionables para el proyecto, realizar comparaciones entre todas y
poder así elegir la mejor y la que cumpla con los requerimientos.
Para este proyecto de plan de Gestión de Energía por medio de monitores y
comunicación a las subestaciones no atenidas del estado Aragua se hicieron estudios
entre dos tecnologías posibles, entre las cuales tenemos:
Tabla 27, Selección de Tecnología
Requerimientos Pc con sistema basado en
java instalado
PLC Opto 22
Interfaz de comunicación
RS- 232
Si cumple Si cumple
Base de Datos Si cumple No cumple
Interfaz Grafica Si cumple Si cumple
Modem (Ethernet) Si cumple Si cumple
Modo detención de fallo Si cumple No cumple
Fuente: Autor (2013)
Se seleccionó la PC con sistema basado en java porque se llegó a la
conclusión después de estudios realizados en la comparación técnico entre el PLC y
el sistema Java, que es el más factible ya que con un plc se puede cumplir muchas
más funciones que la que se requiere este proyecto, el PLC es un equipo más costoso,
a cambio del sistema basado en java es menos costoso porque son software libres. Lo
168
único x adquirir seria el computador con el modem x comunicación satelital que
ofrece CANTV a empresas del país.
3.2.1.1 Estudio Economico
Comparación de Precios entre estas dos opciones:
Tabla 28, Sistema integrado a una PC con Programación Java
Requerimientos (Bs.)Precios
Software Java Software libre
Software MYSQL Software libre
Software Compilador Java(JDK) Software libre
Puerto de Comunicación RS- 232 50,00
Computador
Computadora P4 2.8 Ghz Con Lcd 17
1024 Mb 40 Gb Piv, 1GB de Ram
4000
Modem (CANTV)
Total Bs. 4050
Fuente: Autor (2013)
Tabla 29, Controlador de Automatización Programable (PAC) OPTO 22
Requerimientos (Bs.)Precios
CPU SNAP- PAC- R1 6.268,5
Módulo de entrada SNAP-IDC-32 1.146,6
Módulo de salida SNAP-ODC-32- SNK 1.732,5
Total Bs. 9.147,6
Fuente: Autor (2013)
169
Con la diferencia entre esta tecnología se opta por el sistema con
programación Java ya que a nivel de costo es más factible para la empresa.
Para la implementación de monitoreo y comunicación para las subestaciones
no atendidas por el sistema Java se necesita:
Selección de la Interfaz de Comunicación
Estos procesos de interfaz pose la capacidad de realizar la comunicación con
otros dispositivos utilizando una interfaz de comunicación como accesorio, la cual el
fabricante la ofrece en dos estándares:
• Serial usando protocolo RS-232.
• Universal Serial Bus (USB 2.0).
Para efectos prácticos, el autor selecciono la versión Serial RS-232, donde su
operación es más simple al no requerir un controlador específico para su
funcionamiento como su contraparte USB, además de permitir enlaces con distancias
de hasta 15 metros de longitud.
Selección de Plataformas de Desarrollo
El módulo de programación de procesamiento y monitoreo se realizara en
lenguaje de programación orientada a objetos Java, esta selección fue realizada por el
autor, se justifica al poseer licencia de código abierto, amplia flexibilidad para
170
expansión y compatibilidad con Windows 7 a través de la ejecución de código
interpretado por la JVM (Java Virtual Machine de sus siglas en ingles).
La base de datos se almacenara en un servidor del gestor de base de datos
MySQL, que ofrece altas prestaciones de seguridad, rendimiento al estar escrito en C,
y nulo costo de inversión por ser de OpenSource.
El módulo de adquisición de datos también será realizado en Java y formara
parte del programa de procesamiento de forma solapada. El hecho de utilizar Java en
la programación brinda las bondades antes mencionadas, permitiendo obtener las
capturas y almacenaje de las mismas en una tabla de la base de datos destinada para
tal fin.
Por otro lado se garantiza el acceso al puerto serie, la cual accede, escribe y
lee el puerto serie física del computador invocando código nativo de Windows 7 bajo
demanda de la aplicación cliente en Java.
A continuación se mostrara un listado donde se expresara por horas y costo el
recurso del personal, informáticos, materiales y herramientas:
Tabla 30, Estimación de Recursos Informáticos
Item Objeto Cant Unidad Costo
Unitario (Bs)
Subtotal
(Bs)
1 Uso del computador
con acceso a internet
120 Hrs 2 100
2 Netbeans IDE 1 Pqt --- ---
3 Sistema Operativo
Windows 7
1 Pqt 600 Bs. F 600
Total Bs. 700
Fuente: Autor (2013)
171
Tabla 31, Estimado de Recursos Humanos
Item Objeto Cant. Unidad Costo
Unitario (Bs)
Subtotal
(Bs)
1 Programador o
Ingeniero electrónico
150 Hrs
Hombre
40 6000
2 Horas técnicos 30 Hrs
Hombre
40 1200
Total Bs. 7200
Fuente: Autor (2013)
Tabla 32, estimado de recursos de Materiales
Item Objeto Cant Unidad Costo
Unitario (Bs)
Subtotal
(Bs)
1 Computador Hp
Compaq
2 Pza 3000 6000
2 Cable RS- 232 1 Pza 50 50
3 Articulo de oficina 1 Pqt 100 100
4 Impresora 1 300hojas 1 300
Total Bs. 6450
Fuente: Autor (2013)
Los costos de herramientas se restan debidos a que estas se encuentran en el
Laboratorio de mantenimiento de la empresa y el recurso humano también es
facilitado por la empresa debido a la disponibilidad del personal sofisticado para la
instalación del sistema de control y monitoreo del plan de Gestión de Energía, por
ello se minimizan los costos de la actualización tecnológica. Los precios aquí
establecidos fueron tomados de cotizaciones y consulta de páginas de internet para las
172
herramientas, el salario de técnicos e ingeniero basado en lo establecido por el
colegio de ingenieros.
Modelo Básico del Sistema Propuesto
El modelo básico se presenta a continuación donde el reconectador enviara
las mediciones al computador para su posterior análisis en cuanto a las fallas, el
software procesará y almacenara los datos y eventos que el reconectador permita
obtener, de manera que al generar alertas al operador al encontrar alguna anomalía
que presente en ese momento la subestación.
Figura 38, Diagrama de Bloques del Modelo Básico Propuesto
Fuente: Autor (2013)
Reconectador
NOJA POWER
RC-01 ES
Computador Personal
RS- 232
173
Figura 39, Diagrama del Modelo de Software Básico Propuesto
Fuente: Autor (2013)
Figura 40, Diagrama del Modelo Básico Propuesto Mostrando los Elementos del
Hardware
Fuente: Autor (2013)
•Computador •Software
•RS- 232 •modem ADVANTHECH
Modem CANTV
Interfaz RS- 2323
Maquina Adquisicion
de Datos
Software
Java, MYSQL
Protocolo Modbus
Java
Aplicación de
Procesamient
o
174
Todos estos modelos explican el tipo de equipo y la secuencia de conexión
entre el Reconectador y el proceso de monitoreo como solución para adquisición y
comunicación entre las subestaciones no atendidas implicando un gran cambio para la
ejecución y trabajo en el consumo eléctrico para la empresa de CORPOELC.
3.3. Diseño en Detalles
Considerando las tecnologías con las cuales operará el sistema, se procede a
diseñar en detalle los elementos del mismo, abarcando sus componentes físicos, y
estructura del software de adquisición y monitoreo.
3.3.1. Listado de Componentes
Se presenta de forma breve los componentes eléctricos, electrónicos y
mecánicos necesarios para llevar a cabo la propuesta del sistema.
Tabla 33, Listado de componentes del sistema
Ítem Descripción
1 Computador
2 Monitor
3 Teclado
4 Ratón
5 Cable Rs-232
6 Modem ADVANTECH
7 Caja para el Pc principal y Modem
8 Regulador de Voltaje 120 VAC
175
Plano de Conexión Física
La conexión entre la balanza Scout Pro y el computador se realiza a través de
un conector DB9.
Figura 41, Conectores DB9 Macho y Hembra
Fuente: iearobotics.com (2010)
Figura 42, Configuración entre el Reconectador y La PC principal en la
Subestación
Fuente: García, E. (2012)
176
Diagrama de Flujo del Software:
El algoritmo consta de simples pasos, lo cuales primeramente inicia el proceso
de comunicación, al reconectador detectar la falla pasa el reporte donde se conecta
con la base de Datos, de allí se solicita el estado de todas las variable del
reconectador, se pregunta si se recibió todas las variables, si no se recibió vuelve a
solicitar el estado de las variable, se vuelve a preguntar si se recibió respuesta de las
variables?, al recibirla guarda automáticamente las variables declaradas en la base de
Datos.
Adquisición
<F
un
ció
n>
<F
un
ció
n>
Inicio
Solicitar
Estado de
Variables
Reconectador
¿Recibió
Respuesta?
Guardar
Variables en
Base de Datos
Conectar con
Reconectador
Conectar con
Base de Datos
No
Sí Fín
FínConectar con
Base de DatosInicio
Consultar
Contenido de
Datos de las
tablas
Desplegar
información
histórico falla
Figura 43. Diagrama de Flujo de Aplicación de Adquisición de Datos.
Fuente: Autor (2013).
177
CAPITULO IV
VALIDACIÓN
Para la validación del diseño se realizaron pruebas con el Reconectador Noja
Power, para comprobar el sistema de adquisición y procesamiento de datos donde se
estableció contacto con el Reconectador comprobando así su funcionalidad solo con
la dirección IP para visualizar de computador a computador y del computador
directamente al reconectador ya que no poseemos el modem ADVANTECH de
CANTV. Para ello se utilizó dos computadores, un cable RS-232, la interfaz gráfica
programada en java y la base de Datos configurada de MYSQL. Es de importancia
hacer saber que la implementación de este proyecto aligerará en medida la labor
ejercida por los operadores en cuanto al monitoreo de las Subestaciones no atendidas
del estado Aragua para la empresa de CORPOELEC.
Se explicara paso a paso la interfaz gráfica y como se interactúa con cada
proceso explicado anteriormente:
4.1 Configuración de la Conexión con el Reconectador y el PC principal :
La interfaz de adquisición de datos es fácilmente configurable, se obtuvo los
parámetros necesarios para poder configurar el puerto de protocolo en el
Reconectador, configuración de comunicación serial bajo protocolo Modbus
especificando en el programa Telus del Reconectador Noja y ajustarlo a cuantos
baudios, y bits de parada como configuración necesaria para implementar este
178
protocolo de comunicación entre el computador al Reconectador, configuración
interna y de manera externa con un Rs-2323. Sin embargo, el autor solo considero
modificable la velocidad y el nombre del puerto serie del computador en caso de
contar con múltiples puertos. Presionando la lista desplegable se puede cambiar la
selección del número puerto disponible del computador para realizar la comunicación
y la velocidad de transmisión, por lo general, el puerto físico de los computadores es
COM1 y la velocidad por defecto de comunicación es según el criterio del operador.
Con el botón de Probar conexión verificara si el reconectador hace contacto
con la PC por medio de la interfaz gráfica permite visualizar si el reconectador se
encuentra conectado permitiendo ver los niveles de corriente que allí se encuentran,
por otra parte si la conexión no es realizable no permitirá leer ningún valor de
corriente en el reconectador donde el botón de desconectado estará activado,
mostrando así que la conexión no se ha realizado.
En caso de que no exista comunicación se debe comprobar el reconectador
este en función y que el cable de comunicaciones se encuentre en buen estado, si aún
los problemas de comunicación persisten, se deben verificar la correcta selección del
puerto “COM” y la velocidad de transmisión.
Se mostrara a continuación la configuración desde el SCADA del software
TELUS del Reconectador. Ver CD (Carpeta 2 (Carpeta 2 Manuales NOJA POWER
RC-01ES, COOPER POWER form 6, PANACEA)
179
Figura 44, Configuración para el protocolo Modbus desde el software del
Recnectador.
Fuente: Manual de Programación TELUS
El protocolo Modbus emplea una estructura de mensaje basado en la capa de
Aplicaciones del modelo OSI, que provee una comunicación Maestro-
Esclavo/Cliente-Servidor y ofrece servicios específicos por intermedio de códigos de
funciones. Normalmente para la comunicación con los distintos dispositivos se utiliza
como medio físico el Radio, RS-232, RS-485 o Internet hoy en día.
Figura Nº 45. Capas del protocolo Modbus
Fuente: http://www.axongroup.com.co/pages/modbus
180
Conociendo el protocolo del Modbus se procede a la interfaz gráfica diseñada desde
JAVA PC principal con el Reconectador.
Figura 45, Pantalla principal Adquisición de Datos del Reconectador
Fuente: Autor (2013)
Tabla 34, Descripción de a Pantalla Principal de Monitoreo
Ítem Descripción
A
La configuración de puerto la verifica el programador, mayor mente se
toma esta configuración, el puerto y los baudios son modificables.
B Este botón desconecta la conexión directamente con el Reconectador
C
El Botón para cerrar cumple con la función cierra la ventana principal
guardando los registros en la base de datos MYSQL.
D Niveles de tensión medibles por el Reconectador.
E
Este botón permite verificar si la conexión se ejecutó o no, cuando está
en conectado quiere decir que la función de conexión con el
Reconectador se ejecutó, si la conexión no es posible con el
Reconectador estará desconectado y no podrá tomar datos.
Fuente: Autor (2013)
A
B C
D
E
181
Configuración de la Conexión con el Servidor de MySQL
Para configurar el servidor se requiere tipiar el nombre del perfil de la
conexión con el que se desee guardar, puede tener cualquier nombre que el usuario
escoja, luego el nombre del Nombre de Origen de Datos o Data Source Name (DSN),
en el caso que la instalación del servidor sea local se coloca “localhost”, en caso
contrario la dirección IP, separada por puntos. al finalizar con esto se da click en el
botón actualizar donde cargara todo lo reflejado en la base de datos mostrándolo
consecutivamente.
Al conectarse desde la otra computadora con el operador a cargo, muestra lo
siguiente:
Figura 46, Configuración para obtener las Base de datos
Fuente: Autor (2013)
B
A
182
Tabla 35, Descripción de la Pantalla de Obtención de Data 1.
Ítem Descripción
A
Dirección Ip o nombre del usuario en este caso (Localhost), de manera de
comunicar para obtener la base de datos del otro equipo en este caso del
reconectador
B
Al pulsar este boto se conectara y automáticamente cambia a desconectado,
de tal manera indicara que la conexión se ha realizado, a pasar a
desconectado se habilita la tecla de actualizar, donde si le damos click se
puede obtener todos los eventos guardados en la base de datos
Fuente: Autor (2013)
Una vez activada la conexión con la PC que se comunica directo con el
Reconectador, se oprime la tecla actualizar y obtenemos lo siguientes reportes del
Reconectador:
Figura 47, Configuración conexión con el Servidor MySQL
Fuente: Autor (2013)
A
C
B
183
Tabla 36, Descripción de botones para la conexión con el servidor MySQL
Ítem Descripción
A
Se puede observar los niveles de tensión en tiempo real, estado el
reconectador conectador
B Este botón indica cerrar el programa
C
Data reflejando los eventos diarios del reconectador, con fecha, hora, tipo de
Falla, los niveles de Corriente y estado actual del reconectador.
Fuente: Autor (2013)
En este caso se puede observar cuando el reconectador se queda inhabilitado
por una falla presente en el sistema, después de sus tres intentos por estabilizar el
sistema, sale en Lockout.
Figura 48, Monitoreo Reconectador Desconectado
Fuente: Autor (2013)
A
B
184
Tabla 37, Descripción de botones para El Monitoreo Reconectador
Desconectado.
Ítem Descripción
A
Cuando el Reconectador queda desconectado, deja de hacer lecturas
guardando todos los registros preestablecidos por el mismo.
B Indica el estado en el que está el Reconectador.
Fuente: Autor (2013)
Programación
Para realizar la programación del Sistema de Adquisición y monitoreo de las
subestaciones no atendidas del Estado Aragua, se realizó bajo el lenguaje de
programación Java, dentro del entorno de desarrollo integrado Netbeans IDE.
Java es un lenguaje orientado a objetos que posee una curva de aprendizaje
muy rápida, es robusto ya que ofrece comprobaciones en compilación y en tiempo de
ejecución, fue diseñado para crear aplicaciones altamente fiables. Además de ser
Software Libre, pudiendo distribuir libremente los proyectos realizados bajo este
lenguaje, posee alta documentación en línea por parte de Oracle.
Se mostrara una parte del programa explicando las clases que resultaron para
ejecución del programa:
185
Primera parte: Programa corriendo la parte del monitoreo pantalla de la PC
secundaria.
Figura 49, Mostrando pantalla secuandaria Corriendo
Fuente: Autor (2013)
186
Figura 50, Mostrando Pantalla Principal corriendo
Fuente: Autor (2013)
Para crear la Base de Datos con el servidor de MySQL
• Paso 1: Instalar el Servidor MySQL, una vez instalado el programa se abre la
aplicación de MySQL query Browser.
187
Figura 51, Configuración del Usuario del MySQL
Fuente: Autor (2013)
El Server Host por defaul es: Localhost y el Username: root, despues de
configurar estos parametros se hace click en ok para entrar en el programa.
• Paso 2: Una vez al tener la ventana principal donde se puede crear las tablas
para la base de datos se procede a la configuracion:
188
Figura 52, Creacion de la Tabla de Datos
Fuente: (2013)
En esta pantalla se puede observar toda la base de datos que se tienen
disponibles del servidor MySQL, luego click derecho y creamos una nueva bases de
datos.
• Paso 3: Creacion de una nueva base de datos
Figura 53, Configuracion Nombre de la Tabla
Fuente: Autor (2013)
189
En este nuevo esquema la base de datos la llamaremos “ Pruebas” luego de
escribir el nombre le damos ok, para que aparezca nuestra nueva ventana para crear
la base de Datos.
Aquí observamos nuestra nueva base de datos, damos click sobre ella para
crear una tabla dentro
Click derecho sobre la base de datos para crear la nueva tabla
• Paso 4: Ingresar al modo de edicion para la nueva tabla
Figura 55, Configuracion de las Variables de la Base de Datos
Fuente: Autor (2013)
190
Lo primero que pide es el nombre de la tabla a la cual se nombro “
Usruario”,luego se verifica que tenga el nombre que se coloco en la base de Datos a
(“ Prueba”), de forma opcional se puede colocar comentarios, en este caso no se hizo.
Una vez configurada la estructura tenemos la estructura que le quedamos a la tabla;
El column Name es el nombre del campo, El Datatype es el tipo de campo que se
utilizaria.
Empezamos a crear y vamos colocando los valores que requiera que la tabla
muestre en la base de Datos:
Figura 56, Variables Registrada en la Base de Datos
Fuente: Autor (2013)
Se muestra la tabla que ejecutamos en el proyecto, el not null indica si esa
acccion que cumplira ese proceso sera nulo o no, El auto inc de acuerdo a un
sumatorio puede ir incrementandose en 1 en el primero según el nuero de registro que
queremos acotar pero aquí no es necesario, el Varchar es un tipo de campo texto con
el numero de caracteres seria (45) . al terminar de declarar todos los campo damos en
la tecla Close y nos muestra nuestra tabla ya lista para usar.
191
Un ejemplo de como estara estructurada la tabla de base de datos:
Figura 57, Base de Datos Registrada con las Variables
Fuente: Autor (2013)
Listo para ser usada mediante una programacion que se aplica en java para ser
llamada directamente desde ese portal.
• Paso 5: Despues de haber culminado con la base de datos se procede a
llamarla desde java dicha base de Datos. Donde la llamo usando un conector
JDBCque permite colocar las sentencias en SQL para extraer y colocar la
informacion en las tablas de MySQL .
JDBC (Java Database Connectivity) es un API que brinda un conjunto de
interfaces y clases para acceder a cualquier motor de base de datos que lo
implemente. JDBC se abstrae de los detalles específicos del motor, permitiendo así
conectarse prácticamente de la misma manera a cualquier base de datos que se le
implemente o de cualquier servidor por otra parte con los drivers de JDBC se puede
conectar fácilmente con la aplicación Java en el caso que estamos utilizando de
MySQL.
192
A continuación se explicara la conexión a la base de datos desde Java:
Importación paquete SQL
1 Import java.sql.*;
Creacion de la conexión
Parab conectarse a la base de datos, se tiene que cargar el driver y crear
un objeto Connection desde el Driver Manager, pasándole la URL de conexión, el
nombre de usuario y la contraseña de la base de datos.
Que en este caso sería algo así:
1 jdbc:mysql://localhost:3306/my_db
.
Consultas
Una vez realizada la conexión a la base de datos. Para hacer consultas se tiene
que crear un objeto Statement desde el objeto Connection, de la siguiente manera:
1 Statement stmt = conexion.createStatement();
Y para ejecutar la consulta se puede usar alguno de los siguientes métodos del objeto
Statement:
193
executeQuery()
Sirve para hacer consultas que devuelven resultados (generalmente consultas
SELECT). Devuelve un objeto ResultSet con el resultado.
executeUpdate()
Sirve para hacer consultas del tipo INSERT, UPDATE, DELETE que no
devuelven un resultado. Este método retorna un entero con la cantidad de registros
afectados.
Prepared statements
Para usar prepared statements, debe crearse un objeto PreparedStatement
desde el objeto Connection:
PreparedStatement preparedStatement = conexion.prepareStatement("UPDATE
notas SET copete = ? WHERE posicion > ?");
Seteamos los datos al prepared statement así:
1 preparedStatement.setString(1, "blabla");
2 preparedStatement.setInt(2, 10);
Y finalmente ejecuta el prepared statement, en este caso con executeUpdate():
194
1 preparedStatement.executeUpdate();
Y así obtenemos la comunicación desde java con el servidor MySQL donde
esta nuestra base de datos.
A continuación se mostrara algunas Clases Implementadas en el programa.
• Archivos: Es un manejador de archivos, utilizado para guardar los archivos
de configuración del Sistema. (Pérez M. (2009)).
• Conéctate: Genera el objeto tipo conector con el servidor de base de datos de
MySQL.
• PuertoCom: Esta es la clase que realiza la adquisición de datos, cabe destacar
que posee métodos para interrogar, configurar y recibir información de la
balanza.
• ReporteOperadores: Es una clase que genera un reporte de los operadores,
está basada en el uso de la libreria JasperReport.
• Transferencia: Es la clase que guarda las capturas del Reconectador hacia la
base de datos de MySQL.
Interfaces Gráficas
Para la creación de las Interfaces Gráficas de usuario se empleó Netbeans
IDE, donde a continuación se presenta una introducción acerca de las potencialidades
195
que posee esta plataforma para el desarrollo de aplicaciones con ventanas y
componentes modelados como objetos bajo lenguaje Java.
La Plataforma NetBeans es una base modular y extensible usada como una
estructura de integración para crear aplicaciones de escritorio grandes. La plataforma
ofrece servicios comunes a las aplicaciones de escritorio, permitiéndole al
desarrollador enfocarse en la lógica específica de su aplicación.
Se muestran capturas durante el diseño de las interfaces gráficas, donde
básicamente el programador desea realizar una interfaz gráfica de un aspecto limpio,
amigable y sencillo, para que el usuario pueda realizar las operaciones de forma
rápida, y sin muchos inconvenientes al momento de la adquisición de datos y
monitoreo del proceso.
La interfaz Gráfica de adquisición de datos está compuesta por una ventana,
donde se registran los valores de corrientes y fallas obtenidos desde el reconectador
que va directamente a la base de datos, con los campos de puertos de comunicación
utilizados por el operador , los baudios y los bits de parada, esta ventana posee un
botón para probar la conexión con el Reconectador y la misma permitiendo conocer si
está conectada al puerto serie de comunicación entre el PC principal con el
Reconectador, También tiene unas ventanillas donde se puede observar los niveles
de corriente desde que el Relé empieza a trabajar en función con el Reconectador.
196
Figura 58, Desarrollo de la Interfaz de Configuración y Adquisición de datos en
Netbeans IDE 7.01
Fuente: autor 2013
Figura 59, Interfaz del Monitoreo Estadístico en Netbeans IDE 7.0.1
Fuente: Autor (2013)
197
Validación:
Para la evaluación del prototipo del Sistema monitoreo y comunicacion con
los Reconectadores, se realizaron unas pruebas para la correcta validación del
sistema, para ello se implementaron las siguientes tipos de pruebas:
Pruebas Realizadas en la parte del Laboratorio de Mantenimientos
CORPOELELC:
Figura 60, Prueba con el Reconectador y la interfaz gráfica programada
en Java
Fuente: Autor (2013)
198
Bajo la supervisión del personal a cargo se hicieron pequeñas pruebas para
comprobar el funcionamiento de las ventanas de monitoreo y comunicación
programadas en java, fueron tomadas pequeñas muestras, pero se comprobó el
funcionamiento con lo requerido en el proyecto
Figura 61, Configuración de la ventana de monitoreo
Fuente: Autor (2013)
Se realizó configuraciones para verificar si la base de datos capturo todo los
datos que arrojo el reconectador.
Registros de descarga en la que se obtuvo en pruebas en la Base de datos:
Se mostrara en la figura 62, la data registrada en Excel y en la tabla 38
ordenada para visualizarla mejor según el Autor.
199
Figura 62, Planilla en Excel registrada por la Base de Datos
Fuente: Autor (213)
Tabla 38, Eventos registrados por la Base de Datos
Fecha Evento
Fuente del
Evento Relevant
Parametro del
evento Alarma Falla
12/02/2013
09:38
OPEN SEF+ Max(In)=56;
Max(Ia)=129:
Max(Ib)=89;
Max(Ic)=6;
CONECTADO
12/02/2013
09:40
OPEN EF1+ Max(In)=148;
Max(Ia)=140:
Max(Ib)=9;
Max(Ic)=68;
CONECTADO
12/02/2013
09:42
OPEN EF2+ Max(In)=148;
Max(Ia)=91:
Max(Ib)=86;
Max(Ic)=225;
CONECTADO
12/02/2013
09:43
OPEN EF1+ Max(In)=238;
Max(Ia)=133:
Max(Ib)=227;
Max(Ic)=295;
CONECTADO
12/02/2013
09:45
OPEN EF2+ Max(In)=251;
Max(Ia)=101:
Max(Ib)=281;
Max(Ic)=0;
CONECTADO
200
Fecha Evento
Fuente del
Evento Relevant
Parametro del
evento Alarma Falla
12/02/2013
09:46
OPEN SEF+ lLockout Max(In)=272;
Max(Ia)=96:
Max(Ib)=301;
Max(Ic)=108;
DESCONECT
ADO
12/02/2013
09:50
OPEN SEF+ lLockout Max(In)=265;
Max(Ia)=134:
Max(Ib)=315;
Max(Ic)=0;
DESCONECT
ADO
Fuente: Autor (2013)
Descripción de la Programación:
Programación
La programación fue realizada bajo lenguaje Java siendo esta un tipo de
programación orientada a objetos donde la implementación de la misma depende de
la escritura de las Clases que le dan forma y acciones a los objetos necesarios para
obtener la información del Reconectador y colocarla en el servidor de base de datos
MySQL.
Clases Proyecto Adquisicion_Modbus
La aplicación Adquisicion_Modbus posee las siguientes clases (ver árbol
figura 63) redactadas con la asistencia del IDE Netbeans .
Tabla 38, Cont….
201
Figura 63. Árbol del Proyecto Adquisicion_Modbus
Fuente: El Author 2103
Conectar_Mysql: Esta clase posee los métodos para invocar una conexión
con el servidor de base de datos MySQL.
SerialAITest: Implementa los métodos necesarios para realizar las consultas
al reconectador utilizando protocolo Modbus, como se conoce Modbus es una
estructura de mensajería desarrollada por Modicom en 1979 utilizando el
esquema maestro/esclavo. Para realizar una conexión la clase SerialAITest
solicita 5 parámetros indispensables al Maestro (Computador): Nombre del
puerto (COM1), velocidad de transmisión (9600), bit de parada (1), tamaño de
la palabra (8), numero de la función “01 Leer estado Bobina y 02 Leer estado
entrada” (ver figura 2), nombre del esclavo (001), dirección de memoria del
primer registro y la cantidad de registros a consultar en este caso las variables
a consultar de proceso son las corrientes de línea Ia, Ib, Ic, In, y las alarmas
OC1+, OC1-, EF1+, EF1-, SEF+, SEF-, UF, UV1, UV2, UV3 cuando ocurre
una falla (ver mapa de registros en figura 3) esta información es almacenada
en el servidor de MySQL mediante el método “guardar Datos()” añadiendo
los registros a las tablas que podrán ser consultadas en línea.
Com_Modbus: Realiza la invocación de la clase “SerialAITest” y a través de
los métodos “enviar_solicitud” y “recibir_respuesta” se interroga y reciben las
respuestas del dispositivo reconectador.
202
Ventana_principal: es herencia de la clase JFrame e implementa los métodos
para la creación y visualización de todos los componentes swing que
permitirán la visualización de las variables de proceso del reconectador,
Dentro de la interfaz existen 3 botones: Probar conexión, Desconectar y
Cerrar. El botón Conectar crea una conexión con el servidor local MySQL, el
botón Desconectar cierra la conexión colocando nulo el objeto que instancia a
la clase Com_Modbus y finalmente el botón cerrar finaliza el hilo principal
del programa ver figura 4.
Figura 64. Tabla de Funciones Protocolo Modbus permitidas por el
Reconectador Noja Power.
Fuente: MODBUS Protocol Implementation 2010
Figura 65. Tabla de Registros de entrada Reconectador Noja Power.
Fuente: MODBUS Protocol Implementation 2010
203
Figura 66. Interfaz Gráfica Aplicación Adquisicion_Modbus .
Fuente: El Autor (2013)
Clases Proyecto Monitoreo_Rec
El proyecto Monitoreo_Rec es una aplicación que permite la conexión
remota con el servidor MySQL, solo consta de dos clases básicas,
Conectar_Myql y ventana_datos ver árbol en figura 67.
Figura 67. Árbol del Proyecto monitoreo_rec
Fuente: El Autor (2103)
204
Clases Proyecto Monitoreo_Rec
Conectar_Mysql: utiliza los mismos métodos que en la aplicación de
adquisición modbus, solo que esta vez la conexión no es realizada hacia un
servidor local sino hacia un servidor remoto a través de un socket TCP/IP
invocado por el JDBC (Java Data Base Connector). La clase
Conectar_Mysqls ejecutada bajo el método “conectar()” cuando se presiona el
botón conectar (ver figura 67 y 68) .
Figura 67. Panel de configuración de red aplicación Monitoreo_Rec
Fuente: El Autor 2103
Figura 68. Extracto del método Conectar clase Conectar_Mysql
Fuente: El Autor 2103
Ventana_datos_sub: Es la clase construida con asistencia del generador de
Netbeans, es heredera de la clase JFrame y posee un botón de actualizar (ver
figura 69) que ejecuta el método actualizar_Datos() el cual ejecuta la consulta
205
SQL “SELECT * FROM eventos_rec"” que retorna la tabla con todos los
eventos de desconexión que son almacenados por la aplicación
adquisición_modbus, la información retornada es colocada en la tabla
principal mostrada en la ventana.
Figura 69. Botones Conectar y Actualizar de la aplicación Monitoreo_Rec
Fuente: El Autor 2103
De esta manera se ejecutó la creación de la programación con el sistema Java
y el Servidor MySQL, diseñando la interfaz graficas antes mencionado para la
interacción con los Reconectadores en dichas subestaciones.
Después de a ver realizado dichas pruebas y el comprobar que este tipo de
monitoreo es factible, se procede a explicar el protocolo de comunicación que ofrece
CANTV con el modem ADVANTECH.
Primeramente se especificara como es su configuración a la hora de instalarlo
para usos específicos como lo establece la empresa de CANTV, a través de
comunicación Satelital, a continuación se procede a explicar el modo de instalación:
Configuración del Modem ADVANTECH
Modo de acceso al IDU:
Configurando la IP en la Laptop
206
• Se necesita un cable de red cualquiera que sea, este equipo es auto negociable
en el puerto Ethernet.
• Entrar a conexiones de red, y cambiar la dirección IP, se debe colocar una
dirección fija, la cual debe ser 10.10.10.10 en el gateway y la masca
255.255.255.0 y la IP de la Laptop debe ser 10.10.10.11
Figura 70, Propiedades de protocolo Internet (TCP/ IP)
Ahora se procede a entrar en una configuración propia de la empresa por vía
Internet Explore que el modo de acceso con este software SATNET.
207
Figura 71, Pantalla de acceso del SATNET
Transferencia de Fireware y Archivos
Configuración del servidor FTP
Abrir el programa WFTPD32, EXE, configurar un usuario y una clave para el
usuario, se recomienda que sea:
• USUARIO: idu
• PASSWORD: idu
•Esto se hace en la pestaña security luego user/rights
208
• Crear user name: se abre new user, se coloca la palabra idu (en minúscula) se
recomienda. Se puede usar otra palabra.
• Crear clave: se le da change pass para crear el password de la conexión, se
recomienda idu.
• Se indica el home directory, esta es una carpeta que se debe crear en el DD C,
donde se alojara los archivos de configuración
• Al terminar se presiona DONE (listo) par que tome los cambios.
Después de hacer la configuración del WFTPD procedemos hacer la
configuración con el Software SATNET.
Conectarse al equipo IDU
• El equipo pedirá de instalador las claves las cuales son:
Usuario: installer
209
Contraseña: ins001pwd
• Este paso es para entrar a la página de configuración del equipo.
• Al entrar aparecerá un pantalla de configuración y se debe seleccionar la
pestaña FILE MANAGEMENT, aquí es donde se administrará la descarga
de los archivos.
Figura 72, Configuración de la IDU Satnet. Parte I
• Al entrar a la pantalla FILE MANAGEMENT, se procede a la configuración de
la conexión con el servidor FTP, para poder descargar los archivos.
• Se configura los parámetros igual que el servidor.
• La IP ADD se debe colocar la de la Laptop.
• El FTP Server path se coloca la ubicación de la carpeta IDU (creada en C). C:\idu.
210
• Luego se oprime save FTP para guardar los cambios, aparecerá una pantalla de
confirmación la cual se le debe dar RETURN TO PREVIOUS PAGE. Para
regresar a la pantalla de instalación.
Figura 73, Configuración de la IDU Satnet. Parte II
• Se debe cambiar el nombre en S/W image filename, se recomienda ir a la
carpeta C:\idu, y copiar el nombre del mismo, ojo sin no aparece la extensión
.sit colocársela al pegarla aquí.
• Se oprime save S/W, y se acepta la próxima pantalla para regresar aquí
nuevamente.
211
Figura 74, Configuración de la IDU Satnet. Parte II
• Luego se va oprimiendo en su debido momento cada una de las pestañas en su
orden para que el equipo tome el cambio y descargue la nueva imagen. En los
primeros dos pasos el equipo se reseteara, al igual que el ultimo.
• Una vez terminado el proceso en la parte superior de la pantalla se debe
confirmar que haya tomado el cambio. Debe aparecer en current.
Figura 75, Configuración de la IDU Satnet. Parte II
212
• En el campo “SIT Name” ingresar el nombre del SIT que ha indicado el
Telepuerto, para este caso es “CANTV-Libertador”:
Figura 76, Configuración de Instalación I
• Las coordenadas X, Y y Z deben ingresarse en el campo “ODU Coordinates
Entry” del menú “installation” de la IDU. Para efectos del equipo con ingresar
la parte entera sin los decimales separados por un espacio entre sí y con el
signo según corresponda es suficiente, tal y como se muestra en la siguiente
imagen:
Figura 77, Configuración de Instalación II
213
• En el campo “SIT Ethernet I/F IP Address” se ingresa la dirección IP de
trafico asignada por el Hub, es importante mencionar que cada IDU debe tener una
dirección IP asignada y esta, es única para cada MAC ADDRESS, por lo
cual, el colocar una dirección IP en una IDU correspondiente a otra no cursará
tráfico. Para este caso, la dirección IP asignada es 172.16.1.1.
• En el campo “SIT Ethernet I/F IP Mask:” se debe colocar 255.255.255.240, la
cual corresponde a la máscara de de la IDU.
• En el campo “SIT Satellite I/F OAM IP Address:” se debe colocar las dirección
IP de OAM asignada por el Hub, para este caso es 10.1.1.1.
Figura 78, Configuración de Instalación III
214
Para Configurar el DHCP a la IDU.
• Ingresar en la IDU con el perfil de superusuario, el nombre de usuario para este
caso será “superuser” y la contraseña es “su001pwd”. Se debe recordar que en este
punto la IDU tendrá configurada la dirección IP que le ha asignado el Telepuerto
Bamari.
• Hacer clic en el menú “DHCP MANAGEMENT” del lado izquierdo de la
ventana que aparece.
]
Figura 79, Configuración del DHCP a la IDU I.
215
• Una vez en la ventana “DHCP MANAGEMENT”, en el submenú
“SUBNETS”, seleccionar “option routers” en la lista desplegable “Subnet
Options”, luego seleccionar en la lista desplegable “Action” la opción “Delete”, y
hacer clic en el botón “Subnet Option Submit”, tal y como se muestra.
• En la ventana que aparece hacer clic en el botón “RETURN TO PREVIOUS
PAGE”. NO hacer clic en el botón “DHCP APPLY CHANGES”. Refrescar la
página del explorador para verificar que se hayan tomado los cambios.
Figura 80, Configuración del DHCP a la IDU II
Una vez en la página “DHCP MANAGEMENT”, en el sub-menú
“SUBNETS”, seleccionar “option routers” en la lista desplegable “Subnet Options”,
luego seleccionar en la lista desplegable “Action” la opción “Add”, en el campo
“Value” se ingresa la dirección IP de la IDU (“SIT Ethernet I/F IP Address”) que fue
entregada por el telepuerto y hacer clic en el botón “Subnet Option Submit”, tal y
como se muestra.
216
Figura 81, Configuración del DHCP a la IDU III
En la ventana “DHCP MANAGEMENT” en el submenú “SUBNETS”,
colocar en “Start Address” el rango de direcciones que aparece arriba de éste, en este
caso, “10.10.10.1”, en el campo “End Address” la dirección que aparece arriba de
éste (10.10.10.14) y en la lista desplegable “Action” seleccionar “Delete” y luego
hacer clic en el botón “Subnet Range Submit”, tal y como se ilustra a continuación.
Figura 82, Configuración del DHCP a la IDU IV
217
Ahora se ingresan las direcciones IP teniendo en cuenta la dirección de inicio
“Start Address” será una más de la dirección de la IDU, para este caso la dirección de
la IDU es 172.16.1.1, por lo cual la dirección de inicio será 172.16.1.2. En la
dirección final “End Address” será 12 direcciones luego de la dirección de inicio, que
para este caso será 172.16.1.14; en la lista desplegable “Action” se selecciona “Add”.
Una vez ingresadas las direcciones IP de inicio y culminación, “Start Address” y
“End Address” respectivamente, se procede a ingresar en el campo “subnet” la subnet
a la que pertenece la IDU, recordemos que es para este caso 172.16.1.0 y se hace clic
en el botón “Save This Subnet Entry”, tal y como se muestra a continuación:
Figura 83, Configuración del DHCP a la IDU V
• Se debe apagar el equipo, luego se conecta el cable de RX el cual va pegado al
LNB y en el MODEM donde dice RX IDU.
• Luego se logra a la página de monitoreo con el siguiente login:
• Login:superuser
• Pass: su001pwd
218
Figura 84, Procedimiento para alineación de antena con IDU Satnet.
• Se configura el periodo de refreís a 10 seg., esto es para que el equipo refresque
la pantalla y empiece a mostrar eb/no.
• Una vez que se enganche el valor pasara a positivo.
Figura 85, Procedimiento para alineación de antena con IDU Satnet.
• Una vez terminado el apuntamiento fino en RX, se apaga el equipo y se pega el
cable de TX y se pone a comisionar, el quipo deberá encender todos los led´s del
frontal.
219
• Se llama a BAMARI para proceder a polarizar la remota, se levanta una
portadora pura en una frecuencia dada por ellos y se ejecuta. Para bajarla se pone
en 0 y ejecutar.
Figura 86, Proceso de Ajuste Fino con CW
Después de a ver programado paso a paso el modem ADVENTECH se
configura las coordenas según la zona donde se establecerá la instalación del modem,
para este paso se necesario de un software donde se coloca las coordenas calculas,
configuración propia del modem. A continuación se presentara el software GPSat:
Figura 87, Software GPsat
Coordenas para
transferencia
con el Satelite
Coordenadas Geográficas,
latitud, longitud y altura para la codificación a distancia del
Satélite
220
Todo este proceso con el modem ADVENTECH se implementó paso por paso
y se comprobó la conexión con el software y la configuración entre computadoras, es
un proceso rápido y eficaz, de esta manera se demuestra cómo se debe programar
para su buena funcionalidad. En cuanto como propuesta para el monitoreo a distancia
es una opción de calidad y muy práctica de hacer, ya que la empresa de CANTV se
encarga de la instalación y de su configuración.
221
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1 Conclusiones
El desarrollo de un Sistema de Gestión de Energía con parte de monitoreo,
comunicación y adquisición de Datos para las subestaciones No atendidas de estado
Aragua de la empresa CORPOLEC tiene las siguientes conclusiones relevantes:
Al analizar la situación de protección de las subestaciones para determinar su
funcionamiento se nota que no cubre en parte con las necesidades del cliente ya que
por cada falla que se presenta en la subestación se permite el riesgo de quedar varias
zonas sin energía eléctrica. Bajo este inconveniente se optó por diseñar un plan de
gestión de energía con la selección de un dispositivo para el monitoreo, que permite
conocer la capacidad del proceso de comunicar a estas subestaciones a distancia
interactuando así a través de un operador que pueda estudiar la situación y llevar un
control diario de los Reconectadores que allí presenten fallas, demostrando así que
con este nuevo sistema se puede mejorar la situación, evitando deterioro del mismo y
vida útil de los equipos.
Para la elaboración de este plan es necesario tener en cuenta los
requerimientos de adquisición y monitoreo en las subestaciones, donde se puede
describir de forma detallada las necesidades que afectan en gran parte las fallas
presentes en la zona, ya que el suministro de energía Electrica es de suma importancia
para un control estable en este sistema.
222
Durante el diseño se concluyó que los Reconectadores son capaces de
desempeñar funciones como un transmisor de comunicación para el enlace entre
varios equipos , también algunos fabricantes permiten la incorporación de módulos de
comunicación que son indispensables para la captación de datos hacia una estación de
trabajo como lo es un computador personal.
Al Realizar las pruebas mediante el diseño propuesto de monitoreo, el
lenguaje de programación Java, superó las expectativas en cuanto a rendimiento y
flexibilidad para llevar a cabo el software del sistema de adquisición de datos y
Monitoreo a distancia; gracias a el soporte que posee en cuanto a librerías
especializadas y herramientas de desarrollo facilitando en gran medida el
cumplimiento a plenitud de los requerimientos en la empresa. El gestor de bases de
datos MySQL, se desempeñó como una plataforma muy estable, robusta, rápida, y
con mucha capacidad de expansión durante la ejecución de este proyecto; el autor la
promueve como una de las mejoras soluciones de base de datos para la pequeña y
mediana empresa que impulsen el software de código abierto.
4.2 Recomendaciones
A la empresa
Expandir el uso del Sistema de Adquisición, comunicación y monitoreo para las
zonas que verdaderamente le sirva de gran ayuda para las labores diarias.
223
Redactar mejoras para el sistema, y evaluar una versión siguiente
repotenciada.
Realizar talleres o charlas dando a conocer las innovaciones que la empresa
propia trabaja y escuchar soluciones potenciales en las diversas carreas
tecnológicas.
Migrar sus sistemas informáticos a plataformas de código abierto, ya que estas
últimas son de menor costo y en promedio de mejor rendimiento que a
algunas soluciones de software propietario.
A la Universidad
Involucrar más al estudiante en proceso de formación el ambiente industrial, y
plantear estudios de casos referentes a problemas de planta en las asignaturas que
Sean permisibles (control de procesos, control de motores, electrónica industrial,
automatización).
224
GLOSARIO DE TERMINOS
Inspección: Es el método de explotación física que se efectúa por medio de la vista.
Relé: Dispositivo electromecánico que funciona como un interruptor, controlado por
un circuito eléctrico en el que, mediante de un electroimán, se acciona un juego de
uno o varios contactos, permitiendo abrir o cerrar otros circuitos eléctricos
independientes.
Sistema: es un objeto compuesto cuyos componentes se relacionan con al menos
algún oro componente; puede ser material o conceptual.
Gestión: se extiende hacia el conjunto de trámites que se llevan a cabo para resolver
un asunto o concretar un proyecto.
Correctivo: Que enmienda o modifica una falta, defecto o problema.
Averías: Daño sufrido por cualquier mercadería transportada o almacenada.
Desperfecto en un aparato, instalación, , etc.
Anomalías: Irregularidad, anormalidad o falta de adecuación a lo que es habitual: se
han detectado ciertas anomalías en el funcionamiento del aparato.
225
Severidad: Rigor o intolerancia con que se juzgan las faltas y debilidades de los
demás o las propias.
Detención: Descubrimiento, mediante la recogida de señales o pruebas, de la
existencia o la presencia de una cosa o un fenómeno que está oculto
Modem: es un dispositivo que permite conectar dos ordenadores remotos utilizando
la línea telefónica de forma que puedan intercambiar información entre sí
Base de Datos: es un conjunto de datos pertenecientes a un mismo contexto y
almacenados sistemáticamente para su posterior uso.
Nestbeans: es un entorno de desarrollo integrado libre, hecho principalmente para
el lenguaje de programación Java. Existe además un número importante de módulos
para extenderlo. NetBeans IDE es un producto libre y gratuito sin restricciones de
uso.
Proceso: Un proceso es un conjunto de actividades o eventos (coordinados u
organizados) que se realizan o suceden (alternativa o simultáneamente) bajo ciertas
circunstancias con un fin determinado.
Interfaz: En informática, esta noción se utiliza para nombrar a la conexión física y
funcional entre dos sistemas o dispositivos de cualquier tipo dando una comunicación
entre distintos niveles.
Comunicación: es el proceso mediante el cual se puede transmitir información de
una entidad a otra.
226
BIBLIOGRAFIA
Libros:
1. Batista (2006). Metodología de la investigación. 4ta edición Mc. Graw Hill.
2. Horacio Helman y Paulo Pereira. (1995.). Análisis De Fallas. Escuela de
Ing. De UFMG. Brasil
3. Ley orgánica de Prevención, Condiciones y Medio Ambiente de Trabajo.
De fecha 26 de julio de 2005. Publicada en Gaceta Oficial número 38.236,
(República Bolivariana de Venezuela).
4. Sabino C. (1992). El proceso de la investigación. Editorial Panapo. Caracas.
Trabajos especiales de grado:
1. Cáceres, R. (2010), “diseño de un plan para la optimización del
mantenimiento preventivo a la máquina 4003 instalada en el área de
producción de la empresa alpina productos alimenticios c.a”. No
Publicado, Universidad de Carabobo. (Valencia).
2. Castillo A. y Apure A. (2012), “Actualización Tecnológica del sistema de
control de los Tanques de Adhesivo en la máquina VF-01; Diseño
conceptual y básico de un prototipo para probar las RTD y resistencias
basado en microcontroladores y Propuesta de un plan de Mantenimiento
Preventivo para la máquina vf-01 de la empresa Kimberly Clark
Venezuela C.A. Maracay edo. Aragua”, No publicado, Universidad
227
Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armada Nacional
(U.N.E.F.A), (Maracay).
3. Castro R, (2009). “Conocimiento y elaboración de procedimientos para el
manejo de dispositivos de pruebas y mantenimiento de equipos para
operación en redes eléctricas en la sección del departamento de
mantenimiento especializado CADAFE – Aragua región 4.” No publicado,
Instituto universitario de tecnología de valencia. Valencia- Carabobo
Venezuela.
4. Maurera M (2012), “Propuesta de Diseño de sistema de Control
Electrónico para el Proceso de Despliegue y Repliegue del sistema de
Radar OP- PRM del Grupo de apoyo Logístico del comando de Defensa
Aeroespacial Integral de la Fuerza armada Nacional”, No publicado,
Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armada
Nacional (U. N. E. F. A.- Maracay).
5. Sabas, R (2001). “Aplicación de Análisis de Modo de Efectos de Fallas
Potenciales (AMEF) Incorporando la Red VSAT a las Subestaciones no
Atendidas de ELECENTRO – ARAGUA”. No publicado, Universidad
Santiago Mariño del estado Aragua, (Maracay).
6. Segovia J (2012), “Cambio de la Tecnología de la unidad de control
Integral de Aire Acondicionado de las Unidades Eléctricas Motrices del
Instituto de Ferrocarriles del Estado (IFE)”, No publicado, Universidad
Experimental de la Fuerza Armada Nacional (U. N. E. F. A.- Maracay).
228
Manuales
1. AMEF. (1991). Manual AMEF Ford Motor Company.
2. Norma venezolana Covenin 3049- 93 (1993). Esta norma fue tomada en
cuenta ya que mediante de ella se obtiene una mejor gestión del
mantenimiento por medio de las definiciones allí mencionadas.
Documentos en línea
1. Reconectador Cooper power.
http://www.hbse.cl/index.php/productos/switchgear-distribucion/reconectadores/
Localización: Avda. Andrés Bello 2777 piso 10, Las Condes, Santiago, Chile,
a nombre de HBRIONES Sistemas empresa dedicada a proveer soluciones
para asegurar la calidad de servicio en el suministro de energía eléctrica. Año
julio 2010(consulta: noviembre 2012).
2. Reconectador noja power.
Documento en línea: http://www.nojapower.es/descarga/pdf/recloser%20-
%20OSM15-27%20Brochure%20es%20NOJA-542-07.pdf OSM15 OSM27
RECONECTADOR AUTOMÁTICO OSM MODELOS 15 & 27 KV,
localización: NOJA Power Switchgear Pty Ltd 16 Archimedes Place,
Murarrie, Qld 4172, Australia. Año marzo 2010 (consulta: noviembre 2012).
230
LISTA DE ANEXOS
A. Subestaciones Supervisadas
B. Informes realizados de Datas Obtenidos en las Subestaciones La Villa y
Camatagua.
C. Planos Eléctricos de las subestaciones del Estado Aragua donde se
encuentran Ubicados Los Reconectadores NOJA, COOPER, PANACEA y
GVR POLAR.
D. Plan de Actividades.
.
232
1. Subestación la Morita
Figura 1. Toma de Datos del Reconectador
NOJA POWER RC-01ES. CTO Guasimal
Fuente: Autor (2013)
233
Figura 2. Revisión a la Caja de Control (Relé) Del Reconectador NOJA POWER RC-
01ES
Fuente: Autor (2013)
Figura 3, Toma de Datos del Reconectador NOJA POWER RC-01ES, Cto.
Metropolitano
Fuente: Autor (2013)
2. Subestación San Ignacio
234
Figura 4, Toma de Datos del Reconectador GVR POLAR, Cto. en Línea- La Punta
Fuente: CORPOELE (2013)
3. Subestación La Victoria
Figura 5, Toma de Datos del Reconectador NOJA POWER RC- 01Es
Cto. En Línea- El Recreo
Fuente: Autor (2013)
4. Subestacion Tejeria
235
Figura 6, Toma de Datos del Reconectador NOJA POWER RC- 01ES,
Cto. En Línea- Tiara
Fuente: Autor (2013)
5. Subestación San Jacinto
Figura 7, Toma de Datos del Reconectador NOJA POWER RC- 01ES
Cto. En Línea Caprotana
Fuente: Autor (2013)
6. Subestación Tocoron
236
Figura 8, Toma de Carga de los Reconectadores de la Subestación Tocoron
Fuente: Autor (2013)
Figura 9, Subestación Tocoron
Fuente: Autor (2013)
7. Subestación Independencia
237
Figura 10, Subestación Independencia.
Fuente: Autor (2013)
Figura 11, Toma de Cargas de los Reconectadores de la subestación Independencia
Principal II- PANACEA
Fuente: Autor (2013)
8. Subestación Cata
238
Figura 12, Subestación Cata
Fuente: Autor (2013)
9. Subestación San Casimiro
Figura 13, Toma de Carga de los Reconectadores de la Subestación San Casimiro
Fuente: Autor (2013)
10. Subestación San Sebastián
239
Figura 14, Toma de Carga de los Reconectadores de la Subestación San Sebastián
Fuente: Autor (2013)
ANEXO B Informes realizados de Datas Obtenidos en las Subestaciones La Villa y
Camatagua.
240
Tec. Luis Agraz
JEFE DEL DISTRITO MARACAY NORTE
Mediante la presente se envía informe con el análisis de comportamiento de fallas
registradas en los Reconectadores de la Zonas Camatagua y La Villa, a fin de canalizar un
plan de Acciones Correctivas con la descripción de las actividades, en función de las
recomendaciones y observaciones señaladas en el presente informe.
Lugar: Maracay
Fecha: 18/10/12
Numero: 17441-3000
Asunto: Análisis Data La Villa y
Camatagua
Pág.
241
Es de resaltar que dicho análisis está encaminado a accionar de manera inmediata con el
propósito de proteger y dejar la menor cantidad de carga afectada al momento de ocurrir
una falla en nuestro Sistema Eléctrico, orientados en el cambio de componentes dañados,
ejecución de puntos críticos de poda, limpieza de papagayos, entre otros.
De acuerdo al análisis técnico del comportamiento del Equipo en determinadas fallas,
basado en los datos suministrados por el mismo, se observo lo siguiente:
Zona La villa: Los Tanques
1.- Circuito Fadeaca
0
100
200
300
400
500
Sobrecorriente Fase B Sobrecorriente Neutro Sobrecorriente Fase B
12/09/2012 12/09/2012 12/09/2012
IB IN IB IN
242
ANALISIS DE EVENTOS CIRCUITO FADEACA/ LOS TANQUES
FECHA PUNTO IB IN
12/09/2012 Sobrecorriente Fase B 434 0 12/09/2012 Sobrecorriente Neutro 0 251 12/09/2012 Sobrecorriente Fase B 433 0
En la Grafica y tabla de registro del circuito Pueblo Fadeaca S/E los tanques, se observa que
durante el periodo evaluado (12/09/2012), las carga máxima por Sobre corriente en la fase
B es de 434 Amp ocurrida el 12/09/2012 por lo cual fue el día con mayor registro de falla.
2.- Circuito Cenizas/Los Tanques
ANALISIS DE EVENTOS CIRCUITO FADEACA S/E LOS TANQUES FECHA PUNTO IN IA IB IC FALLAS
17/09/2010 Sobrecorriente Fase B 0 0 0 0 1
Sobrecorriente Fase A 0 972 0 0 16/09/2010 Sobrecorriente Fase A 0 458 0 0 2
844 972 926
0200400600800
10001200
Sob
reco
rrie
nte
Fas
e B
Sob
reco
rrie
nte
Fas
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Sob
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rrie
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Sobrecorriente…
Sob
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Fas
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Fas
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Sob
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Fas
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Sobrecorriente…
Sobrecorriente…
Sobrecorriente…
Sob
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Fas
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Fas
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Sob
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Fas
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Sobrecorriente…
Sob
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Fas
e B
Sobrecorriente…
Sobrecorriente…
Sob
reco
rrie
nte
Fas
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Sobrecorriente…
Sob
reco
rrie
nte
Fas
e A
17 SEP 19SEP
16SEP
14 SEP 11 SEP 10 SEP 09 SEP
IN IA IB IC
243
Sobrecorriente Neutro 283 0 0 0 14/09/2010 Sobrecorriente Fase B 0 0 926 0 2
Sobrecorriente Fase A 0 877 0 0
11/09/2010
11/09/2010
Sobrecorriente Fase C 0 0 0 410 4
Sobrecorriente Fase A 0 506 0 0 Sobrecorriente Neutro 253 0 0 0 Sobrecorriente Neutro 333 0 0 0
Sobrecorriente Neutro 844 0 0 0 2 Sobrecorriente Fase B 0 0 834 0
10/09/2012 Sobrecorriente Fase A 0 452 0 0
7
Sobrecorriente Fase B 0 0 472 0 Sobrecorriente Neutro 329 0 0 0 Sobrecorriente Fase B 0 0 711 0 Sobrecorriente Neutro 203 0 0 0 Sobrecorriente Neutro 782 0 0 0 Sobrecorriente Fase A 0 777 0 0
09/09/2010 Sobrecorriente Neutro 849 0 0 0 1
TOTAL 19
En la Grafica y tabla de registro del circuito Cenizas S/E Los Tanques, se observa que durante
el periodo evaluado (09/09 al 17/09), las carga máxima por Sobre corriente en la fase A es
de 972 Amp ocurrida el 17/09/12, y los días de mayor registro de falla fue el 10/09 y
11/09/12, con registro de eventos en el periodo evaluado de un total de 07 fallas
registradas.
3.- Circuito Menen S/E Los Tanques
244
En la Grafica y tabla de registro del circuito Menen S/E Los Tanques, se observa que durante
el periodo evaluado (25/06 al 08/07), las carga máxima por Sobre corriente en el Neutro es
de 2.130 Amp ocurrida el 08/07/12, y los días de mayor registro de falla fue 08/07/12 con
registro de eventos en el periodo evaluado de un total de 03 fallas registradas.
4.- Circuito PRINCIPAL I S/E Los Tanques
2130
1670
0
500
1000
1500
2000
2500
EF3+ EF3+ EF3+
25/06/2012 08/07/2012 08/07/2012
IN IA IB IC
ANALISIS DE EVENTOS CIRCUITO MENEN S/E LOS TANQUES
Date Event Critical parameter EF3+
25/06/2012 Open Max(In), A=1502; Trip(Ia),A=1341; Trip(Ib),A=143; 1
08/07/2012 Open Max(In), A=2130; Trip(Ia),A=1670; Trip(Ib),A=40; 1
08/07/2012 Open Max(In), A=1212; Trip(Ia),A=25; Trip(Ib),A=23; Trip(Ic),A=713; 1
TOTAL 03
245
En tabla de registro del Principal I S/E Los Tanques, se observa que durante el periodo
evaluado (16/09 al 17/09), las carga máxima por Sobre corriente en la Fase A es de 1.082
Amp ocurrida el 17/09/12, con registro de eventos en el periodo evaluado de un total de 09
fallas registradas.
5.- PRINCIPAL II S/E LOS TANQUES
1082
0200400600800
10001200
Sob
reco
rrie
nte
Fas
eC
Sob
reco
rrie
nte
Fas
eA
Sob
reco
rrie
nte
Fas
eC
Sob
reco
rrie
nte
Fas
eA
Sob
reco
rrie
nte
Fas
eB
Sob
reco
rrie
nte
Fas
eC
Sob
reco
rrie
nte
Fas
eA
Sob
reco
rrie
nte
Fas
eC
Sob
reco
rrie
nte
Fas
eB
17/09 16/09
IA IB IC
ANALISIS DE EVENTOS PRINCIPAL I S/E LOS TANQUES
FECHA TIPO I1 IB IC FALLAS
17/09/2012 Sobrecorriente Fase C 0 0 625
7 Sobrecorriente Fase A 565 0 0 Sobrecorriente Fase C 0 0 577 Sobrecorriente Fase A 550 0 0 Sobrecorriente Fase B 0 455 0 Sobrecorriente Fase C 0 0 715 Sobrecorriente Fase A 1082 0 0
16/09/2012 Sobrecorriente Fase C 0 0 464 2 Sobrecorriente Fase B 0 536 0
TOTAL 09
246
ANALISIS DE EVENTOS PRINCIPAL II S/E LOS TANQUES Aperturas Manuales MAN/EXT TRIP/LO
Cant. 1
Cierre Manual MANUAL/EXT CLOSE
Cant. Fallas Registradas OVERCURRENT TRIP
Cant. 5
09/07/2012 1 09/07/2012 0 12/06/2012 1 12/06/2012 0 01/06/2012 1 01/06/2012 0 27/05/2012 1 27/05/2012 0 19/05/2012 1 19/05/2012 0 12/05/2012 1 12/05/2012 0 07/05/2012 0 05/05/2012 0
TOTAL 06
En tabla de registro Principal II S/E Los Tanques, se observa que durante el periodo evaluado
(05/05 al 09/07/2012), las carga máxima por Sobre corriente en la Fase B es de 756 Amp
ocurrida el 06/06/12, con registro de eventos en el periodo evaluado de un total de 06 fallas
registradas.
6.- Circuito San Francisco S/E Tocoron
756 749
0100200300400500600700800
CO
NTR
OL
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KO
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TAG
ON
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TAG
ON
HO
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NE
TAG
OFF
MANUAL/EX
T…
CO
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ALA
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S
JUL JUN MAYIA IB IC IN
247
2009
0
500
1000
1500
2000
2500
EF2
+
EF1
+
EF1
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EF3
+
EF3
+
EF3
+
EF3
+
EF3
+
EF3
+
EF3
+
EF2
+
MAY JUN JUL AGOS SEP
IN IA IB IC
ANALISIS DE EVENTOS DEL CIRCUITO SAN FRANCISCO S/E TOCORON Date and time
Event Critical parameter EF2+ EF3+ 0C2+
21/07/2012 Open Max(In), A=447; Trip(Ia),A=165; Trip(Ib),A=32; Trip(Ic),A=163;
1
21/07/2012 Open Max(In), A=567; Trip(Ia),A=185; Trip(Ib),A=154; 1 21/07/2012 Open Max(In), A=489; Trip(Ia),A=309; Trip(Ib),A=185; 1 22/07/2012 Open Max(In), A=841; Trip(Ia),A=208; Trip(Ib),A=217; 1 25/07/2012 Open Max(In), A=1708; Trip(Ia),A=194; Trip(Ib),A=99; 1 26/07/2012 Open Max(In), A=543; Trip(Ia),A=194; Trip(Ib),A=147; 1 03/08/2012 Open Max(In), A=481; Trip(Ia),A=216; Trip(Ib),A=137; 1 04/08/2012 Open Max(Ic), A=1425; Trip(Ia),A=1257; Trip(Ib),A=359; 1 04/08/2012 Open Max(In), A=832; Trip(Ia),A=172; Trip(Ib),A=217; 1 04/08/2012 Open Max(In), A=582; Trip(Ia),A=162; Trip(Ib),A=154; 1 10/08/2012 Open Max(In), A=744; Trip(Ia),A=620; Trip(Ib),A=24;
Trip(Ic),A=170; 1
12/08/2012 Open Max(In), A=987; Trip(Ia),A=200; Trip(Ib),A=145; 1 14/08/2012 Open Max(In), A=505; Trip(Ia),A=591; Trip(Ib),A=30;
Trip(Ic),A=161; 1
15/08/2012 Open Max(In), A=495; Trip(Ia),A=584; Trip(Ib),A=20; Trip(Ic),A=137;
1
15/08/2012 Open Max(In), A=515; Trip(Ia),A=646; Trip(Ib),A=31; Trip(Ic),A=168;
1
17/08/2012 Open Max(In), A=754; Trip(Ia),A=807; Trip(Ib),A=25; Trip(Ic),A=179;
1
18/08/2012 Open Max(In), A=674; Trip(Ia),A=676; Trip(Ib),A=29; Trip(Ic),A=185;
1
20/08/2012 Open Max(In), A=674; Trip(Ia),A=570; Trip(Ib),A=25; Trip(Ic),A=166;
1
21/08/2012 Open Max(In), A=1212; Trip(Ia),A=200; Trip(Ib),A=307; 1 21/08/2012 Open Max(In), A=153; Trip(Ia),A=238; Trip(Ib),A=20;
Trip(Ic),A=196; 1
26/08/2012 Open Max(In), A=549; Trip(Ia),A=190; Trip(Ib),A=140; 1 29/08/2012 Open Max(In), A=897; Trip(Ia),A=276; Trip(Ib),A=173; 1 10/09/2012 Open Max(In), A=620; Trip(Ia),A=211; Trip(Ib),A=158; 1
248
En tabla de registro del circuito San Francisco S/E Tocoron, se observa que durante el
periodo evaluado (21/07 al 15/09), las carga máxima por Sobre corriente por la fase neutra
1.708 Amp ocurrida el 25/07/12, con registro de eventos en el periodo evaluado de un total
de 24 fallas registradas.
6.- Circuito YUKERY S/E Tocoron
15/09/2012 Open Max(In), A=884; Trip(Ia),A=231; Trip(Ib),A=273; 1 TOTAL 3 20 1
ANALISIS DE EVENTOS DEL CIRCUITO SAN FRANCISCO S/E TOCORON Date and time
Event Critical parameter EF2+ EF3+ 0C2+
21/07/2012 Open Max(In), A=447; Trip(Ia),A=165; Trip(Ib),A=32; Trip(Ic),A=163;
1
21/07/2012 Open Max(In), A=567; Trip(Ia),A=185; Trip(Ib),A=154; 1 21/07/2012 Open Max(In), A=489; Trip(Ia),A=309; Trip(Ib),A=185; 1 22/07/2012 Open Max(In), A=841; Trip(Ia),A=208; Trip(Ib),A=217; 1 25/07/2012 Open Max(In), A=1708; Trip(Ia),A=194; Trip(Ib),A=99; 1 26/07/2012 Open Max(In), A=543; Trip(Ia),A=194; Trip(Ib),A=147; 1 03/08/2012 Open Max(In), A=481; Trip(Ia),A=216; Trip(Ib),A=137; 1 04/08/2012 Open Max(Ic), A=1425; Trip(Ia),A=1257; Trip(Ib),A=359; 1 04/08/2012 Open Max(In), A=832; Trip(Ia),A=172; Trip(Ib),A=217; 1 04/08/2012 Open Max(In), A=582; Trip(Ia),A=162; Trip(Ib),A=154; 1 10/08/2012 Open Max(In), A=744; Trip(Ia),A=620; Trip(Ib),A=24;
Trip(Ic),A=170; 1
12/08/2012 Open Max(In), A=987; Trip(Ia),A=200; Trip(Ib),A=145; 1 14/08/2012 Open Max(In), A=505; Trip(Ia),A=591; Trip(Ib),A=30;
Trip(Ic),A=161; 1
15/08/2012 Open Max(In), A=495; Trip(Ia),A=584; Trip(Ib),A=20; Trip(Ic),A=137;
1
15/08/2012 Open Max(In), A=515; Trip(Ia),A=646; Trip(Ib),A=31; Trip(Ic),A=168;
1
17/08/2012 Open Max(In), A=754; Trip(Ia),A=807; Trip(Ib),A=25; Trip(Ic),A=179;
1
18/08/2012 Open Max(In), A=674; Trip(Ia),A=676; Trip(Ib),A=29; Trip(Ic),A=185;
1
20/08/2012 Open Max(In), A=674; Trip(Ia),A=570; Trip(Ib),A=25; Trip(Ic),A=166;
1
21/08/2012 Open Max(In), A=1212; Trip(Ia),A=200; Trip(Ib),A=307; 1 21/08/2012 Open Max(In), A=153; Trip(Ia),A=238; Trip(Ib),A=20;
Trip(Ic),A=196; 1
26/08/2012 Open Max(In), A=549; Trip(Ia),A=190; Trip(Ib),A=140; 1 29/08/2012 Open Max(In), A=897; Trip(Ia),A=276; Trip(Ib),A=173; 1 10/09/2012 Open Max(In), A=620; Trip(Ia),A=211; Trip(Ib),A=158; 1 15/09/2012 Open Max(In), A=884; Trip(Ia),A=231; Trip(Ib),A=273; 1
TOTAL 3 20 1
249
ANALISIS DE EVENTOS CIRCUIO YUKERY S/E TOCORON Date and
time Event Critical parameter
SEF+
EF1
+
OC
LL
OC
1+
26/10/2011 Open Max(Ia), A=257; Trip(Ia),A=224; Trip(Ib),A=231; Trip(Ic),A=9; 1 26/10/2011 Open Max(Ib), A=222; Trip(Ia),A=34; Trip(Ib),A=222; Trip(Ic),A=225; 1 26/10/2011 Open Max(Ic), A=203; Trip(Ia),A=189; Trip(Ib),A=157; 1 26/10/2011 Open Max(Ic), A=355; Trip(Ia),A=213; Trip(Ib),A=242; 1 26/10/2011 Open Max(Ic), A=241; Trip(Ia),A=155; Trip(Ib),A=245; 1 26/10/2011 Open Max(Ib), A=283; Trip(Ia),A=197; Trip(Ib),A=282; 1 26/10/2011 Open Max(Ic), A=376; Trip(Ia),A=356; Trip(Ib),A=264; 1 26/10/2011 Open Max(Ib), A=298; Trip(Ia),A=328; Trip(Ib),A=298; 1 17/11/2011 Open Max(Ic), A=208; Trip(Ia),A=144; Trip(Ib),A=108; 1 17/11/2011 Open Max(Ia), A=248; Trip(Ia),A=248; Trip(Ib),A=194; 1 17/11/2011 Open Max(Ic), A=327; Trip(Ia),A=333; Trip(Ib),A=209; 1 17/11/2011 Open Max(Ib), A=276; Trip(Ia),A=131; Trip(Ib),A=276; 1 08/03/2012 Open Max(Ic), A=308; Trip(Ia),A=255; Trip(Ib),A=195; 1 08/03/2012 Open Max(Ic), A=203; Trip(Ia),A=147; Trip(Ib),A=165; 1 08/03/2012 Open Max(Ic), A=202; Trip(Ia),A=150; Trip(Ib),A=133; 1 09/03/2012 Open Max(Ic), A=203; Trip(Ia),A=149; Trip(Ib),A=151; 1 09/03/2012 Open Max(Ic), A=225; Trip(Ia),A=158; Trip(Ib),A=160; 1 09/03/2012 Open Max(In), A=92; Trip(Ia),A=86; Trip(Ib),A=76; Trip(Ic),A=21; 1 22/03/2012 Open Max(In), A=49; Trip(Ia),A=42; Trip(Ib),A=43; Trip(Ic),A=63; 1 22/03/2012 Open Max(In), A=311; Trip(Ia),A=128; Trip(Ib),A=369; 1 22/03/2012 Open Max(In), A=293; Trip(Ia),A=136; Trip(Ib),A=371; 1 22/03/2012 Open Max(Ic), A=205; Trip(Ia),A=157; Trip(Ib),A=155; 1
06/06/2012 Open Max(In), A=15; Trip(Ia),A=8; Trip(Ib),A=15; Trip(Ic),A=22; 1 TOTAL 2 3 13 5
En tabla de registro del circuito YUKERY S/E Tocoron, se observa que durante el periodo
evaluado (26/10/11 al 06/06/2012), las carga máxima por Sobre corriente en el Neutro de
333 Amp ocurrida el 17/11/11, con registro de eventos en el periodo evaluado de un total
de 23 fallas registradas.
7.- Circuito Magdaleno S/E Tocoron
250
ANALISIS DE EVENTOS CIRCUIO MAGDALENO S/E TOCORON Date and
time Event Critical parameter
SEF+
EF1
+
EF2
+
OC
1+
OC
2+
05/09/2012 Open Max(In), A=199; Trip(Ia),A=275; Trip(Ib),A=265; 1 05/09/2012 Open Max(In), A=212; Trip(Ia),A=142; Trip(Ib),A=133; 1 05/09/2012 Open Max(In), A=200; Trip(Ia),A=311; Trip(Ib),A=306; 1 05/09/2012 Open Max(In), A=200; Trip(Ia),A=298; Trip(Ib),A=294; 1 05/09/2012 Open Max(In), A=203; Trip(Ia),A=294; Trip(Ib),A=289; 1 05/09/2012 Open Max(In), A=209; Trip(Ia),A=207; Trip(Ib),A=205; 1 06/09/2012 Open Max(In), A=200; Trip(Ia),A=266; Trip(Ib),A=259; 1 06/09/2012 Open Max(In), A=197; Trip(Ia),A=267; Trip(Ib),A=261; 1 06/09/2012 Open Max(In), A=199; Trip(Ia),A=269; Trip(Ib),A=262; 1 06/09/2012 Open Max(In), A=208; Trip(Ia),A=305; Trip(Ib),A=293; 1 06/09/2012 Open Max(In), A=202; Trip(Ia),A=296; Trip(Ib),A=285; 1 06/09/2012 Open Max(In), A=203; Trip(Ia),A=295; Trip(Ib),A=281; 1 06/09/2012 Open Max(In), A=202; Trip(Ia),A=286; Trip(Ib),A=271; 1 06/09/2012 Open Max(In), A=203; Trip(Ia),A=316; Trip(Ib),A=306; 1 06/09/2012 Open Max(In), A=199; Trip(Ia),A=355; Trip(Ib),A=350; 1 06/09/2012 Open Max(In), A=200; Trip(Ia),A=351; Trip(Ib),A=346; 1 06/09/2012 Open Max(In), A=220; Trip(Ia),A=208; Trip(Ib),A=203; 1 07/09/2012 Open Max(In), A=198; Trip(Ia),A=274; Trip(Ib),A=265; 1 07/09/2012 Open Max(In), A=200; Trip(Ia),A=252; Trip(Ib),A=246; 1 07/09/2012 Open Max(In), A=200; Trip(Ia),A=252; Trip(Ib),A=246; 1 07/09/2012 Open Max(In), A=192; Trip(Ia),A=263; Trip(Ib),A=258; 1 07/09/2012 Open Max(In), A=210; Trip(Ia),A=120; Trip(Ib),A=114; 1 07/09/2012 Open Max(In), A=195; Trip(Ia),A=276; Trip(Ib),A=269; 1 07/09/2012 Open Max(In), A=179; Trip(Ia),A=356; Trip(Ib),A=326; 1 07/09/2012 Open Max(In), A=197; Trip(Ia),A=307; Trip(Ib),A=295; 1 07/09/2012 Open Max(In), A=198; Trip(Ia),A=297; Trip(Ib),A=286; 1 07/09/2012 Open Max(In), A=197; Trip(Ia),A=290; Trip(Ib),A=280; 1 07/09/2012 Open Max(In), A=198; Trip(Ia),A=295; Trip(Ib),A=283; 1 07/09/2012 Open Max(In), A=201; Trip(Ia),A=300; Trip(Ib),A=289; 1 07/09/2012 Open Max(In), A=195; Trip(Ia),A=337; Trip(Ib),A=326; 1 07/09/2012 Open Max(In), A=199; Trip(Ia),A=337; Trip(Ib),A=328; 1 07/09/2012 Open Max(In), A=198; Trip(Ia),A=355; Trip(Ib),A=350; 1 07/09/2012 Open Max(In), A=196; Trip(Ia),A=346; Trip(Ib),A=341; 1 07/09/2012 Open Max(In), A=197; Trip(Ia),A=301; Trip(Ib),A=313; 1 07/09/2012 Open Max(In), A=206; Trip(Ia),A=224; Trip(Ib),A=220; 1
1309 1449
0500
100015002000
SEF+
SEF+
SEF+
SEF+
SEF+
SEF+
SEF+
SEF+
SEF+
SEF+
SEF+
SEF+
SEF+
SEF+
SEF+
SEF+
SEF+
SEF+
SEF+
SEF+
SEF+
SEF+
SEF+
SEF+
SEF+
SEF+
EF2
+EF
1+
OC
2+
EF2
+EF
2+
EF2
+EF
2+
OC
2+
OC
2+
EF2
+
5 sep 6 sep 7 sep 8 sep 9sep10 sep11 sep13 sep14 sep15 sep16 sep
CA
RG
A
CIRCUITO MAGDALENO
IN IA IB IC
251
07/09/2012 Open Max(In), A=193; Trip(Ia),A=249; Trip(Ib),A=245; 1 07/09/2012 Open Max(In), A=198; Trip(Ia),A=263; Trip(Ib),A=263; 1 08/09/2012 Open Max(In), A=200; Trip(Ia),A=244; Trip(Ib),A=245; 1 08/09/2012 Open Max(In), A=205; Trip(Ia),A=196; Trip(Ib),A=199; 1 08/09/2012 Open Max(In), A=199; Trip(Ia),A=269; Trip(Ib),A=278; 1 08/09/2012 Open Max(In), A=186; Trip(Ia),A=295; Trip(Ib),A=249; 1 08/09/2012 Open Max(In), A=203; Trip(Ia),A=223; Trip(Ib),A=221; 1 08/09/2012 Open Max(In), A=202; Trip(Ia),A=212; Trip(Ib),A=211; 1 08/09/2012 Open Max(In), A=200; Trip(Ia),A=207; Trip(Ib),A=205; 1 08/09/2012 Open Max(In), A=193; Trip(Ia),A=286; Trip(Ib),A=303; 1 08/09/2012 Open Max(In), A=190; Trip(Ia),A=291; Trip(Ib),A=265; 1 08/09/2012 Open Max(In), A=178; Trip(Ia),A=289; Trip(Ib),A=277; 1 08/09/2012 Open Max(In), A=197; Trip(Ia),A=231; Trip(Ib),A=229; 1 08/09/2012 Open Max(In), A=192; Trip(Ia),A=275; Trip(Ib),A=284; 1 08/09/2012 Open Max(In), A=195; Trip(Ia),A=248; Trip(Ib),A=239; 1 08/09/2012 Open Max(In), A=198; Trip(Ia),A=252; Trip(Ib),A=246; 1 08/09/2012 Open Max(In), A=198; Trip(Ia),A=258; Trip(Ib),A=251; 08/09/2012 Open Max(In), A=195; Trip(Ia),A=287; Trip(Ib),A=268; 1 08/09/2012 Open Max(In), A=214; Trip(Ia),A=226; Trip(Ib),A=220; 1 1 08/09/2012 Open Max(In), A=217; Trip(Ia),A=199; Trip(Ib),A=194; 1 08/09/2012 Open Max(Ib), A=483; Trip(Ia),A=375; Trip(Ib),A=376; 09/09/2012 Open Max(Ib), A=907; Trip(Ia),A=367; Trip(Ib),A=372; 1 09/09/2012 Open Max(Ib), A=907; Trip(Ia),A=370; Trip(Ib),A=374; 1 10/09/2012 Open Max(In), A=942; Trip(Ia),A=318; Trip(Ib),A=1032; 1 1 10/09/2012 Open Max(In), A=881; Trip(Ia),A=146; Trip(Ib),A=939; 1 10/09/2012 Open Max(In), A=821; Trip(Ia),A=126; Trip(Ib),A=877; 1 10/09/2012 Open Max(In), A=927; Trip(Ia),A=333; Trip(Ib),A=1004; 1 11/09/2012 Open Max(In), A=1001; Trip(Ia),A=237; Trip(Ib),A=323; 1 11/09/2012 Open Max(In), A=951; Trip(Ia),A=298; Trip(Ib),A=303; 1 11/09/2012 Open Max(In), A=1309; Trip(Ia),A=265; Trip(Ib),A=308; 1 13/09/2012 Open Max(In), A=960; Trip(Ia),A=236; Trip(Ib),A=292; 1 14/09/2012 Open Max(Ib), A=1104; Trip(Ia),A=413; Trip(Ib),A=593; 14/09/2012 Open Max(Ib), A=381; Trip(Ia),A=367; Trip(Ib),A=377; 1 14/09/2012 Open Max(Ib), A=421; Trip(Ia),A=367; Trip(Ib),A=373; 1 1 14/09/2012 Open Max(Ib), A=421; Trip(Ia),A=364; Trip(Ib),A=373; 1 15/09/2012 Open Max(In), A=760; Trip(Ia),A=366; Trip(Ib),A=379; 1 16/09/2012 Open Max(In), A=1449; Trip(Ia),A=251; Trip(Ib),A=289; 1
TOTAL 51 2 12 2 5
En tabla de registro del circuito Magdaleno S/E Tocoron, se observa que durante el periodo
evaluado (05/09 al 16/09/2012), las carga máxima por Sobre corriente en el Neutro de
1.449 Amp ocurrida el 16/09/12, con registro de eventos en el periodo evaluado de un total
de 72 fallas registradas.
Zona Camatagua:
252
8. Circuito Guiripa S/E San Casimiro
ANALISIS DE EVENTOS CIRCUITO GUIRIPA S/E SAN CASIMIRO FECHA PUNTO IN IA IC
15/09/2010 Sobrecorriente Neutro 481 0 0 15/09/2010 Sobrecorriente Fase C 0 0 523 15/09/2010 Sobrecorriente Neutro 1108 0 0 15/09/2010 Sobrecorriente Fase C 0 0 1092 15/09/2010 Sobrecorriente Neutro 463 0 0 15/09/2010 Sobrecorriente Fase A 0 457 0
En tabla de registro del circuito Guiripa S/E San Casimiro, se observa que durante el periodo
evaluado (15/09/2012), las carga máxima por Sobre corriente en la Fase neutro 1.108 Amp
ocurrida el 15/09/12, con registro de eventos en el periodo evaluado de un total de 06 fallas
registradas.
9. Circuito Placita S/E San Casimiro
0200400600800
10001200
Sob
reco
rrie
nte
Ne
utr
o
Sob
reco
rrie
nte
Fas
e C
Sob
reco
rrie
nte
Ne
utr
o
Sob
reco
rrie
nte
Fas
e C
Sob
reco
rrie
nte
Ne
utr
o
Sob
reco
rrie
nte
Fas
e A
Sob
reco
rrie
nte
Ne
utr
o
15/09/2010 15/09/2010 15/09/2010 15/09/2010 15/09/2010 15/09/2010 15/09/2010
Excedio labanda
Excedio labanda
Excedio labanda
Excedio labanda
Excedio labanda
Excedio labanda
Excedio labanda
07:56:30.429 07:56:30.426 07:56:30.372 07:56:30.366 01:46:13.524 00:35:11.774 00:35:11.736
15/09/2010 15/09/2010 15/09/2010 15/09/2010 15/09/2010 15/09/2010 15/09/2010IN IA IC
253
ANALISIS DE EVENTOS CIRCUITO GUIRIPA S/E SAN CASIMIRO
FECHA PUNTO IN IA IB IC FALLAS 07/09/2012 Sobrecorriente Fase A 0 0 0 0 3 05/09/2012 Sobrecorriente Neutro 0 0 0 0 05/09/2012 Sobrecorriente Fase C 0 0 0 0 05/09/2012 Sobrecorriente Fase B 0 0 0 0 05/09/2012 Sobrecorriente Fase A 0 0 0 0 05/09/2012 Sobrecorriente Fase A 0 1781 0 0 05/09/2012 Sobrecorriente Fase A 0 1411 0 0 05/09/2012 Sobrecorriente Fase A 0 1780 0 0
04/09/2012 Sobrecorriente Neutro 0 0 0 0 04/09/2012 Sobrecorriente Fase C 0 0 0 0 04/09/2012 Sobrecorriente Fase B 0 0 0 0 04/09/2012 Sobrecorriente Fase A 0 0 0 0 03/09/2012 Sobrecorriente Neutro 0 0 0 0 03/09/2012 Sobrecorriente Fase C 0 0 0 0 03/09/2012 Sobrecorriente Fase B 0 0 0 0 03/09/2012 Sobrecorriente Fase A 0 0 0 0
TOTAL 03
En tabla de registro del circuito Placita S/E San Casimiro, se observa que durante el periodo
evaluado (05/09/2012), las carga máxima por Sobre corriente en la Fase A 1.781 Amp
ocurrida el mismo dia 05/09/2012, con registro de eventos en el periodo evaluado de un
total de 03 fallas registradas.
0200400600800
100012001400160018002000
Sob
reco
rrie
nte
Fas
e A
Sob
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Ne
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Fas
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Sob
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Fas
e A
05 SEP 04 SEP 03 SEP
Estado IN IA IB IC
254
10. Circuito Principal I S/E San Casimiro
ANALISIS DE EVENTOS CIRCUITO PRINCIPAL I S/E SAN CASIMIRO Aperturas Manuales
MAN/EXT TRIP/LO
Cant. 2
Cierre Manual MANUAL/EXT CLOSE
Cant. 6
Fallas Registradas OVERCURRENT TRIP
Cant. 5
10/07/2012 1 05/09/2012 1 05/09/2012 1 09/07/2012 1 30/08/2012 1 30/08/2012 1
27/08/2012 1 27/08/2012 2 04/08/2012 1 04/08/2012 1 10/07/2012 1 09/07/2012 1
TOTAL 13
En tabla de registro del Principal I S/E San Casimiro, se observa que durante el periodo
evaluado (04/08/ al 05/09/2012), las carga máxima por Sobre corriente 662 Amp ocurrida el
27/08/2012, con registro de eventos en el periodo evaluado de un total de 13 fallas
registradas.
662
0100200300400500600700
no
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larm
CO
NTR
OL
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S
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MA
N/E
XT
TRIP
/LO
SEP AGOS JUL
IA IB
AGOS
255
11. Circuito La Caridad S/E San Sebastian
ANALISIS DE EVENTOS CIRCUITO LA CARIDAD S/E SAN SEBASTIAN
FECHA TIPO IN IA IB IC FALLAS 17/09/2012 Sobrecorriente Neutro 0 0 0 1129
6
17/09/2012 Sobrecorriente Fase C 0 0 1219 0 17/09/2012 Sobrecorriente Neutro 0 0 0 2967 17/09/2012 Sobrecorriente Fase C 0 0 2992 0 17/09/2012 Sobrecorriente Neutro 0 0 0 2914 17/09/2012 Sobrecorriente Fase C 0 0 2955 0 08/09/2012 Sobrecorriente Neutro 0 0 0 524
3
08/09/2012 Sobrecorriente Fase B 0 760 0 0 08/09/2012 Sobrecorriente Fase C 0 0 523 0 07/09/2012 Sobrecorriente Fase C 0 0 413 0
4 07/09/2012 Sobrecorriente Fase B 0 414 0 0 07/09/2012 Sobrecorriente Fase A 697 0 0 0 06/09/2012 Sobrecorriente Fase C 0 0 443 0 06/09/2012 Sobrecorriente Fase C 0 0 534 0 3 06/09/2012 Sobrecorriente Fase B 0 417 0 0 05/09/2012 Sobrecorriente Fase C 0 0 435 0
4 05/09/2012 Sobrecorriente Fase C 0 0 444 0 05/09/2012 Sobrecorriente Neutro 0 0 0 1194 05/09/2012 Sobrecorriente Fase C 0 0 963 0 04/09/2012 Sobrecorriente Fase B 0 455 0 0
04/09/2012 Sobrecorriente Fase A 422 0 0 0 04/09/2012 Sobrecorriente Fase B 0 548 0 0
2992
0500
100015002000250030003500
Sobrecorriente…
Sob
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nte
Fas
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Fas
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Sobrecorriente…
Sobrecorriente…
Sobrecorriente…
8 sep 7 sep 6 sep 5 sep 4 sep 3 sep 17 sep
IA IB IC IN
256
04/09/2012 Sobrecorriente Fase B 0 417 0 0 9 04/09/2012 Sobrecorriente Neutro 0 0 0 423
04/09/2012 Sobrecorriente Fase C 0 0 478 0 04/09/2012 Sobrecorriente Fase C 0 0 504 0 04/09/2012 Sobrecorriente Fase A 423 0 0 0 04/09/2012 Sobrecorriente Fase A 813 0 0 0 03/09/2012 Sobrecorriente Fase C 0 0 530 0
3
03/09/2012 Sobrecorriente Fase A 553 0 0 0 03/09/2012 Sobrecorriente Fase B 0 505 0 0 03/09/2012 Sobrecorriente Fase A 503 0 0 0 03/09/2012 Sobrecorriente Fase C 0 0 582 0 03/09/2012 Sobrecorriente Fase B 0 461 0 0 03/09/2012 Sobrecorriente Fase C 0 0 425 0 03/09/2012 Sobrecorriente Fase B 0 465 0 0
TOTAL 32
En tabla de registro del Circuito Caridad S/E San Sebastián, se observa que durante el
periodo evaluado (03/09/ al 17/09/2012), las carga máxima por Sobre corriente de la Fase C
2.992Amp ocurrida el 17/08/2012, con registro de eventos en el periodo evaluado de un
total de 32 fallas registradas.
12. Circuito Industrial S/E San Sebastián
ANALISIS DE EVENTOS CIRCUITO INDUSTRIAL S/E SAN SEBASTIAN
FECHA PUNTO IN FALLAS 17/09/2010 Sobrecorriente Neutro 223
4 17/09/2010 Sobrecorriente Neutro 233 17/09/2010 Sobrecorriente Neutro 238
050
100150200250
Sobrecorriente Neutro Sobrecorriente Neutro Sobrecorriente Neutro Sobrecorriente Neutro
17/09/2010 17/09/2010 17/09/2010 17/09/2010
IN
IN
257
17/09/2010 Sobrecorriente Neutro 181 TOTAL 4
En tabla de registro del Circuito Industrial S/E San Sebastián, se observa que durante el
periodo evaluado (17/09/2012), las carga máxima por Sobre corriente de la Fase Neutra 238
Amp ocurrida el mismo dia 17/08/2012, con registro de eventos en el periodo evaluado de
un total de 04 fallas registradas.
13. Principal I S/E San Sebastian
ANALISIS DE EVENTOS PRINCIPAL I S/E SAN SEBASTIAN
Aperturas Manuales MAN/EXT TRIP/LO
Cant.
Cierre Manual MANUAL/EXT CLOSE
Cant. 0
Fallas Registradas OVERCURRENT TRIP
Cant. 3
573
0
0100200300400500600700
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SEP AGOS JUL
IA IB IC IN
258
24/08/2012 0 24/08/2012 1 20/08/2012 0 20/08/2012 1 10/08/2012 0 10/08/2012 1
TOTAL 03
En tabla de registro Principal IS/E San Sebastián, se observa que durante el periodo
evaluado (10/08 al 24/08), las carga máxima por Sobre corriente 576 Amp ocurrida el
24/08/2012, con registro de eventos en el periodo evaluado de un total de 03fallas
registradas.
MM/ RP.-
Atentamente,
Ing. Rubén D. Hernández V. Supervisor Técnico en Mantenimiento de Equipos Especiales
259
ANEXO C Planos Eléctricos de las subestaciones del Estado Aragua donde se encuentran
Ubicados Los Reconectadores NOJA, COOPER, PANACEA y GVR POLAR.
(Ver CD Planos unifilares de las subestaciones.)