M ESPEL Emt 0089 PDF

DEPARTAMENTO DE ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
CARRERA DE TECNOLOGÍA ELECTROMECÁNICA
TRABAJO DE TITULACIÓN, PREVIO A LA

OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO EN
ELECTROMECÁNICA
TEMA: “ANÁLISIS E IMPLEMENTACIÓN DE TARJETAS ADVC-

IOEX SCHNEIDER PARA COMANDO REMOTO DE
RECONECTADOR TRIFÁSICO DE MEDIA TENSIÓN TIPO NULEC
U27 SCHNEIDER EN LA SUBESTACIÓN CELSO CASTELLANO,
UBICADO EN LAGO AGRIO DE LA EMPRESA CORPORACIÓN
NACIONAL DE ELECTRICIDAD (CNEL EP) SUCUMBÍOS”
AUTOR:
PULLOQUINGA QUIMBITA DANNY XAVIER
DIRECTOR:
ING. CULQUI TIPÁN JAVIER FERNANDO, MGS
LATACUNGA-ECUADOR
2019
ii
CARRERA DE TECNOLOGÍA EN ELECTROMECÁNICA
CERTIFICACIÓN
Certifico que el Trabajo de titulación “ANÁLISIS E IMPLEMENTACIÓN DE

TARJETAS ADVC-IOEX SCHNEIDER PARA COMANDO REMOTO DE
RECONECTADOR TRIFÁSICO DE MEDIA TENSIÓN TIPO NULEC U27
SCHNEIDER EN LA SUBESTACIÓN CELSO CASTELLANO, UBICADO EN LAGO
AGRIO DE LA EMPRESA CORPORACIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD
(CNEL EP) SUCUMBÍOS” fue realizado en su totalidad por el Sr. PULLOQUINGA
QUIMBITA, DANNY XAVIER, el mismo que ha sido revisado en su totalidad,
analizado por la herramienta de verificación de similitud de contenido; por lo tanto cumple
con los requisitos teóricos, científicos, técnicos, metodológicos y legales establecidos por
la Universidad de Fuerzas Armadas ESPE, razón por la cual me permito acreditar y
autorizar para que lo sustente públicamente.
Latacunga, 14 de febrero del 2019
SR. ING. JAVIER CULQUI, MGS
DIRECTOR DEL TRABAJO DE GRADUACIÓN

iii
CERTIFICACIÓN EMPRESA
iv
CARRERA DE TECNOLOGÍA EN ELECTROMECÁNICA
AUTORÍA DE RESPONSABILIDAD
Yo, PULLOQUINGA QUIMBITA, DANNY XAVIER
Declaro que: el trabajo de grado denominado “ANÁLISIS E IMPLEMENTACIÓN DE

RECONECTADOR TRIFÁSICO DE MEDIA TENSIÓN TIPO NULEC U27
AGRIO DE LA EMPRESA CORPORACIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD
(CNEL EP) SUCUMBÍOS” ha sido desarrollado en base a una investigación científica
exhaustiva, respetando derechos intelectuales de terceros conforme las citas constan al pie
de las páginas correspondientes, cuyas fuentes se incorporan en la bibliografía.
Consecuentemente, este trabajo es de mi autoría y en virtud de esta declaración, me
responsabilizo del contenido, veracidad y alcance científico de trabajo de grado en
mención.
PULLOQUINGA QUIMBITA, DANNY XAVIER

CI 0504430463
v
CARRERA DE TECNOLOGIA EN ELECTROMECANICA
AUTORIZACION
Yo, PULLOQUINGA QUIMBITA, DANNY XAVIER
Autorizo a la Universidad de Las Fuerzas Armadas ESPE, publicar el trabajo de titulacion

denominado “ANÁLISIS E IMPLEMENTACIÓN DE TARJETAS ADVC-IOEX
SCHNEIDER PARA COMANDO REMOTO DE RECONECTADOR TRIFÁSICO DE
MEDIA TENSION TIPO NULEC U27 SCHNEIDER EN LA SUBESTACIÓN CELSO
CASTELLANO, UBICADO EN LAGO AGRIO DE LA EMPRESA CORPORACION
NACIONAL DE ELECTRICIDAD (CNEL EP) SUCUMBÍOS” en el repositorio
institucional, cuyo contenido, ideas y criterios son de mi responsabilidad
Consecuentemente, este trabajo es de mi autoría.
En virtud de esta declaración, me responsabilizo del contenido, veracidad y alcance

científico de trabajo de grado en mención.
PULLOQUINGA QUIMBITA, DANNY XAVIER

CI 0504430463
vi
DEDICATORIA
Este proyecto de titulación está dedicado a:
Jehová quien ha sido mi fortaleza y

motivación constante, para todas las cosas
que he emprendido hasta hoy
A mis padres que con su apoyo y sacrificio

diario han logrado que yo alcance una
profesión.
DANNY
vii
AGRADECIMIENTO
Agradezco a Dios por la sabiduría,

motivación y guía a lo largo de este proceso,
que en aquellos momentos de debilidad
fueron más necesarios.
Gracias a mis padres por confiar, y creer en

mis expectativas por ser principales
promotores para culminar esta etapa de mi
vida.
Además, a los señores ingenieros del

departamento de Subestaciones, de la
empresa CNEL EP SUCUMBIOS por su
ayuda incondicional en todas las actividades
que se realizaron en el proyecto
DANNY
viii
INDICE GENERAL
CERTIFICACIÓN .......................................................................................................... ii
CERTIFICACIÓN EMPRESA .................................................................................... iii
AUTORÍA DE RESPONSABILIDAD ..........................................................................iv
AUTORIZACION ............................................................................................................ v
DEDICATORIA ..............................................................................................................vi
AGRADECIMIENTO .................................................................................................. vii
INDICE GENERAL....................................................................................................... viii
ÍNDICE DE TABLAS .................................................................................................. xvii
ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................................ xviii
RESUMEN.................................................................................................................... xxii
ABSTRACT ................................................................................................................. xxiii
CAPITULO I...................................................................................................................... 1
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .......................................................................... 1
TEMA: ........................................................................................................................... 1
1.1 Antecedentes ............................................................................................................ 1
1.2 Planteamiento del problema ..................................................................................... 3
1.3 Justificación.............................................................................................................. 4
1.4 Objetivos .................................................................................................................. 5
1.4.1 Objetivo general .................................................................................................... 5
1.4.2 Objetivos específicos ............................................................................................ 5
1.5 Alcance..................................................................................................................... 6
CAPITULO II .................................................................................................................... 7
MARCO TEORICO ........................................................................................................... 7

ix
2.1 Subestación eléctrica ................................................................................................ 7
2.1.1 Definición .............................................................................................................. 7
2.1.2 Objetivo principal de una subestación distribución .............................................. 7
2.2 Sistemas de operación y automatización de subestaciones eléctricas ...................... 8
2.2.1Automatización y control ....................................................................................... 8
2.2.2 Funciones Locales ................................................................................................. 8
2.2.3 Funciones de Monitoreo y control ........................................................................ 9
2.3 Principales agentes de interrupción por falla de una subestación eléctrica ............. 9
2.3.1 Corto circuito ........................................................................................................ 9
2.3.2 Sobrecargas ........................................................................................................... 9
2.3.3 Perdida de fase ...................................................................................................... 9
2.3.4 Descargas atmosféricas ....................................................................................... 10
2.3.5 Averías locales .................................................................................................... 10
2.4 Fundamentos para operación de protecciones eléctricas de subestaciones ............ 10
2.4.1 Criterios básicos de coordinación ....................................................................... 10
2.4.2 Estudio de coordinación de protecciones. ........................................................... 10
2.4.3 Características de un sistema de protección ........................................................ 10
2.5 Descripción y especificaciones técnicas de los equipos ........................................ 11
2.5.1 Reconectador Nulec Serie U 27KV Schneider ................................................... 11
2.5.1.1 Interruptor de potencia ACR Schneider ........................................................... 11
2.5.1.2 Partes de un interruptor ACR Nu-lec Serie U27 Schneider ............................. 12
2.5.1.3 Operación de mecanismo de apertura y cierre de ACR Schneider .................. 14
2.5.1.4 Reconectadores con controlador electrónico ADVC ....................................... 14
2.5.1.5 Reconectador Alimentador (Feeder recloser) .................................................. 15
2.5.2 Controlador Schneider ADVC 2 ......................................................................... 15

x
2.5.2.1 Generalidades ................................................................................................... 15
2.5.2.2 Características técnicas del ADVC 2 Schneider .............................................. 16
2.5.2.3 Módulos y elementos internos del ADVC 2 Schneider ................................... 17
2.5.2.4 Módulo de Protección y Control CAPE (Control and Protection Enclosure) .. 17
2.5.2.5 Interfaz de usuario TOUCH PANEL de CAPE FLEX VUE ........................... 18
2.5.2.6 Puertos de comunicación ................................................................................. 18
2.5.3 Tarjeta expansora de entradas y salidas ADVC-IOEX Schneider ...................... 19
2.5.3.1 Descripción ...................................................................................................... 19
2.5.3.2 Conexiones eléctricas de entradas de la tarjeta ADVC-IOEX Schneider ........ 21
2.5.3.3 Conexiones eléctricas de salidas de la tarjeta ADVC-IOEX Schneider .......... 21
2.6 Software de Programación WSOS 5 ...................................................................... 22
2.6.1 WSOS 5 (Windows Switchgear Operating System) ........................................... 22
2.6.2 Modo ON LINE vs OFF line .............................................................................. 23
2.6.3 Registro de eventos WSOS 5 .............................................................................. 23
2.6.4 Configuración de entradas ADVC-IOEX ........................................................... 23
2.6.5 Ventana de configuración de salidas IOEX ........................................................ 24
2.6.6 Monitoreo de tarjeta ADVC-IOEX ..................................................................... 25
2.7 Características de programación de controlador Schneider ADVC 2 .................... 26
2.7.1 Datos convencionales de configuración de mapas de programación ACR IOEX

Map.iom ....................................................................................................................... 26
2.7.1.1 Maintenance required ....................................................................................... 26
2.7.1.2 Controller mode ............................................................................................... 26
2.7.1.3 Switchgear Tripped .......................................................................................... 26
2.7.1.4 Switchgear Closed............................................................................................ 26
2.7.1.5 Trip Switchgear without Block. ....................................................................... 27

xi
2.7.1.6 Close Switchgear .............................................................................................. 27
2.7.1.7 Battery Supply Fail .......................................................................................... 27
2.7.1.8 SEF/SGF High Residual Voltage Alarm.......................................................... 27
2.7.1.9 SEF/SGF Overcurrent Trip .............................................................................. 27
2.7.1.10 Under Frecuency trip...................................................................................... 27
2.7.1.11 Over frecuency trip ........................................................................................ 27
2.7.1.2 Loss of Phase ................................................................................................... 28
2.7.1.13 Flag A ............................................................................................................. 28
2.7.1.14 Flag B ............................................................................................................. 28
2.8 Características de operación y funcionamiento de protecciones de reconectador

Schneider Nu-lec Serie U27 ......................................................................................... 28
2.8.1 Protección por sobre corriente ............................................................................ 28
2.8.2 Protección de falla a tierra (Earth Fail) ............................................................... 28
2.8.3 Medidor de tensión capacitivo (CVT) ................................................................ 29
2.8.4 Protección por perdida de fase ............................................................................ 29
2.8.5 Protección por sobre/baja frecuencia .................................................................. 30
2.9 Equipo de pruebas eléctricas de subestaciones TRAX-MEGGER ........................ 30
2.9.1 Fundamentos de operación .................................................................................. 30
2.9.2 Menú y operación TRAX .................................................................................... 30
2.9.3 Pines de conexiones de panel lateral Trax .......................................................... 31
2.9.4 Panel superior de comunicaciones y seguridad Trax .......................................... 31
2.9.5 Ensayos de inyección primaria de reconectadores .............................................. 32
CAPITULO III ................................................................................................................. 33
DESARROLLO DEL TEMA .......................................................................................... 33

xii
SECCION 1: INTERPRETACIÓN Y ANALISIS DE CONDICIONES ACTUALES

DE LOS ALIMENTADORES DE 13.8 KV DE LA SUBESTACION CELSO
CASTELLANO DE CNEL EP SUCUMBIOS ............................................................ 33
3.1 Antecedentes .......................................................................................................... 33
3.2 Situación actual del sistema eléctrico de la S/E Celso Castellano ......................... 33
3.2.1 Sistema de subtransmisión, distribución, generación. ........................................ 33
3.2.4 Banco de baterías ................................................................................................ 35
3.2.5 Alimentadores primarios de distribución ............................................................ 36
3.2.6 Descripción de características de protección de reconectadores. ........................ 38
3.2.7 Condiciones actuales de Reconectadores Schneider Serie U Tipo Nu-lec ......... 40
3.2.8 Niveles de demanda energética registrada por reconectadores ........................... 41
3.2.9 Sistemas de protección de barras 13.8 KV.......................................................... 43
3.2.10 Reconectadores y transformador de potencia ................................................... 44
3.2.11 Registro de interrupciones por falla, inspección y/o mantenimiento ................ 44
3.2.12 Mantenimiento realizado en los reconectadores de alimentacion. .................... 48
3.2.13 Mantenimiento de reconectadores..................................................................... 49
3.2.14 Hipótesis............................................................................................................ 50
SECCION 2: PROGRAMACIÓN PARA CONTROL REMOTO; EN BASE A LA

IMPLEMENTACION DE TARJETA ADVC-IOEX SCHNEIDER DE
RECONECTADOR U27 TIPO NULEC. .................................................................... 51
3.3 Programación y configuración por software WSOS .............................................. 51
3.3.1 Criterios de programación y diseño eléctrico para control remoto de

reconectadores .............................................................................................................. 51
3.3.2 Programación y configuración de tarjeta ADVC-IOEX para reconectadores de

alimentación. ................................................................................................................ 52
3.3.2.1 Descripción de lógica de programación para reconectadores U27. ................. 52

xiii
3.3.2.2 Lógica de programación de datos de entrada de tarjeta ADVC-IOEX ............ 52
3.3.2.3 Lógica de programación de datos de salidas de tarjeta ADVC-IOEX ............. 52
3.3.2.4 Programación IOEX map ................................................................................. 52
3.3.2.5 Asignación de datos de entrada INPUTS-IOEX .............................................. 53
3.3.2.6 Descripción INPUT-IOEX 1 ............................................................................ 54
3.3.2.7 Descripción INPUT-IOEX 2 ............................................................................ 54
3.3.2.8 Asignación de datos de salida OUTPUTS-IOEX ............................................ 55
3.3.2.9 Descripción de OUTPUT-IOEX 1 ................................................................... 56
3.3.2.10 Descripción de OUTPUT-IOEX 2 ................................................................. 56
SECCION 3: DISEÑO ELECTROMECÁNICO DE CIRCUITO DE CONTROL

ELECTRICO Y TABLERO PARA RECONECTADORES DE ALIMENTACION
SCHNEIDER SERIE U27 TIPO NULEC. .................................................................. 60
3.4 Diseño de circuito eléctrico para control remoto de alimentadores ....................... 60
3.4.1 Descripción general de circuito de control remoto ............................................. 60
3.5 Esquema multifilar de control remoto de alimentadores en función a tarjeta ADVC-

IOEX ............................................................................................................................ 61
3.5.2 Circuito eléctrico de conexión de salidas físicas de tarjeta ADVC-IOEX.......... 61
3.5.3 Circuito eléctrico de prueba ................................................................................ 63
3.5.4 Marquillas de cables............................................................................................ 63
3.5.4.1 Descripción de bornes y marquillas tablero doble fondo. ................................ 63
3.5.6 Protección y funcionamiento de circuito eléctrico de control remoto ................ 64
3.6 Diseño mecánico de tablero eléctrico para control remoto de alimentadores ........ 64
xiv
3.6.1 Requerimientos ................................................................................................... 64
3.6.2 Tablero de control ............................................................................................... 65
3.6.3 Puerta principal de tablero .................................................................................. 66
3.6.4 Elementos de control y supervisión .................................................................... 66
3.6.5 Ensamble puerta principal ................................................................................... 66
3.6.6 Tablero de Doble fondo de TCRA ...................................................................... 67
3.6.7 Diseño final ......................................................................................................... 67
3.6.7 Áreas de operación de TCRA ............................................................................. 68
3.7 Resumen de planos y diagramas diseñados ........................................................... 71
3.8 TERMINOLOGÍA ................................................................................................. 72
SECCION 4: INSTALACIÓN E IMPLEMENTACIÓN DE COMANDO REMOTO

DISEÑADO PARA LA S/E CELSO CASTELLANO ................................................ 74
3.9 Procedimiento electromecánico para ensamble de tablero de control remoto de

reconectadores (TCRA) ............................................................................................... 74
3.9.1 Lista de Materiales .............................................................................................. 74
3.9.2 Montaje de Tablero ............................................................................................. 75
3.9.2.1 Estructura de soporte ........................................................................................ 76
3.9.2.2 Doble fondo ...................................................................................................... 76
3.9.2.3 Tapa principal de tablero de control de reconectadores ................................... 77
3.9.2.4 Acabado final ................................................................................................... 77
3.9.2.5 Acople de canaletas plásticas ranuradas tipo 60x40 y riel tipo Din ................. 78
3.9.3 Montaje de circuito de control eléctrico.............................................................. 78
3.9.3.1 Bloque de Borneras .......................................................................................... 78
3.9.3.2 Estructurado de conexiones eléctricas de elementos de supervisión y borneras

de control. ..................................................................................................................... 79
3.9.3.3 Alisado/Peinado de cables................................................................................ 79

xv
3.9.3.4 Señalización de tablero .................................................................................... 80
3.9.3.5 Pruebas eléctricas de banco .............................................................................. 80
3.10 Etapa final de construcción .................................................................................. 81
3.10.1 Subestación Eléctrica Celso Castellano ............................................................ 81
3.10.2 Tablero de control TCRA ................................................................................. 81
3.10.3 Estructurado de cables entre patio de maniobras y cuarto de control ............... 82
3.10.3.1 Acople de tubería anillada .............................................................................. 82
3.10.3.2 Cableado y conexión de tarjetas ADVC-IOEX y tablero TCRA ................... 82
3.10.4 Implementación de tarjeta ADVC-IOEX .......................................................... 83
SECCION 6: CONFIGURACION DE CONTROLADOR ADVC EN FUNCION A

IMLEMENTACION DE TARJETAS ADVC-IOEX .................................................. 84
3.11 Funciones y configuraciones por Interfaz WSOS ................................................ 84
3.11.1Transferencia de mapa de programación IOEX mapping. ................................. 86
3.12 Operaciones y configuraciones en bahía de 13.8 KV .......................................... 89
3.12.1 Desconexión del SEP (Sistema Eléctrico de Potencia) ..................................... 89
3.12.2 Actualización de firmware de Reconectadores U27 Tipo Nu-Lec ................... 89
3.12.3 Verificación ....................................................................................................... 90
SECCIÓN 7: PRUEBAS DE FUNCIONAMIENTO Y PUESTA EN SERVICIO DE

LA UNIDAD REMOTA DE RECONECTADORES NU-LEC DE ALIMENTACIÓN
SCHNEIDER U27 ....................................................................................................... 90
3.13 Pruebas controladas de maniobra ......................................................................... 90
3.13.1 Energización y arranque de tablero de control TCRA ...................................... 90
3.13.2 Prueba de Disparo ............................................................................................. 91
3.13.3 Prueba de Cierre ................................................................................................ 91
3.13.4 Pruebas controladas de señales de monitoreo ................................................... 92
3.13.4.1Disparo por falla SEF ...................................................................................... 92

xvi
3.13.4.2 Disparo falla baja frecuencia .......................................................................... 93
3.13.4.3 Señal de falla de baterías ................................................................................ 93
SECCION 8: OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE COMANDO REMOTO .... 93
3.14 Conjuntos de operación remota ............................................................................ 93
3.15 Interpretación y análisis de indicadores de estado por falla ................................. 94
3.15.1 Disparo de Rct por Falla SEF ........................................................................... 94
3.15.2 Disparo de Rct por falla de Baja Frecuencia ..................................................... 95
3.15.3 Encendido de piloto ROJO de funcionamiento de baterías .............................. 95
3.15.4 Maniobra cierre/disparo controlado de Reconectadores de Alimentador Laguna

01, 02, 03, 04 ................................................................................................................ 96
3.15.5 Maniobra cierre/disparo bajo falla eléctrica de Reconectadores de Alimentador

Laguna 01, 02, 03, 04 ................................................................................................... 97
3.16 Mantenimiento de tablero de control TCRA ........................................................ 97
3.16.1Mantenimiento preventivo ................................................................................. 97
3.16.2 Termografía ....................................................................................................... 98
3.16.3 Reajuste mecánico............................................................................................. 99
3.16.4 Verificación de pilotos de estado ...................................................................... 99
3.17 Limpieza y cuidado ............................................................................................ 100
3.18 Mantenimiento eléctrico..................................................................................... 100
3.19 Mantenimiento electrónico................................................................................. 100
3.20 Mantenimiento lógico computacional ................................................................ 101
3.21 Análisis y seguimiento del sistema de control remoto implementado ............... 101
3.21.1 Inspección del sistema en niveles normales de operación .............................. 101
CAPITULO IV ............................................................................................................... 103
4.1 CONCLUSIONES ............................................................................................... 103
4.2 RECOMENDACIONES ...................................................................................... 103

xvii
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................... 105
ANEXOS ....................................................................................................................... 108
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1 Especificaciones técnicas de Reconectador Nu-lec serie U ................................ 12

Tabla 2 Nombres de elementos de la figura 2 .................................................................. 13
Tabla 3 Leyendas de ACR Schneider de la figura 3 ........................................................ 14
Tabla 4 Características técnicas del controlador ADVC 2............................................... 16
Tabla 5 Puertos de comunicación de modulo CAPE ....................................................... 18
Tabla 6 Especificaciones técnicas de la tarjeta ADVC-IOEX ......................................... 20
Tabla 7 Alimentador laguna 01 ........................................................................................ 41
Tabla 8. Alimentador laguna 2 ......................................................................................... 42
Tabla 9. Alimentador laguna 3 ......................................................................................... 42
Tabla 10. Alimentador Laguna 4 ..................................................................................... 43
Tabla 15. Tabla de verdad de lógica de programación de INPUT-IOEX 1 ..................... 54
Tabla 16. Tabla de verdad de lógica de programación de INPUT-IOEX 2 ..................... 55
Tabla 17 lógica de programación de OUTPUT-IOEX 2 ................................................. 56
Tabla 18. Lógica de programación de OUTPUT-IOEX 2 ............................................... 57
Tabla 23 Funciones de elementos de control eléctrico .................................................... 69
Tabla 24: Términos y definiciones ................................................................................... 72
Tabla 25 Lista de materiales ............................................................................................ 74
xviii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1 ACR Schneider Nu-lec serie U .......................................................................... 11

Figura 2 ACR Schneider .................................................................................................. 13
Figura 3 Mecanismo de apertura y cierre de ACR ........................................................... 14
Figura 4 Localización de reconectadores en SEP´S ......................................................... 15
Figura 5 Clasificación de tipos de reconectadores ........................................................... 15
Figura 6 Controlador ADVC 2 Schneider ........................................................................ 16
Figura 7 Módulos de controlador ADVC 2 Schneider .................................................... 17
Figura 8 Modulo CAPE del ADVC 2 Schneider ............................................................. 17
Figura 9 Interfaz FLEX VUE ........................................................................................... 18
Figura 10 Puertos de comunicación de la CAPE ............................................................. 19
Figura 11 Tarjeta ADVC-IOEX Schneider ...................................................................... 20
Figura 12 Diagrama entradas ADVC- IOEX ................................................................... 21
Figura 13 Diagrama de salidas ADVC- IOEX................................................................. 22
Figura 14 Ventana principal WSOS 5.............................................................................. 22
Figura 15 Ventana de registro de eventos en WSOS 5 .................................................... 23
Figura 16 Configuración de entradas ADVC IOEX ........................................................ 24
Figura 17 Ventana de configuración de salidas IOEX ..................................................... 25
Figura 18 Ventana de monitoreo de tarjeta ADVC-IOEX ............................................... 26
Figura 19 TC´S de protección de reconectador................................................................ 29
Figura 20 Ubicación de CVT´S y diagrama básico ......................................................... 29
Figura 21 Equipo eléctrico TRAX-MEGGER ................................................................. 30
Figura 22 Display principal Trax ..................................................................................... 31
Figura 23 Panel lateral Trax ............................................................................................. 31
Figura 24 Panel superior de Trax ..................................................................................... 32
Figura 25 Conexión Zig-zag ............................................................................................ 32
Figura 26 Trafo de potencial S/E Celso Castellano ......................................................... 34
Figura 27. Cubículo concentrador de datos ..................................................................... 35
Figura 28. Cuadros de 13.8 KV de CELEC Ep ............................................................... 35
xix
Figura 29. Ubicación de alimentadores ............................................................................ 36

Figura 30. Medidor de barra principal de 13.8 KV .......................................................... 37
Figura 31 Medidores de alimentadores ............................................................................ 37
Figura 32 Salida de 13. KV de la Subestación ................................................................. 38
Figura 33. Ventana principal de configuración WSOS .................................................... 38
Figura 34. Curva inversa de disparo protección a tierra Laguna 1 .................................. 39
Figura 35. Curva inversa de disparo de protección a tierra Laguna 2.............................. 40
Figura 36. Curva inversa de disparo de protección a tierra Laguna 3 .............................. 40
Figura 37. Curva inversa de disparo de protección a tierra Laguna 4 .............................. 40
Figura 38. ADVC de alimentador Laguna 1 .................................................................... 41
Figura 39. Disyuntor de 13.8 KV ..................................................................................... 43
Figura 40 Ventana de creación de mapa IOEX ................................................................ 53
Figura 41. Venta IOEX Tool de INPUTS-IOEX ............................................................. 53
Figura 42. Ventana de programación de OUTPUTS-IOEX ............................................ 55
Figura 43 Circuito de control unifilar de uso general ...................................................... 60
Figura 44 Tablero de controlador NOJA ......................................................................... 65
Figura 45. Diseño de tablero de control ........................................................................... 65
Figura 46 Tapa principal perforada .................................................................................. 66
Figura 47 Ensamble de elementos de control .................................................................. 67
Figura 48 Doble fondo ..................................................................................................... 67
Figura 49 Ensamble interno final. .................................................................................... 68
Figura 50 Ensamble final. ................................................................................................ 68
Figura 51 Conjunto de operación Alimentador Laguna 01 ............................................. 70
Figura 52 Conjunto de operación Alimentador Laguna 02 .............................................. 70
Figura 55 Tablero reutilizado ........................................................................................... 75
Figura 56 Estructura de soporte ....................................................................................... 76
Figura 57 Doble fondo instalado ...................................................................................... 76
Figura 58 Perforación de tapa principal de tablero .......................................................... 77
Figura 59 Manufactura final de TCRA ............................................................................ 77
xx
Figura 60 Acople de canaletas y riel DIN ........................................................................ 78

Figura 61 Bloques de borneras ......................................................................................... 78
Figura 62 Estructurado de cables en tablero .................................................................... 79
Figura 63 Alisado de cables de elementos de control ...................................................... 79
Figura 64 Leyendas de operación de TCRA .................................................................... 80
Figura 65 Pruebas eléctricas de banco ............................................................................. 80
Figura 66 Subestación Eléctrica Celso Castellano ........................................................... 81
Figura 67 Ubicación de tablero TCRA ............................................................................ 81
Figura 68 Acople de tubería a RCT de Alimentador Laguna 02 ..................................... 82
Figura 69 Estructurado de cable de sistemas auxiliares ................................................... 82
Figura 70 Tarjeta IOEX en RCT Laguna 01 .................................................................... 83
Figura 71 Tarjeta IOEX en RCT de Laguna 02 ............................................................... 83
Figura 72 Tarjeta IOEX en RCT Laguna 03 .................................................................... 84
Figura 73 Tarjeta IOEX en RCT laguna 04 .................................................................... 84
Figura 74 Interfaz IOEX de Alimentador Laguna 01 ...................................................... 85
Figura 78 Carga de programación IOEX Laguna 01 ....................................................... 87
Figura 82. Cierre de bypass por pértiga ........................................................................... 89
Figura 83 Actualización de Firmware .............................................................................. 89
Figura 84 Verificación del comando remoto del RCT Laguna 01 .................................. 90
Figura 85 Energización y arranque de tablero TCRA ...................................................... 91
Figura 86 Rct Alimentador Laguna 01............................................................................. 91
Figura 90 Simulación de fallas con equipo TRAX-Megger ............................................ 93
xxi
Figura 91 Conjuntos de operación remota ....................................................................... 94

Figura 92 Pilotos de estado de falla de tablero TCRA ..................................................... 94
Figura 93 Pilotos de estado de falla de tablero TCRA ..................................................... 95
Figura 94 Falla de batería de controlador ADVC en TCRA ............................................ 95
Figura 95 Operación remota de tablero TCRA ................................................................ 96
Figura 96 Estado de apertura de RCT en bahía 13.8KV .................................................. 96
Figura 97 Estado de RCT en bahía 13.8KV Laguna 02 ................................................... 97
Figura 98 consideraciones de inspección visual para mantenimiento preventivo ........... 98
Figura 99 Termografía de borneras de tableros de control .............................................. 98
Figura 100 Test de luces por Software para controlador ADVC ..................................... 99
Figura 101 Pruebas de inyección de corriente primaria ................................................. 100
Figura 102 Borneras de tarjeta IOEX............................................................................. 101
Figura 103 Configuración de versión de programación Ioex......................................... 101
Figura 104 Inspección de estado de tablero TCRA ....................................................... 102
Figura 105 Verificación de estado de RCTS.................................................................. 102
xxii
RESUMEN
En este proyecto de titulación denominado: “ANÁLISIS E IMPLEMENTACIÓN DE

RECONECTADOR TRIFÁSICO DE MEDIA TENSION TIPO NULEC U27
AGRIO DE LA EMPRESA CORPORACION NACIONAL DE ELECTRICIDAD
(CNEL EP) SUCUMBÍOS” se pretende usar tarjetas ADVC-IOEX para programar y
diseñar un comando de operación remota bajo procedimientos electromecánicos mediante
un tablero de control, que mediante señales eléctricas se logra la restauración del sistema
de distribución de cada circuito de alimentación de la S/E Celso Castellano a sus
condiciones de servicio normal sin recurrir a la bahía de maniobras.
Teóricamente se analizan las condiciones el estado actual de cada reconectador, tal como;
régimen de carga, régimen de falla, funciones de protección, comunicaciones, registro de
eventos del equipo, sistema SCADA entre otras; que permiten realizar la lógica de
programación de los equipos
Bajo datos de inspección visual se diseñó planos mecánicos y eléctricos tomando en

cuenta las condiciones ambientales de la zona, adecuación de espacio y factibilidad de las
instalaciones de la subestación que permiten la modificación y el mantenimiento del
sistema implementado.
Finalmente se realizaron pruebas de maniobra con equipo eléctricos destinados para el

efecto (TRAX MEGGER) atraves de ensayos de inyección primaria para verificar las
señales de salida que se requieren en el tablero TCRA S/E Celso Castellano (Tablero de
Control Remoto de Alimentadores).
PALABRAS CLAVES:
 Automatización de subestaciones
 Reconectador NU-LEC U27
 Programación IOEX MAP
 Tablero de control
xxiii
ABSTRACT
In this research project called: "ANALYSIS AND IMPLEMENTATION OF ADVC-

IOEX SCHNEIDER CARDS FOR REMOTE COMMAND OF THREE-PHASE
BREAKER TYPE NULEC U27 SCHNEIDER, IN THE SUBSTATION CELSO
CASTELLANO, LOCATED IN LAGO AGRIO THAT BELONGS TO THE
NATIONAL CORPORATION OF ELECTRICITY (CNEL EP) SUCUMBIOS" the
intention of this research project is to use ADVC cards -IOEX to program and design a
remote operation command under electromechanical procedures, through a control panel,
which through electrical signals, the restoration of the distribution system of each power
circuit of the Celso Castellano S / E is achieved to normal service conditions, without
going to the operation bay.
Theoretically, the conditions are analyzed and the current state of each recloser, such as;
load regime, failure regime, protection functions, communications, record of equipment
events, SCADA system and others; that allow to do the logic programming of the
equipment.
Under visual inspection data, mechanical and electrical plans were designed taking into
account the environmental conditions of the area, adequacy of space and feasibility of the
substation facilities that allow the modification and maintenance of the implemented
system.
Finally, operation tests were made with electric equipment designed for this purpose
(TRAX MEGGER) through primary injection tests to verify the output signals required
on the TCRA S / E Celso Castellano board (Feeder Remote Control Board).
KEYWORDS:
 SUBSTATION AUTOMATION
 RECLOSER NU-LEC U27
 IOEX MAP PROGRAMMING
 CONTROL BOARD
1
CAPITULO I
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
TEMA:
Análisis e implementación de tarjetas ADVC-IOEX Schneider para comando remoto de

reconectador trifásico de media tensión tipo Nu-lec U27 Schneider, en la subestación
Celso Castellano ubicado Lago Agrio de la empresa Corporación Nacional de Electricidad
(CNEL EP) Sucumbíos
1.1 Antecedentes
En la actualidad, el sistema eléctrico de potencia, ha sufrido grandes innovaciones debido

a los cambios tecnológicos que se dan a nivel mundial; con el objeto de mejorar la calidad,
confiabilidad, factibilidad y seguridad de los mismos, la empresa opta por integrarse a
estos cambios y a su vez dar cumplimiento de la normativa impartida por la CENACE que
establece la REGULACION No. CONELEC–005/08 PARA LA SUPERVISIÓN Y
CONTROL EN TIEMPO REAL DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO,
en cuanto a su manejo control y monitoreo de la energía eléctrica. (CONELEC, 2014)
CNEL EP Sucumbíos, es la empresa responsable de distribuir energía eléctrica, lo que

significa que es primordial dotar de equipos que permitan evitar daños o en el peor de los
casos solventarlos sin depender de agentes o personal externos a la institución. El
Departamento Técnico, en conjunto con el Área de Subestaciones luego de conocer las
dificultades de los trabajos, y tras conversaciones con el personal operativo, determinó la
compra de equipos y su posterior innovación a los mismos (Lara, 2017)
La red de distribución de energía eléctrica en la provincia de “Sucumbíos” se realiza,

desde la subestación Celso Castellano operando a voltajes de 69KV para subtransmisión
y 13.8 KV para repartimiento, dispuesta de alimentadores protegidos con reconectadores
de media tensión tipo NULEC U27 de la marca SCHNEIDER que conducen hacia los
diferentes puntos de carga.
2
Los diferentes puntos de carga se encuentran en sectores urbanos y algunos muy alejados,
lo cual hace que la gestión de suministro de energía eléctrica sea más exigente, esto debido
a; la gran demanda de potencial energético (Kwh) y las fluctuaciones que tiene que
soportar diariamente.
La Corporación Nacional de Electricidad, (CNEL EP) perteneciente a Sucumbíos,

mejorará la confiabilidad en el suministro de energía eléctrica; ya que Ley de Régimen
del Sector Eléctrico; Reglamento de Concesiones, Permisos y Licencias para la Prestación
de Servicio de Energía Eléctrica, a partir de lo que se establecerán las recomendaciones
orientadas a corregir y controlar las causas de contaminación o afectación ambiental,
buscando un equilibrio razonable entre los condicionantes del servicio y los riesgos
ambientales asociados al mismo. (Moralez, 2017)
3
1.2 Planteamiento del problema
La subestación Celso Castellano es diseñado con tecnología de antaño; al no contar con

celdas de media tensión y debido a la alta incidencia de descargas atmosféricas
(relámpagos), hace que las operaciones en bahía de 13.8 KV sean más peligrosas, que de
por sí mismas ya lo son.
Cada alimentador que facilita el suministro de energía eléctrica es protegido por un

reconectador; al momento el equipo no se encuentra habilitado para restaurase
automáticamente ya que es maniobrado de forma local únicamente como interruptor,
puesto que de imprevisto los sistemas de distribución sufren perturbaciones por factores
alejados a la empresa; ya sean de origen ambiental (Ionización, caída de árboles, ramas
que topan las líneas de subtransmisión y distribución, etc.), condiciones climáticas
adversas(lluvia, humedad) etc. Debido a que las redes eléctricas están compuestas por red
desnuda hace más hacedero el corte de energía eléctrica.
Por otro lado, el control por el sistema SCADA de cada alimentador se ve afectada,
debido a fallas de telecomunicación o por perdida de datos, por diversos factores; ya sean
estas situaciones climatológicas, rotura de ramales de comunicación, daño interno en el
sistema, mantenimiento o configuración de Racks de comunicación, los cuales aumenta
los tiempos de reposición de fallas y expone al personal operativo a peligros potenciales
Para la empresa CNEL EP Sucumbíos significa perdidas económicas en gran magnitud,

aparte que la fiabilidad y calidad de la energía eléctrica suministrada a los diferentes
alimentadores se ve afectada.
4
1.3 Justificación
El proyecto de implementación de tarjetas es viable consiste en realizar la

programación y configuración del reconectador con el fin de implementar la interfaz de
tarjeta ADVC IOEX SCHNEIDER, para controlarlo desde el cuarto de control atraves de
un gabinete que constara de pulsadores y luces piloto que informaran al operador sobre la
apertura del reconectador por falla o cierre de la misma, evitando así maniobras en
mencionados equipos de forma local.
Esto permitiría estabilizar el sistema de distribución eléctrica de forma segura,

confiable y eficaz hacia los diferentes puntos de carga que se encuentran alrededor de la
ciudad de Lago Agrio.
Por medio de las mejoras que se implementa a cada alimentador que están operando al
momento, se optimiza la protección eléctrica, se consigue mantener el servicio eléctrico
continúo mejorando la vida útil de los equipos y la seguridad del personal técnico;
consiguiendo respaldo de operación cuando el sistema SCADA llegase a fallar, o por
diversos motivos este no se encuentra habilitado.
5
1.4 Objetivos
1.4.1 Objetivo general
 Implementar tarjetas ADVC-IOEX Schneider, configurando las funciones de

un controlador de reconectador tipo NULEC U27 SCHNEIDER a fin de
maniobrarlo en un tablero de comando remoto, mejorando la seguridad,
confiabilidad y calidad del suministro eléctrico de la subestación Celso
Castellano de la empresa CNEL EP Sucumbíos.
1.4.2 Objetivos específicos
 Programar el módulo de reconectador mediante el software WSOS (Windows

Switchgear Operating System) para crear el puente de comunicación entre la
tarjeta y el reconectador.
 Implementar la tarjeta ADVC-IOEX Schneider atraves de conexiones de
monitoreo, control, apertura y cierre, en el controlador general del reconectador a
fin de lograr el comando remoto para mejorar el suministro continuo de energía
eléctrica.
 Emplear un gabinete de comando remoto mediante luces piloto y Breaker para
identificar la; apertura, cierre, disparo y bloqueo del reconectador Schneider tipo
NULEC U27; para realizar maniobras de campo con mayor confiabilidad.
 Mejorar las condiciones de seguridad al momento de realizar las diferentes
actividades de mantenimiento en la Subestación eléctrica Celso Castellano
6
1.5 Alcance
Las mejoras que se realizaran en la S/E Celso Castellano cubren 4 alimentadores de 13,8
KV, compuestos por 1 reconectador tipo Nu-Lec U27 SCHNEIDER con controlador tipo
ADVC, en consecuencia, se implementará 1 tarjeta IOEX que trabaja a un régimen de 27
VDC de, a 1 A (amperio) de carga, con 8 entradas y 8 salidas con voltajes máximos de
150 VDC, y puerto RS232 de comunicación.
La configuración de la tarjeta ADVC-IOEX se realiza atraves del software WSOS

empleando 6 señales de salida que conectara a luces piloto, y 2 señales de entrada que
permitirá conectar los pulsadores de apertura y cierre, cabe recalcar que se empleara un
cable serial para puerto RS232 que permite la comunicación directa entre el controlador
de reconectador y la tarjeta.
La tarjeta permitirá aumentar funciones de operación remota subiendo a modo de

operación 1, ya que la tarjeta enviará señales a centro de control (SCADA) y se logrará la
coordinación con el cuarto de control de la subestación, en mención a esto se aclara que;
el modo de maniobra a 13.8 KV se conseguirá: operación local (Nivel 0), remoto 1 o nivel
1(implementación del proyecto) y remoto 2 o nivel 2 (Nivel SCADA).
Por otra parte, la estructura del tablero de control no será diseñado; se modificará el
modelo de un gabinete de reconectador que se encuentra en la bodega de la empresa; se
realizará perforaciones para fijar los diferentes elementos de control y demás
adecuaciones para fijar canaletas y borneras eléctricas. Para cada elemento; se emplearán
leyendas que informarán sobre la acción que puede realizar cada pulsador, o la indicación
que ejerce cada luz piloto al ser ésta encendida, aparte incorpora el circuito de control de
cada reconectador con su nomenclatura, maquillado y alisado de cable correspondiente.
En constancia la empresa auspicia todos los elementos de programación y control para la

ejecución del proyecto por presentar grandes beneficios en función a la seguridad de su
personal operativo y la calidad del suministro eléctrico, por disminuir los tiempos de
restablecimiento eléctrico.
7
CAPITULO II
MARCO TEORICO
2.1 Subestación eléctrica
2.1.1 Definición
Es un conjunto de equipos eléctricos y electrónicos de un SEP (Sistema Eléctrico de

Potencia) destinados para la transformación, distribución, y rectificación de la energía
eléctrica con el objeto de facilitar el transporte y distribución de la misma; mediante la
coordinación y calibración de elementos de maniobra, protección y monitoreo (CNEL EP,
2016).
2.1.2 Objetivo principal de una subestación distribución
El objetivo principal de una subestación es reducir los rangos de voltaje establecidos a

niveles operables para mantener el suministro eléctrico, con seguridad, confiabilidad y
calidad.
2.1.3 Componentes de una subestación de distribución
Una subestación está conformada por:
Patio de maniobras: También llamado bahía agrupa los siguientes elementos;

transformado de potencia, disyuntores de potencia, TC´S (Transformadores de corriente),
TP´S (Transformadores de potencial), seccionadores, etc.
Cuarto de control: Se encuentran alojados los cubículos de control, elementos de medida

y protección, celdas de media tensión, celda de comunicaciones (Receptora de Datos),
banco de baterías, etc.; estos se encuentran bajo techo, debido al empleo de sistemas
auxiliares y la sensibilidad que poseen estos equipos (CNEL EP, 2016).
8
2.2 Sistemas de operación y automatización de subestaciones eléctricas
2.2.1Automatización y control
Los sistemas de automatización de subestaciones eléctricas permiten realizar el control,

monitoreo de los equipos eléctricos bajo los siguientes niveles;
A) Nivel 0: Nivel Equipo
En este nivel la operación del equipo se lo hace de forma local con las botoneras
disponibles propias del equipo.
B) Nivel 1: Nivel de Posición (Bahía)
Físicamente son ubicadas lo más cerca de los equipos primarios es decir son de operación
mecánica que se encuentran dispuestas en pórticos de una subestación, en cambio al
necesitarse aparamenta de maniobra eléctrica se suele utilizar gabinetes o cubículos de
operación remota.
C) Nivel 2: Nivel SCADA (Centro de operación)
El control es realizado en modo de operación remota fijada por cada equipo mediante un
SAS (Sistema de Automatización de Subestaciones ) que emplean IED´S (Dispositivos
Electrónicos Inteligentes) dedicados al control, supervisión, automatización,
comunicación, protección, y concentración de datos (Zapata, 2015).
2.2.2 Funciones Locales
Consisten en equipos que agrupan funciones y datos provenientes de los disyuntores,

transformadores de medición y demás equipos de conmutación que permiten supervisar
los valores de potencia, voltaje, corriente y frecuencia de tal forma que las fallas eléctricas
es corregida inmediatamente atraves de procedimientos que involucran la operación IN-
SITU o el uso de herramientas como la pértiga (KLAUS-PETER, 2003).
9
2.2.3 Funciones de Monitoreo y control
Las funciones de monitoreo permiten observar las condiciones actuales de la aparamenta

de control, de protección y medida de la subestación que constantemente son tomadas por
el centro de control, para la misma se emplea fibra óptica para sus sistemas de
comunicación para acoplarse al software del computador central que junto a equipos de
tele-protección, tele-alarmas y tele-monitoreo se logra la maniobra de los equipos a
distancia (KLAUS-PETER, 2003).
2.3 Principales agentes de interrupción por falla de una subestación eléctrica
2.3.1 Corto circuito
Es una de las fallas más comunes que se presentan en los circuitos de distribución eléctrica
estos pueden ser ; cuando la corriente eléctrica pasa de fase a neutro o a tierra para sistemas
monofásicos y el contacto entre dos fases o igual al caso anterior para sistemas polifásicos
(Fuentes, 1989), para lo cual influyen los siguientes factores:
 Fallo de aisladores
 Contacto accidental entre conductores por fuertes vientos.
 Rotura de apoyos
2.3.2 Sobrecargas
Las afecciones de sobrecarga se reflejan en horarios de mayor demanda energética estos

regularmente son en horas de la mañana y horas de la tarde; generalmente cuando dos
subestaciones comparten carga.
2.3.3 Perdida de fase
Esta falla es una las principales agentes, provocado por la vegetación adyacente que se
encuentra en las líneas de distribución y subtransmisión, consiste en la caída de una línea
debido a la caída de árboles, falla de grapas y desbalance de carga (Fuentes, 1989).
10
2.3.4 Descargas atmosféricas
Las descargas atmosféricas denominados relámpagos, poseen altos niveles de voltaje y

corriente que al caer en las líneas de distribución y subtransmisión, no logran ser disipadas
por las líneas de guardia, provocan el deterioro de las propiedades mecánicas y eléctricas
de los conductores.
2.3.5 Averías locales
Este problema se origina en las instalaciones interiores de una subestación, es provocada

por la falta de mantenimiento mecánico, eléctrico y electrónico de los equipos como
ejemplo se puede citar la presencia de puntos calientes producido por el desajuste de
dispositivos de sujeción (Fuentes, 1989).
2.4 Fundamentos para operación de protecciones eléctricas de subestaciones
2.4.1 Criterios básicos de coordinación
Involucra la activación coherente interrumpiendo la alimentación de solo los dispositivos

involucrados en la falla, manteniendo al funcionamiento del resto del sistema (Capella,
2000).
2.4.2 Estudio de coordinación de protecciones.
Este tipo de estudio alberga, ajustes de los relés de protección, tipos de curva, corrientes
de arranque, multiplicadores de tiempo, instantáneos, capacidades de interruptores, etc.
2.4.3 Características de un sistema de protección
Un buen sistema de protecciones alberga las siguientes características que permiten

obtener un SEP (Sistema Eléctrico de Potencia) optimo:
Seguridad: el equipo se encuentra aislado, es decir protege a los operarios de los riesgos
existentes.
Confiabilidad: asegura que los equipos sean operables en cualquier momento

11
Rapidez: detalla que los equipos actúan tan rápido como se presente una falla en el fin de
evitar el daño de los elementos del sistema.
Selectivo: se refiere a que el equipo debe operar para las fallas a las cuales se ha designado
Respaldo: es un elemento secundario que actúa cuando el equipo principal no se ha

accionado.
2.5 Descripción y especificaciones técnicas de los equipos
2.5.1 Reconectador Nulec Serie U 27KV Schneider
2.5.1.1 Interruptor de potencia ACR Schneider
El reconectador Nu-lec serie U27 es un equipo de protección eléctrica, para detección de

fallas y apertura de un circuito en un lapso de tiempo programado; técnicamente combina
un ACR y un controlador ADVC. (NU-LEC Industries, 2005). El mismo se muestra en la
figura 1.
Figura 1 ACR Schneider Nu-lec serie U
Fuente: (SCHNEIDER, 2002)
En la tabla 1 se presenta las características técnicas de reconectador Nu-lec Schneider

Serie U27
12
Tabla 1
Especificaciones técnicas de Reconectador Nu-lec serie U
Especificaciones
Tensión nominal 27 KV
Corriente nominal de falla 12.5 KA
Corriente nominal 630 A
Nivel de aislamiento 125 KV
Temperatura -30 ºC a 50 ºC
Frecuencia 50/60 Hz
Poder de cierre sobre falla 31.5 KA
Tiempo nominal de cortocircuito 3s
Estructura Acero inoxidable Grado 316
Tipo de apertura manual Bajo pértiga
2.5.1.2 Partes de un interruptor ACR Nu-lec Serie U27 Schneider
El interruptor ACR consta de bushings de resina epóxica, modo de extinción de arco al

vacío, transformadores de tensión capacitivos CVT´S, transformador de corriente TC´S;
mecanismo de apertura por pértiga y solenoide. (NULEC-Industries, 2002). En la figura
2 se muestra enumerada las partes de un ACR con sus nombres en la tabla 2.
13
Figura 2 ACR Schneider
Fuente: (NULEC-Industries, 2002)
Tabla 2
Nombres de elementos de la figura 2
Leyendas
1. Terminales primarios 2. Transformadores de corriente
3. Terminales secundarios 4. Transformador de voltaje capacitivo
5. Tapa de tanque 6. Pararrayo
7. Indicador de estado ACR 8. Anillo de apertura manual
9. Interruptor de vacío 10. Bushing de resina epóxica
11. Conductor flexible 12. Contacto
13. Punto de conexión a

14. Tanque de acero inoxidable.
tierra
15. Actuador magnético 16. Tarjeta CAPE
17. Cable de control

14
2.5.1.3 Operación de mecanismo de apertura y cierre de ACR Schneider
Internamente los mecanismos de apertura y cierre del ACR se encuentran sujetados con
la tapa de tanque (ver figura 3), su apertura y cierre es realizada mediante el empuje de
una barra con la fuerza magnética de un solenoide que es activado atraves de señales del
controlador ADVC (NULEC-Industries, 2002); en la tabla 3 se presentan las partes del
mecanismo interno de disparo y cierre.
Figura 3 Mecanismo de apertura y cierre de ACR
Tabla 3
Leyendas de ACR Schneider de la figura 3
Especificación
5. Tapa de tanque 20. Barra de conducción
12. Contactos 21. Actuador magnético
Barra de empuje 22. Mecanismo de disparo manual
Mecanismo de enlace
2.5.1.4 Reconectadores con controlador electrónico ADVC
El avance constante de la tecnología ha permitido que el uso de reconectadores sea más

seguro en la protección de equipos eléctricos del SEP (Sistema eléctrico de potencia) tanto
en generación, trasmisión (no muy común) y distribución de energía eléctrica
15
(SCHNEIDER ELECTRIC, 2009), su aplicación se ejemplifica en la figura 4 (los cuadros

rojos de codificación ACR representan reconectadores)
Figura 4 Localización de reconectadores en SEP´S
Fuente: (Perdomo, Distribution & Automtion Recloser Schneider, 2010)
2.5.1.5 Reconectador Alimentador (Feeder recloser)
El equipo se encuentra en el interior o lo más cercano a la subestación eléctrica como se

muestra en la figura 5, (circuito eléctrico mono polar básico).
Figura 5 Clasificación de tipos de reconectadores
Fuente: (Perdomo, Distribution & Automtion Recloser Schneider, 2010)
2.5.2 Controlador Schneider ADVC 2
2.5.2.1 Generalidades
El controlador ADVC 2 Schneider de la figura 6 forma un conjunto de módulos que

permite configurar, monitorear, controlar leer y mostrar información acerca del estado
de operación del ACR atraves de diferentes módulos que en conjunto protegen un tramo
de cable mediante un cable de control desmontable que lo conecta. (Perdomo, Solutions
& Maintenance ADVC 2, 2010).
16
Figura 6 Controlador ADVC 2 Schneider
Fuente: (EMSA, 2010)
2.5.2.2 Características técnicas del ADVC 2 Schneider
En la tabla 4 se detalla las propiedades del ADVC 2 a tener en cuenta para su adecuada
maniobra.
Tabla 4
Características técnicas del controlador ADVC 2
Especificaciones
Peso de cubículo (kg) 42
Sellado de cubículo ADVC IP 44
Sellado de la unidad electrónica IP 65
Temperatura -40/50
Voltaje AC de entrada 115/230
Voltaje DC auxiliar de entrada 110
Tipo de batería 2x12 V (Ah) 7.2/12
Puerto de comunicación USB

17
2.5.2.3 Módulos y elementos internos del ADVC 2 Schneider
El ADVC 2 Schneider de la figura 7 muestran la ubicación interna de todos los elementos

que lo compone internamente.
Figura 7 Módulos de controlador ADVC 2 Schneider
Fuente: (EMSA, 2010)
2.5.2.4 Módulo de Protección y Control CAPE (Control and Protection Enclosure)
La CAPE es el elemento más importante del conjunto de reconectador; incorpora toda la

electrónica necesaria, para realizar las siguientes funciones: Protección, Comunicaciones,
Control del interruptor de potencia, Interfaz del Operador. (SCHNEIDER ELECTRIC,
2010) A continuación, la figura 8 se señalan sus partes principales.
Figura 8 Modulo CAPE del ADVC 2 Schneider
Fuente: (SCHNEIDER ELECTRIC, 2009)

18
2.5.2.5 Interfaz de usuario TOUCH PANEL de CAPE FLEX VUE
La interfaz se compone de teclas de navegación y control que permite acceder a los

diferentes menús que contiene el ADVC; a mas de abrir y cerrar el ACR de forma local,
sus Flags muestran el estado actual del equipo mediante leds de aviso (SCHNEIDER
ELECTRIC, 2009). En la figura 9 se ilustra la interfaz descrita anteriormente.
Figura 9 Interfaz FLEX VUE
Fuente: (Perdomo, Solutions & Maintenance ADVC 2, 2010)
2.5.2.6 Puertos de comunicación
Los diferentes puertos de comunicación (Ver figura 10) que posee la CAPE permiten
interconectar unidades extractoras de datos (SCADA), establecer monitoreo atraves de un
PC atraves del software WSOS (Windows Switchgear Operation), conectar accesorios
propios del equipo. En la tabla 5 se detallan los puertos a los que se tienen acceso
(SCHNEIDER ELECTRIC, 2009).
Tabla 5
Puertos de comunicación de modulo CAPE
Etiqueta de Tipos de
Comentarios
los puertos puertos
RS232 Port A Apto para software de monitoreo y

RS-232
RS232 Port B control WSOS
19
RS232 Port C Apto para dispositivos de RS232

RS-232
RS232 Port D (Modems, tarjetas)
10 Base T Ethernet Usado para WSOS o protocolos TCP/IP
Apto para comunicación local con el

USB USB
wsos.
Figura 10 Puertos de comunicación de la CAPE
2.5.3 Tarjeta expansora de entradas y salidas ADVC-IOEX Schneider
2.5.3.1 Descripción
La IOEX (Input Output Expander Module) es un accesorio del controlador ADVC que
permite asignar señales de control de dispositivos externos, alimentada con tensión propia
para la IOEX desde la riel DIN. (SCHNEIDER ELECTRIC, 2010)
A continuación, en la figura 11 se muestra la ubicación física de los componentes de la

tarjeta ADVC-IOEX
20
Figura 11 Tarjeta ADVC-IOEX Schneider
En la tabla 6 Se detalla la información más básica de la tarjeta IOEX para su adecuado

montaje y conexión eléctrica respectiva.
Tabla 6
Especificaciones técnicas de la tarjeta ADVC-IOEX
Componente Especificaciones
Aislado de salidas de
12- 15 VCC, 100mA MAX
alimentación
Entradas 8 entradas ,12 a 150 VDC/VAC
8 salidas, 1A Max, 12 a 150

Salidas
VDC/VAC
Interfaz de comunicación Puerto RS232
Grado de protección IP 54

21
2.5.3.2 Conexiones eléctricas de entradas de la tarjeta ADVC-IOEX Schneider
En la figura 12 se muestra el circuito de la IOEX de 8 entradas con una fuente de

alimentación aislada siendo esta de 12 a 150 VDC con dispositivos de control (Pulsadores)
que al cerrarse se vence la curva de disparo para activar la entrada respectivamente
Figura 12 Diagrama entradas ADVC- IOEX
2.5.3.3 Conexiones eléctricas de salidas de la tarjeta ADVC-IOEX Schneider
En la figura 13 se muestra el circuito de la IOEX de 8 salidas con voltaje libre de 12 a 150

VDC con dispositivos externos (luces piloto) que internamente consta de contactos NO
(Normalmente abiertos) que de acuerdo a la programación de control propia de la IOEX
cierran cada circuito
22
Figura 13 Diagrama de salidas ADVC- IOEX
2.6 Software de Programación WSOS 5
2.6.1 WSOS 5 (Windows Switchgear Operating System)
El software WSOS 5 (WINDOWS SWITCHGEAR OPERATING SYSTEM) forma parte

de la interfaz de configuración y optimización de funcionamiento de un controlador
ADVC entre las operaciones más comunes están; configuración de comunicaciones,
Configuración de mapas de programación, Actualización de Finware de ADVC, Control
del interruptor de potencia, Creación y administración de varios equipos. En la figura 14
se muestra la ventana principal del software
Figura 14 Ventana principal WSOS 5

23
2.6.2 Modo ON LINE vs OFF line
El modo ON LINE del software permite monitorear el funcionamiento, la apertura o cierre

del ACR (Interruptor de potencia), sobrescribir configuraciones de programación y
comunicación, en tiempo real del conjunto de reconectador.
El modo OFF LINE permite configurar funciones que en modo ON LINE se deshabilitan
por presentar peligro de ejecución. (SCHNEIDER ELECTRIC, 2009).
2.6.3 Registro de eventos WSOS 5
EL registro de eventos puede ser observado por día, por semana o por meses, tanto en el
Touch Panel y el uso del software WSOS 5 (ver figura 15), el mismo almacena cada evento
con fecha y hora
Figura 15 Ventana de registro de eventos en WSOS 5
2.6.4 Configuración de entradas ADVC-IOEX
La ventana de configuración de entradas Ioex permite administrar las señales de entrada

por programación, siguiendo una lógica booleana para determinar las condiciones del
interruptor de potencia ACR, para el mismo cuenta con las siguientes opciones:
Input: Esta opción permite seleccionar el número de entradas de la tarjeta IOEX que se
desee ocupar.
Trigger: Se utiliza para seleccionar si la señal de entrada llegara a la CAPE ya que las
entradas están compuestas por semiconductores.
24
Effect: Esta columna se utiliza para determinar el efecto que producirá cuando las
entradas estén activas.
Logic: Permite introducir la lógica condicional que permitirá que el efecto sea cumplido
o no.
Coment: Se utiliza para escribir descripciones sobre el efecto
Event: Esta columna se emplea para registrar eventos de forma personalizada en la CAPE.
En la figura 16 se ilustra la ventana de configuraciones IOEX, y a su vez se señala el icono

de caja de herramientas que contiene todas las funciones para realizar la programación de
control (SCHNEIDER ELECTRIC, 2010).
Figura 16 Configuración de entradas ADVC IOEX
2.6.5 Ventana de configuración de salidas IOEX
La ventana de configuración de salidas IOEX permite organizar la activación de cada

señale de salida según el estado del controlador ADVC e interruptor ACR. (SCHNEIDER
ELECTRIC, 2012).
En la figura 17 se muestra la ventana de configuración de salidas de la tarjeta IOEX que

presenta las siguientes funciones:
Output: Permite seleccionar el número de salidas de la tarjeta IOEX que se desee ocupar
25
Type: Se utiliza para definir si la salida se mantendrá pulsada hasta que las condiciones
de programación lo permitan o que únicamente realice un solo pulso.
Logic: Esta columna permite determinar la lógica condicional para que la salida sea
activada o desactivada respectivamente.
Coment: Se utiliza para escribir descripciones acerca de la activación de las salidas.
Event: la columna permite añadir una personalización de eventos acorde a la salida y

lógica de programación.
Figura 17 Ventana de configuración de salidas IOEX
2.6.6 Monitoreo de tarjeta ADVC-IOEX
El software WSOS presenta una ventana (Ver figura 18), que permite monitorear el estado
en tiempo real de la tarjeta ADVC IOEX entre estas se encuentra: el estado del mapa de
programación, el puerto de comunicación seleccionado, registro de entradas y salidas
activas con el número de dispositivos conectados (SCHNEIDER ELECTRIC SAS, 2017).
26
Figura 18 Ventana de monitoreo de tarjeta ADVC-IOEX
2.7 Características de programación de controlador Schneider ADVC 2
2.7.1 Datos convencionales de configuración de mapas de programación ACR IOEX

Map.iom
También denominadas caracterizas de operación de programación IOEX, representan

datos de entrada o salida para operación de tarjeta IOEX.
2.7.1.1 Maintenance required
Esta función permite que el controlador detecte condiciones qye requieren mantenimiento
por falla en; la batería, falta de carga del condensador y baja presión de gas (SCHNEIDER
ELECTRIC, 2010).
2.7.1.2 Controller mode
Permite identificar si el controlador esta en modo local o remoto
2.7.1.3 Switchgear Tripped
Indica que el interruptor de potencia ACR se encuentra abierto.
2.7.1.4 Switchgear Closed.
Indica que el interruptor de potencia ACR se encuentra cerrado.

27
2.7.1.5 Trip Switchgear without Block.
La opción permite determinar que el ACR se ha abierto de forma local por el operador sin
ningún tipo de falla electrica.
2.7.1.6 Close Switchgear
Esta opción permite cerrar el ACR bajo programación.
2.7.1.7 Battery Supply Fail
Esta función es activada cuando la batería del controlador ADVC tiene problemas como;
apagado de la batería, sobre voltaje de batería, voltaje bajo de batería y suministro anormal
de la batería.
2.7.1.8 SEF/SGF High Residual Voltage Alarm
Esta protección se denomina sensitiva de falla a tierra y corresponde al voltaje residual de

la relación de las tres fases; al presentarse inconvenientes por sobre voltaje o bajo voltaje
la protección se activa y abre el ACR.
2.7.1.9 SEF/SGF Overcurrent Trip
La protección se denomina sensitiva a tierra por sobre-corriente, la misma funciona en

base a un cálculo vectorial entre las tres fases bajo un estado de carga normal, al
presentarse corrientes que sobrepasen su configuración inmediatamente abre el ACR.
2.7.1.10 Under Frecuency trip
La protección se denomina disparo por baja frecuencia, cuando el ADVC detecta que la
frecuencia se encuentra por debajo de los límites establecidos manda a abrir el ACR.
2.7.1.11 Over frecuency trip
La protección es denominada disparo por sobre frecuencia, cuando el ADVC detecta que
la frecuencia se encuentra sobrepasando los límites establecidos manada a abrir el ACR.
28
2.7.1.2 Loss of Phase
La protección es denominada perdida de fase, esta función permite detectar cuando una
de las tres fases ha perdido potencial e inmediatamente manda a abrir el ACR,
generalmente ocasionado por rotura del cable, fallas en fase por aisladores flameados.
2.7.1.13 Flag A
Este banderín de falla se ubica en el panel del ADVC y mediante programación se puede
emplear para, determinar cuándo ha existido falla a tierra, falla de sensitiva a tierra,
bloqueo del ACR y se ha perdido una fase.
2.7.1.14 Flag B
Este banderín de falla se ubica en el panel del ADVC y mediante programación se puede
emplear para, determinar cuando existe, falla inversa, sobre o bajo voltaje, sobre o baja
frecuencia y disparo externo del ACR.
2.8 Características de operación y funcionamiento de protecciones de reconectador

Schneider Nu-lec Serie U27
2.8.1 Protección por sobre corriente
La protección emplea TC´S (Transformadores de corriente) por fase (Ver figura 27); que
constantemente emite los suficientes datos al algoritmo del módulo CAPE para su
interpretación y acción correspondiente (SCHNEIDER ELECTRIC, 2009).
2.8.2 Protección de falla a tierra (Earth Fail)
La protección se realiza atraves de la suma vectorial de las corrientes de las tres fases, por
medio del controlador ADVC, que dicha suma sea igual a cero. En la figura 19 se ilustra
teóricamente la posición primaria y secundaria de los TC´S y su envió de datos atraves de
un ADC (Conversor digital análogo).
29
Figura 19 TC´S de protección de reconectador
2.8.3 Medidor de tensión capacitivo (CVT)
Para la medición de tensión el ACR emplea transformadores de tensión capacitivos

(CVT´S) moldeados entre los bushings. Para el efecto los datos obtenidos (entre ellos en
faradios) son enviados al módulo CAPE para su respectivo procesamiento y muestreo
(MONIER, 2017).
A continuación, en la figura 20 se muestra la ubicación de los CVT´S y su diagrama básico

de extracción de datos.
Figura 20 Ubicación de CVT´S y diagrama básico
Fuente: (KLAUS-PETER, 2003)
2.8.4 Protección por perdida de fase
La protección emplea valores de tensión calculados por el CAPE entre los CVT´S y CT´S
para determinar cuándo una o varias fases se encuentran rotas aguas arriba
30
2.8.5 Protección por sobre/baja frecuencia
La protección utiliza las tensiones del lado de la fuente para determinar cuando la
frecuencia del sistema ha variado.
2.9 Equipo de pruebas eléctricas de subestaciones TRAX-MEGGER
2.9.1 Fundamentos de operación
El equipo TRAX de Megger (Ver figura 21) es empleado para pruebas de campo en
subestaciones tal como pruebas a transformadores, disyuntores de potencia,
seccionadores, TC´S, TP´S, reconectadores, etc. (Vergara, 2010). Entre los usos más
comunes esta la prueba manual de subestaciones (Inyección de corriente y voltaje).
Figura 21 Equipo eléctrico TRAX-MEGGER
Fuente: (Vergara, 2010)
2.9.2 Menú y operación TRAX
Independientemente el equipo eléctrico TRAX presenta menús de operación profesional

en la que el operador puede seleccionar las magnitudes de voltaje, corriente y frecuencia
diferentes modos de operación como el modo manual de pruebas de subestaciones en las
cuales se puede modificar las variables a conveniencia, en cambio cuando se requiere
hacer pruebas de extra alto riesgo eléctrico, se realiza mediante un cable serial que permite
maniobrar el equipo a distancia remota.
31
En la figura 22 se muestra el display principal del TRAX que se presenta en el equipo y

el modo remoto por software
Figura 22 Display principal Trax
2.9.3 Pines de conexiones de panel lateral Trax
El Trax en su parte lateral consta de una serie de pines de salida (Ver figura 23) con
diferentes niveles de voltaje y corriente bajo régimen continuo o alterno estos
interiormente cuentan con un transformador conectado a diferentes conmutaciones que
hacen la transformación de potencial posible (Vergara, 2010).
Figura 23 Panel lateral Trax
Fuente: (ON, 2018)
2.9.4 Panel superior de comunicaciones y seguridad Trax
El panel superior del Trax (Ver figura 24) presenta los puertos de conexión que permiten
controlar el equipo a distancia cuando se realice pruebas con demasiado riesgo eléctrico,
posee llave de interbloqueo que activan los transformadores internos para realizar las
pruebas eléctricas; por otro lado, los indicadores se activan cuando existen condiciones
32
inseguras como desconexión de la puesta a tierra o cuando el circuito de pruebas se

encuentra abierto.
Figura 24 Panel superior de Trax
Fuente: (Vergara, 2010)
2.9.5 Ensayos de inyección primaria de reconectadores
Los ensayos de inyección primaria permiten verificar la confiabilidad, seguridad, y

selectividad cuando este opere en falla eléctrica, el objetivo principal de la prueba en
interruptores ACR es determinar que los TC´S Y CVT´S del mismo se encuentren en
adecuadas condiciones de operación ya que estos al sufrir daños se perjudica los tiempos
de apertura (Disparo) del interruptor
Estas pruebas consisten en realizar una conexión en zigzag (Ver figura 25) entre los
terminales primarios y secundarios que internamente se convierte en una conexión en
estrella del ACR que al inyectar corriente se produce un desbalance en la terminal de
salida a tierra (falla) que es calculado por el controlador ADVC determinando como falla
cuando supera los acondicionamientos de curva. (ELECTROGENOS, 2012)
Figura 25 Conexión Zig-zag

33
CAPITULO III
DESARROLLO DEL TEMA
SECCION 1: INTERPRETACIÓN Y ANALISIS DE CONDICIONES ACTUALES

DE LOS ALIMENTADORES DE 13.8 KV DE LA SUBESTACION CELSO
CASTELLANO DE CNEL EP SUCUMBIOS
3.1 Antecedentes
La empresa Corporación Nacional de Electricidad ha experimentado un importante

crecimiento en la demanda eléctrica, esto ha obligado a la mencionada a empresa a
disminuir los tiempos de corte del suministro eléctrico ya sea por mantenimiento o por
falla en vista que la CENACE determina que el suministro debe realizarse seguro,
continuo y confiable. Para lograr estos objetivos a decidido integrar nuevas tecnologías,
modificaciones, y mejoras en los equipos de control.
El manejo de energía eléctrica conlleva ciertos riesgos, que la empresa ha comenzado a

reducirlos paulatinamente, para ello el número de fallas y cortes del suministro eléctrico
es de especial importancia para contrarrestarlos y dando como resultado la necesidad de
hacer mejoras en los reconectadores de alimentadores que se encuentran en la subestación
Celso Castellano.
3.2 Situación actual del sistema eléctrico de la S/E Celso Castellano
3.2.1 Sistema de subtransmisión, distribución, generación.
La subestación eléctrica Celso Castellano de la empresa Corporación Nacional de

Electricidad (Cnel Ep) Sucumbíos está alimentada por una red trifásica de subtransmisión
a 69 KV que proviene de la barra de la S/E Lago Agrio (Ver anexo A), mencionado
potencial eléctrico es reducido por un transformador de potencia (Ver figura 26), hasta
13.8 KV que posteriormente es transmitido a los diferentes puntos de carga atraves de 4
reconectadores de alimentación (Feeder Recloser) Schneider de la serie U tipo Nu-lec.
34
Por otro lado, la barra que forman las subestaciones Celso Castellano y la subestación
Lago Agrio (Ver anexo A), permiten cubrir la demanda energética de 15 MW en la ciudad
de Lago Agrio, la Subestación Celso toma 6 MW de carga de la subestación
Como respaldo junto a la subestación se encuentra la central de generación térmica Celso

Castellano (Propiedad de Termo-Pichincha - CELEC EP), que entra en funcionamiento al
presentarse fallas eléctricas que inhabilitan completamente la subestación eléctrica, la
central aporta un voltaje de 13.8 KV que es distribuido atraves de los alimentadores de la
subestación.
Figura 26 Trafo de potencial S/E Celso Castellano
3.2.2 Modos de operación general de aparamenta de maniobra
La maniobra de aparamenta eléctrica a 69 KV es realizado atraves de un cubículo de

control en modo remoto 1 ubicado en el cuarto de control de la subestación y remoto 2
mediante el sistema SCADA (Solo monitoreo). Por otro lado, la maniobra de aparamenta
a 13.8 KV es realizado de forma local (Directamente en el equipo) y sistema SCADA
El sistema SCADA emplea un cubículo de comunicaciones RACK, con unidades que

transforman, almacenan y envían datos (Ver figura 27) a un computador central, para
monitorear y coordinar operaciones entre subestaciones y líneas de distribución.
Por ello las labores de mantenimiento o similares se realizan en coordinación con centro
de control para que registre las maniobras realizadas y advierta al personal que trabaja a
lo largo del sistema de distribución.
35
Figura 27. Cubículo concentrador de datos
3.2.3 Alimentación auxiliar de 13.8 KV
Por diversos motivos si se perdiese la alimentación de 69 KV, junto a la subestación la

planta de generación que pertenece a CELEC EP (Comisión eléctrica ecuatoriana); entra
en funcionamiento para alimentar la barra de 13.8 KV, y este al atravesar el transformador;
sí el disyuntor de 69 KV se encuentra cerrado puede alimentar la barra que comparten la
subestación Celso y la subestación Lago para así restaurar el suministro energético.
A continuación, en la figura 28 se muestra la aparamenta necesaria que permite realizar la

sincronización de la barra de 13.8 KV del generador con la subestación eléctrica Celso.
Figura 28. Cuadros de 13.8 KV de CELEC Ep
3.2.4 Banco de baterías
La subestación emplea un banco de baterías para crear una fuente de 120 VDC con el fin
de alimentar todos los elementos electrónicos y sistemas auxiliares de la subestación como
36
cubículos de control, medidores, motores y accesorios de protección; manteniendo su

operación pese a perder la alimentación en VAC.
3.2.5 Alimentadores primarios de distribución
La subestación Celso Castellano cuenta con cuatro alimentadores llamados:
 Alimentador Laguna 1
A continuación, en la figura 29 se muestra la ubicación de cada alimentador en la

Subestación Eléctrica Celso Castellano citado anteriormente.
Figura 29. Ubicación de alimentadores
Estos alimentadores cuentan con equipos de medida (Ver figura 30) que permiten
monitorear el estado actual de la barra de 13.8 KV, como aparamenta de protección
emplea reconectadores Schneider Nu-lec serie U, un disyuntor de media tensión y
seccionadores bypass incorporados en la bahía de 13.8 KV.
La red trifásica sale por zanjas subterráneas hacia las unidades aéreas de distribución
primaria que se dirigen hacia los diferentes usuarios.
37
Figura 30. Medidor de barra principal de 13.8 KV
Los circuitos de cada alimentador trabajan a un voltaje trifásico nominal de 13.8 KV y

monofásico a 7.96 KV atraves de uno, dos o tres conductores de fase, juntamente de un
conductor negativo sólidamente puesto a tierra que parte de la subestación de distribución.
A continuación, en la figura 31 se presenta los medidores de cada circuito de alimentador

primario de distribución que permite monitorear el estado en tiempo real de cada uno,
tanto monofásico, como trifásico respectivamente.
Figura 31 Medidores de alimentadores
Las configuraciones de los circuitos primarios son: de tipo aérea trifásica y monofásica,
estas se encuentran en zona rural, entre estas se hallan; EST-3SCA (Estructura Red
trifásica semicentrada centrada pasante), EST-3CP (Estructura Red trifásica centrada
pasante), EST-3VP (Estructura Red trifásica en volado pasante) y red soterrada que se
emplea en la zona urbana. El uso de la estructura viene dado desde la salida de la
subestación eléctrica como se muestra en la figura 32.
38
Figura 32 Salida de 13. KV de la Subestación
3.2.6 Descripción de características de protección de reconectadores.
La característica de protección de cada equipo se establece atraves del software WSOS Y

fue establecida de acuerdo a un estudio de carga que fue realizado hace 1 años por cada
alimentador. En la figura 33 se ilustra la ventana principal de configuración para entrada
de los datos más comunes para controlar la apertura o cierre del reconectador ACR.
Figura 33. Ventana principal de configuración WSOS
Acorde a la figura 8 los valores de tiempo de apertura se representan atraves de curvas de

tiempo inverso, que permiten la calibración de las características de protección siguientes:
 Protección por sobre corriente

 Protección por cable roto
 Protección de falla a tierra (Earth Fail)
 Protección de falla sensitiva a tierra (SEF)
 Protección de perdida de fase
 Protección por sobre/baja frecuencia
39
En las siguientes figuras 9,10, 11, 12 se muestra las curvas de disparo general de cada
alimentador, dividida en varios puntos de disparo, que se derivan a cada característica de
protección por cada circuito de distribución.
Las curvas de características se encuentran en función al tiempo versus corriente, acorde

al estudio que realizo la empresa, estas se interpretan como:
 Cada punto azul representa un pickup (activación de protección) del reconectador

de alimentación, es decir el módulo CAPE en coordinación a los CT´S Y CVT´S
realizarán la activación de las protecciones que mandan a abrir el interruptor ACR.
 Al aumentar la carga o corriente de cada alimentador el tiempo de pickup
(activación de protección) del interruptor es menor es decir su apertura será más
rápida. Para determinar el tipo de falla que ocurrió se revisa el registro de eventos.
 Por otro lado, si la falla persiste por mayor tiempo generalmente por conductores
rotos o caída de vegetación en las líneas los multiplicadores de corriente y tiempo
del módulo CAPE coordinan la apertura del interruptor.
Por otro lado, cuando las fallas sobrepasan todas las variables de las curvas (Ver figuras
34, 35, 36, 37) generalmente por descargas atmosféricas el interruptor se bloquea por
completo, es decir se mantiene abierto hasta que el sistema SCADA provea conveniente
su cierre.
Figura 34. Curva inversa de disparo protección a tierra Laguna 1

40
Figura 35. Curva inversa de disparo de protección a tierra Laguna 2
3.2.7 Condiciones actuales de Reconectadores Schneider Serie U Tipo Nu-lec
Actualmente los reconectadores incorporan controladores ADVC Schneider tipo 2 (Ver

figura 38) con; funciones de operación remota desactivas (Operación solo local),
configuraciones desactualizadas, equipos de comunicaciones incorporados (Smart grid) a
41
pesar del envió de datos al sistema SCADA se hace necesario la inspección rutinaria de
los equipos como el estado de baterías que alimentan el módulo CAPM, y el estado de la
alimentación del sistema auxiliar del controlador.
Figura 38. ADVC de alimentador Laguna 1
3.2.8 Niveles de demanda energética registrada por reconectadores
A continuación, en las siguientes tablas (7,8,9,10,11) se observa; la taza de consumo

mensual en KWh, el factor de potencia, y el consumo diario máximo que ocurrió en cada
alimentador que bajo análisis es necesario saber que al cortarse el suministro eléctrico
existe un alto porcentaje de afectados.
Tabla 7
Alimentador laguna 01
Datos emitidos por software WSOS
Mes Mensual KWh Pico Max KWh Factor de potencia
Enero 2018 909306 936 0.95
Febrero 2018 893994 1947 0.95
Marzo 2018 927111 2262 0.96
Abril 2018 863899 1005 0.95

42
Mayo 2018 727639 1690 0.96
Tabla 8
Enero 2018 889306 1844 0.95
Febrero 2018 893994 1947 0.95
Marzo 2018 927651 1969 0.96
Abril 2018 849309 1880 0.96
Mayo 2018 753639 1690 0.96
Tabla 9
Enero 2018 834306 999 0.95
Febrero 2018 843594 1449 0.95
Marzo 2018 927431 1019 0.96
Abril 2018 763899 1780 0.97
Mayo 2018 742639 1540 0.96

43
Tabla 10
Alimentador Laguna 4
Enero 2018 809306 935 0.94
Febrero 2018 993994 5930 0.95
Marzo 2018 797121 1969 0.96
Abril 2018 753989 1006 0.95
Mayo 2018 943639 1449 0.97
3.2.9 Sistemas de protección de barras 13.8 KV
Entre las barras y la salida de 13.8 KV del transformador se encuentra un disyuntor (Ver
figura 39) funcionando como protección de cabecera.
Las barras cuentan con TC´S y TP´S Que en coordinación a un relé se produce el disparo
del disyuntor de 13.8KV, estos elementos son encargados de aislar las corrientes de falla
antes que pasen al transformador de potencia
Figura 39. Disyuntor de 13.8 KV

44
3.2.10 Reconectadores y transformador de potencia
Los reconectadores de alimentación distribuyen el potencial energético separando

circuitos que parten de una misma barra que es alimentada por un mismo transformador
Cuando existe una falla eléctrica los reconectadores se abren aislando la falla, antes que
el interruptor de barra (Protección de cabecera) se dispare e inhabilite los demás
alimentadores.
3.2.11 Registro de interrupciones por falla, inspección y/o mantenimiento
El registro de fallas y maniobras de operador son almacenadas en la memoria del módulo

CAPE, cuyos datos pueden ser descargados atraves del software WSOS, o por medio de
una conexión ethernet, que atraves de la dirección IP se tiene acceso a la información
A continuación, en las tablas 11, 12, 13,13 y 14 se presenta el registro de eventos de cada
alimentador, en cada una de las tablas; se ha elegido las fechas en que los alimentadores
sufren más daños, eventos en que se realizan mantenimiento correctivo, inspecciones de
los operadores, maniobras de campo, y activación de protecciones más relevantes.
Tabla 11
Fecha/ Hora Fuente/Módulo Evento
14/12/2017 18:09:01.377 OCP Operator control panel door closed
10/12/2017 11:05:56.877 OCP Battery Low
10/12/2017 11:05:56.880 OCP Maintenance Required
09/12/2017 17:09:10.865 OCP Operator control panel door opened
23/11/2017 16:01:09.148 OCP Local Control On

45
23/11/2017 15:58:07.438 OCP Remote Control On
23/11/2017 13:34:10.109 OCP Panel Trip Request
23/11/2017 13:25:22.969 OCP Panel Close Request
23/11/2017 13:22:34.458 OCP Wrong Mode
23/11/2017 13:22:32.586 OCP Operation Denied
Tabla 12
Protection Group (A) Under Frequency

22/12/2017 10:46:11.945 OCP
Trip at 58.4 Hz
19/12/2017 8:10:55.708 OCP Under Frequency Trip On
10/12/2017 11:05:56.877 OCP Battery Low
10/12/2017 11:05:56.880 OCP Maintenance Required

46
23/10/2017 15:58:29.992 PTCL DNP3 Protocol Trip Request
05/08/2017 13:22:34.458 OCP Wrong Mode
07/07/2017 15:59:30.887 OCP Earth Trip 1 (A) No Instantaneous
08/06/2017 10:31:36.387 OCP DNP3 Port 10BaseT
03/06/2017 14:31:52.152 Protection Group (A) After 9 under

OCP
frequency cycles
Tabla 13
12/09/2017 16:33:05.98 OCP Earth Fault Protection On
12/09/2017 16:15:52.421 OCP Panel Close Request

47
11/09/2017 17:00:43.681 OCP Wrong Mode
11/09/2017 16:57:04.080 Lockout
08/09/2017 11:30:22.653 OCP Earth Fault Protection On
08/09/2017 11:08:23.187 OCP Battery Test Start
03/09/2017 4:02:11.608 Protection Group (A) Low Voltage

OCP
Inhibit 4927 Volts
03/09/2017 4:02:45.783 OCP Under Frequency Trip Off
30/08/2017 12:10:34.173 OCP Earth Single Shot (A) No Instantaneous
Tabla 14
05/01/2018 13:25:30.932 CRIS Plant Name: Laguna4
22/12/2017 9:37:57.883 CRIS Waveform Capture Ratio 50/50

48
18/12/2017 14:19:00.282 PTCL DNP3 Protocol Trip Request
18/12/2017 14:18:01.219 OCP Trip Coil Disconnected
Protection Group (A) Earth Setting

26/07/2017 17:18:06.817 OCP
Current 200 A
26/07/2017 16:19:09.057 OCP Language English (USA)
10/05/2017 10:00:58.069 WSOS 10/05/2017 10:00:58
Protection Group (A) Low Voltage

27/04/2017 6:55:56.572 OCP
Inhibit 4931 Volts
3.2.12 Mantenimiento realizado en los reconectadores de alimentacion.
El mantenimiento que se realiza en la subestación aborda muchos aspectos ya que la alta

humedad, las precipitaciones constantes, la alta incidencia de relámpagos, efectos de
ionización, impiden la operación normal de la S/E Celso Castellano; para evitar esto se
realizan los siguientes procedimientos detallados a continuación:
Mantenimiento mecánico: consiste en realizar ajuste de pernos de todos los puntos de

conexión eléctrica y mecánica, para ello se realiza pruebas de termografía.
49
Mantenimiento eléctrico: consiste en realizar pruebas de pickup, accionamiento de

bobinas de cierres, relés de protección, pruebas de contactos, pruebas de devanados,
pruebas de relación de transformación, rectificación de curvas de tiempo inverso, etc; por
medio de equipos de pruebas eléctricas de Subestaciones como el TRAX MEGGER y
OMICRON ELECTRIC.
Mantenimiento electrónico: consiste en realizar la limpieza y/o inspección de tarjetas

electrónicas, medidores, etc; que muy a menudo sufren daños, producto de puntos
calientes en barras de los servicios auxiliares.
Limpieza general: consiste en realizar la limpieza de; bushings TC´S, TP´S, aisladores,
etc. Este mantenimiento asegura que los elementos no sufran descargas eléctricas por
ionización de la misma línea; radica en eliminar el moho producto de la alta humedad
presente en el ambiente.
3.2.13 Mantenimiento de reconectadores
Los reconectadores Schneider Nu-lec serie U cuentan con capacidad de protección IP 65

para el ACR es decir sus elementos eléctrico-electrónicos se encuentran sellados y no
requieren mantenimiento solo si las cámaras de vacío llegan al fin de su vida útil se
cambian. Los bushings son revisados cada 5 años y su limpieza cada tiempo prudencial
El equipo de control ADVC cuenta con dos baterías conectadas en serie que alimentan la
CAPE, estos elementos son el corazón del módulo mencionado, sin estos elementos el
sistema queda obsoleto; periódicamente son cambiadas para evitar esta falla, debido a la
alta temperatura del ambiente y el mismo calor que generan, hace que la vida útil de estos
elementos se vea reducida.
Internamente las curvas de protección son modificadas bajo dirección del departamento
de Diseño y Construcción por el hecho que informan al departamento de Subestaciones
sobre la ejecución de nuevos proyectos, es decir, según el estudio de demanda emitido la
carga aumenta y el transformador debe someterse a esto y las protecciones se ven
afectadas y necesitan ser reconfiguradas.
50
3.2.14 Hipótesis
Con los datos obtenidos mediante el software WSOS se determinó que existe un alto
índice de operación a nivel local, debido a la alta incidencia de cortes eléctricos realizados
debido a factores propios de la zona como; alta incidencia de vegetación en las líneas,
perdidas de fase debido a la caída de árboles debido a condiciones climatológicas
adversas, daño de aisladores en las líneas, cambio frecuente de baterías de controladores
ADVC.
Actualmente debido a la creciente demanda eléctrica de usuarios tipo C (Consumo

normal), y el aumento e inserción de industrias petroleras y afines; la empresa ha recibido
diferentes reclamos de los usuarios por la falta de calidad del servicio, con riesgo de recibir
sanciones de la CENACE.
En base a la información detallada anteriormente se concluye que la hipótesis es favorable,

es decir el “ANÁLISIS E IMPLEMENTACIÓN DE TARJETAS ADVC-IOEX
SCHNEIDER PARA COMANDO REMOTO DE RECONECTADOR TRIFÁSICO DE
MEDIA TENSION TIPO NULEC U27 SCHNEIDER EN LA SUBESTACIÓN CELSO
CASTELLANO UBICADO EN LAGO AGRIO DE LA EMPRESA CORPORACIÓN
NACIONAL DE ELECTRICIDAD (CNEL EP) SUCUMBIOS” permitirá;
 Disminuir el número de cortes eléctricos por el desarrollo de mantenimientos.

 Menor inversión de tiempo al cerrar los equipos por disparo de protección.
 Mejorar la confiabilidad de los equipos de distribución, y
 Mejorar la seguridad de los operadores al inspeccionar los reconectadores.
51
SECCION 2: PROGRAMACIÓN PARA CONTROL REMOTO; EN BASE A LA

IMPLEMENTACION DE TARJETA ADVC-IOEX SCHNEIDER DE
RECONECTADOR U27 TIPO NULEC.
3.3 Programación y configuración por software WSOS
3.3.1 Criterios de programación y diseño eléctrico para control remoto de

reconectadores
El diseño de la programación y circuito eléctrico para comando remoto, se basa en la

estructura y posición de los reconectadores de alimentación con el fin determinar los
elementos de control, estructura de tablero y la ubicación de elementos eléctricos, por ello
en el Anexo B se ilustra un plano arquitectónico acerca de las unidades de propiedad de
la Subestación Eléctrica Celso Castellano con información básica datos iniciales que se
tomaron para el diseño de programación IOEX y control eléctrico en el mismo se
encuentra, la ubicación de cada tarjeta ADVC-IOEX así como el tablero de control
requerido adjuntando el nombre de borneras, canaletas cantidad de agujeros y demás
adecuaciones previstas.
El control remoto de reconectadores de tipo alimentador conlleva los siguientes consejos:
 Verificación de finware cargado al controlador ADVC.

 Protecciones eléctricas habilitadas.
 Verificación de estado de mapas de programación.
 Verificación de activación de accesorios (Tarjeta ADVC- IOEX).
 Verificación de activación de puertos de comunicación necesarios
 Verificación de máximo rango de amperaje y voltaje a soportar la Tarjeta IOEX.
 Verificación de datos compatibles con tarjeta IOEX
 Verificación de comunicación por puerto serial (USB u otros) o dirección IP.
 Verificación de fuente de alimentación de tarjeta ADVC-IOEX
52
3.3.2 Programación y configuración de tarjeta ADVC-IOEX para reconectadores de

alimentación.
3.3.2.1 Descripción de lógica de programación para reconectadores U27.
En total la S/E Celso Castellano cuenta con cuatro reconectadores Schneider Serie U tipo
Nu-Lec, con propiedades de control y características de protección iguales, únicamente
difieren en el estado de carga que soporta cada uno, por tal razón únicamente se realiza un
mapa de programación IOEX para todos los demás.
Se toma en cuenta que las variables que se crearan; no modifican las curvas de protección,
ni multiplicadores, ni tiempo dial, ni bloqueos por falla, pero es necesario tener en
consideración el modo de trabajo de cada propiedad de protección existente.
La ventana de configuración y programación IOEX se presentan las variables y similares

que permite desarrollar bajo condiciones normales de lógica booleana para cada una de
las operaciones de tarjeta ADVC-IOEX que se requieren ejecutar.
3.3.2.2 Lógica de programación de datos de entrada de tarjeta ADVC-IOEX
La lógica de programación y la herramienta IOEX permite que las INPUTS IOEX

modifiquen el estado de operación en tiempo real del módulo CAPE y por consiguiente
configurar la apertura y cierre del ACR (Interruptor de potencia) atraves de pulsos
asignados a la tarjeta, para ello; física e internamente las entradas de la tarjeta cuentan con
semiconductores que únicamente son activados al completar una fila de programación.
3.3.2.3 Lógica de programación de datos de salidas de tarjeta ADVC-IOEX
La programación de OUTPUTS IOEX consiste en determinar aquellos parámetros de

operación que se necesitan obtener del módulo CAPE en función a las entradas que se
configuren y los datos de mantenimiento y operación que se requieren monitorear.
3.3.2.4 Programación IOEX map
La pestaña de creación de mapa de programación IOEX (Ver figura 40) permite modificar
y crear archivos Map.iom adoptando el tipo de interruptor (ACR) que emplea el
53
controlador ADVC tomando en cuenta la versión de software que se requiere. Al crear un

archivo nuevo el área de trabajo se presenta completamente en blanco dispuesto para
configurar tanto las Inputs como las Outputs que tiene el modelo de la tarjeta.
Figura 40 Ventana de creación de mapa IOEX

3.3.2.5 Asignación de datos de entrada INPUTS-IOEX
La interfaz de configuración presenta la herramienta IOEX Tool para realizar la lógica de

programación y demás anexos que se necesitan para su funcionamiento. En la figura 41
se presenta la programación de los datos de entrada IOEX que se empleó para abrir y
cerrar el interruptor de potencia ACR
Figura 41. Venta IOEX Tool de INPUTS-IOEX

54
3.3.2.6 Descripción INPUT-IOEX 1
La entrada 1 de disparo por maniobra del interruptor de potencia ACR cuenta con cambio
de estado ON/OFF de entrada automática (Edge), con efecto de disparo sin bloqueo (Trip
Switchgear without Block), con lógica de no activarse la entrada al estar activada la
entrada 2 de la tarjeta (NOT IOEX-A Input 2) y permisivo de operación a condición
remota (Control Mode) como se muestra en la figura 41, para el efecto cumple con los
parámetros de lógica booleanos requeridos para activar la entrada 1 como se muestra en
la Tabla 15 según los datos siguientes; que al obtenerse el valor de 1 la entrada INPUT-
IOEX 1 se activa sobrepasando los permisivos establecidos.
Dato P: NOT IOEX-A Input 2
Dato Q: Controller Mode
Tabla 15
Tabla de verdad de lógica de programación de INPUT-IOEX 1
P Q P^Q
0 0 0
0 1 0
1 0 0
1 1 1
3.3.2.7 Descripción INPUT-IOEX 2
La entrada 2 de cierre del interruptor de potencia ACR cuenta con cambio de estado
ON/OFF de entrada automático (Edge), con efecto de cierre normal (Close Switchgear) y
condicional permisiva por entrada de datos en la entrada 1 (NOT IOEX-A Input 1) que en
base a la condición de operación remota la unidad CAPE produce la maniobra (Ver figura
41); que para el efecto cumple con la tabla de verdad de la Tabla 16 siguiente:
55
Dato P: Controller Mode
Dato Q: NOT IOEX-A Input 1
Tabla 16
Tabla de verdad de lógica de programación de INPUT-IOEX 2
P Q P^Q
0 0 0
0 1 0
1 0 0
1 1 1
3.3.2.8 Asignación de datos de salida OUTPUTS-IOEX
La configuración de salidas tiene lugar en funciones de; monitoreo e inspeccion de estado

de operación del reconectador de cabecera, entre estas se encuentran el estado de apertura
o cierre del interruptor de potencia por maniobras de mantenimiento, disparo de
mencionado interruptor por falla electrica, disparo por baja frecuencia y falla de
alimentacion del controlador ADVC. En la figura 42 se muestra las configuraciones
mencionadas anteriormente que se realizaron.
Figura 42. Ventana de programación de OUTPUTS-IOEX

56
3.3.2.9 Descripción de OUTPUT-IOEX 1
La salida 1 está configurada para activarse cuando el interruptor de potencia ha sido

disparado por maniobra controlada, siendo esta por software (SCADA) o producto de una
señal IOEX (Switchgear Tripped OR IOEX Operator Trip), con señal sostenida
(Sustained) hasta que se realice cambio de estado del interruptor ACR; es decir se cierre
el interruptor ACR mediante una señal IOEX o similares
En la Tabla 17 acorde a los datos P y Q se obtiene la señal de salida activa al obtener el

valor de 1 y al obtener 0 la señal permanece desactivada.
Dato P: Switchgear Tripped-open
Dato Q: IOEX Operator Trip
Tabla 17
Lógica de programación de OUTPUT-IOEX 2
P Q PVQ
0 0 0
0 1 1
1 0 1
1 1 1
La salida 2 se activa, si se provoca el cierre del interruptor (Switchgear Closed) de

potencia ACR por medio de una señal IOEX, cierre de forma Local y cierre por software
de control WSOS o sistema SCADA, mencionada señal se mantiene activa (Sustained)
hasta que se realice el cambio de estado del interruptor con un valor de 1 y lo contrario al
obtenerse 0 como se muestra en la Tabla 18.
Dato P: Switchgear Closed

57
Tabla 18
P Not P
0 1
1 0
La salida 3 está programada para activarse cuando un grupo de protección eléctrica asido
activada por medio de los datos emitidos por los TC´S y CVT´S que permiten derivar todo
tipo de falla eléctrica por activación de la protección sensitiva a tierra (SEF/SEG) que en
variación del cálculo matemático del CAPE dispara el interruptor ACR; para lograr la
señal por activación de protecciones, se ha seleccionado las siguientes opciones de
coordinación; SEF/SEG Alarm, SEF/SEG Overcurrent Trip, Earth/Ground Overcurrent
Trip; la señal se mantiene hasta que se solucione la falla; las mismas cumplen con el
análisis de la Tabla 19.
Dato P: SEF/SEG Alarm enabled,
Dato Q: Earth/Ground Overcurrent Trip
Dato R: SEF/SEG Overcurrent Trip
Tabla 19. Lógica de programación de OUTPUT-IOEX 3

P Q R (PVQ)VR
0 0 0 0
0 0 1 1
0 1 0 1
0 1 1 1
58
1 0 0 1
1 0 1 1
1 1 0 1
1 1 1 1
La salida 4 está configurada para activarse cuando el nivel de frecuencia se encuentra por
debajo de los límites permitidos y ha disparado el interruptor de potencia ACR; esta es
verificada por medio de CVT´S del mismo reconectador, para ello se ha selecciona las
siguientes características; Under Freuency Protection Flag y Under Freuency Pickup, para
el cual la Tabla 20 presenta el análisis booleano con valor de 1 para activar la salida IOEX
4 de la tarjeta.
Dato P: Under Freuency Protection Flag
Dato Q: Under Freuency Pickup.
Tabla 20
P Q PVQ
0 0 0
0 1 1
1 0 1
1 1 1
59
La salida 5 está configurada para informar al operador de la subestación, sobre averías

relacionadas a las baterías de cada controlador ADVC; entre ellos falla en la alimentación
auxiliar de AC, desbalance de voltaje de operación y disparo de breakers de fuente DC;
con el objeto de demandar mantenimiento o revisión del personal técnico encargado; para
ello se empleó las siguientes funciones; Battery Supply, Auxiliary Supply Fail Delayed
para análisis booleano que se representa en la Tabla 21.
Dato P: Battery Supply
Dato Q: Auxiliary Supply Fail Delayed
Tabla 21
P Q PVQ
0 0 0
0 1 1
1 0 1
1 1 1
La salida 6 está configurada para informar al operador de la subestación que el tablero de

control remoto se encuentra activo y el permisivo de maniobra remota controlada ha sido
desbloqueada; lo mencionado se logra mediante el análisis booleano siguiente, al tener 1
el permisivo se encuentra desbloqueado y al obtener 0 se activa el permisivo e impide la
maniobra remota de cada pulsador como se muestra en la tabla 22.
Dato P: Controller Mode

60
Tabla 22
P Not P
0 1
1 0
SECCION 3: DISEÑO ELECTROMECÁNICO DE CIRCUITO DE CONTROL

ELECTRICO Y TABLERO PARA RECONECTADORES DE ALIMENTACION
SCHNEIDER SERIE U27 TIPO NULEC.
3.4 Diseño de circuito eléctrico para control remoto de alimentadores
3.4.1 Descripción general de circuito de control remoto
Comprende la circuitería eléctrica, que envuelve la conexión física entre las entradas y
salidas de la tarjeta ADVC-IOEX con los elementos de control y supervisión como se ha
planteado en el proyecto
Al igual que la programación de tarjeta ADVC-IOEX el circuito que se emplea es similar

únicamente difiriendo la nomenclatura de los mismos. En la figura 43 se muestra el
diagrama unifilar que se diseñó para el mismo (Los pormenores y especificaciones se
encuentran en el Anexo C)
Figura 43 Circuito de control unifilar de uso general

61
3.5 Esquema multifilar de control remoto de alimentadores en función a tarjeta

ADVC-IOEX
Físicamente la tarjeta requiere de pulsadores para establecer el control remoto de cada

reconectador de alimentación; esta se alimenta a potencial de 120 VDC cuya fuente
proviene del tablero de servicios auxiliares de la subestación.
Específicamente las bornas positivas se encuentra puenteados que internamente el modulo

CAPE, al ser configurado el accesorio ADVC –IOEX reconoce las entradas que se
encuentran conectadas, cabe mencionar que al no existir el puente desde la entrada uno de
la tarjeta, el modulo CAPE no reconoce las demás entradas. Por otro lado, cuando estas
son accionadas; en sí para cerrar el circuito se presenta otro puente de polo negativo que
cierra los circuitos de entradas IOEX. Lo expuesto viene detallado en los Anexos D, E, F,
G.
3.5.1 Pulsadores de señales de entrada
Los pulsadores S1, S3, S5 y S7 de los circuitos de los Anexos D, E, F, G están encargados
de proveer la señal de entrada IOEX, individualmente para cada tarjeta de controlador
ADVC; dicho pulso al ingresar internamente produce el disparo por maniobra de operador
del interruptor de potencia ACR y el modulo CAPE genera un evento de maniobra que
registra el accionamiento de Input IOEX 1.
Los pulsadores S2, S4, S6 y S8 de los circuitos de los Anexos D, E, F, G están encargados
de cerrar el interruptor de potencia ACR mediante la señal de entrada IOEX la cual
únicamente es transmitida al módulo CAPE cuando la señal en la entrada IOEX 1 de cada
tarjeta individual ha dejado de ser empleada; y si la apertura anterior fue por falla eléctrica,
únicamente cerrará cuando los defectos hayan sido solucionados.
3.5.2 Circuito eléctrico de conexión de salidas físicas de tarjeta ADVC-IOEX
Los circuitos de salidas IOEX de cada circuito de control (Ver Anexos D, E, F, G) tienen
la misión de proveer una señal visible del estado de operación de cada reconectador de
alimentación de 13.8 KV, mediante señales procesadas entre el modulo CAPE y la tarjeta
ADVC-IOEX.
62
Independientemente presenta puentes de potencial positiva y negativa que alimentan las

borneras con potencial eléctrico a 120 VDC que por configuración de fábrica permiten
obtener mayor velocidad de respuesta entre el modulo CAPE y la tarjeta ADVC-IOEX;
los mismos se describen a continuación:
Luces piloto L1, L7, L13, L19 de cada circuito de control se conecta a la salida IOEX 18
individualmente de su ubicación, los mismos permiten identificar cuando el interruptor
ACR de cada alimentador ha sido disparado por maniobra.
Las luces piloto L2, L8, L14, L20 de cada circuito de control se conecta a la salida IOEX
20 individualmente de su ubicación; permite detectar que el interruptor de cada
alimentador ha sido cerrado, mencionada señal se mantiene incluso cuando se ha
determinado una falla interna del ADVC y esta no ha producido la apertura del ACR.
22 individualmente a cada circuito y tarjeta, los mismos se encargan de informar cuando
el ACR se ha disparado por falla eléctrica general por haber detectado desbalance en el
cálculo vectorial entre las salidas de las tres líneas de 13.8 KV y la puesta a tierra que
supervisan los TC´S.
24, que permiten determinar cuándo se ha producido el disparo del ACR por baja
frecuencia que regularmente es la falla más común, esta se mantiene encendida en
conjunto a las luces piloto L1, L7, L13, L19 hasta que se solucione el inconveniente.
26, se emplea para señal de advertencia del mal estado de las baterías del controlador
ADVC individualmente de cada controlador, La señal es de vital importancia ya que se
corre riesgo de que el equipo falle y abra el alimentador al no atender la falla
convenientemente.
28 individualmente a cada circuito y tarjeta, se emplea para señal de activación de Tablero
63
de control remoto y desbloqueo de permisivos para operación de cada pulsador de apertura

y cierre.
3.5.3 Circuito eléctrico de prueba
El circuito de Test de Luces de cada circuito (Ver Anexos de circuitos multifilar y

marquillas) está compuesto por borneras seccionales para cada luz piloto que informa de
cada señal activa accionada por tarjeta, éstos se encuentran normalmente abiertos
(seccionados), estos se destinan para pruebas de mantenimiento según la señal que se
requiera comprobar.
3.5.4 Marquillas de cables
El uso de marquillas tiene el objeto de mejorar; el ensamble, mantenimiento e

identificación de conductores para solución de fallas rápida y eficiente, las mismas se
encuentran en función a la salida y entrada de cada bornera que se encuentra en cada tarjeta
ADVC-IOEX (Su lectura se especifica en cada plano) y las borneras que conforman los
circuitos de control eléctrico de cada reconectador de alimentación.
En el Anexo H se ilustra en el lado izquierdo la puerta principal con las codificaciones de

cada luz piloto empleada en cambio en el lado derecho se detallan los pormenores del
doble fondo con nomenclatura y codificación de borneras principales y secundarias.
3.5.4.1 Descripción de bornes y marquillas tablero doble fondo.
Los circuitos están dispuestos por borneras de diferente simbología nombrado con letras
mayúsculas del abecedario y numeración ascendente las mismas que en el Anexo H (uso
general) y descripción en los Anexos I, J, K, presentan la ubicación general de todas las
borneras que requiere el circuito eléctrico de control. Las borneras dispuestas para cada
alimentador son:
Alimentador laguna 01: Bornera A, Bornera B y Borneras IOEX 01 (Tarjeta ADVC-

IOEX 01)
Alimentador laguna 02: Bornera C, Bornera D y Borneras IOEX 02 (Tarjeta ADVC-

IOEX 02)
64
Alimentador laguna 03: Bornera E, Bornera F y Borneras IOEX 03 (Tarjeta ADVC-

IOEX 03)
Alimentador laguna 04: Bornera G, Bornera H y Borneras IOEX 04 (Tarjeta ADVC-

IOEX 04)
Para el lado izquierdo (Posición física en tablero) según el ANEXO I se describen las
borneras BA, BB, BC, y BD incluyendo especificaciones y leyendas convenientes; en
cambio para el lado derecho (Posición física en tablero) se detallan las características de
las borneras BE, BF, BG, y BH mediante el Anexo J.
En otra instancia las borneras BI, BJ, BDC, Bornes de Breakers, y Tarjeta ADVC-IOEX
se detallan en el Anexo K con las especificaciones antes mencionadas.
3.5.6 Protección y funcionamiento de circuito eléctrico de control remoto
El circuito se protege por breakers de 15 Amperios a un voltaje de 120 VDC, que al mismo
tiempo pone fuera de servicio a cada circuito de control eléctrico nombrados como:
 Breakers Q1 circuito de control Laguna 01.

 Breakers Q4 circuito de control Laguna 04
3.6 Diseño mecánico de tablero eléctrico para control remoto de alimentadores
3.6.1 Requerimientos
Entre los principales puntos del diseño mecánico que se realizó, se verificó; el área que
cubre el Cuarto de control de la Subestación Eléctrica Celso Castellano, la concurrencia
del personal de operación, el mantenimiento que requieren los cubículos de control,
medición, supervisión y comunicación, la cantidad de elementos que forma el circuito
eléctrico de control remoto que se requieren instalar, con el fin de cumplir con las
necesidades del comando remoto que requieren los alimentadores de 13.8 KV de la
subestación.
65
3.6.2 Tablero de control
Para el efecto se empleó el software SOLIDWORKS; el tablero principal forma parte para
ensamble de los demás elementos que se requieren, se empleó las medidas originales del
tablero NOJA que auspicia la empresa Cnel Sucumbíos, en la figura 44 se muestra su
diseño y en el Anexo L sus dimensiones correspondientes.
Figura 44 Tablero de controlador NOJA
Entre las modificaciones más importantes que se requiere está el diseño de la estructura,
para ello se empleó ángulos de 1 pulgada y media en, con el fin de dar soporte al tablero
principal, su diseño por software, se muestra en la figura 45 y sus dimensiones en el plano
del Anexo M.
Figura 45. Diseño de tablero de control

66
3.6.3 Puerta principal de tablero
Incluye las dimensiones de perforación necesarias para manufactura, las mismas están
destinadas para los elementos de control y supervisión separados con leyendas (Ver figura
46), que distinguen cada función a cumplirse en función al modo y estado de operación
de cada reconectador de alimentación como se detalla en el plano del Anexo N.
Figura 46 Tapa principal perforada
3.6.4 Elementos de control y supervisión
Para el mismo se empleó las dimensiones de elementos de control eléctrico comunes,

como se detallan en el plano del Anexo O, se realizó con el objeto de prevenir manufactura
inadecuada o exceso de material.
3.6.5 Ensamble puerta principal
En la figura 47 se muestra el ensamble de cada elemento de supervisión y control eléctrico

con las adecuaciones pertinentes en función al uso y supervisión que proporcionara el
tablero TCRA.
67
Figura 47 Ensamble de elementos de control
3.6.6 Tablero de Doble fondo de TCRA
El tablero llamado doble fondo cuenta con patas laterales de 10 cm de largo para ser
instalado en el interior del tablero principal alojando canaletas, borneras, rieles, etc en la
figura 48 se ilustra el diseño del tablero para doble fondo y la adecuación de canaletas; las
mismas; para su diseño se tomó en cuenta los planos del Anexo P que detallan las
dimensiones y especificaciones correspondientes
Figura 48 Doble fondo
3.6.7 Diseño final
En la figura 49 se ilustra la parte interna del ensamble final entre la puerta, el tablero de
doble fondo y el tablero principal de control remoto alimentadores que finalmente se
conseguirá al final de la manufactura mecánica, los detalles se encuentran en el Anexo Q.
68
Figura 49 Ensamble interno final.
En cambio, la figura 50 ilustra los resultados finales del ensamble de la cara principal, que
finalmente será empleado para inspección y maniobra que será llamado TCRA S/E Celso
Castellano (Tablero de control remoto de alimentadores de Subestación Eléctrica Celso
Castellano)
Figura 50 Ensamble final.
3.6.7 Áreas de operación de TCRA
El tablero cuenta con un área específica para cada alimentador separado por una franja
negra; en cambio por síntesis de diseño se han designado las luces de estado según la
69
información que aportan para lograr su interpretación sencilla del personal técnico, cuando
este se encuentre operando a régimen normal los elementos y sus características se
detallan en la tabla 23:
Tabla 23
Funciones de elementos de control eléctrico
ELEMENTO LEYENDA DESCRIPCION
Pulsador Negro Abrir RCT Maniobra de apertura
Pulsador Rojo Cerrar RCT Maniobra de cierre
Piloto Rojo ACR Abierto Alerta interruptor RCT abierto
Condición Normal interruptor

Piloto Verde RCT Cerrado
RCT cerrado
Alerta disparo por falla

Piloto Naranja Disparo SEF.
electrcia
Alerta disparo por baja

Piloto Rojo Disparo baja F.
frecuencia
Precaución tablero activo y

Piloto Rojo Modo Remoto
operable
Piloto Verde Baterías Al. Laguna Funcionamiento de baterías
Las áreas de operación (Ver figuras 51, 52, 53, 54) que se pretende crear para operación
ergonómica de los operadores de la subestación eléctrica Celso Castellano se realizaron
el software SOLIWORKS pretendiendo prevenir desperfectos de diseño a priori de la
construcción.
70
Figura 51 Conjunto de operación Alimentador Laguna 01

71
3.7 Resumen de planos y diagramas diseñados
3.7.1 Plano unifilar de barras de subestación eléctrica Celso Castellano
ANEXO A: Barraje 69KV / 13.8 KV
3.7.2 Plano arquitectónico
ANEXO B: Descripción arquitectónica de elementos electromecánicos
3.7.3 Diagramas eléctricos
ANEXO C: Diagrama unifilar de uso general para control remoto de alimentadores
ANEXO D: Diagrama de control multifilar de Alimentador Laguna 01
ANEXO E: Diagrama de control multifilar de Alimentador Laguna 02
ANEXO F: Diagrama de control multifilar de Alimentador Laguna 03
ANEXO G: Diagrama de control multifilar de Alimentador Laguna 04
3.7.4 Planos de borneras
ANEXO H: Presentación general de borneras y marquillas de cables
ANEXO I: Ubicación de borneras y descripción de marquillas lado izquierdo

72
ANEXO J: Ubicación de borneras y descripción de marquillas lado derecho
ANEXO K: Descripción de marquillas principales e IOEX
3.7.5 Planos de diseño mecánico
ANEXO L: Caja de control NOJA (De reutilización)
ANEXO M: Soporte de tablero de control
ANEXO N: Ensamble puerta principal con elementos de supervisión y control
ANEXO O: Elementos eléctricos de supervisión y control
ANEXO P: Doble fondo
ANEXO Q: Diseño final de tablero TCRA
3.8 TERMINOLOGÍA
Los términos y definiciones (Ver Tabla 24) usados a lo largo de este documento fueron
formados en base al conocimiento técnico empleado por el personal de la empresa CNEL
EP Sucumbíos, con el fin de mejorar la comprensión de lectores profesionales e
interesados en el desarrollo y ejecución redactada en el presente documento.:
Tabla 24
Términos y definiciones
Termino Definición
AC Corriente alterna
VDC Voltaje de corriente directa
PC Computador personal
ACR Reconectador de control automático
ADVC Controlador avanzado

73
CVT Transformador de tensión capacitivo
TC Transformador de corriente
Unidad encapsulada de protección y

CAPE
control
Tarjeta expansora de entradas y salidas

ADVC-IOEX
externas de controlador.
Tablero de control remoto de

TCRA
alimentadores
S/E Subestación Eléctrica
USB Puerto universal
KV Kilovoltio
Rct Reconectador
NO Normalmente abierto
NC Normalmente cerrado
Pickup Disparo de protección
CENACE Centro Nacional de Control de Energía
CELEC Corporación Eléctrica Ecuatoriana
SNI Sistema Nacional Interconectado
SEP Sistema Eléctrico de Potencia

74
SECCION 4: INSTALACIÓN E IMPLEMENTACIÓN DE COMANDO REMOTO

DISEÑADO PARA LA S/E CELSO CASTELLANO
3.9 Procedimiento electromecánico para ensamble de tablero de control remoto de

reconectadores (TCRA)
3.9.1 Lista de Materiales
A continuación, en la tabla 25 se presenta todos los materiales eléctricos y similares que

se emplearon, para la construcción, implementación y energización del tablero de control
del tablero TCRA.
Tabla 25
Lista de materiales
Lista de materiales para montaje de tablero TCRA
ÍTEM DESCRIPCIÓN CANTIDAD
1 Pulsador NO 9
2 Luz piloto Camsco 24
3 Interruptor termo magnético monofásico 8
4 Cinta adhesiva para marquillas WHITE BRADY 3
5 Amarras plásticas blancas 10 cm 100
6 Amarras plásticas Negras 20 cm 100
7 Cable 14 AWG 200 mts
8 Terminales tipo PIN para cable 14 AWG 5 Fundas
9 Manguera anillada 30 mts
10 Bases auto adheribles 25
11 Canaletas plásticas ranuradas 60x40 x2000 2

75
12 Tornillos pico de pato de pulgada y media por 25mm 30
13 Plancha de 5mm de espesor por 30cm de ancho y 1m de largo 1
14 Riel DIN x 2000 1
15 Kit de tarjetas ADVC-IOEX 4
16 Borneras de control para cable Nro. 14 AWG 150
16 Borneras seccionadoras para cable Nro. 14 AWG 32
17 Separadores de borneras 20
18 Racor de manguera anillada 5
19 Pernos 1” 30
3.9.2 Montaje de Tablero
El tablero que se utilizo es de reutilización tipo controlador NOJA es de material acero

galvanizado con características propias de fábrica, presenta grado de protección IP 65
contra agentes nocivos como el polvo, agua y humedad. El mismo fue sometido a proceso
de manufactura para eliminar todos los elementos innecesarios que lo compone como se
muestra en la figura 55.
Figura 55 Tablero reutilizado

76
3.9.2.1 Estructura de soporte
Originalmente el tablero Noja no cuenta con bases de soporte en piso por ser destinada al
ensamble de redes eléctricas aéreas, por tal razón se manufacturo una estructura acorde al
diseño planteado en el Anexo M para el efecto se ocupó crucetas de segunda orden de
redes aéreas de distribución eléctrica, que la empresa contó con gran cantidad al momento,
a más de encontrarse en buenas condiciones su acabado se muestra en la figura 56
Figura 56 Estructura de soporte
3.9.2.2 Doble fondo
Bajo criterios de mantenimiento se decidió hacerlo desarmable con el fin de obtener fácil
acceso al mismo el mismo se manufacturo según el diseño del Anexo P y posteriormente
se incorporó al tablero principal como se muestra en la figura 57
Figura 57 Doble fondo instalado

77
3.9.2.3 Tapa principal de tablero de control de reconectadores
La tapa principal del tablero tiene la misión de alojar los elementos de control y
supervisión eléctrica, por ello se realizaron una serie de perforaciones ya previstas en el
diseño del Anexo N, como se muestra en la figura
Figura 58 Perforación de tapa principal de tablero
3.9.2.4 Acabado final
Entre las últimas actividades se modificó la estructura del doble fondo interno,
incorporando pernería y tuercas con el objeto de posteriormente, no afectar el ajuste y
cableado de los elementos y materiales propios del tablero de control eléctrico. En la figura
59 se muestra el mecanizado final exitosamente obtenido a partir del diseño mecánico
realizado.
Figura 59 Manufactura final de TCRA

78
3.9.2.5 Acople de canaletas plásticas ranuradas tipo 60x40 y riel tipo Din
Para el acople de canaletas se siguió con los planos del Anexo P el cual detalla la ubicación
(vertical), se fijó por pernería, y considerando el conjunto de cables de cada tarjeta IOEX;
se realizó modificaciones en cada canaleta.
Por otra parte, los rieles tipo DIN son acopladas en el tablero de doble fondo, estas
cumplen la misión de dar soporte a cada bornera eléctrica y elemento de protección. El
acople de las canaletas y el riel DIN se muestra en la figura 60.
Figura 60 Acople de canaletas y riel DIN
3.9.3 Montaje de circuito de control eléctrico
3.9.3.1 Bloque de Borneras
En total se empleó 4 bloques entre ellas borneras de control y borneras seccionales,

empleando borneras de mayor calibre para las bornas principales, como se muestra en la
figura 61
Figura 61 Bloques de borneras

79
3.9.3.2 Estructurado de conexiones eléctricas de elementos de supervisión y

borneras de control.
El estructurado consistió en realizar todas las conexiones eléctricas con su codificación de

cable (Marquilla), identificación de borna, seguimiento de normativa de cable a 90 grados
de Angulo de inclinación, peinado necesario: para ello se siguió los planos eléctricos
diseñados de los Anexos D, E, F, G y su ejecución se ilustra en la figura 62
Figura 62 Estructurado de cables en tablero
3.9.3.3 Alisado/Peinado de cables
El mismo es efectuado en la puerta del tablero TCRA con todos los elementos de control
y supervisión, considerando su ajuste y cantidad de cables empleada como se puede
observar en la figura 63
Figura 63 Alisado de cables de elementos de control

80
3.9.3.4 Señalización de tablero
Se empleó etiquetas auto adheribles para identificar todos los pilotos y pulsadores
separando el área de operación de cara reconectador como se puede observar en la figura
64
Figura 64 Leyendas de operación de TCRA
3.9.3.5 Pruebas eléctricas de banco
Para el efecto; se energizo el tablero TCRA, se empleó un Rct de pruebas, se realizó

pruebas de maniobra y pruebas de salida de señales entre ellos Pruebas de inyección
primaria, prueba de señal de baterías entre otras, con el objeto de asegurar su
funcionamiento para la posterior implementación del proyecto en la S/E Celso Castellano
como se muestra en la figura 65 (Pruebas de falla eléctrica y RCT de pruebas).
Figura 65 Pruebas eléctricas de banco

81
SECCION 5: INSTALACION ELECTRICA E IMPLEMENTACIÓN DE

COMANDO REMOTO DISEÑADO PARA LA S/E CELSO CASTELLANO
3.10 Etapa final de construcción
3.10.1 Subestación Eléctrica Celso Castellano
La Subestación Eléctrica Celso Castellano se encuentra ubicada al Norte de la ciudad de

Lago Agrio, para proceder con las labores, se realizó el traslado de diferentes equipos y
materiales, entre ellos el tablero de control TCRA. En la figura 66 se muestra los
pormenores de dicha subestación donde se procedió con las labores del proyecto.
Figura 66 Subestación Eléctrica Celso Castellano
3.10.2 Tablero de control TCRA
El tablero de control TCRA (Tablero de Control Remoto de Alimentadores) fue fijado

mecánicamente por pernería en el cuarto de control de la subestación y se realizó
adecuaciones para el tendido del cable. En la figura 67 se muestra la ubicación del tablero
Figura 67 Ubicación de tablero TCRA

82
3.10.3 Estructurado de cables entre patio de maniobras y cuarto de control
3.10.3.1 Acople de tubería anillada
Estas fueron ubicadas a la salida de cada ADVC de alimentador hasta las trincheras de la
bahía de 13.8KV; esto como protección mecánica del cable de control, para ello se realizó
perforaciones según el equipo, como se muestra en la siguiente figura 68.
Figura 68 Acople de tubería a RCT de Alimentador Laguna 02
3.10.3.2 Cableado y conexión de tarjetas ADVC-IOEX y tablero TCRA
Para el efecto se condujo 4 cables tipo 20x14 AWG por las trincheras hasta llegar al
tablero de control TCRA ubicado en la casa de control y posteriormente se realizó el
estructurado del cable de sistemas auxiliares faltantes de cada circuito de control. En la
figura 69 se muestra la etapa final del mismo.
Figura 69 Estructurado de cable de sistemas auxiliares

83
3.10.4 Implementación de tarjeta ADVC-IOEX
Las tarjetas ADVC-OEX se fijan mecánicamente en cada bandeja de accesorios por medio
de su pernería, aparte se realizó la conexión eléctrica correspondiente a un régimen de 18
VDC en el bloque de alimentación designado de fábrica, se estructuro el cable de
comunicación denominado B RS232, se instaló cable de control (Servicios Auxiliares)
con su maquillado correspondiente y se adjuntó las leyendas correspondientes
En las figuras 70, 71, 72 y 73 se ilustra el desarrollo de la implementación de mencionadas

tarjetas.
Figura 70 Tarjeta IOEX en RCT Laguna 01
Figura 71 Tarjeta IOEX en RCT de Laguna 02

84
Figura 72 Tarjeta IOEX en RCT Laguna 03
Figura 73 Tarjeta IOEX en RCT laguna 04
SECCION 6: CONFIGURACION DE CONTROLADOR ADVC EN FUNCION A

IMLEMENTACION DE TARJETAS ADVC-IOEX
3.11 Funciones y configuraciones por Interfaz WSOS
Bajo las direcciones de comunicación IP siguientes:
Alimentador Laguna 01: 172.17.120.13

85
Se creó archivos independientes y se configuro cada uno para activar; los puertos de
comunicación tipo serial B RS232, se activó el accesorio de control Module IOEX A para
lectura y recepción de datos para control remoto por tarjeta IOEX.
A demás se desbloqueó la ventana de monitoreo IOEX para visualizar en tiempo real la

activación de las señales bajo el funcionamiento del RCT de alimentación y con el fin de
que centro de control informe al operador de subestaciones acerca de las maniobras
requeridas.
En las siguientes figuras 74, 75, 76, 77 se ilustra la interfaz IOEX configurada, resaltando
los puntos detallados anteriormente.
Figura 74 Interfaz IOEX de Alimentador Laguna 01

86
3.11.1Transferencia de mapa de programación IOEX mapping.
Atraves de una conexión ethernet se realizó la transferencia de la programación de control

IOEX Mapping ACR Serie U27, para operación del sistema de comando remoto del
tablero TCRA.
Durante la carga del archivo denominado “Tesis 2019”, se omitió la sobrescritura de

parámetros como telemetría, mantenimiento, protección, entre otros, que por ventaja del
sistema implementado únicamente se requiere la carga del mencionado archivo
En las figuras 78,79,80,81 se ilustra la ventana de carga de programación (IOEX Mapping

data read) de cada alimentador.
87
Figura 78 Carga de programación IOEX Laguna 01

88

89
3.12 Operaciones y configuraciones en bahía de 13.8 KV
3.12.1 Desconexión del SEP (Sistema Eléctrico de Potencia)
Se coordinó con Centro de Control de la Empresa Cnel Ep Sucumbíos para realizar el

corte de servicio en las horas de la madrugada y posteriormente se realizó el cierre de
BYPASS para proceder con labores de maniobra como se muestra en la figura 82
Figura 82. Cierre de bypass por pértiga
3.12.2 Actualización de firmware de Reconectadores U27 Tipo Nu-Lec
La actividad consistió en realizar la actualización de finware de 45.11.01 a 45.51.03 de

los controladores Laguna 02 y Laguna 04 por presentar configuraciones de comunicación
y reconocimiento de datos IOEX bloqueados. En la figura 83 se muestra el computador y
el controlador de laguna 02 siendo actualizado.
Figura 83 Actualización de Firmware

90
3.12.3 Verificación
Para el mismo in-situ se verifico las señales de salida de la tarjeta por medio del panel de
operación, y a vez por software se constató, la salida de señales, según el funcionamiento
de cada alimentador mediante el estatus del mapa de programación el cual señala MAP
OK y DEVICE conected. En la figura 84 se ilustra la ventana del software del alimentador
Laguna 01.
Figura 84 Verificación del comando remoto del RCT Laguna 01
SECCIÓN 7: PRUEBAS DE FUNCIONAMIENTO Y PUESTA EN SERVICIO DE

LA UNIDAD REMOTA DE RECONECTADORES NU-LEC DE
ALIMENTACIÓN SCHNEIDER U27
3.13 Pruebas controladas de maniobra
3.13.1 Energización y arranque de tablero de control TCRA
En primera instancia se verifico la alimentación de cada tarjeta en patio, posterior se

alimentó, el tablero de control TCRA a 125 VDC mediante el breaker 13 del tablero de
servicios auxiliares de la subestación (El mismo se designó en los planos eléctricos),
posterior se subió los breakers de cada circuito y se inspecciono la presencia de fallas
eléctricas (Ruidos, vibraciones, cortos circuitos)
En la figura 85 se ilustra la energización del tablero TCRA con su luz piloto verde que
señala su energización efectiva.
91
Figura 85 Energización y arranque de tablero TCRA
3.13.2 Prueba de Disparo
Consistió en realizar la apertura del ACR de cada circuito de alimentación, por medio de
los pulsantes comprobando que los cambios de modo de operación inhabiliten su
efectividad, así como su restablecimiento vuelva a su funcionamiento (Modo remoto).
3.13.3 Prueba de Cierre
Consistió en realizar el cierre de cada circuito de alimentación, por medio de los pulsantes
de cada área de operación, comprobando que los cambios de modo de operación
inhabiliten su efectividad, así como su restablecimiento vuelva a su funcionamiento
normal (Modo remoto).
En las figuras 86, 87, 88, 89 se ilustra el cierre del interruptor de potencia (RCT) por
señales del tablero TCRA.
Figura 86 Rct Alimentador Laguna 01

92
3.13.4 Pruebas controladas de señales de monitoreo
3.13.4.1Disparo por falla SEF
Para la prueba de señales de salida se modificó el estado de funcionamiento de cada ACR,

es decir el mismo se disparó por fallas eléctricas (Encendido de luz piloto Naranja);
mediante ensayos de inyección primaria, se abrió y cerró paulatinamente hasta asegurar
93
su factibilidad correspondiente; en la figura 90 se puede observar el uso del equipo Trax-

Megger para la simulación de fallas eléctricas.
Figura 90 Simulación de fallas con equipo TRAX-Megger
3.13.4.2 Disparo falla baja frecuencia
Con esta señal se comprobó la activación de la protección por falla de baja frecuencia que
en conjunto con el equipo TRAX MEGGER inyectando valores inferiores a 59 Hz de
frecuencia y a consecuencia se comprobó su efectividad con el encendido de la luz piloto
roja. En la figura 93 se ilustra la señal de la falla eléctrica
3.13.4.3 Señal de falla de baterías
La prueba consistió en provocar una falla en la alimentación de las baterías y producir el

encendido del piloto rojo del tablero TCRA. Para ello se hizo pruebas con el módulo de
alimentación de cada alimentador, si abrir el RCT la cual sucede muy a menudo. En la
figura 94 se muestra la efectividad del mismo.
SECCION 8: OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE COMANDO REMOTO
3.14 Conjuntos de operación remota
El modo de operación remota es activado de forma local directamente en el equipo, e

inmediatamente el equipo configurado bloquea su maniobra local y se activa las funciones
de maniobra remota (TCRA) para el efecto el panel del módulo CAPE informa que el
tablero ha sido activado con la leyenda BOARD TCRA ON y se enciende el led verde
94
del tablero de control según el alimentador que se haya activado el área de operación para
cada alimentador se detalla en la figura 91
Figura 91 Conjuntos de operación remota
3.15 Interpretación y análisis de indicadores de estado por falla
3.15.1 Disparo de Rct por Falla SEF
Este se enciende cuando se ha producido una falla por accionamiento de la protección de

falla a tierra y la Sensitiva de falla a tierra SEF, en efecto el TCRA mantendrá encendido
el piloto de RCT Abierto y el piloto de Falla General (Disparo por falla SEF) En la figura
92 se muestra la ubicación de los indicadores del alimentador Laguna 01.
Figura 92 Pilotos de estado de falla de tablero TCRA

95
3.15.2 Disparo de Rct por falla de Baja Frecuencia
Este se enciende cuando se ha producido una falla por baja frecuencia generalmente
alrededor de los 58 HZ, en efecto el TCRA mantendrá encendido el piloto de ACR Abierto
y el piloto de Falla por baja frecuencia. La ubicación de estos pilotos de estado se muestra
en la figura 93
Figura 93 Pilotos de estado de falla de tablero TCRA
3.15.3 Encendido de piloto ROJO de funcionamiento de baterías
El piloto se enciende al presentarse averías en las baterías, debido a desbalance de voltaje

oscilante (normal 27 VDC), sobre voltaje o falla en la alimentación auxiliar (Debido a la
ausencia de voltaje AC se disipa al restaurarse el suministro eléctrico AC), disparo de
breakers del módulo de alimentación de baterías.
En determinados casos que la falla de alimentación de baterías produzca la apertura del

Rct enciende el piloto de apertura con el indicador de falla de baterías. En la figura 94 se
ilustra la ubicación de los pilotos de estado mencionados
Figura 94 Falla de batería de controlador ADVC en TCRA

96
3.15.4 Maniobra cierre/disparo controlado de Reconectadores de Alimentador

Laguna 01, 02, 03, 04
Cabe mencionar que el modo de operación remota para los 4 reconectadores de cabecera
de la subestación es el mismo; con la condición que el piloto verde se encuentre encendido
(Si, no activarlo directamente en el equipo) de acuerdo al conjunto de operación de cada
alimentador. En la figura 95 se ilustra la ubicación del piloto de modo de operación.
Figura 95 Operación remota de tablero TCRA
La apertura y cierre del reconectador se realiza acorde a los pilotos de estado, es decir;
cuando el piloto Rojo de RCT Abierto este encendido se procede a cerrarlo con el pulsador
de cierre llamado Cerrar RCT. En la figura 96 se ilustra la ubicación del piloto de estado
Figura 96 Estado de apertura de RCT en bahía 13.8KV
Cuando el piloto verde de RCT Cerrado este encendido se procede a abrirlo con el
pulsador de apertura llamado Abrir RCT. En la figura 97 se ilustra la ubicación del piloto
de estado.
97
Figura 97 Estado de RCT en bahía 13.8KV Laguna 02
La operación detalla con anterioridad es igual para los demás reconectadores de

alimentación, como aporte al operar se debe guiar por el encendido de los pilotos y sus
leyendas.
3.15.5 Maniobra cierre/disparo bajo falla eléctrica de Reconectadores de

Alimentador Laguna 01, 02, 03, 04
Las fallas de cada reconectador son identificadas cuando se enciende el piloto naranja
nombrado Falla por SEF, el piloto rojo llamado FALLA BAJA FREC. (Las fallas
dependen la ocasión, puede únicamente encenderse una) y el piloto rojo de RCT Abierto.
Al interpretar la situación se puede proceder a cerrarlo normalmente sin inconvenientes
NOTA: Debe asegurarse que el conjunto de operación a operarse sea el correcto y su

modo de operación remota este activada
3.16 Mantenimiento de tablero de control TCRA
3.16.1Mantenimiento preventivo
Tiene el objetivo de prevenir fallas debido a diversos factores, para el caso de tableros de
control; la humedad, vibraciones, modidfificaciones que perjudican el ajuste de contactos
de borneras, manipulación normal entre otras es recomendable incluir los procedimientos
de termografía, reajuste de contactos y prueba de todos los pilotos de estado entre ellos el
método más común de inspección visual general de los equipos y sistemas en los que se
incluyen los pormenores más relevantes, en la figura 98 se ilustra los componentes del
tablero que requieren, mayor consideración
98
Figura 98 consideraciones de inspección visual para mantenimiento preventivo
3.16.2 Termografía
Esta permite encontrar puntos calientes en la circuitería del tablero, su interpretación es

acorde a los niveles normales de operación estos se realizan según el procedimiento
establecido por la empresa.
La finalidad de este proceso es encontrar aquellos puntos que aumentan la resistividad del
sistema que aumentan el consumo energético y a su vez permiten determinar la solución
efectiva en lugares específicos como se muestra en la figura 99
Figura 99 Termografía de borneras de tableros de control

99
3.16.3 Reajuste mecánico
El reajuste es realizado en todos los puntos de conexión eléctrica, siendo estos borneras
de control, borneras seccionadoras, borneras de breakers, bornes de pulsadores, bornes de
luces piloto, bornes de señales de entradas y salidas IOEX que por defectos ajenos estos
tienden a aflojarse por el tiempo.
3.16.4 Verificación de pilotos de estado
Consiste en comprobar el buen funcionamiento de todas las luces piloto; estas pueden ser
realizadas por:
 La interfaz WSOS cargando una programación IOEX que activen todas las salidas
de la tarjeta. Como se muestra en la figura 100 (Se comprueba la efectividad de
los contactos internos de la tarjeta)
 In situ se logra cerrando las borneras seccionales de cada circuito; para el efecto
se cuenta con borneras seccionadas específicamente entre la 17 y 22 de cada
conjunto de borneras (Figura 98)
NOTA: Los dos métodos descritos describe la solución de fallas al tratarse de pilotos en
mal estado, o falla de contactos de tarjeta IOEX. Al finalizar siempre verificar que las
borneras de test de luces siempre estén seccionadas para funcionamiento normal del
TCRA.
Figura 100 Test de luces por Software para controlador ADVC

100
3.17 Limpieza y cuidado
Este debe ser realizado bajo inspección visual, con el objeto de encontrar cables sueltos,
marquillas despegadas, presencia de polvo, presencia de sarro, ruidos, humedad y demás
agente nocivos que pueden afectar el funcionamiento del tablero.
3.18 Mantenimiento eléctrico
El mismo consiste en realizar pruebas de campo en sí de disparo y cierre controlado, para

ello se puede aislar el Reconectador por medio de Bypass con el objeto de evitar posibles
fallas del tablero.
En otra parte para comprobar las señales de falla se debe realizar ensayos de inyección
primaria a razón de 400 A con el fin de simular una falla y comprobar la generación de
salidas de la tarjeta ADVC-IOEX. La misma puede ser realizada con el equipo eléctrico
TRAX-MEGGER como se ha realizado en el presente proyecto (Figura 101)
Figura 101 Pruebas de inyección de corriente primaria
3.19 Mantenimiento electrónico
El mismo es realizado bajo inspección visual de la tarjeta ADVC-IOEX, esta se encuentra

en la bandeja del controlador ADVC; pese al grado de protección del mismo este se
expone a alta temperatura, humedad propia del ambiente de la zona, a más de vibraciones
producidas por la operación continua del reconectador. En la figura 102 se muestra los
puntos especiales que requieren mayor atención.
101
Figura 102 Borneras de tarjeta IOEX
3.20 Mantenimiento lógico computacional
El mismo consiste en realizar actualizaciones de finware que activan nuevas funciones al

controlador ADVC y permite realizar mejoras en los mapas de programación IOEX.
Nota: en caso de realizarse la actualización y no reconocer el mapa de programación

IOEX se debe subir la versión de programación IOEX hasta la misma versión del finware
subido y posterior debe cargarse la programación normalmente. La misma puede ser
realizada en la ventana de programación siguiente (Figura 103)
Figura 103 Configuración de versión de programación Ioex
3.21 Análisis y seguimiento del sistema de control remoto implementado
3.21.1 Inspección del sistema en niveles normales de operación
Primero se revisó los estándares de funcionamiento del comando remoto por software y
posteriormente se acudió a la subestación eléctrica para constatarlo y en coordinación con
el operador de turno se constató que la operación del tablero es efectiva y se ha cumplido
con los objetivos planteados en el proyecto entre ellos reducir los tiempos de maniobra y
mejorar la seguridad del personal operativo. En la figura 104 se ilustra el estado normal
102
del sistema de distribución (4 Alimentadores funcionando) y operación del tablero de

control remoto activa.
Figura 104 Inspección de estado de tablero TCRA
Figura 105 Verificación de estado de RCTS

103
CAPITULO IV
4.1 CONCLUSIONES
 El análisis de la situación y operación actual a nivel 13.8 KV de la Subestación

Celso Castellano, permitió realizar la programación IOEX Mapping
satisfactoriamente, obteniendo los datos necesarios para el mismo, justificando su
carga, sus tramos extensos, y factores ambientales que la envuelven.
 La reconfiguración del sistema de control de los reconectadores por Tarjeta
ADVC-IOEX planteada, vuelve la restauración del sistema de distribución más
versátil; el control de los equipos desde el cuarto de control agilita la reposición
de fallas, compensando el tiempo de operación del mismo.
 El sistema de comando remoto de reconectadores por operación remota 1 (Por
tablero TCRA), cumple la función de respaldar las funciones de maniobra del
sistema SCADA (Remoto 2), con un sistema totalmente diferente; para así lograr
la reposición del sistema de distribución, independientemente si el sistema
SCADA llegara a fallar.
 La implementación y desarrollo del proyecto en la empresa ha permitido mejorar
la seguridad, la confiabilidad, la rapidez, el respaldo de maniobra en la bahía de
13.8 KV, reduciendo la exposición del personal técnico a peligros potenciales de
la Subestación Electica Celso Castellano.
4.2 RECOMENDACIONES
 Se recomienda hacer inspecciones in-situ, solicitar información al personal técnico

de la subestación, examinar la topología, el sistema de protecciones, sistema de
control para determinar las variables y proceder con la programación de los
equipos (Etapa inicial del Proyecto)
 Los reconectadores de alimentación se ubican en el patio de maniobras de 13.8
KV; por tanto, es recomendable ejecutar las 5 reglas de oro, emplear equipos de
protección personal, coordinar y mantener comunicación con centro de control
(SCADA) durante el desarrollo de trabajos.
104
 Para la construcción del tablero es necesario, diseñar los planos mecánicos y

eléctricos con el fin de especificar todos los materiales, adecuaciones, y
modificaciones en la subestación que se podrían necesitar sino; se realizaran
sobredimensionamientos e instalación innecesaria.
 Capacitar al personal técnico involucrado en el sistema de distribución; para
realizar un adecuado uso del sistema de comando remoto de alimentadores,
maximizar la vida útil del mismo, prevenir y solucionar fallas futuras.
 Se recomienda a la empresa Cnel EP Sucumbíos, aplicar el sistema de control
remoto del presente proyecto, a los demás alimentadores de las Subestaciones
Sacha y Tarapoa que cuentan con reconectadores de alimentación.
105
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xt4CeNRzkpmM53kpmDdxiVc2o&hl=es-419&sa=X&ved=0ahUKEwiN7N-
90bDaAhUxWN8KHWRLBYMQ6AEIOzAC#v=onepage&q=modos%20de%2
0operacion%20n
108
ANEXOS
109
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO A: Barraje 69KV / 13.8 KV
ANEXO B: Descripción arquitectónica de elementos electromecánicos
ANEXO C: Diagrama unifilar de uso general para control remoto de alimentadores
ANEXO D: Diagrama de control multifilar de Alimentador Laguna 01
ANEXO E: Diagrama de control multifilar de Alimentador Laguna 02
ANEXO F: Diagrama de control multifilar de Alimentador Laguna 03
ANEXO G: Diagrama de control multifilar de Alimentador Laguna 04
ANEXO H: Presentación general de borneras y marquillas de cables
ANEXO I: Ubicación de borneras y descripción de marquillas lado izquierdo
ANEXO J: Ubicación de borneras y descripción de marquillas lado derecho
ANEXO K: Descripción de marquillas principales e IOEX
ANEXO L: Caja de control NOJA (De reutilización)
ANEXO M: Soporte de tablero de control
ANEXO N: Ensamble puerta principal con elementos de supervisión y control
ANEXO O: Elementos eléctricos de supervisión y control
ANEXO P: Doble fondo
ANEXO Q: Diseño final de tablero TCRA

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HOJA DE VIDA
DATOS PERSONALES:
Nombres y Apellidos: Pulloquinga Quimbita Danny Xavier
Lugar y Fecha de Nacimiento: Latacunga, 01 de julio de 1995
Estado civil: Soltero
Dirección personal: Latacunga, Barrio San Martín
Número de teléfono de teléfono: 0983768184
Dirección de correo electrónico: dannypulloquinga@gmail.com
FORMACIÓN ACADÉMICA:
2006 educación Básica
Latacunga –Cotopaxi Escuela Dr. Isidro Ayora
2013 Técnico Industrial en Electromecánica Automotriz
Cotopaxi – Latacunga Colegio Técnico Industrial Ramón Barba Naranjo
2019 Tecnología Electromecánica
Cotopaxi - Latacunga Universidad de las Fuerza Armadas ESPE
Idiomas:
Español: Natal
Inglés: Medio
EXPERIENCIA PROFESIONAL:
Junio 2016 CORPORACION NACIONAL DE ELECTRICIDAD SUCUMBIOS
Lago Agrio, Ecuador Pasante en el área de diseño y construcción

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Marzo - abril 2017 CORPORACION NACIONAL DE ELECTRICIDAD SUCUMBIOS
Lago Agrio, Ecuador Pasante en el área de Alumbrado General y Subestaciones Electricas.
Abril - junio 2018 CORPORACION NACIONAL DE ELECTRICIDAD SUCUMBIOS
Lago Agrio, Ecuador Pasante en el área de Subestaciones y Subtransmisión

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UNIVERSIDAD DE LAS FUERZAS ARMADAS

“ESPE”
UNIDAD DE GESTIÓN DE TECNOLOGÍAS
HOJA DE LEGALIZACION DE FIRMAS
DEL CONTENIDO DE LA PRESENTE INVESTIGACIÓN

SE RESPONSABILIZA EL AUTOR
____________________________________________
PULLOQUINGA QUIMBITA DANNY XAVIER
CC. 0504430463
DIRECTOR DE LA CARRERA DE ELECTROMECÁNICA
_______________________________________
ING. CULQUI TIPÁN JAVIER FERNANDO
CC. 0503006454

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DEPARTAMENTO DE ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

CARRERA DE TECNOLOGÍA ELECTROMECÁNICA

TRABAJO DE TITULACIÓN, PREVIO A LA

TEMA: “ANÁLISIS E IMPLEMENTACIÓN DE TARJETAS ADVC-

ING. CULQUI TIPÁN JAVIER FERNANDO, MGS

DEPARTAMENTO DE ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

CARRERA DE TECNOLOGÍA EN ELECTROMECÁNICA

Certifico que el Trabajo de titulación “ANÁLISIS E IMPLEMENTACIÓN DE

Latacunga, 14 de febrero del 2019

SR. ING. JAVIER CULQUI, MGS

DIRECTOR DEL TRABAJO DE GRADUACIÓN

DEPARTAMENTO DE ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

CARRERA DE TECNOLOGÍA EN ELECTROMECÁNICA

Yo, PULLOQUINGA QUIMBITA, DANNY XAVIER

Declaro que: el trabajo de grado denominado “ANÁLISIS E IMPLEMENTACIÓN DE

Latacunga, 14 de febrero del 2019

PULLOQUINGA QUIMBITA, DANNY XAVIER

DEPARTAMENTO DE ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

CARRERA DE TECNOLOGIA EN ELECTROMECANICA

Yo, PULLOQUINGA QUIMBITA, DANNY XAVIER

Autorizo a la Universidad de Las Fuerzas Armadas ESPE, publicar el trabajo de titulacion

Consecuentemente, este trabajo es de mi autoría.

En virtud de esta declaración, me responsabilizo del contenido, veracidad y alcance

Latacunga, 14 de febrero del 2019

PULLOQUINGA QUIMBITA, DANNY XAVIER

Este proyecto de titulación está dedicado a:

Jehová quien ha sido mi fortaleza y

A mis padres que con su apoyo y sacrificio

Agradezco a Dios por la sabiduría,

Gracias a mis padres por confiar, y creer en

Además, a los señores ingenieros del

CERTIFICACIÓN EMPRESA .................................................................................... iii

AUTORÍA DE RESPONSABILIDAD ..........................................................................iv

AGRADECIMIENTO .................................................................................................. vii

INDICE GENERAL....................................................................................................... viii

ÍNDICE DE TABLAS .................................................................................................. xvii

ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................................ xviii

ABSTRACT ................................................................................................................. xxiii

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .......................................................................... 1

1.1 Antecedentes ............................................................................................................ 1

1.2 Planteamiento del problema ..................................................................................... 3

1.4 Objetivos .................................................................................................................. 5

1.4.1 Objetivo general .................................................................................................... 5

1.4.2 Objetivos específicos ............................................................................................ 5

MARCO TEORICO ........................................................................................................... 7

2.1 Subestación eléctrica ................................................................................................ 7

2.1.1 Definición .............................................................................................................. 7

2.1.2 Objetivo principal de una subestación distribución .............................................. 7

2.2 Sistemas de operación y automatización de subestaciones eléctricas ...................... 8

2.2.1Automatización y control ....................................................................................... 8

2.2.2 Funciones Locales ................................................................................................. 8

2.2.3 Funciones de Monitoreo y control ........................................................................ 9

2.3.1 Corto circuito ........................................................................................................ 9

2.3.2 Sobrecargas ........................................................................................................... 9

2.3.3 Perdida de fase ...................................................................................................... 9

2.3.4 Descargas atmosféricas ....................................................................................... 10

2.3.5 Averías locales .................................................................................................... 10

2.4 Fundamentos para operación de protecciones eléctricas de subestaciones ............ 10

2.4.1 Criterios básicos de coordinación ....................................................................... 10