libro completo

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





NÚCLEO MARACAY

PROPUESTA DE UN DISEÑO DE PLAN DE GESTION DE






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





NÚCLEO MARACAY

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






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





NÚCLEO MARACAY

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


MODO Y EFECTO DE LA FALLA)PARA LOS TIPOS DE




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


MINISTERIO PARA EL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA

UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA

FUERZA ARMADA NACIONAL BOLIVARIANA

NÚCLEO MARACAY

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




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




DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL

NÚCLEO ARAGUA

PROPUESTA DE UN DISEÑO DE UN PLAN DE GESTION DE






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


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

I PARTE

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

http://es.wikipedia.org/wiki/Sociedad_an%C3%B3nima

http://es.wikipedia.org/wiki/Sociedad_an%C3%B3nima

http://es.wikipedia.org/wiki/Rep%C3%BAblica_Bolivariana_de_Venezuela

http://es.wikipedia.org/wiki/Rep%C3%BAblica_Bolivariana_de_Venezuela

http://es.wikipedia.org/wiki/Corporaci%C3%B3n_El%C3%A9ctrica_Nacional#cite_note-0

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.

9

Figura 1. Organigrama Organizacional CORPOELEC Región 4 Aragua/ Miranda

Fuente: CORPOELEC (2010)

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


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


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


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


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.


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


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


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


Sem.6

22-26

de

Octubre


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


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


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.


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


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


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


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


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


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


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


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


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.

http://definicion.de/arte

http://definicion.de/disciplina

http://www.monografias.com/trabajos13/ripa/ripa.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/metods/metods.shtml

http://www.monografias.com/trabajos16/objetivos-educacion/objetivos-educacion.shtml

http://www.monografias.com/trabajos14/manufact-esbelta/manufact-esbelta.shtml

http://www.monografias.com/trabajos15/indicad-evaluacion/indicad-evaluacion.shtml

http://www.monografias.com/trabajos4/acciones/acciones.shtml

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


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%


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


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


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


circuito Ocumare de



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


circuito Ocumare de



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


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


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


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


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


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


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


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


27/08/2012 Open EF3+ Max(In) 1057 51 864 75



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


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.


81

Por otra parte tenemos los Sensores electromecánico:

Figura 17. Reconectador con sensor Electrónico


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.


• 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


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


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


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


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.


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.


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


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.


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.


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

-------


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.


99

Tabla 21. Plan de Mantenimiento Caja de Control Externo (Relé)


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.


Tabla 22. Ajuste de Parámetros de Reparación en los Reconectadores


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


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


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.


Tabla 22, Cont….

101

Tabla 24. Plan de Mantenimiento a los Transformadores


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.


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


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

http://www.monografias.com/Tecnologia/index.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/metods/metods.shtml#ANALIT

http://www.monografias.com/trabajos6/napro/napro.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/tebas/tebas.shtml

http://www.monografias.com/trabajos10/lamateri/lamateri.shtml

http://www.monografias.com/trabajos7/sisinf/sisinf.shtml

http://www.definicionabc.com/

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:


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:


Z1+2 Z0

137

Falla de fase a fase:


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.

http://www.monografias.com/

http://www.monografias.com/trabajos14/control/control.shtml

http://www.monografias.com/trabajos6/diop/diop.shtml

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


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


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

http://www.venezuelatuya.com/estados/aragua.htm

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


157

Figura 33, Situación Actual de la subestación de san Sebastián II


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


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.


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


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


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


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


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


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


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


Reconectador

NOJA POWER

RC-01 ES

Computador Personal

RS- 232

173

Figura 39, Diagrama del Modelo de Software Básico Propuesto


Figura 40, Diagrama del Modelo Básico Propuesto Mostrando los Elementos del

Hardware


•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

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


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.


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


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


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


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.


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


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.


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


186

Figura 50, Mostrando Pantalla Principal corriendo


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


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


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


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


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


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():

http://sherekan.com.ar/blog/2008/03/04/prepared-statements-que-es-y-como-funciona/

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


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


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


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


Max(Ia)=91:

Max(Ib)=86;

Max(Ic)=225;

CONECTADO

12/02/2013

09:43


Max(Ia)=133:

Max(Ib)=227;

Max(Ic)=295;

CONECTADO

12/02/2013

09:45


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


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


Figura 68. Extracto del método Conectar clase Conectar_Mysql


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


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


• 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.


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.

http://definicion.de/proyecto

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.

http://es.wikipedia.org/wiki/Entorno_de_desarrollo_integrado

http://es.wikipedia.org/wiki/Software_libre

http://es.wikipedia.org/wiki/Lenguaje_de_programaci%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Java_(lenguaje_de_programaci%C3%B3n)

http://es.wikipedia.org/wiki/Sistema_din%C3%A1mico

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

http://www.monografias.com/trabajos13/artcomu/artcomu.shtml

http://www.monografias.com/trabajos10/gebra/gebra.shtml

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


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).

http://www.hbse.cl/index.php/productos/switchgear-distribucion/reconectadores/

http://www.nojapower.es/descarga/pdf/recloser%20-%20OSM15-27%20Brochure%20es%20NOJA-542-07.pdf

http://www.nojapower.es/descarga/pdf/recloser%20-%20OSM15-27%20Brochure%20es%20NOJA-542-07.pdf

229

ANEXOS

.

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.

.

231

ANEXO A

Subestaciones Supervisadas

232

1. Subestación la Morita

Figura 1. Toma de Datos del Reconectador

NOJA POWER RC-01ES. CTO Guasimal


233

Figura 2. Revisión a la Caja de Control (Relé) Del Reconectador NOJA POWER RC-

01ES


Figura 3, Toma de Datos del Reconectador NOJA POWER RC-01ES, Cto.

Metropolitano


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


4. Subestacion Tejeria

235

Figura 6, Toma de Datos del Reconectador NOJA POWER RC- 01ES,

Cto. En Línea- Tiara


5. Subestación San Jacinto

Figura 7, Toma de Datos del Reconectador NOJA POWER RC- 01ES

Cto. En Línea Caprotana


6. Subestación Tocoron

236

Figura 8, Toma de Carga de los Reconectadores de la Subestación Tocoron


Figura 9, Subestación Tocoron


7. Subestación Independencia

237

Figura 10, Subestación Independencia.


Figura 11, Toma de Cargas de los Reconectadores de la subestación Independencia

Principal II- PANACEA


8. Subestación Cata

238

Figura 12, Subestación Cata


9. Subestación San Casimiro

Figura 13, Toma de Carga de los Reconectadores de la Subestación San Casimiro


10. Subestación San Sebastián

239

Figura 14, Toma de Carga de los Reconectadores de la Subestación San Sebastián


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…

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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

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rrie

nte

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Sob

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Fas

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Sob

reco

rrie

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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

LOC

KO

UT

CO

NTR

OL

ALA

RM

S

CO

NTR

OL

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MANUAL/EX

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MANUAL/EX

T…

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RM

S

JUL JUN MAYIA IB IC IN

247

2009

0

500

1000

1500

2000

2500

EF2

+

EF1

+

EF1

+

EF3

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EF3

+

EF3

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EF3

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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


1


1


1


1


1


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+


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


Trip(Ic),A=161; 1


1


1


1


1


1


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


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


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

reco

rrie

nte

Ne

utr

o

Sob

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rrie

nte

Fas

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Fas

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Sob

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nte

Fas

e C

Sob

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rrie

nte

Fas

e B

Sob

reco

rrie

nte

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


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

co

ntr

ol a

larm

CO

NTR

OL

ALA

RM

S

CO

NTR

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larm

no

co

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ol a

larm

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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rrie

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.


Cant. 0

Fallas Registradas OVERCURRENT TRIP

Cant. 3

573

0

0100200300400500600700

no

co

ntr

ol a

larm

no

co

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ol a

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co

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OL…

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S

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larm

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.)

260

ANEXO D Plan de Actividades Aprobado

libro completo

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