7SJ80xx_Manual_A1_V040003_es

SIPROTEC

Protección de sobreintensidad7SJ80

V4.6

Manual

I

F

M

D

A

B

G

Ì

E50417-G1178-C343-A1

Prefacio

Contenido

ntroducción 1unciones 2ontaje y Puesta en Marcha 3atos Técnicos 4nexo Aibliografía

losario

ndice

NotaPor favor observe para su propia seguridad las indicaciones y advertencias en el prefacio.

Exclusión de responsabilidadHemos comprobado el contenido del manual en su conformidad con el hardware y software descritos. A pesar de esto, no se pueden descartar divergencias, de manera que no asumimos ga-rantía para una conformidad completa.Los datos en este manual se comprueban en forma frecuente y se efectúan las correcciones necesarias en las ediciones siguientes. Le agradecemos por las propuestas de mejora.Nos reservamos el derecho de cambios técnicos, sin previo aviso.Versión de documento V 04.00.03Fecha de edición 12.2008

CopyrightCopyright © Siemens AG 2008. All rights reserved.No está permitida la distribución o la reproducción múltiple de este documento, como tampoco la utilización o publicación sin permiso explícito. La contravención impone compensaciones por daños y perjuicios. Todos los derechos están reservados especialmente para los casos del otorgamiento y registro de patentes.

Marcas registradasSIPROTEC, SINAUT, SICAM y DIGSI son marcas registradas de la empresa SIEMENS AG. Las demás denominaciones en este manual pueden ser marcas cuyo uso por terceros puede afectar, para sus objetivos, los derechos del propietario.

Siemens Aktiengesellschaft No. de pedido: E50417-G1178-C343-A1

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Objetivo del manual

Este manual describe las funciones, el servicio, el montaje y la puesta en marcha de los equipos 7SJ80. Incluye, en especial:

• Indicaciones relativas a la configuración del volumen funcional del equipo y una descripción de las funciones del equipo y posibilidades de ajuste → Capítulo 2;

• Indicaciones para el montaje y puesta en marcha → Capítulo 3;

• Visión general de los datos técnicos → Capítulo 4;

• como también un resumen de los datos más importantes para el usuario con conocimientos más avanzados → apéndice A.

En la Descripción de sistema SIPROTEC 4 encontrará datos generales relativos al servicio y configuración de los equipos SIPROTEC 4 /1/.

Grupo destinatario

Ingenieros de diseño, ingenieros de protecciones, ingenieros de puesta en servicio, personal responsable de realización de ajustes, verificación y mantenimiento de equipos de protección y control, y personal técnico de instalaciones eléctricas y plantas de generación.

Validez del manual

Este manual es válido para: SIPROTEC 4 Protección multifuncional 7SJ80; Versión de Firmware V4.6

Indicaciones de conformidad

La autorización UL según el estándar UL508 ya está solicitada.

Este producto corresponde a las reglamentaciones del Consejo de la Comunidad Europea para la adecuación de las normas legales de los Estados Miembros respecto a la compatibili-dad electromagnética (Norma CEM 2004/108/EEC) y las relativas a equipos eléctricos para aplicaciones dentro de unos límites de tensión especificados (Directiva de baja tensión 2006/95 EEC).Esta conformidad es el resultado de las pruebas realizadas por Siemens AG de acuerdo con las normas genéricas EN 61000-6-2 y EN 61000- 6-4 para la directiva CEM, y con la norma EN 60255-27 para la directiva de baja tensión. El equipo está diseñado y fabricado para una aplicación en el campo industrial.El equipo está diseñado de acuerdo con el estándar internacional IEC 60255 y con la norma alemana VDE 0435.

Otras Normas IEEE Std C37.90 (ver capítulo 4 "Datos Técnicos")

SIPROTEC, 7SJ80, ManualE50417-G1178-C343-A1, Fecha de edición 12.2008

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Soporte adicional

Para más información respecto al sistema SIPROTEC 4 diríjase, por favor, al representante local de Siemens.

Nuestro Centro de Soporte al Cliente le atiende las 24 horas del día.

Tel.: 01 80/5 24 70 00

Fax: 01 80/5 24 24 71

e-mail: [email protected]

Cursos

Para las ofertas de cursos individuales contacte con nuestro Centro de Formación:

Siemens AG

Energy Sector

Siemens Power Academy TD

Humboldtstr. 59

90459 Nürnberg

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Fax:0911 / 4 33-79 29

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Indicaciones de seguridad

Este manual no ofrece ningún compendio completo de las medidas de seguridad necesarias para el servicio de los componentes de planta (módulos, equipos), ya que las condiciones especiales de servicio requieren medidas de seguridad adicionales. Sin embargo, se dan indicaciones que deben ser observadas para la seguridad personal como también para evitar daños materiales. Las indicaciones se caracterizan con un triángulo de peligro y se representan según la clasificación de riesgo de la manera siguiente.

¡PELIGRO!significa que ocurrirán situaciones peligrosas para la vida de personas, con altos daños personales y materiales, si no se toman las correspondientes medidas de precaución.

Advertenciasignifica que podrán ocurrir, situaciones peligrosas para la vida de personas, con altos daños personales y materiales, si no se toman las correspondientes medidas de precaución.

Cuidadosignifica que pueden ocasionarse daños menores personales o materiales, si no se toman las correspondien-tes medidas de seguridad. Esto aplica particularmente para los daños dentro y alrededor del equipo y los producidos a consecuencia de éstos.

Nota

es una información importante sobre el producto, el manejo del producto o la sección del manual correspondiente que debe ser observada especialmente.


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AdvertenciaPersonal cualificado

La puesta en marcha y el servicio de los componentes de planta (módulos, equipos) descritas en este manual sólo deben ser realizados por un personal cualificado. Como personal cualificado en sentido de las indicacio-nes de seguridad técnica de este manual se consideran las personas que tienen la autorización para poner en servicio, efectuar desconexiones, poner a tierra e identificar los equipos, sistemas y circuitos según los estándar técnicos de seguridad.

Utilización según la aplicación determinada

El componente de planta (equipo, módulo) sólo puede ser utilizado conforme a las aplicaciones previstas en el catálogo y en la descripción técnica y solamente en combinación con equipos y componentes de otros fabricantes recomendados y autorizados por Siemens.

El funcionamiento correcto y seguro del producto requiere un transporte adecuado, un almacenamiento, instalación y montaje apropiados, como también servicio y mantenimiento técnico.

Durante el funcionamiento de los componentes eléctricos, determinadas partes de estos se encuentran bajo valores de tensión peligrosos. Por esta razón, pueden producirse graves daños personales o materiales, si no se trabaja de forma adecuada.

Antes de efectuar cualquier conexión, se debe poner a tierra el componente por los contactos previstos para ello.

En todos los sectores de los circuitos conectados a la tensión de alimentación pueden ocasionarse valores de tensión peligrosos.

También después de desconectar la tensión de alimentación pueden mantenerse en el componente valores de tensión peligrosos (condensador acumulador).

Los componentes con circuitos de transformador de intensidad no deben estar abiertos en servicio.

Los valores límites indicados en el manual o en las indicaciones de servicio no deben ser sobrepasados; esto se debe observar en las pruebas y en la puesta en marcha.


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Convenciones para tipografías y signos

Para caracterizar los términos que simbolizan en el flujo textual informaciones literales del equipo o para el equipo, se utilizan los siguientes tipos de letra:

Nombres de parámetros

La denominación de los parámetros de configuración y de función que aparecen literalmente en la pantalla del equipo o en la pantalla del PC (con DIGSI), se escribe en el texto con letra negrita monoscript (anchura de carácter constante). Lo mismo es válido para los títulos de los menús de selección.

1234A

Las direcciones de parámetros se exponen también como los nombres de parámetros. Las direcciones de los parámetros contienen en las tablas generales el sufijo A, si sólo se puede acceder al parámetro en DIGSI a través de la opción Mostrar otros parámetros.

Estados del parámetro

Los ajustes posibles de los parámetros de texto que aparecen literalmente en la pantalla del equipo o en la pantalla del PC (con DIGSI) se escriben adicionalmente con letra cursiva. Lo mismo es válido para las opcio-nes en los menús de selección.

„Avisos“

La denominación para las informaciones que el equipo señaliza o requiere de otros equipos o unidades de mando, se escribe en el texto con monoscript (anchura de carácter constante) y adicionalmente se pone entre comillas.

En los gráficos y tablas, en los cuales el tipo de la denominación se aclara por si mismo, no es necesaria esta convención.

Se utilizan en las figuras los siguientes símbolos:

Señal lógica de entrada interna del equipo

Señal lógica de salida interna del equipo

Señal de entrada interna de una magnitud analógica

Señal de entrada digital externa con número de función (Entrada binaria, aviso de entrada)

Señal de salida digital externa con número de función (Ejemplo de un aviso con valor)

Señal de salida digital externa con número utilizada como señal de entrada (aviso del equipo)

Ejemplo del parámetro conmutable FUNCIÓN con la dirección 1234 y los estados posibles Activar y Desactivar


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Además, se utilizan los símbolos de conexión de acuerdo a IEC 60617-12 y IEC 60617-13 o derivados de estos. Los símbolos más frecuentes son los siguientes:

■

Magnitud de entrada analógica

Vinculación lógica AND de magnitudes de entrada

Vinculación lógica OR de magnitudes de entrada

Vinculación lógica OR exclusiva (Antivalencia): Salida activa si sólo una de las entradas está activa

Coincidencia: Salida activa, si ambas entradas están activadas o des-activadas simultáneamente

Señales de entrada dinámicas (controladas por flancos) la entrada arriba con flanco positivo, la entrada abajo con flanco negativo

Formación de una señal analógica de salida a partir de diversas señal-es analógicas de entrada

Escalón de valor límite con dirección y nombre de parámetro

Temporizador (retardo de arranque T ajustable) con dirección y nombre de parámetro

Temporizador (Retardo de reposición T, no ajustable)

Temporizador activado por flanco, con tiempo de acción T

Memorizador estático (Flipflop RS) con entrada Set (S), Reset (R), Salida (Q) y salida inversa (Q)


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Contenido

1 Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19

1.1 Función General . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .20

1.2 Campos de Aplicación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .23

1.3 Propiedades. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .25

2 Funciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .31

2.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32

2.1.1 Capacidad funcional. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .322.1.1.1 Descripción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .322.1.1.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .322.1.1.3 Visión General de los Parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .34

2.1.2 Equipo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .372.1.2.1 Descripción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .372.1.2.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .372.1.2.3 Visión General de los Parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .382.1.2.4 Lista de Informaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .38

2.1.3 Datos de la planta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .392.1.3.1 Descripción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .392.1.3.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .402.1.3.3 Visión General de los Parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .512.1.3.4 Lista de Informaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .53

2.1.4 Perturbografía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .532.1.4.1 Descripción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .542.1.4.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .552.1.4.3 Visión General de los Parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .552.1.4.4 Lista de Informaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .56

2.1.5 Cambio del grupo de parámetros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .562.1.5.1 Descripción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .562.1.5.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .562.1.5.3 Visión General de los Parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .572.1.5.4 Lista de Informaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .57

2.1.6 Datos Generales de planta 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .572.1.6.1 Descripción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .572.1.6.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .572.1.6.3 Visión General de los Parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .612.1.6.4 Lista de Informaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63

2.1.7 EN100-Módulo 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .632.1.7.1 Descripción del funcionamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .632.1.7.2 Lista de Informaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63


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Contenido

2.2 Protección sobreintensidad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

2.2.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

2.2.2 Escalones de alta intensidad de tiempo definido I>>>, I>>, IE>>>, IE>> . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

2.2.3 Escalones de sobreintensidad de tiempo definido I>, IE>. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

2.2.4 Escalones de sobreintensidad de tiempo inverso Ip, IEp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

2.2.5 Cambio dinámico de los umbrales de arranque . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74

2.2.6 Estabilización de cierre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74

2.2.7 Lógica de arranque y disparo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77

2.2.8 Protección de sobreintensidad bifásica (sólo no-direccional) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

2.2.9 Protección rápida para barras colectoras mediante bloqueo reversible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

2.2.10 Indicaciones de ajuste. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79

2.2.11 Visión General de los Parámetros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86

2.2.12 Lista de Informaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89

2.3 Protección sobreintensidad direccional. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91

2.3.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91

2.3.2 Escalones direccionales de alta intensidad de tiempo definido I>>, IE>>. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94

2.3.3 Escalones direccionales de sobreintensidad de tiempo definido I>, IE>. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96

2.3.4 Escalones direccionales de sobreintensidad de tiempo inverso Ip, IEp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98

2.3.5 Interacción con Fuse-Failure-Monitor (FFM). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100

2.3.6 Cambio dinámico de los umbrales de arranque . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100

2.3.7 Estabilización de cierre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100

2.3.8 Determinación direccional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100

2.3.9 Bloqueo posterior en el caso de tramos de línea con alimentación por dos lados . . . . . . . . . . . . 105

2.3.10 Indicaciones de ajuste. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107

2.3.11 Visión General de los Parámetros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113

2.3.12 Lista de Informaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116

2.4 Cambio dinámico de parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 118

2.4.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 118




2.5 S/I t.def. monofásico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124

2.5.1 Descripción del funcionamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124

2.5.2 Protección diferencial de alta impedancia contra avería con derivación a tierra. . . . . . . . . . . . . . 125

2.5.3 Protección de cuba . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128





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Contenido

2.6 Protección de tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .134

2.6.1 Formación del valor de medida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .134

2.6.2 Protección de sobretensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .135

2.6.3 Protección de subtensión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .136

2.6.4 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .140

2.6.5 Visión General de los Parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .143

2.6.6 Lista de Informaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .144

2.7 Protección de carga desequilibrada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .145

2.7.1 Característica Independiente Característica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .145

2.7.2 Característica Dependiente Característica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .146




2.8 Protección de frecuencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .152

2.8.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .152




2.9 Protección sobrecarga. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .157

2.9.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .157




2.10 Funciones de supervisión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .164

2.10.1 Control de valores de medida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1642.10.1.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1642.10.1.2 Supervisiones de hardware . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1642.10.1.3 Supervisión de software . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1662.10.1.4 Supervisión de los circuitos transformadores de medida. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1672.10.1.5 Detección de fallo de la tensión de medida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1692.10.1.6 Supervisión de rotura de hilo (“Broken Wire”) de los circuitos del

transformador de tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1732.10.1.7 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1752.10.1.8 Visión General de los Parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1762.10.1.9 Lista de Informaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .177

2.10.2 Supervisión del circuito de disparo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1772.10.2.1 Descripción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1782.10.2.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1812.10.2.3 Visión General de los Parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1812.10.2.4 Lista de Informaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .181

2.10.3 Reacciones por fallos de los dispositivos de supervisión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1822.10.3.1 Descripción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .182


11

Contenido

2.11 Detección faltas a tierra (sensitivo) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 185

2.11.1 Detección de faltas a tierra por medición cos-ϕ/ sin-ϕ (procedimiento estándar) . . . . . . . . . . . . . 185

2.11.2 Detección de faltas a tierra con medición U0/I0 ϕ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 191

2.11.3 Localización de faltas a tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 196




2.12 Reenganche automático . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 207

2.12.1 Función del programa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 207

2.12.2 Bloqueo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212

2.12.3 Detección y supervisión del estado del interruptor de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213

2.12.4 Control de escalones de protección . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 215

2.12.5 Coordinación de secuencias de zona (Zone Sequencing, no para las versiones 7SJ8***-**A**-) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 217




2.13 Localizador de faltas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 232

2.13.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 232




2.14 Protección fallo del interruptor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 235

2.14.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 235




2.15 Función flexible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 242

2.15.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 242




2.16 Protección direccional de potencia-Aplicación con función de protección flexible . . . . . . . . . . . . . . . 257

2.16.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 257

2.16.2 Realización de la protección de potencia de retorno . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 260

2.16.3 Parametrización de la protección contra inversión de potencia mediante DIGSI . . . . . . . . . . . . . 262


12

Contenido

2.17 Función de sincronización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .266

2.17.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .266

2.17.2 Transcurso funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .268

2.17.3 Operación de cierre en estado sin tensión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .269

2.17.4 Cierre directo/ Bloqueo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .270

2.17.5 Interacción con la función de control, la función RE y función externa de control . . . . . . . . . . . . .271




2.18 Cambio de la secuencia de fases . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .280

2.18.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .280


2.19 Control de funciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .282

2.19.1 Sistema lógico de excitación del conjunto del equipo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .282

2.19.2 Lógica de disparo del equipo total . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .282



13

Contenido

2.20 Funciones adicionales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 284

2.20.1 Elaboración de avisos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2842.20.1.1 Señalización y salidas binarias (Relés de salida) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2842.20.1.2 Informaciones por pantalla o por PC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2852.20.1.3 Informaciones a la central . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 287

2.20.2 Estadística. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2872.20.2.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2872.20.2.2 Mantenimiento del interruptor de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2882.20.2.3 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2942.20.2.4 Lista de Informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 297

2.20.3 Valores de medida. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2972.20.3.1 Señalización de valores de medida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2982.20.3.2 Transmisión de valores de medida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3002.20.3.3 Lista de Informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 300

2.20.4 Valores medios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3012.20.4.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3012.20.4.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3012.20.4.3 Visión General de los Parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3022.20.4.4 Lista de Informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 302

2.20.5 Valores mínimos y máximos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3022.20.5.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3032.20.5.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3032.20.5.3 Visión General de los Parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3032.20.5.4 Lista de Informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 304

2.20.6 Límites para valores de medida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3052.20.6.1 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 306

2.20.7 Valores límites para estadística. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3062.20.7.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3062.20.7.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3062.20.7.3 Lista de Informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 306

2.20.8 Contador de energía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3072.20.8.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3072.20.8.2 Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3072.20.8.3 Visión General de los Parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3072.20.8.4 Lista de Informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 307

2.20.9 Soporte de puesta en marcha . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3082.20.9.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 308

2.21 Procesamiento de órdenes de mando . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 310

2.21.1 Unidades de conmutación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3102.21.1.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3102.21.1.2 Lista de Informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 311

2.21.2 Tipos de orden. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3112.21.2.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 311

2.21.3 Secuencia de las órdenes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3122.21.3.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 312

2.21.4 Protección contra fallo de conmutación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3132.21.4.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 313

2.21.5 Protocolo de órdenes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3192.21.5.1 Descripción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 320

2.22 Indicaciones para la operacion de servicio del equipo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 321

2.22.1 Operaciones de servicio divergentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 321


14

Contenido

3 Montaje y Puesta en Marcha . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .323

3.1 Montaje y Conexión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .324

3.1.1 Indicaciones para la Configuración . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .324

3.1.2 Adaptación de Hardware . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3283.1.2.1 Desmontaje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3283.1.2.2 Conexión de los bornes de intensidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3313.1.2.3 Conexión de los bornes de tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3323.1.2.4 Módulos de interface . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3333.1.2.5 Montaje. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .335

3.1.3 Montaje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3363.1.3.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3363.1.3.2 Montaje empotrado en panel de control . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3373.1.3.3 Montaje empotrado en armarios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3373.1.3.4 Montaje superficial en panel de control . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .338

3.2 Control de las conexiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .340

3.2.1 Control de las conexiones de datos en los interfaces . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .340

3.2.2 Control de las conexiones de la instalación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .343

3.3 Puesta en Servicio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .345

3.3.1 Régimen de prueba/Bloqueo de transmisión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .346

3.3.2 Prueba del interface de sistema (en el Puerto B) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .346

3.3.3 Configuración de los módulos de comunicación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .348

3.3.4 Comprobar los estados de conmutación de las entradas/salidas binarias . . . . . . . . . . . . . . . .352

3.3.5 Comprobaciones para la protección contra fallo del interruptor de potencia . . . . . . . . . . . . . . . .355

3.3.6 Comprobación de las funciones definibles por el usuario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .357

3.3.7 Pruebas de intensidad, tensión y secuencia de fases . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .357

3.3.8 Prueba para la protección de alta impedancia. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .358

3.3.9 Comprobación del bloqueo posterior . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .358

3.3.10 Prueba direccional con intensidad de carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .359

3.3.11 Control de la polaridad para la entrada de tensión U3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .360

3.3.12 Comprobación de la puesta a tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .362

3.3.13 Control de polaridad para la entrada de intensidad IE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .363

3.3.14 Pruebas de conmutación de los componentes configurados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .366

3.3.15 Establecimiento de un listado de medida de prueba . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .366

3.4 Montaje del equipo en su ubicación (panel/armario) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .368

4 Datos Técnicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .369

4.1 Datos Generales del Equipo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .370

4.1.1 Entradas analógicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .370

4.1.2 Tensión auxiliar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .370

4.1.3 Entradas y salidas binarias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .371

4.1.4 Interfaces de comunicación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .372

4.1.5 Pruebas eléctricas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .375

4.1.6 Pruebas mecánicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .376

4.1.7 Condiciones climáticas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .377

4.1.8 Condiciones de servicio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .378

4.1.9 Diseños constructivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .378

4.2 Protección de sobreintensidad de tiempo definido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .379


15

Contenido

4.3 Protección de sobreintensidad de tiempo inverso . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 381

4.4 Protección direccional de sobreintensidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 393

4.5 Estabilización de cierre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 395

4.6 Cambio dinámico de parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 396

4.7 Protección de sobreintensidad monofásica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 397

4.8 Protección de tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 398

4.9 Protección de carga desequilibrada (Característica independiente) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 400

4.10 Protección de carga desequilibrada (Características dependientes) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 401

4.11 Protección de frecuencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 407

4.12 Protección de sobrecarga térmica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 408

4.13 Detección de faltas a tierra (sensible/no sensible) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 410

4.14 Reenganche automático . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 413

4.15 Localizador de faltas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 414

4.16 Protección fallo del interruptor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 415

4.17 Funciones de protección flexible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 416

4.18 Función de sincronización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 419

4.19 Funciones definibles por el usuario (CFC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 421

4.20 Funciones adicionales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 426

4.21 Función de control para unidades de mando . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 431

4.22 Dimensiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 432

4.22.1 Montaje empotrado en panel o armario (tipo de carcasa 1/6) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 432

4.22.2 Montaje superficial en panel (tipo de carcasa 1/6) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 433

4.22.3 Vista inferior. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 433

4.22.4 Varistor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 434

A Anexo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 435

A.1 Datos de Pedido y Accesorios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 436

A.1.1 Datos de Pedido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 436A.1.1.1 7SJ80 V4.6 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 436

A.1.2 Accesorios. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 440

A.2 Distribución de los Bornes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 442

A.2.1 7SJ80 — Carcasa para montaje empotrado en paneles y armarios como también para montaje superficial en paneles de control . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 442

A.3 Ejemplos de Conexión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 446

A.4 Requerimientos para el transformador de intensidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 458

A.4.1 Factores de sobreintensidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 458Factor de sobreintensidad de trabajo y nominal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 458Ejemplo de cálculo según IEC 60044–1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 458

A.4.2 Cálculo de clases . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 459. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 459

A.4.3 Transformador toroidal de cables . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 459Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 459Requerimientos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 459Exactitud de clases . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 460


16

Contenido

A.5 Preconfiguraciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .461

A.5.1 Señales Luminosas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .461

A.5.2 Entrada Binaria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .462

A.5.3 Salida Binaria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .463

A.5.4 Teclas de Función . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .464

A.5.5 Cuadro Básico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .464

A.6 Funciones Dependientes del Protocolo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .468

A.7 Capacidad de Funciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .469

A.8 Visión General de los Parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .471

A.9 Visión General de Informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .488

A.10 Avisos Colectivos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .510

A.11 Vista General de los Valores de Medida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .511

Bibliografía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .515

Glosario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .517

Ìndice . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .529


17

Contenido


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Introducción 1En este capítulo se describe la protección de sobreintensidad SIPROTEC 4 7SJ80. Obtendrá una visión global de los campos de aplicación, las propiedades y la funcionalidad de este equipo.

1.1 Función General 20

1.2 Campos de Aplicación 23

1.3 Propiedades 25


19

Introducción1.1 Función General

1.1 Función General

El equipo digital de protección de sobreintensidad SIPROTEC 7SJ80 dispone de un microprocesador de tecnología avanzada. Este proporciona un procesamiento plenamente digital de todas las funciones del equipo, desde la adquisición de los valores de medida hasta la salida de órdenes a los interruptores. La figura 1-1 muestra la estructura básica del equipo 7SJ80.

Entradas analógicas

Las entradas de medida “EM” transforman las intensidades y las tensiones procedentes de los transformado-res de medida y las adaptan al nivel de procesamiento interno del equipo. El equipo dispone de 4 transforma-dores de intensidad y adicionalmente, según el tipo de equipo de 3 transformadores de tensión. Tres transfor-madores están previstos para las entradas de la intensidad de fase, un transformador más (IE) puede ser utilizado, según la variante, para la detección de faltas a tierra IE (punto neutro del transformador de intensidad) o un transformador especial de intensidad a tierra (para la detección sensible de intensidad a tierra IEE y para la determinación direccional de faltas a tierra).

Figura 1-1 Estructura de hardware del equipo de protección digital multifuncional 7SJ80

Los transformadores de tensión opcionales pueden ser aplicados selectivamente para las 3 tensiones fase-tierra o para 2 tensiones de fase y una homopolar (tensión e–n) o para otra aplicación cualquiera. También es posible instalar dos tensiones fase-fase en conexión V.


20


Las magnitudes analógicas son conducidas a los amplificadores de entrada AE. El grupo de amplificadores AE proporciona a las magnitudes de entrada analógicas una terminación de alta impedancia y contiene filtros que están optimizados para la elaboración de valores de medida en cuanto al ancho de banda y la velocidad de procesamiento.

El grupo de convertidores AD dispone de convertidores analógicos/digitales y de componentes de memoria para la transferencia de datos al microprocesador.

Sistema de microprocesador

En el sistema de microprocesador se elaboran aparte del control de los valores de medida, las propias funciones de protección y control. Estas son especialmente:

• Función filtro y elaboración de magnitudes de medida,

• supervisión permanente de magnitudes de medida,

• vigilancia de las condiciones de arranque para cada función de protección,

• control de valores límite y transcursos de tiempo,

• control de señales para las funciones lógicas,

• decisión de las órdenes de desconexión y cierre,

• memorización de avisos, datos de falta y valores de falta para el análisis de faltas,

• administración del sistema operacional y de sus funciones, como por ejemplo memorización de datos, tiempo real, comunicación, interfaces, etc.

• Distribución de las informaciones mediante el amplificador de salida (AS).

Entradas y salidas binarias

Las entradas y salidas binarias para el sistema de control se transmiten a los componentes de entrada y salida (bornes de entrada y salida). Desde aquí, el sistema recibe informaciones de la instalación (p. ej., reposición remota) o de otras unidades (p. ej. órdenes de bloqueo). Las funciones de salida son generalmente órdenes al interruptor de potencia o avisos para la señalización remota de eventos y estados importantes.

Elementos en la parte frontal

Los elementos ópticos (LED) y la pantalla de indicación (LCD) en la parte frontal del equipo sirven para dar informaciones sobre la función del equipo y señalizan los eventos, estados y valores de medida.

Las teclas integradas numéricas y funcionales en combinación con la pantalla LCD posibilitan la comunicación con el equipo local. Mediante estas teclas se pueden consultar todas las informaciones del equipo, es decir, parámetros de configuración y de ajuste, avisos de servicio y faltas o valores de medida como también modificar los parámetros de ajuste.

Además, mediante el panel de servicio del equipo se pueden efectuar funciones de control a los elementos de la subestación.

Interfaces

Mediante el Interface USB-DIGSI se puede realizar la comunicación a un PC aplicando el programa de servicio DIGSI. Mediante este software es posible realizar operaciones de servicio para todas las funciones del equipo de manera confortable.

Mediante el Puerto A (Interface Ethernet) y el Puerto B (Interface de Sistema/Servicio) se puede establecer igualmente la comunicación al equipo con un PC utilizando el programa DIGSI.

Aparte de la comunicación del equipo mediante DIGSI, se pueden transferir por el Puerto B todos los datos del equipo a una unidad central de evaluación o a una central de control. Según la aplicación, este interface puede estar previsto para diferentes procedimientos físicos y diferentes protocolos de transmisión.


21


Alimentación

Las unidades de función mencionadas están alimentadas por una fuente de intensidade (AE) con la potencia necesaria para los diferentes niveles de tensión. Las caídas breves de tensión en la alimentación que pueden producirse durante cortocircuitos en los sistemas de tensión auxiliar de la instalación, son eliminadas en general por un elemento capacitivo de almacenamiento (ver también Datos Técnicos).

Una batería de respaldo se encuentra debajo de la tapa en la parte inferior de la placa frontal.


22

Introducción1.2 Campos de Aplicación

1.2 Campos de Aplicación

El equipo digital de protección de sobreintensidad SIPROTEC 4 7SJ80 se aplica como equipo de protección, control y mando para las salidas de las barras colectoras. Como protección de línea se pueden instalar los equipos en redes con conexión de punto estrella puesta a tierra por directo o por baja impedancia, aislada o compensada. Es apropiada para redes radiales alimentadas por un lado, redes en anillos de configuración abierta o cerrada, como también para líneas de doble alimentación.

El equipo contiene las funciones necesarias usuales para la protección, la vigilancia de la posición del interrup-tor y para el control de las unidades de mando en barras colectoras simples y dobles, por lo cual el equipo puede ser aplicado en forma universal. El equipo tiene también aplicación como protección de reserva con escalonamiento de tiempo para las funciones de protección por comparación para todo tipo de líneas, trans-formadores y barras de cualquier nivel de tensión.

Funciones de protección

La función básica es una protección de sobreintensidad no direccional. Ésta tiene respectivamente dos esca-lones independientes de la intensidad (S/I t.def.) y un Escalón dependiente (S/I t.inv.) para las las intensidades de fase y la intensidad a tierra. Para el Escalón S/I t.inv. se dispone de una serie de curvas características de diferentes estándares. Alternativamente se puede aplicar para la detección sensible de faltas a tierra una Característica definible por el usuario.

Otras funciones incluidas son la protección de carga desequilibrada, la protección de sobrecarga, la protección fallo del interruptor y la protección de faltas a tierra.

Según la variante de pedido pueden estar incluidas más funciones como: protección de frecuencia, protección de sobre- y subtensión y protección de faltas a tierra para cortocircuitos a tierra de alta o baja impedancia que puede trabajar en forma direccional o no direccional.

Además de las funciones de protección de cortocircuito mencionadas existen otras funciones de protección como variantes de pedido. Por ejemplo, se puede complementar la protección de sobreintensidad con una protección direccional de sobreintensidad.

También está disponible una función de reenganche automático, con la cual es posible efectuar en líneas aéreas diversos ciclos de interrupción diferentes. La conexión a un dispositivo externo de reenganche auto-mático es también posible. Para ubicar rápidamente la falta después de un cortocircuito, se ha integrado un localizador de faltas.

Se puede comprobar en el equipo, antes de un reenganche y después de un disparo tripolar, la tolerancia del reenganche mediante un control de las tensiones y/o de sincronismo. La función de sincronización también puede ser activada por un dispositivo externo.

Funciones de mando

El equipo dispone de una función de mando, con la cual es posible conectar y desconectar las unidades de conmutación mediante las teclas operacionales, por el puerto B, vía entradas binarias y mediante el PC y el programa de servicio DIGSI por el interface frontal.

Mediante los contactos auxiliares de los interruptores y las entradas binarias del equipo se registran retroavi-sos de los estados de conexión. Con esto se pueden observar en el equipo los estados de conexión actuales y utilizarlos para el control de plausibilidad y enclavamientos. El número de los elementos de subestación a controlar está limitado solamente por las entradas y salidas disponibles del equipo como también por su para-metrización designada para los retroavisos de la posición del interruptor. Por cada elemento de subestación se necesitan una (aviso simple) o dos entradas binarias (aviso doble).

La autorización de mando puede ser limitada por las condiciones predeterminadas para la autoridad de mando (remota o local) y el modo de conmutación (bloqueado/desbloqueado, con o sin código de acceso).


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Introducción1.2 Campos de Aplicación

Las condiciones de enclavamiento para la conmutación (p. ej. protección fallo de conmutación) pueden ser de-terminadas mediante la función lógica integrada definible por el usuario.

Avisos y valores de medida; Memorización de valores de falta

Los avisos de servicio informan sobre los estados en la subestación y en el mismo equipo. Las magnitudes de medida y los valores determinados por cálculo pueden ser señalizados durante el funcionamiento y ser trans-mitidos por los interfaces.

Los avisos del equipo pueden ser señalizados por un número de LEDs en la placa frontal, ser transferidos para una elaboración externa mediante contactos de salida (configurables), ser vinculados con las funciones lógi-cas definidas por el usuario y/o ser transmitidos mediante los interfaces serie.

Durante una perturbación (falta en la red) se registran eventos importantes y cambios de estado en los proto-colos de faltas. Igualmente los valores instantáneos de la perturbación son registrados en el equipo y éstos quedan disponibles para un análisis de falta posterior.

Comunicación

Para la comunicación con sistemas externos de servicio, mando o memorización se disponen de los siguientes interfaces.

El interface USB-DIGSI en la parte frontal sirve para la comunicación local con un PC. Mediante el programa de servicio de SIPROTEC® 4 DIGSI® se pueden efectuar por este interface operacional todos las operacio-nes de servicio y evaluación, como la determinación y modificación de los parámetros de configuración y ajuste, la configuración de funciones lógicas definidas por el usuario, la lectura de avisos de servicio y de per-turbaciones, el control de estado del equipo y de los valores de medida así como la introducción de órdenes.

Otros interfaces se encuentran, según la variante de pedido, en la parte inferior del equipo. Por estos interfaces se puede establecer una comunicación con otras unidades digitales de servicio, mando y memorización:

El Puerto A sirve para la comunicación con DIGSI directamente al equipo o por la red.

El Puerto B sirve para la comunicación entre el equipo y el sistema central de control. Este interface puede ser conectado, de igual manera, por un cable de transmisión de datos o conductor de fibras ópticas. Para la transmisión de datos se disponen de protocolos estándar según IEC60870–5–103. Con este perfil de comuni-cación se realiza la integración de los equipos a los sistemas de automatización SINAUT LSA y SICAM.

Alternativamente se pueden elegir otras posibilidades de acoplamiento al PROFIBUS DP y a los protocolos DNP3.0 y MODBUS. Si existe un módulo EN100 se puede utilizar también el protocolo IEC61850.


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Introducción1.3 Propiedades

1.3 Propiedades

Propiedades generales

• Sistema de microprocesador de 32 bit de tecnología avanzada.

• Elaboración de valores de medida y funciones de mando completamente numéricos desde el proceso de muestreo y digitalización de las magnitudes de medida hasta la decisión de cierre o disparo para el interruptor de potencia.

• Aislamiento galvánico íntegro y libre de interferencias entre los circuitos internos de elaboración y los circuitos de medición, control y alimentación de la instalación mediante transformadores instrumentales de medida, módulos binarios de entrada/salida y rectificadores de intensidad continua.

• Capacidad completa de las funciones necesarias para la protección y el control de una salida de línea o una barra colectora.

• Operaciones de servicio fáciles mediante el panel integrado de servicio y señalización o mediante un PC conectado con programa de guía.

• Cálculo permanente y señalización de los valores de medida sobre la parte frontal.

• Memorización de valores de medida Mín/Máx (función indicador de seguimiento) y memorización de valores medios de largo tiempo.

• Memorización de avisos de perturbación para los últimos 8 eventos (faltas en la red) con referencia de tiempo real, como también de los valores instantáneos para una perturbografía durante un espacio de tiempo máximo de 18 s.

• Supervisión permanente de los valores de medida como también del hard- y software del equipo.

• Posibilidad de comunicación con unidades centrales de control y memorización mediante interfaces serie, opcionalmente por línea de datos, módem o por fibra optica.

• Reloj con batería de respaldo, que puede ser sincronizado por señal de sincronización por entrada binaria o por protocolo.

• Estadística de conexiones: Registro del numéro de las órdenes de disparo producidas por el equipo como también protocolización de las intensidades de las últimas desconexiones efectuadas por el equipo y acumulación de las intensidades de cortocircuito desconectadas para cada polo del interruptor.

• Contador de horas de servicio: Registro de las horas de servicio del objeto a proteger bajo carga.

• Ayudas de puesta en marcha como control de conexión y dirección, señalización de estado de todas las entradas y salidas binarias, posibilidades de chequeo por el puerto B y posibilidad de intervenir en las informaciones en el Puerto B durante el modo de prueba.

Protección de sobreintensidad temporizada

• Tres escalones independientes (S/I t.def.) y un Escalón dependiente de la intensidad (S/I t.inv.) respectivamente para las intensidades de fase, la intensidad a tierra IE como también para la suma de intensidades 3I0;

• Posibilidad de aplicación bifásica de la protección de sobreintensidad (IL1, IL3);

• Para la protección de sobreintensidad de tiempo inverso (S/I t.inv.) se pueden seleccionar diversas curvas características estándar;

• Posibilidad de bloqueos, por ejemplo, aplicación para bloqueo reversible con cualquier Escalón;

• Posibilidad de un disparo inmediato por cierre sobre un cortocircuito con cualquier Escalón;

• Estabilización de cierre con segundo armónico.


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Protección de cortocircuitos a tierra

• Protección de sobreintensidad con tres escalones independientes (S/I t.def.) y un Escalón dependiente de la intensidad (S/I t.inv.) para faltas a tierra de alta impedancia en redes puestas a tierra;

• Para la protección de sobreintensidad de tiempo inverso (S/I t.inv.) se pueden seleccionar diversas curvas características estándar;

• Estabilización de cierre con segundo armónico;

• Posibilidad de un disparo inmediato por cierre sobre un cortocircuito con cualquier Escalón;

Protección direccional de sobreintensidad temporizada

• Dos escalones independientes (S/I t.def.) y un escalón dependiente (S/I t. inv.) para la fase se activan paralelamente a los escalones no direccionales de sobreintensidad y son ajustables en su valor de arranque y temporización independientemente de éstos;

• Determinación direccional con las tensiones ajenas al cortocircuito y una memoria para los valores de tensión, con lo cual se logra una sensibilidad direccional dinámica ilimitada.

• La determinación direccional se efectúa por fase selectiva e independiente para faltas de fase y tierra como también para faltas de intensidad suma o residual.

Cambio dinámico de parámetros

• Posibilidad de un cambio dinámico de los parámetros de la protección de sobreintensidad durante el arranque en frío de una instalación;

• Reconocimiento de un arranque en frio ya sea por la posición del interruptor de potencia o por umbral de intensidad;

• Posibilidad de activación mediante la función automática de reenganche (RE);

• Posibilidad de inicio también por entrada binaria.

Protección de sobreintensidad monofásica

• Evaluación de la intensidad medida mediante el transformador de intensidad a tierra sensible.

• apropiado como protección diferencial considerando la intensidad del punto estrella a un lado del transfor-mador, generador o motor así como para un grupo de reactancias de compensación puestas a tierra.

• aplicación como protección de cuba contra intensidades de fuga inadmisibles entre la cuba del transforma-dor y tierra.

Protección de tensión

• Detección de subtensión de dos escalones mediante componente de secuencia positiva de las tensiones, fase-fase o fase-tierra;

• Criterio de intensidad conectable opcionalmente como condición de autorización adicional;

• Detección de sobretensión con dos escalones separados para la mayor de las tensiones existentes así como detección de la componente de secuencia positiva o negativa de las tensiones.

• relación de reposición ajustable en todos los escalones de la protección de sub— o sobretensión.


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Protección de carga desequilibrada

• Evaluación del sistema de secuencia de fase negativa de las intensidades;

• Curva característica independiente de disparo de dos escalones; opcionalmente se disponen de curvas características inversas de diferentes estándares.

Protección de frecuencia

• Vigilancia de subfrecuencia (f) y/o sobrefrecuencia (f) con 4 valores límite de frecuencia ajustables y temporizables;

• Insensible a los armónicos y saltos de fase;

• Umbral de subtensión ajustable.

Protección de sobrecarga térmica

• Imagen térmica de las pérdidas por calor de la intensidad (protección de sobrecarga con función de memoria completa);

• Cálculo de valores efectivos;

• Escalón ajustable de alarma térmica;

• Escalón ajustable de alarma de intensidad;

Funciones de supervisión

• Supervisión de los circuitos de medida internos, así como el hardware y el software, con un resultado de una mayor fiabilidad;

• Función Fuse Failure Monitor con bloqueo de la función de protección;

• Control de los circuitos secundarios de los transformadores de intensidad y de tensión mediante verificaciones de suma y simetría con bloqueo opcional de la función de protección;

• Posibilidad de vigilancia del circuito de disparo;

• Control de la secuencias de fase.

Detección de faltas a tierra

• Detección de la tensión homopolar por medida o cálculo con las tensiones de fase;

• Determinación de la fase con cortocircuito para su aplicación en redes aisladas o compensadas;

• Detección de intensidad a tierra con dos escalones: Escalón de alta intensidad IEE>> y escalón de sobreintensidad IEE>;

• Alta sensibilidad (ajustable a partir de 1mA);

• Escalón de sobreintensidad con temporización independiente (tiempo definido) o dependiente de la intensidad (tiempo inverso);

• Para la protección S/I t. inv. se dispone de una característica definible por el usuario;

• Determinación direccional con valores del sistema homopolar (I0, U0), detección direccional vatiométrica de cortocircuitos a tierra;

• Característica de sector circular ajustable como característica direccional;

• cada Escalón direccional o no-direccional puede ser ajustado en dirección — hacia adelante o hacia atrás —;

• Opcionalmente aplicable como protección adicional de cortocircuitos a tierra.


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Automatismo de reenganche

• de uno o más ciclos;

• Con tiempos de pausa independientes para los tres primeros y los demás ciclos;

• Posibilidad de ajuste: cual de los escalones de sobreintensidad o de falta a tierra debe trabajar o no con reenganche;

• Programas separados para faltas de fase y a tierra;

• Interacción con la protección de sobreintensidad y con los escalones de falta a tierra. Estos pueden ser bloqueados o pueden efectuar un disparo inmediato dependiendo del ciclo de la función RE;

• Posibilidad de reenganche síncrono en combinación con la función de sincronización integrada.

Localizador de faltas

• Inicio por orden de disparo o por orden externa o por reposición de arranque;

• Parametrización de máximo tres tramos de la línea;

• Cálculo de la distancia a la falta y señalización del lugar de la falta en óhmios (secundarios) y en kilómetros o millas;

Protección fallo del interruptor

• Por vigilancia de la intensidad y/o evaluación de los contactos auxiliares del interruptor de potencia;

• Arranque por cada función integrada de protección que produce un disparo;

• Posibilidad de arranque por una entrada binaria desde un equipo de protección externo.

Funciones de protección flexible

• Hasta 20 funciones de protección ajustables individualmente en modo de trabajo trifásico o monofásico;

• en principio, la evaluación se efectua con magnitud calculada o medida directamente:

• Lógica de protección estándar con característica constante (es decir, independiente);

• temporización interna de arranque y reposición parametrizable;

• textos de aviso editables.

Control de sincronismo

• Control de las condiciones de sincronismo antes de reenganche después de un disparo tripolar;

• medición rápida de la diferencia de módulo de tensión ΔU, de la diferencia de ángulo de fases Δϕ y de la diferencia de frecuencia Δf;

• Alternativamente control del estado sin tensión antes del reenganche;

• Tensiones mínima y máxima ajustables;

• Posibilidad de control de las condiciones de sincronismo o del estado sin tensión también antes de cierre manual del interruptor de potencia, con valores límite separados;

• Posibilidad de medición por transformador, también sin utilizar un transformador intermedio externo;

• Tensiones de medida, opcionalmente fase-fase o fase-tierra.

Cambio de la secuencia de fases

• Posibilidad de cambio de la secuencia de fases por parámetros (estático) y entradas binarias (dinámico).


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Mantenimiento del interruptor de potencia

• método estadístico para el soporte de la planificacion de los intervalos de mantenimiento para los contactos del interruptor de potencia con base a su grado de desgaste real.

• se han implementado diversas funciones parciales independientes una de la otra (son disponibles el procedimiento ΣI, el procedimiento ΣIx, el procedimiento 2P y el procedimiento I2t);

• La detección y pre-procesamiento de los valores de medida para todas las funciones parciales se efectúan por fase selectiva con un valor límite específico del procedimiento respectivo para cada función parcial.

Funciones definibles por el usuario

• Función programable para la configuración libre de señales internas y externas para realizar funciones lógicas definibles por el usuario;

• Todas las funciones lógicas usuales (AND, OR, NO, EXCLUSIVE–OR etc.);

• Temporizaciones y consulta de valores límites;

• Elaboración de valores de medida, como supresión de punto cero, expansión de curva característica, supervisión Live–Zero.

Función de control para unidades de mando

• Conexión y desconexión de las unidades de mando por operación manual mediante teclas de control, teclas funcionales programables, por el puerto B (p.ej. de SICAM® o LSA) o por el interface operacional (mediante un PC y programa de servicio DIGSI®);

• Retroaviso de los estados de conexión por los contactos auxiliares del interruptor;

• Control de plausibilidad de las posiciones del interruptor y las condiciones de enclavamiento para la maniobra de conmutación.

■


29



30

Funciones 2En este capítulo se describe en forma breve las diferentes funciones del equipo SIPROTEC 4 7SJ80. Se muestran las posibilidades de ajuste para cada función en la versión completa del equipo. Aquí se dan indicaciones para determinar los valores de ajuste y — cuando es necesario — se exponen fórmulas.

Además se puede determinar en base a las informaciones siguientes, cual de las funciones ofrecidas deberá ser utilizada.

2.1 Generalidades 32

2.2 Protección sobreintensidad 64

2.3 Protección sobreintensidad direccional 91

2.4 Cambio dinámico de parámetros 118

2.5 S/I t.def. monofásico 124

2.6 Protección de tensión 134

2.7 Protección de carga desequilibrada 145

2.8 Protección de frecuencia 152

2.9 Protección sobrecarga 157

2.10 Funciones de supervisión 164

2.11 Detección faltas a tierra (sensitivo) 185

2.12 Reenganche automático 207

2.13 Localizador de faltas 232

2.14 Protección fallo del interruptor 235

2.15 Función flexible 242

2.16 Protección direccional de potencia-Aplicación con función de protección flexible 257

2.17 Función de sincronización 266

2.18 Cambio de la secuencia de fases 280

2.19 Control de funciones 282

2.20 Funciones adicionales 284

2.21 Procesamiento de órdenes de mando 310

2.22 Indicaciones para la operacion de servicio del equipo 321


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Funciones2.1 Generalidades

2.1 Generalidades

Los parámetros funcionales pueden ser modificados por el interface operacional o de servicio desde un PC mediante el programa DIGSI, parcialmente los parámetros pueden ser ajustados por el panel de servicio en el panel frontal del equipo. El modo de proceder se aclara detalladamente en la descripción de sistema SIPROTEC /1/.

2.1.1 Capacidad funcional

El equipo 7SJ80 dispone de funciones de protección y funciones adicionales. La capacidad del hardware y firmware está acondicionada para estás funciones. Aparte de esto, las funciones de mando pueden ser adap-tadas a las condiciones de la instalación. Además, mediante la configuración se pueden activar o desactivar individualmente funciones determinadas o modificar la funcionalidad conjunta de las mismas.

2.1.1.1 Descripción

Determinar el volumen de funciones

Ejemplo de configuración de la capacidad de funciones:

Una red está compuesta de tramos de líneas aéreas y tramos de cables. Ya que la función de reenganche automático sólo tiene sentido en la aplicación para tramos con líneas aéreas, esta función se configura "inactiva" para la utilización en tramos de cable.

Las funciones de protección y adicionales existentes pueden ser configuradas como disponible o no disponible. En algunas funciones se pueden seleccionar diferentes alternativas que se explican a continuación.

Las funciones que han sido configuradas como no disponible, no son elaboradas en el 7SJ80: No existen avisos y los parámetros de ajuste correspondientes (funciones y valores límite) no serán consultados en los ajustes.

Nota

Las funciones disponibles y los preajustes dependen de la variante de pedido del equipo (ver detalles de acuerdo a A.1).

2.1.1.2 Indicaciones de ajuste

Determinación de la capacidad funcional

La configuración de su equipo se realiza mediante el programa de parametrización DIGSI. Para esto se conecta el PC según la versión del equipo, (variante de pedido), por el interface USB del frontal o por el puerto B o también puerto A en la parte inferior del equipo. La forma de proceder con DIGSI se aclara en la descripción de sistema de SIPROTEC 4.

En el cuadro de diálogo Capacidad de funciones se adapta el equipo a las condiciones respectivas de la instalación.

Para modificar los parámetros de configuración en el equipo es necesario introducir el código de acceso No. 7 (para juego de parámetros). Sin el código de acceso sólo se pueden leer los ajustes, no es posible modificarlos ni transferirlos al equipo.


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Particularidades

En general, los ajustes se aclaran por si mismos. Las particularidades se aclaran a continuación.

Si se desea utilizar el cambio de grupos de parámetros, ajuste la dirección 103 CAMBIO GRUPARÁM con disponible. En este caso se podrá parametrizar para el ajuste de funciones hasta cuatro diferentes grupos con parámetros que durante el funcionamiento podrán ser conmutados en forma rápida y fácil. Parametrizando no disponible se puede utilizar solamente un grupo de parámetros de función.

Para los escalones de sobreintensidad (respectivamente para intensidades de fase y a tierra) de la protección de sobreintensidad se seleccionan bajo las direcciones 112 SOBREINTENS.FAS y 113 SOBREINTENS.TIE diferentes características de disparo. Si sólo se desea la Característica independiente, se debe ajustar t.def sin t.inv. Alternativamente se puede seleccionar entre las características de tiempo inverso según la norma IEC (S/I IEC) o ANSI (S/I ANSI). El comportamiento de reposición de las características de IEC y ANSI se determina en la parametrización de la protección de sobreintensidad bajo las direcciones 1210 ó 1310.

Mediante no disponible se puede anular la configuración completa de la protección de sobreintensidad.

La protección direccional de sobreintensidad se ajusta bajo las direcciones 115 S/I DIR.FASES y 116 S/I DIR. TIERRA. Aquí existen las mismas posibilidades de selección (excepto el escalón I>>>) como para la protección no direccional de sobreintensidad.

En la detección de faltas a tierra (sensible) se determina bajo la dirección 130 Car.dir F/T se la caracte-rística direccional de la detección de faltas a tierra sensible. Para ello puede elegir entre los procedimientos de medida cos ϕ / sin ϕ y V0/I0 ϕ med.. Aquí, cos ϕ / sin ϕ es el procedimiento estándar preajustado (por detección de intensidad residual vatimétrica).

Si se ha ajustado el procedimiento de medida cos ϕ / sin ϕ, se selecciona bajo la dirección 131 F/T SENS. entre una característica de tiempo definido (t.def sin t.inv) y una Caract.usuario. Con la opción V0/I0 ϕ med. se dispone de una característica de tiempo definido t.def sin t.inv. Con el ajuste no disponible se desiste de la función por completo.

Para la protección de carga desequilibrada se determina bajo la dirección 140 P.CARGAS DESEQU la característica de disparo a utilizar. Aquí se puede seleccionar entre independiente, Carac.disp ANSI o Carac.disp.IEC. Si no se necesita esta función, se ajusta no disponible.

La protección de sobrecarga se activa bajo la dirección 142 SOBRECARGA mediante el ajuste sin temperatura ambiente sin temper.amb. o se parametriza como no disponible.

La función de sincronización se activa con el parámetro 161 SINC Función 1 mediante el ajuste CONTROL SINCRO o se parametriza como no disponible.

Bajo la dirección 170 se determina si la función de protección fallo del interruptor es parametrizada como disponible o no disponible. Con la opción de ajuste exist. con 3I0> la intensidad a tierra y la intensidad del sistema de secuencia negativa son consideradas en la prueba de plausibilidad.

Para el mantenimiento del interruptor se disponen de diferentes alternativas bajo la dirección 172 MANTENIMIEN. IP. Independientemente de esto, la funcionalidad básica para la determinación de la suma de intensidades (procedimiento ΣI) siempre es efectiva, porque no requiere ninguna parametrización adicional y se ocupa en acumular los valores de las intensidades desconectadas por las funciones de protección.

Seleccionando el Procedimiento-ΣIx se establece la suma de las potencias de todas las intensidades desconectadas y se señaliza como valor relativo. Con el Procedimiento-2P se determina constantemente por cálculo el tiempo de vida residual del interruptor.

En el procedimiento I2t se determina la integral al cuadrado de las intensidad desconectadas y se señaliza como valor relativo.

Para más informaciones detalladas sobre los diferentes procedimientos de mantenimiento del interruptor vea la sección 2.20.2. También se puede desactivar la función mediante el ajuste no disponible.

Bajo la dirección 181 se define para el localizador de faltas cuantos tramos de línea (máximo tres) son considerados.


33


Para la supervisión del circuito de disparo existe la posibilidad de determinar bajo la dirección 182 SUPER.CIRC.DISP, si esta función debe trabajar con dos entradas binarias (con 2 EB) o con una entrada binaria (con 1 EB) o si la función debe ser configurada como no disponible.

Bajo la dirección 192 Med.Tens.Cap. se ajusta si se debe trabajar con medición capacitiva de tensión. Después de seleccionar el ajuste Si, se debe introducir bajo la dirección 241 hasta 246 las capacidades de paso, como también las capacidades de la línea y parásitas para el divisor de tensión capacitivo a las entradas de tensión (ver 2.1.3.2).

En caso de una medición capacitiva de tensión, se pueden aplicar algunas funciones o sólo de manera limitada. Indicaciones más detalladas se encuentran en el capítulo 2.1.3.2, tabla 2-2.

Se debe ajustar bajo la dirección 617 ProtServi (MM) para que utilidad se aplica el puerto B. Con el ajuste IEC 60870 se conecta el equipo en serie a una unidad central de control, con el ajuste DIGSI se utiliza el interface para conectarse con DIGSI y (no disponible) cuando no se utiliza el puerto B.

Las funciones de protección flexible pueden ser configuradas con el parámetro FUNC. FLEX.. Aquí se pueden establecer hasta un máximo de 20 funciones, determinando con una marca de verificación la función corres-pondiente como disponible (ejemplo ver capítulo 2.16). Si se retira la marca (de verificación) de una función, se anulan todos los ajustes y configuraciones efectuados. Si se vuelve a introducir la marca, todos los ajustes y configuraciones se encuentran en su estado inicial preconfigurado. Los ajustes de la función flexible se efec-túan mediante DIGSI bajo „ Parámetro“, „Funciones adicionales“ y „ Configuración“. La configuración (ordenación) se efectúa, de manera usual bajo „Parámetros“ y „Ordenación“.

2.1.1.3 Visión General de los Parámetros

Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación103 CAMBIO GRUPARÁM no disponible

disponibleno disponible Cambio grupo de parámetros

104 PERTURBOGRAFÍA no disponibledisponible

disponible Perturbografía

112 SOBREINTENS.FAS no disponiblet.def sin t.invS/I IECS/I ANSI

t.def sin t.inv Protección sobreint. de fases TDef/TInv

113 SOBREINTENS.TIE no disponiblet.def sin t.invS/I IECS/I ANSI

t.def sin t.inv Protección sobreint. de tierra TDef/TInv

115 S/I DIR.FASES no disponiblet.def sin t.invS/I IECS/I ANSI

t.def sin t.inv Prot.direccional sobreintensidad fases

116 S/I DIR. TIERRA no disponiblet.def sin t.invS/I IECS/I ANSI

t.def sin t.inv Prot.direccional sobreintensidad tierra

117 CAMB.DIN.PARAM no disponibledisponible

no disponible Conmutación dinámica de parametros

122 ESTABILIZ.RUSH no disponibledisponible

no disponible Estabilización Inrush

127 S/I MONOFASICA no disponibledisponible

no disponible Prot. sobreintensidad monofásica

130 Car.dir F/T se cos ϕ / sin ϕV0/I0 ϕ med.

cos ϕ / sin ϕ Característ. dir. detección F/T (sens.)


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131 F/T SENS. no disponiblet.def sin t.invCaract.usuario

no disponible Detección faltas a tierra alta (sensib.)

140 P.CARGAS DESEQU no disponibleCarac.disp ANSICarac.disp.IECindependiente

no disponible Protección contra cargas desequilibradas

142 SOBRECARGA no disponiblesin temper.amb.

sin temper.amb. Protección de sobrecarga

150 PROT. TENSIÓN no disponibledisponible

no disponible Protección de tensión

154 PROT. FRECUENC. no disponibledisponible

no disponible Protección de frecuencia

161 SINC Función 1 no disponibleCONTROL SINCRO

no disponible SINC Grupo de función 1

170 PROT. FALLO no disponibledisponibleexist. con 3I0>

no disponible Protección de fallo del interruptor

171 REENGANCHE AUTO no disponibledisponible

no disponible Reenganche automático (RE)

172 MANTENIMIEN. IP no disponibleProcedimien. IxProcedimien. 2pProcedim. I2t

no disponible Mantenimiento interruptor de potencia

180 LOCALIZ. FALTAS no disponibledisponible

no disponible Localizador de faltas

181 SECT.Lín.LOC.F 1 Sección2 Secciones3 Secciones

1 Sección Sectores de línea p. localizador faltas

182 SUPER.CIRC.DISP no disponiblecon 2 EBcon 1 EB

no disponible Supervisión circuito de disparo

192 Med.Tens.Cap. NoSi

No Medida de tensión capacitiva

Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación


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617 ProtServi (MM) no disponibleIEC 60870DIGSI

IEC 60870 Protoc. Interf. servicio (marca modif.)

- FUNC. FLEX. 1.. 20 Función flexible 01Función flexible 02Función flexible 03Función flexible 04Función flexible 05Función flexible 06Función flexible 07Función flexible 08Función flexible 09Función flexible 10Función flexible 11Función flexible 12Función flexible 13Función flexible 14Función flexible 15Función flexible 16Función flexible 17Función flexible18Función flexible 19Función flexible 20

por favor elegir Funciónes flexibles



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2.1.2 Equipo

El equipo requiere algunos datos generales de referencia. Como por ejemplo, la forma de señalizar los avisos en caso de una falta en la red.


Mensajes dependientes de la orden “No Trip – No Flag“

La memorización de los avisos que están configurados a LEDs locales y la disponibilidad de los avisos espon-táneos pueden ser adaptadas dependiendo, si el equipo ha generado una orden de disparo. Estas informacio-nes no se emiten si en un caso de averías se han excitado una o varias funciones de protección pero no ha llegado a producirse un disparo por 7SJ80, porque la perturbaciónha sido resuelta por otro equipo, (por ejem-plo, en otra línea). Por lo tanto estas informaciones se limitan a las perturbaciones que se producen en la línea que se trata de proteger.

La siguiente figura muestra cómo se genera la orden de anulación para los avisos almacenados. En el momento de la reposición del equipo son las condiciones estacionarias (visualización de la perturbación con arranque/ con orden de cierre; disparo/sin disparo) las que determinan si el nuevo caso de perturbación se mantiene almacenado o si se anula.

Figura 2-1 Formación de la orden de reinicio para la memoria de mensajes de LED y LCD

Mensajes espontáneos en la pantalla

Se puede elegir si después de un caso de perturbación y sin más maniobras se deben visualizar los datos más importantes de caso de perturbación en la pantalla, o no (ver también la subsección “Mensajes de casos de perturbaciones” en la sección “Funciones adicionales”).


Señalización de perturbación

Generalmente, un nuevo arranque de protección borra todas las señalizaciones establecidas hasta ese mo-mento, para que solamente sea señalizada la última perturbación correspondiente. Para esto, se puede selec-cionar, si las señalizaciones de LED y, en caso dado, los avisos espontáneos de falta deben aparecer en el display a causa del nuevo arranque o sólo después de una orden nueva de disparo. Para determinar el modo de visualización deseado, seleccione en el menú PARÁMETROS el submenú Equipo. Bajo la dirección 610 SEÑALIZA. ERROR se ofrecen las dos alternativas Con arranque y Con disparo („No trip – no flag“).

Con el parámetro 611 INDICAC.ESPONT. se selecciona, si una señalización espontánea de un evento de falta debe aparecer automáticamente en el display (Si) o no (No).


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Selección de cuadro básico

La página de inicio del cuadro básico, que se visualiza de forma estándar después del inicio del equipo, puede ser seleccionada en los datos del equipo mediante el parámetro 640 Hoja inicial FB. Las páginas disponibles según la versión del equipo se indican en el anexo A.5.


2.1.2.4 Lista de Informaciones


610 SEÑALIZA. ERROR Con arranqueCon disparo

Con arranque Señalización de error en LED/LCD

611 INDICAC.ESPONT. SiNo

No Indicación espontánea de datos de falta

640 Hoja inicial FB Imagen 1Imagen 2Imagen 3Imagen 4Imagen 5Imagen 6

Imagen 1 Hoja inicial Figura básica

No. Información Tipo de Info

Explicación

- >Luz encen AI >Luz encendida (Display del equipo)- Repos. LED IntI Reposición señales LED- Blq.AyV IntI Bloqueo transmisión de avis./ valores- Modo Prueb IntI Modo de prueba- Lín.a tier IntI Línea puesta a tierra- Camb posIP IntI Cambio de estado del interruptor- ModoTestHW IntI Modo test de Hardware- Sinc. hora IntI_P Sincronización de hora- Fall. CFC AS Fallo CFC1 sin ordenación AI sin ordenación a función de salida2 no existente AI no existente3 >Sincr.tiempo AI_P >Sincronización de tiempo5 >Reposic.LED AI >Reposición de señales LED15 >Modo Test AI >Modo de test por interface de sistema16 >Blq.AyV AI >Bloquear transmisión de avis./ valores51 Equipo operati. AS Equipo operativo ("Contacto-Live")52 Prot.act. IntI Al menos una función está activada55 Progr.Inicio AS Progr.Inicio56 Prog.inicial AS Programa de primera instalación67 Reinicio AS Reinicio68 Fallo reloj AS Fallo en función reloj69 Horario verano AS Horario de verano70 Cargar parámet. AS Cargar parámetros nuevos71 Test parámetros AS Test de parámetros


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2.1.3 Datos de la planta


El equipo requiere algunos datos de la red y de la instalación para adaptar sus funciones a estos datos según la aplicación. A éstos se cuentan, por ejemplo, los datos nominales de la instalación y de los transformadores, la polaridad y conexión de las magnitudes de medida, también en caso dado, las propiedades del interruptor de potencia y datos similares. Además existe un número de parámetros operacionales comunes para todas las funciones, es decir, los datos que no están asignados a una función de protección, control o supervisión concreta. Estos datos son el tema de esta sección.

72 Parám. level 2 AS Cambio parámetro level 273 Parametri.local AS Parametrización local110 Pérdi. señales. AS_P Pérdida de señales113 MarcaTemp perd. AS Marcas temporales perdidas125 Blq.intermit.ac AS Bloqueo de aviso intermitente activo140 AvisCent.Pert AS Aviso central de perturbación160 Alarm.central AS Aviso central de alarma177 Fallo batería AS Fallo, batería178 Fallo módul.E/S AS Fallo, módulo entrada/salida181 Fall.detecc.val AS Fallo HW Detección de valores191 Error Offset AS Error HW: Offset193 Err.datos calib AS Error HW: No existen datos de calibrac.194 Transf.IE falso AS Error HW: Transform. IE diferente a MLFB301 Falta en Red AS Falta en Red, numerado302 Perturb. AS Perturbación,evento de faltas303 F.tierra AS Fallo, cortocircuito a tierra320 Alarm.mem.datos AS Alarma: Límite mem. de datos sobrepasado321 Alarm.mem.parám AS Alarma: Límite mem. de parám.sobrepasado322 Alarm.mem.serv. AS Alarma: Límite mem. de serv.sobrepasado323 Alarm.mem.nuevo AS Alarma: Límite mem. nuevo sobrepasado502 Reposcic. ARR AI Reposición de arranques (general)510 Activo Rele AI Activación del relé (general)545 T-Arr= AV T.transcurrido de arranque a reposición546 T-Disp= AV T.transcurrido de arranque a disparo10080 Error Ext I/O AS Error Extensión de módulo I/O10081 Error Ethernet AS Error Ethernet10082 Err.Born.Intens AS Error Borne de intensidad10083 Err.Mód.bás.I/O AS Error en módulo básico I/O


Explicación


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Generalidades

Algunos Datos de planta pueden ser introducidos directamente al equipo. Indicaciones más detalladas se encuentran en el capítulo 2.22.

En el programa DIGSI, haga doble clic sobre Parámetros y elija una opción correspondiente. Bajo la opción Datos de planta se dispone de un cuadro de diálogo con hojas de ajuste por donde se acceden a los diferentes parámetros individuales. A continuación se explican estas opciones según el orden establecido.

Frecuencia nominal (Datos de red)

La frecuencia nominal de la red se ajusta bajo la dirección 214 FRECUENCIA NOM.. El valor preajustado por fábrica, según la variante de tipo, debe ser modificado solamente, si el equipo es utilizado para otro campo de aplicación distinto al del pedido. En las versiones de equipo US (posición de pedido 10= C) el parámetro 214 está preajustado con 60 Hz.

Secuencia de fases (Datos de red)

Bajo la dirección 209 SECUENCIA FASES se pueden modificar los ajustes previos (L1 L2 L3 para secuencia de fases positiva), en caso que su instalación funcione permanentemente con secuencia de fases negativa (L1 L3 L2). Por el contrario, se puede disponer un cambio temporal de la dirección de la secuencia de fases por razones especiales de funcionamiento mediante una entrada binaria (ver capítulo 2.18.2).

Polaridad de los transformadores de intensidad (Datos de red)

Bajo la dirección 201 Pto.EST.TI se consulta la polaridad del transformador de intensidad, es decir la posición del punto de estrella del transformador (la figura siguiente es válida en principio para dos transforma-dores de intensidad). El ajuste determina la dirección de medida del equipo (hacia adelante = en dirección de la línea). El cambio de este parámetro causa también un cambio de la polaridad en las entradas de intensidad a tierra IE así como IEE.

Figura 2-2 Polaridad de los transformadores de intensidad


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Conexión de intensidad I4 (datos de red)

Aquí se comunica al equipo, si la cuarta entrada de medida de intensidad (I4) está conectada con la intensidad a tierra del punto neutro de un transformador de intensidad. Esto corresponde a la conexión Holmgreen, (ver ejemplo de conexión en el anexo A.3, figura A-5). En este caso se ajusta el parámetro 280 Holmgr. para Σi con Si. En todos los demás casos, también si se mide la intensidad a tierra de la propia línea mediante un transformador de intensidad a tierra separado, se debe ajustar la opción No. Este ajuste tiene influencia exclusiva en la función „Supervisión de la suma de intensidades“ (ver capítulo 2.10.1).

Conexión de intensidad (Datos de red)

Mediante el parámetro 251 CT Connect. se puede determinar una conexión especial de los transformadores de intensidad.

La conexión estándar es L1, L2, L3, (E). Esta conexión sólo puede ser modificada en caso que el equipo deba medir por dos entradas una o varias intensidades a tierra. Para todos los demás casos se utiliza la conexión estándar.

La figura siguiente muestra una conexión especial correspondiente.

Figura 2-3 Medición de dos intensidades a tierra, ejemplo


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Aquí se deben conectar a la primera entrada de intensidad (bornes F1, F2) y a la tercera (bornes F5, F6) las intensidades de fase IL1 e IL3. A la cuarta entrada (bornes Q7, Q8) se conecta, como es usual, una intensidad a tierra IE o IEE , en este caso, la intensidad a tierra de la línea. Una segunda intensidad a tierra, en este caso la intensidad del neutro del transformador, se conecta a la segunda entrada IE2 (bornes F3, F4).

Para esto se debe utilizar el ajuste L1,E2,L3,E;E>L2 o L1,E2,3,E;E2>L2. Ambos definen la conexión de una intensidad a tierra IE2 a la segunda entrada de intensidad (bornes F3, F4). Estos ajustes se diferencian solamente en el cálculo de IL2. Para la opción con L1,E2,L3,E;E>L2 se determina la intensidad de fase IL2, a partir de las intensidades de fase IL1 e IL3 y de la intensidad a tierra medida IE o IEE en la cuarta entrada de intensidad. Para la opción con L1,E2,3,E;E2>L2 se determina la intensidad de fase IL2, a partir de las in-tensidades de fase IL1 e IL3 y de la intensidad a tierra medida IE2 en la segunda entrada de intensidad. Este ajuste sólo es posible para equipos con transformador de intensidad a tierra sensible. Por esta razón, para las funciones de protección flexible y en los valores de servicio, la intensidad IE2 en la segunda entrada de inten-sidad está relacionada con IE. La intensidad a tierra sensible en la cuarta entrada de intensidad está relacio-nada con IEE. Se debe elegir el ajuste correspondiendo a las condiciones de la instalación.

La asignación de las funciones de protección a las entradas de intensidad a tierra en caso de una conexión especial se muestra en la tabla siguiente.

1) ¡Atención! La función „Protección de sobreintensidad a tierra“ sólo puede ser activada, si se mide con IE2 la intensidad a tierra de la propia línea. En el ejemplo indicado en la figura 2-3 esto no es el caso. Aquí se mide la intensidad a tierra de la propia línea con IE. La función debe ser desactivada. Una conexión, con la cual la función puede ser accionada, se muestra en el anexo A.3 figura A-16.

Los ajustes para la dirección 251 sólo son posibles mediante DIGSI bajo Otros parámetros.

Ejemplos de conexión se muestran en el anexo A.3.

Nota

Para la protección de sobreintensidad, los ajustes bajo la dirección 251 CT Connect. tienen efecto en la eva-luación de las intensidades de fase sólo si se ha ajustado la dirección 250 S/I 2 fases con Desactivar.

Función Entrada de intensidad 2

(IE2)

Entrada de intensidad 4

(IE/ IEE) Protección de sobreintensidad a tierra (capítulo 2.2) xProtección de sobreintensidad a tierra direccional 1) (capítulo 2.3).

x

Detección de faltas a tierra (sensible /no sensible) (capítulo 2.11)

x

Protección de sobreintensidad monofásica (capítulo 2.5) x

Señalización de valores de servicio IE IEETrazo en la perturbografía IE IEE


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Conexión de la tensión (Datos de red)

La dirección 213 determina, como están conectados los transformadores de tensión.

CONEX.TT 3fases = U1E, U2E, U3E significa que las tres tensiones de fase se encuentran en conexión estrella, es decir, las tres tensiones fase-tierra son medidas.

CONEX.TT 3fases = U12, U23, UE significa, que dos tensiones fase-fase (conexión V) y la tensión homopolar Uen están conectadas.

CONEX.TT 3fases = U12, U23 significa, que dos tensiones fase-fase (conexión V) están conectadas. El tercer transformador de tensión del equipo no es utilizado.

CONEX.TT 3fases = U12, U23, Ux significa, que dos tensiones fase-fase (conexión V) están conectadas. Además se conecta una tercera tensión cualquiera Ux, que es utilizada exclusivamente para las funciones de protección flexible. La tensión nominal del transformador para Ux se ajusta bajo las direcciones 232 y 233.

CONEX.TT 3fases = U12,U23,USYN significa, que dos tensiones fase-fase (conexión V) y la tensión de referencia para USIN están conectadas. Este ajuste se utiliza cuando se aplica la función de sincronización del equipo.

CONEX.TT 3fases = ULE, Usyn se aplica, si la función de sincronización del equipo debe ser utilizada y si se disponen para el objeto a sincronizar solamente de tensiones fase-tierra. Una de éstas se conecta al primer transformador de tensión, mientras que la tensión de referencia USIN debe ser conectada al tercer transformador de tensión.

El tipo de conexión del transformador de tensión elegido tiene influencia en el modo de funcionamiento de todas las funciones del equipo que utilizan tensiones como magnitudes de entrada.

En los ajustes U12, U23 o U12, U23, Ux o U12,U23,USYN o ULE, Usyn no se puede determinar ninguna tensión homopolar. Por lo tanto, las funciones de protección que trabajan con esta tensión no estarán activas.

En la tabla se da una visión general sobre las funciones activables por sus respectivos modos de conexión (dependiendo también del MLFB). Las funciones que no son mencionadas están disponibles para todos los modos de conexión.

Tabla 2-1 Modos de conexión de los transformadores de tensión

1) Determinación direccional sólo por evaluación del sistema de secuencia negativa (o sino, por opción sistema homopolar o sistema de secuencia negativa)

2) En esta conexión del transformador de tensión los escalones de intensidad funcionan solamente en modo no direccional, los escalones de tensión no funcionan.

Si se efectúa un acoplamiento del objeto de protección de forma capacitiva (dirección 192, Med.Tens.Cap. Si), entonces el parámetro 213 no está disponible como opción a elegir. La función del equipo presupone que están conectadas las tres tensiones fase-tierra (ajuste U1E, U2E, U3E).

Modo de co-nexión

Funciones

Protección S/I direccional fases

Protección S/I direccional tierra

Detección de faltas a tierra

(sensible)

Sincronización Localizador de faltas

Fuse-Failure-Monitor (Fallo

fusible)U1E, U2E, U3E sí sí sí no sí síU12, U23, UE sí sí sí no sí síU12, U23 sí sí1) sí2) no no noU12, U23, Ux sí sí1) sí2) no no noU12,U23,USYN sí no sí2) sí no noULE, Usyn no no sí2) sí no no


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Con una conexión capacitiva de tensión algunas de las funciones no son disponibles. Indicaciones más detalladas se encuentran en la tabla 2-2.

Ejemplos para todos los modos de conexión se muestran en el anexo A.3.

Medición capacitiva de tensión

Si se ha seleccionando en la capacidad funcional bajo la dirección 192 Med.Tens.Cap. la medición capaci-tiva de tensión, entonces esta medición se efectúa mediante capacidades de paso. En este caso no se aplican los transformadores de tensión primarios inductivos usuales. En una medición capacitiva de tensión, el equipo de protección mide siempre las tensiones fase-tierra. En la figura siguiente se muestra este modo de conexión.

Figura 2-4 Conexión en principio con medición de tensión capacitiva

Aquí, la tensión de medida conectada al equipo de protección es influenciada no solamente por las capacida-des de paso sino también por las capacidades de la línea y parásitas, que dependen sobre todo del tipo y de la longitud de la línea de conexión.

Las entradas de tensión del equipo tienen una capacidad de entrada de 2,2 nF y una componente óhmica de 2,0 MΩ.

En caso de una medición capacitiva, se deben parametrizar para cada una de las tres entradas de tensión dos valores de capacidad.

• El primer valor a parametrizar es el valor correspondiente de la capacidad de paso (Cp,Lx).

• El segundo valor a parametrizar es el valor correspondiente a la suma de capacidad de línea y parásita (Cpar,Lx) y capacidad de entrada (2200 pF).

Ya que las capacidades de entrada pueden tener una tolerancia de ±20%, éstas no están consideradas internamente como valor fijo, sino deben ser determinadas en la parametrización (ver también título „Optimización de los valores de capacidad parametrizadas“).


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Las capacidades se parametrizan de la manera siguiente:

Condiciones marginales para la medición capacitiva de tensión

Las tensiones de entrada del equipo de protección se establecen considerando la tensión nominal primaria de las capacidades existentes en la instalación y las impedancias de las entradas de tensión. Estas tensiones pueden mostrar en las tres entradas de tensión diferentes valores. La tensión Usec.,Lx para la fase Lx se deter-mina según la fórmula siguiente:

con

Uprim, Lx Tensión primaria de la fase Lx

Usec, Lx Tensión a la entrada del equipo de protección

Cp,Lx Valor de la capacidad de paso para la fase Lx

Cpar,Lx Valor de la capacidad de línea y parásita para la fase Lx

f Frecuencia de la red (50 Hz ó 60 Hz)

Esta ecuación se representa gráficamente en la figura siguiente. Como frecuencia se ha previsto 50 Hz. Para una frecuencia de 60 Hz la relación entre tensión secundaria y tensión primaria es aprox. 20% mayor que los valores representados.

Sobre el eje X se indica el valor de la capacidad de paso. El eje Y muestra la relación resultante entre tensión secundaria y tensión primaria. Como parámetro adicional, el valor Cpar,LX + 2200 pF, es decir la suma de la capacidad de la línea , capacidad parásita y capacidad de entrada varía en el rango de 2000 pF hasta 10 000 pF en escalones de 500 pF. Ya que la capacidad de entrada de 2200 pF puede tener una tolerancia de ±20 %, aquí sólo tienen sentido valores a partir de 1800 pF.

Fase L1 241 Tran.Tens.L1:C1 242 Tran.Tens.L1:C2

= Cp,L1 = Cpar,L1 + 2200 pF


= Cp,L2 = Cpar,L2 + 2200 pF


= Cp,L3 = Cpar,L3 + 2200 pF


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Figura 2-5 Medición de tensión capacitiva

La completa funcionalidad del equipo sólo puede ser garantizada, si con tensión nominal al lado primario, la tensión resultante al lado secundario se encuentra dentro de ciertos límites. Si la tensión nominal al lado pri-mario conduce a las entradas de tensión un valor muy pequeño o muy grande, entonces la función del equipo se bloquea. Esta prueba de plausibilidad se efectúa en cada inicio del equipo en referencia a los valores de los parámetros ajustados para la tensión nominal primaria y los valores de capacidad parametrizados.

Nota

El ajuste para la tensión nominal primaria y los ajustes de los valores de capacidad con tensión nominal deben dar como resultado al lado secundario (las entradas de tensión del equipo) una tensión entre 34 V y 140 V. Ya que las tensiones de entrada son valores fase-tierra, el rango de trabajo para las tensiones de entrada se extiende desde 34 V / √3 hasta140 V / √3 .

Si esta condición no es cumplida al menos para una de las tres entradas de tensión, entonces el equipo genera después del proceso de inicio los avisos „Fallo del equipo“ y 10036 „Err.Param.Capac“.

Normalización interna de las tensiones de medida

Los valores de capacidad para las tres entradas de tensión en general no son totalmente idénticos. Por lo tanto ocurre que las tensiones idénticas al lado primario son conducidas a las entradas de tensión con valores dife-rentes. No obstante, para poder elaborar las tres tensiones fase-tierra matemáticamente (p.ej. en el cálculo de las tensiones fase-fase, del sistema de secuencia positiva y negativa, etc.), las tensiones de medida son nor-malizadas internamente por el equipo. Esta normalización hace que la tensión nominal al lado primario pro-duzca valores de tensión en el equipo, que corresponden a la tensión secundaria parametrizada (parámetro 203 UnSECUNDAR), incluso si los valores reales de la tensión en las entradas de equipo no correspondan a este valor.

El ajuste del parámetro 203 UnSECUNDAR debe corresponder en cierta forma al de la tensión en los bornes del equipo de protección con tensión nominal primaria. Si se ha elegido la medición capacitiva de tensión, entonces es suficiente el rango de ajuste del parámetro de 34 V hasta 140 V .


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Optimización de los valores de capacidad parametrizados

Muchas veces los valores exactos para las capacidades de paso, las capacidades de la línea y capacidades parásitas no son conocidos. Además, la capacidad de las entradas de tensión muestran una tolerancia de ±20 %.

El desconocimiento de estos valores en la parametrización de las capacidades pueden producir errores de amplitud y fase en las tensiones medidas.

Si se conoce el valor de la tensión primaria, se puede optimizar en un paso posterior el valor de parametriza-ción para la capacidad de paso (Cp,Lx). Para esto se aplica el conocimiento de que una parametrización errónea para la capacidad de paso, por lo general, afecta más a la amplitud de la tensión secundaria y menos a la posición de fase. Una comparación de las tensiones primarias fase-tierra indicadas en los valores de servicio con los valores teóricos da un indicio sobre el error de amplitud. El valor de la capacidad de paso parametrizado debe ser elevado porcentualmente tanto como el valor de la tensión fase-tierra indicado esté aumentado o debe ser reducido porcentualmente tanto como el valor de la tensión fase-tierra indicado esté disminuido.

Si se conoce la posición de fase de la tensión primaria en relación a la intensidad primaria, entonces se puede optimizar en un paso posterior el valor de parametrización para la suma de la capacidad de la línea y capacidad parásita (Cpar,Lx) y la capacidad de entrada. Para esto se aplica el conocimiento de que estas capacidades por lo general afectan más a la posición de fase de la tensión secundaria y menos a la amplitud. Una comparación de los ángulos de fase (ϕ L1, ϕ L2 y ϕ L3) indicados en los valores de servicio con los valores teóricos da un indicio sobre el error de fase. Por cada grado de error angular (ángulo real menos ángulo teórico) se debe co-rregir el valor parametrizado en 4 %. Si el error angular es positivo, se debe disminuir correspondientemente el valor parametrizado y con un error angular negativo aumentarlo correspondientemente. Condición para la señalización del ángulo de fase entre la tensión fase-tierra y la intensidad de fase es que la intensidad debe alcanzar el valor mínimo de 10 % del valor nominal.

Ya que los dos procedimientos de optimación para las capacidades a parametrizar por canal de tensión, no son completamente libres de efectos retroactivos, se deben repetir los pasos de optimación en caso dado hasta alcanzar la exactitud requerida.

Influencia de la medición capacitiva de tensión

La siguiente tabla muestra la influencia de la medición capacitiva en las funciones del equipo dependientes de la tensión

Tabla 2-2 Influencia de la medición capacitiva de tensión

Función EfectoProtección direccional de sobreintensidad apto en su funciónProtección de tensión apto en su función

Por favor considerar las tolerancias aumentadas de la tensión medida.Detección de faltas a tierra (sens./no sens.) Los escalones de tensión no son disponibles.

Los escalones de intensidad funcionan siempre en modo no direccionalProtección de frecuencia apto en su función Control de sincronismo sin funcionamiento Funciones de protección flexible Los modos de funcionamiento que aplican la potencia no son disponibles Localizador de faltas sin funcionamiento Fuse-Failure-Monitor (Fallo fusible) sin funcionamiento Valores de servicio Los valores de potencia y energía no son disponibles


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Unidad de longitud (Datos de red)

La dirección 215 UNIDAD LONGITUD permite definir la unidad de longitud (km o Millas) para la función del localizador de faltas. Si no existe un localizador o esta función está desactivada, este parámetro no tendrá importancia. Después de un cambio de la unidad de longitud no se efectúa una conversión automática de los valores de ajuste que dependen de esta unidad de longitud. Estos parámetros deben ser actualizados nuevamente bajo las direcciones válidas correspondientes.

ATEX100 (Datos de red)

El parámetro 235 ATEX100 permite cumplir con los requerimientos necesarios para la protección de motores contra el peligro de explosión utilizando imágenes térmicas. Si este parámetro está ajustado con Si, entonces todos las imágenes térmicas del equipo 7SJ80 son memorizadas en caso de una pérdida de la tensión auxiliar. Después de restablecerse la tensión de alimentación, las imágenes térmicas siguen funcionando con los valores memorizados. Si este parámetro está ajustado con No, entonces los valores determinados en las imágenes térmicas serán puestos a cero en caso de una interrupción de la tensión auxiliar.

Valores nominales de los transformadores de intensidad (Transformador I)

En las direcciones 204 T.I.Inom Primar y 205 Inom Secun.Equi se da información al equipo respecto a los valores primarios y secundarios de los transformadores de intensidad (fases). Tenga en cuenta que la intensidad nominal secundaria del transformador de intensidad corresponde a la intensidad nominal del equipo, ya que sino el equipo calculará con los falsos datos primarios. En las direcciones 217 IEN-Trafo Prim y 218 IEN-Trafo Secu se da información al equipo respecto a los valores primarios y secundarios de los transformadores de intensidad a tierra. En la conexión normal (punto neutro conectado al transformador IE) se deben ajustar 217 IEN-Trafo Prim y 204 T.I.Inom Primar con el mismo valor.

Si el equipo dispone de una entrada sensible de intensidad a tierra, entonces el parámetro 218 IEN-Trafo Secu ya está preconfigurado con 1 A.

En las versiones de equipo US (posición de pedido 10= C) el parámetro 205 y el parámetro 218 está preajustados con 5 A.

Si se ha determinado bajo la dirección 251 CT Connect. que se deberá detectar las intensidades a tierra mediante dos entradas (opciones de ajuste L1,E2,L3,E;E>L2 o L1,E2,3,E;E2>L2), entonces se ajusta bajo la dirección 238 IEN2-TI PRIM la intensidad nominal primaria y bajo la dirección 239 IEN2-TI SEC la intensidad nominal secundaria del segundo transformador de intensidad a tierra, que está conectado a IE2.

Para un cálculo de la intensidad de fase IL2 según la aplicación determinada, la intensidad nominal primaria del transformador a tierra que se aplica para el cálculo de IL2 (dirección 217 o dirección 238) debe ser menor que la intensidad nominal primaria del transformador de intensidad de fase (dirección 204).

Valores nominales de los transformadores de tensión (Transformador U)

En las direcciones 202 UnPRIMARIA y 203 UnSECUNDAR se da información al equipo respecto a los valores primarios y secundarios nominales de los transformadores de tensión (magnitudes fase-fase).

Relación de transformación de los transformadores de tensión (Transformador U)

En la dirección 206 Uf/Uen Transfor se da a conocer al equipo el factor de adaptación entre la tensión de fase y la tensión homopolar. Esta información es importante para el tratamiento de los cortocircuitos a tierra (en redes puestas a tierra) y las faltas a tierra (en redes no puestas a tierra), para el valor de servicio Ue y para la supervisión de los valores de medida.


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Se debe comunicar al equipo bajo la dirección 213 si los transformadores de tensión poseen devanados e-n y si éstos están conectados al equipo, (ver arriba el título “Conexión del transformador de tensión”). La relación de transformación para los transformadores de tensión se define normalmente de la siguiente manera:

por lo tanto se debe prever para la tensión Uen el factor Uph/Uen (tensión secundaria, dirección 206 Uf/Uen Transfor) con 3/ √3 = √3 = 1,73 . Para otras relaciones de transformación, p.ej. formando una tensión homopolar con el grupo de transformadores interconectados, se debe corregir el factor adecuadamente.

Se debe tener en cuenta también que el valor de la tensión secundaria calculada Ue es dividido por el valor ajustado bajo el parámetro 206. Por lo tanto, este parámetro 206 tiene influencia, aún sin que la tensión Uen esté conectada, sobre los valores de medida Ue.

Si se ha elegido el modo de conexión U12, U23, UE, entonces se utiliza el parámetro Uf/Uen Transfor para el cálculo de las tensiones fase-tierra lo cual es de importancia para la técnica de protección. En el modo de conexión U1E, U2E, U3E este parámetro se utiliza exclusivamente para el cálculo del valor de servicio „Tensión secundaria UE“.

Duración de orden (IP)

En la dirección 210 se ajusta la duración mínima de la orden de disparo TMin.Orden Disp. Este tiempo es válido para todas las funciones de protección que pueden efectuar un disparo.

En la dirección 211 se ajusta la duración de la orden de cierre TMax.Orden Disp. Ésta es válida para la función de reenganche integrada. Este tiempo debe ser lo suficientemente largo para que el interruptor de potencia realice el cierre con seguridad. Una duración muy larga no implica ningún peligro, ya que con un disparo nuevo de una protección, se interrumpe la orden de cierre definitivamente.

Supervisión del flujo de intensidad (IP)

En la dirección 212 IP I> se ajusta el valor umbral para la supervisión del flujo de intensidad. Este parámetro se utiliza en diversas funciones de protección (p.ej. en la protección de tensión con criterio de intensidad, en la protección de sobrecarga y en el mantenimiento del interruptor de potencia). Si se sobrepasa el valor de intensidad parametrizado, se considera que el interruptor de potencia está cerrado.

El ajuste del umbral de arranque es válido para las tres fases y debe ser efectuado de acuerdo a la función de protección realmente utilizada.

El umbral de arranque para la protección fallo del interruptor de potencia se ajusta por separado (ver 2.14.2).

Mantenimiento del interruptor de potencia (IP)

Los parámetros 260 hasta 267 están reservados para la función de mantenimiento del interruptor de potencia y se explican detalladamente, en relación a los diferentes procedimientos, en las indicaciones de ajuste de esta función (ver sección 2.20.2).

Umbrales de reacción de las entradas binarias (umbrales EB)

Bajo las direcciones 220 Umbral EB 1 hasta 226 Umbral EB 7 se ajustan los umbrales de reacción de las entradas binarias del equipo. Aquí son posibles los ajustes Umbral EB 176V, Umbral EB 88V o Umbral EB 19V.


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Protección de sobreintensidad bifásica (Magnitudes características de protección)

La funcionalidad de la protección de sobreintensidad bifásica se aplica en redes aisladas o compensadas, cuando es necesario realizar una interacción de los equipos de protección trifásicos con los dispositivos de protección bifásicos existentes. Mediante el parámetro 250 S/I 2 fases se puede determinar, si la protección de sobreintensidad no direccional trabaja en aplicación trifásica o bifásica. Si se ha ajustado el parámetro con Activar, entonces se utiliza para la comparación del valor umbral constantemente el valor 0 A en lugar del valor de medida IL2, de manera que no podrá efectuarse ningún arranque en la fase L2. Las demás funciones siguen trabajando de forma trifásica.

Cortocircuito a tierra (Magnitudes características de protección)

Con el parámetro 613 S/I Tierra con se puede determinar, si la protección de cortocircuitos a tierra direccional o no direccional, la protección fallo del interruptor o la función Fuse Failure Monitor deben trabajar con valores medidos ((medido)) o con valores calculados a partir de las tres intensidades de fase (3I0 (calculado)). En el primer caso, se evalúa la magnitud de medida conectada a la cuarta entrada de intensidad, en el último caso se determina por cálculo la suma de intensidades de las tres entradas de fase. Si el equipo dispone de una entrada sensible de intensidad a tierra (el rango de medida empieza en 1mA), entonces la protección para cortocircuitos a tierra trabaja, de manera general, con el valor calculado 3I0. En este caso no se visualiza el parámetro 613 S/I Tierra con.

Protección de tensión (Magnitudes características de protección)

En una conexión trifásica, se conduce a la protección de sobretensión opcionalmente la onda fundamental de la mayor de las tres tensiones fase-fase (ULL) o tensiones fase-tierra (ULE) o sino la tensión de secuencia po-sitiva (U1) o la tensión de secuencia negativa (U2). Con una conexión trifásica se evalúa en la protección de subtensión bien la tensión de secuencia positiva (U1) o bien la menor de las tensiones fase-fase (ULL) o de las tensiones fase-tierra (ULE). Con los parámetros 614 ENTR.MED. U>(>) y 615 ENTR.MED. U<(<) se pueden configurar estas condiciones correspondientemente. En la conexión con transformador de tensión se efectúa una comparación directa de las magnitudes medidas con los valores umbrales de reacción y se ignora la parametrización del cambio de los valores característicos.

Nota

Si se ha ajustado el parámetro 213 CONEX.TT 3fases con ULE, Usyn, entonces para la protección de tensión se utiliza siempre la tensión medida con el transformador de tensión 1. Los parámetros 614 y 615 por lo tanto no están disponibles.

Nota

Si el parámetro 213 CONEX.TT 3fases está ajustado con U12,U23,USYN o U12, U23 o U12, U23, Ux, entonces se cancela la opción de ajuste ULE para los parámetros 614 y 615.


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Las direcciones a las cuales se adjunta una "A", sólo son modificables mediante DIGSI bajo "Otros parámet-ros".

En la tabla se incluyen los preajustes de fábrica. La columna C (Configuración) indica la relación a la intensidad nominal de transformador correspondiente.

Dir. Parámetro C Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación

201 Pto.EST.TI Lado de líneaLado de barra

Lado de línea Punto estrella transformador intensidad

202 UnPRIMARIA 0.10 .. 800.00 kV 20.00 kV Tensión nom. primaria del transformador

203 UnSECUNDAR 34 .. 225 V 100 V Tensión nom. secundar. del transformador

204 T.I.Inom Primar 10 .. 50000 A 400 A Intensidad.Nom.primaria de transformador

205 Inom Secun.Equi 1A5A

1A Intensidad Nom. secund. del equipo

206A Uf/Uen Transfor 1.00 .. 3.00 1.73 Factor de adaptación Uf / Uen

209 SECUENCIA FASES L1 L2 L3L1 L3 L2

L1 L2 L3 Secuencia de fases

210A TMin.Orden Disp 0.01 .. 32.00 s 0.15 s Tiempo mínimo de la orden de disparo

211A TMax.Orden Disp 0.01 .. 32.00 s 1.00 s Duración máxima de la orden de cierre

212 IP I> 1A 0.04 .. 1.00 A 0.04 A Intens.Límite "Inte-rrupt.pot. cerrado"

5A 0.20 .. 5.00 A 0.20 A

213 CONEX.TT 3fases U1E, U2E, U3EU12, U23, UEU12,U23,USYNU12, U23ULE, UsynU12, U23, Ux

U1E, U2E, U3E Conexión transformador tensión, 3 fases

214 FRECUENCIA NOM. 50 Hz60 Hz

50 Hz Frecuencia nominal de red

215 UNIDAD LONGITUD kmMillas

km Dimensión localiz. faltas en

217 IEN-Trafo Prim 1 .. 50000 A 60 A Intensidad nominal primaria TI

218 IEN-Trafo Secu 1A5A

1A Intensidad nominal secundaria TI

220 Umbral EB 1 Umbral EB 176VUmbral EB 88VUmbral EB 19V

Umbral EB 176V Umbral de reacción para Entrada Bin. 1




51












232 UXnPRIMARIA 0.10 .. 800.00 kV 20.00 kV Tensión X nom. primaria del transform.

233 UXnSECUNDAR 100 .. 225 V 100 V Tensión X nom. secundar. del transform.

235A ATEX100 NoSi

Si Guardar imagen térm. en pérdida tensión

238 IEN2-TI PRIM 1 .. 50000 A 400 A Intens. nom. TI, Tierra2 primaria (I2)

239 IEN2-TI SEC 1A5A

1A Intens. nom. TI, Tierra2 secundaria (I2)

241 Tran.Tens.L1:C1 1.0 .. 100.0 pF 10.0 pF Transform. de tensión L1: Capacidad C1

242 Tran.Tens.L1:C2 250 .. 10000 pF 2200 pF Transform. de tensión L1: Capacidad C2





250A S/I 2 fases DesactivarActivar

Desactivar Prot sobreintensidad bifásica

251A CT Connect. L1, L2, L3, (E)L1,E2,L3,E;E>L2L1,E2,3,E;E2>L2

L1, L2, L3, (E) CT Connection

260 Ir-IP 10 .. 50000 A 125 A Intensidad referencia funcional del IP

261 No.ACCIONAM. Ir 100 .. 1000000 10000 No. accionamientos con Intens. ref.func.

262 Isc-IP 10 .. 100000 A 25000 A Intens. ref. de DISP por cortocirc.de IP



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2.1.4 Perturbografía

La protección multifuncional con operación de mando 7SJ80 dispone de un registro para los valores de perturbación. Los valores instantáneos de las magnitudes de medida

iL1, iL2, iL3, iE, iEE y uL1, uL2, uL3, uL12, uL23, uL31, uE, uX, uph-e, uSIN

(tensiones según la conexión) son muestreados en intervalos de 1,0 ms (para 50 Hz) y almacenados en un registro de memoria circulante (20 valores de muestreo por cada período). En caso de falta se memorizan los datos durante un periodo de tiempo configurable, máximo de 5 segundos. En este registro pueden ser memo-rizados máximo 8 perturbaciones. El registro de los valores de perturbación se actualiza automáticamente con cada nueva perturbación, por lo tanto no es necesario efectuar una confirmación. El registro de los datos de perturbación no solamente puede ser activado por el arranque de protección, sino también mediante una entrada binaria o por el interface serie.

263 No.ACC. con Isc 1 .. 1000 50 No.máx.accionam.con intens.ref.cortocirc

264 EXPONENTE Ix 1.0 .. 3.0 2.0 Exponente para procedimiento Ix

265 MIP OBJ. MANDO (posibilidades de ajuste según la aplicación)

ninguno Mantenimien.IP, DISP por objeto de mando

266 T IP DISP 1 .. 600 ms 80 ms Tiempo de disparo del IP

267 T IP DISP prop. 1 .. 500 ms 65 ms Tiempo propio de disparo del IP

280 Holmgr. para Σi NoSi

No Holmgreen con.(para superv. rap. suma I)

613A S/I Tierra con (medido)3I0 (calculado)

(medido) S/I temporizada Tierra con

614A ENTR.MED. U>(>) ULLULEU1U2

ULL Entrada medida de Prot. de sobretensión

615A ENTR.MED. U<(<) U1ULLULE

U1 Entrada medida de Prot. de subtensión


Explicación

5145 >Cambio secuenc AI >Cambio de secuencia de fase5147 Secuenc. L1L2L3 AS Secuencia de fase L1 L2 L35148 Secuenc. L1L3L2 AS Secuencia de fase L1 L3 L210036 Err.Param.Capac AS Error param. Capacidades divisor tensión



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Por los interfaces del equipo se pueden leer los datos de perturbación y evaluarlos mediante el programa gráfico SIGRA 4. SIGRA 4 procesa en forma gráfica los datos de perturbación registrados y determina otras magnitudes por cálculo a partir de los valores de medida transferidos. Las intensidades y tensiones pueden ser visualizadas opcionalmente como valores primarios o secundarios. Adicionalmente se visualizan señales como trazos binarios (marcas) p.ej. „arranque“, „disparo“.

Si se ha parametrizado el puerto B del equipo correspondientemente, se pueden transferir por este interface los datos de perturbación a una unidad central para su evaluación. Aquí se procesan las intensidades y tensiones para una presentación gráfica. Adicionalmente se visualizan señales como trazos binarios (marcas) p.ej. „arranque“, „disparo“.

Un requerimiento de los datos de perturbación por parte de la unidad central se efectúa automáticamente después de cada arranque de la protección o sólo después de un disparo.

Dependiendo del modo de conexión seleccionado de los transformadores de tensión (dirección 213 CONEX.TT 3fases), se registran las siguientes magnitudes de medida en la perturbografía:

Nota

Las señales utilizadas para los trazos binarios son configurables en DIGSI.

Nota

Con los modos de conexión para transformadores de intensidad L1,E2,L3,E;E>L2 y L1,E2,3,E;E2>L2 seleccionados por el parámetro 251 CT Connect. se representa la intensidad a tierra medida con el segundo transformador IE2 debajo del trazo IE. La intensidad a tierra detectada con el cuarto transformador de intensidad se visualiza bajo el trazo IEE.

Conexión de tensiónU1E, U2E, U3E U12, U23, UE U12, U23 U12, U23, Ux U12,U23,USYN ULE, Usyn

uL12 sí sí sí sí síuL23 sí sí sí sí sí uL31 sí sí sí sí sí UL1 sí sí UL2 sí sí UL3 sí sí u sí uen sí sí uSIN sí sí ux sí


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Determinaciones

La función de perturbografía sólo puede ser efectuada, si en la configuración se ha parametrizado bajo la dirección 104 PERTURBOGRAFÍA = disponible. Los demás ajustes para la memorización de valores de falta se realizan en el submenú Perturbografía del menú PARÁMETROS. Para la memorización de los valores de falta se hace diferencia entre el momento de referencia y el criterio de memorización (dirección 401 INICI. PERTURB.). Normalmente, el momento de referencia es el arranque del equipo, es decir, al arranque de cualquier función de protección se asigna el punto de tiempo 0. El criterio de memorización puede ser igualmente el arranque (Memo.con arr.) o el disparo del equipo (Memo con DISP.). También se puede elegir el disparo del equipo como momento de referencia(Inicio con DISP), entonces éste es también el criterio de memorización.

Una perturbación (falta) empieza con el arranque de cualquier función de protección y termina con la reposición del último arranque de una protección. Esto es generalmente el espacio total de una memorización de valores de falta (dirección 402 CAPACIDAD = Perturbacion). Si se efectúan reenganches automáticos, se puede memorizar la perturbación de red completa — en caso dado con varios reenganches — hasta su disparo definitivo (dirección 402 CAPACIDAD = Falta en la red). Esto reproduce el transcurso temporal completo, pero también ocupa mayor capacidad de memoria durante la(s) pausa(s) sin tensión.

La memorización propia empieza con un tiempo previo T. PREFALTA (dirección 404) antes del momento de referencia y finaliza con un tiempo posterior T. POSTFALTA (dirección 405) al criterio de memorización. El tiempo máximo admisible de memorización por registro de perturbación T MAX se ajusta bajo la dirección 403. Para cada memorización se disponen de máximo 5s. En total se pueden registrar hasta 8 perturbografías con una duración de tiempo máxima de 18 s.

La memorización de valores de falta puede ser activada también vía entrada binaria o como por el interface operacional mediante un PC. Así se inicia la memorización con un trigger dinámico. La dirección 406 T. EXTERN determina la longitud de la memorización (pero máximo T MAX, dirección 403). A esto se suma el tiempo prefalta y postfalta. Si se ajusta el tiempo para la entrada binaria con ∞, la memorización durará tanto tiempo como la entrada binaria esté activada (estáticamente), pero con un máximo de T MAX (dirección 403).



401 INICI. PERTURB. Memo.con arr.Memo con DISP.Inicio con DISP

Memo.con arr. Inicio de la perturbografía

402 CAPACIDAD PerturbacionFalta en la red

Perturbacion Capacidad registro de valores de perturb

403 T MAX 0.30 .. 5.00 s 2.00 s Tiempo duración de perturbografía T -máx

404 T. PREFALTA 0.05 .. 0.50 s 0.25 s Tiempo prefalta

405 T. POSTFALTA 0.05 .. 0.50 s 0.10 s Tiempo postfalta

406 T. EXTERN 0.10 .. 5.00 s; ∞ 0.50 s Tiempo de perturbograf. con inicio ext.


55



2.1.5 Cambio del grupo de parámetros

Para ajustar las funciones del equipo se pueden ajustar hasta 4 grupos de parámetros diferentes.


Cambio del grupo de ajuste

Los grupos de parámetros se pueden conmutar durante el funcionamiento localmente a través del panel de mandos, mediante entradas binarias (en la medida en que estén debidamente configuradas), a través del interfaz de maniobra y servicio, desde un ordenador personal o a través del interfaz del sistema. Por causas de seguridad no es posible efectuar una conmutación durante una falta de red.

Un grupo de ajuste comprende los valores de parámetros de todas las funciones para la cual se ha elegido en la configuración (sección 2.1.1.2) el ajuste disponible. En los equipos 7SJ80 se elaboran 4 grupos de ajuste independientes entre sí (Grupo A hasta D). Estos contienen una capacidad de funciones idéntica pero pueden tener valores de ajuste distintos.


Generalidades

Si no es necesario el cambio de grupo de parámetros, se deja el ajuste previo del grupo A. Entonces, el resto de esta sección no es de importancia.

Si se desea utilizar la función de cambio, entonces se debe configurar la capacidad de funciones con CAMBIO GRUPARÁM = disponible (dirección103). Luego se ajustan los parámetros de función necesarios, grupo por grupo, a lo máximo 4, A hasta D. La manera adecuada de proceder, la forma de hacer copias de los grupos y establecerlos al estado inicial de entrega, como también el procedimiento de cambio durante el funcionamiento del equipo de un grupo a otro, se aclaran detalladamente en la descripción de sistema de SIPROTEC 4.

Las posibilidades de efectuar cambios entre los diversos grupos de ajustes externamente mediante entradas binarias se describe en este manual en la sección 3.1.


Explicación

- Ini. pert. IntI Inicio perturbografía de test (marca)4 >Inic.perturb AI >Inicio perturbograf.activación externa203 Pertgrf.borr. AS_P Registro de perturbografía,borrado30053 Perturb.en proc AS Perturbogrfía en proceso


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2.1.6 Datos Generales de planta 2

Casos de aplicación• Dándole a conocer al equipo la tensión y la intensidad de referencia primarias del objeto de planta a

supervisar, entonces el equipo podrá determinar e indicar así los valores de medida porcentuales.


Los datos generales (Datos generale2) son los parámetros operacionales comunes para todas las funciones, es decir, los datos que no están asignados a una función de protección, control o supervisión concreta. Al contrario que los Datos de planta ya tratados anteriormente, éstos se pueden conmutar con el grupo de parámetros.


Valores nominales de la subestación

En la direcciones 1101 UN-FUNC. PRIM. y 1102 IN-FUNC. PRIM. se da información al equipo respecto a la tensión (fase-fase) e intensidad (fases) primarias de referencia del objeto a proteger. Estos valores de referencia deben coincidir con los valores primarios de los transformadores de tensión e intensidad para que estén conformes con los ajustes bajo la dirección 202 y 204 (sección 2.1.3.2). Mediante estas referencias el equipo determina los valores de medida porcentuales.


302 ACTIVACIÓN GRUPO AGRUPO BGRUPO CGRUPO Dvía ENTR.BIN.vía protocolo

GRUPO A Activación del grupo de parámetros


Explicación

- P-GrpA act IntI Grupo de parámetros A activados- P-GrpB act IntI Grupo de parámetros B activados- P-GrpC act IntI Grupo de parámetros C activados- P-GrpD act IntI Grupo de parámetros D activados7 >Par.selec.1 AI >Selecc. grupo parámetros 1(junto a 060)8 >Par.selec.2 AI >Selecc. grupo parámetros 2(junto a 059)


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Adaptación de la impedancia a tierra (sólo para localización de falta)

Una adaptación de la relación de impedancias a tierra sólo tiene importancia para la localización de faltas. La adaptación se efectúa implementando la relación de resistencias RE/RL y la relación de las reactancias XE/XL.

Los valores bajo las direcciones 1103 y 1104 son válidos, cuando existe sólo un tramo de línea y para todas las faltas que ocurren fuera de los tramos de línea definidos.

Si se ajustan diversos tramos de línea, entonces es válido:

• para el tramo 1 de línea la direcciones 6001 y 6002

• para el tramo 2 de línea la direcciones 6011 y 6012

• para el tramo 3 de línea la direcciones 6021 y 6022.

Las relaciones de resistencia RE/RL y de reactancia XE/XL se determinan sólo de manera formal y no son idénticas con las componentes real e imaginaria de ZE/ZL. ¡Un cálculo con valores complejos no es necesario! Los valores se obtienen de los datos de línea según las fórmulas siguientes:

Aquí significan

R0 – Resistencia homopolar de la línea

X0 – Reactancia homopolar de la línea

R1 – Resistencia de secuencia positiva de la línea

X1 – Reactancia de secuencia positiva de la línea

Estos datos pueden ser aplicados para la línea completa como también para el tramo de la línea o pueden servir como valores relativos de longitud, ya que los cocientes son independientes de la longitud.

Ejemplo de cálculo:

20 kV línea aérea 120 mm2 con los datos:

R0/s = 0,88 Ω /km Resistencia homopolar

X0/s = 1,26 Ω/km Reactancia homopolar

R1/s = 0,24 Ω /km Resistencia de secuencia positiva

X1/s = 0,34 Ω/km Reactancia de secuencia positiva

Para las relaciones de impedancia a tierra es válido:


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Reactancia por longitud (sólo para localización de faltas)

El ajuste de la reactancia por longitud solo es importante para la localización de faltas. Esto permite una señalización de la localización de faltas en unidades de longitud.

La reactancia por longitud X’ se implementa como valor relativo X SEC/MILLA en Ω/Millas, si se ha definido como unidad de longitud Millas (dirección 215, ver sección 2.1.3.2 bajo el título „Unidad de longitud“) o en Ω/km, si se ha definido como unidad de longitud km. Si después de introducir el valor de reactancia por longi-tud, se modifica la unidad de longitud bajo la dirección 215, entonces se debe parametrizar la reactancia por longitud de acuerdo a las unidades de longitud nuevas.

Los valores bajo las direcciones 1106 (km) o 1105 (Millas) son válidos, cuando existe sólo un tramo de línea y para todas las faltas que ocurren fuera de los tramos de línea definidos.


• para el tramo 1 de línea las direcciones 6004(km) o 6003 (Millas)

• para el tramo 2 de línea las direcciones 6014(km) o 6013 (Millas),

• para el tramo 3 de línea las direcciones 6024(km) o 6023 (Millas).

En la parametrización mediante DIGSI se pueden introducir opcionalmente los valores en magnitudes primarias. Entonces, la siguiente conversión en magnitudes secundarios ya no es necesaria.

Para transformar por cálculo los valores primarios en secundarios es válido:

Para la reactancia por longitud de una línea es válido correspondientemente:

con

Nint — Relación de los transformadores de intensidad

Ntens — Relación de los transformadores de tensión


Se supone la misma línea que en el ejemplo para la adaptación de impedancias a tierra (arriba) y adicional-mente los datos del transformador:

Transformador de intensidad 500 A / 5 A

Transformador de tensión 20 kV / 0,1 kV


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De esto se determina la reactancia por longitud secundaria:

Ángulo de la línea (sólo para localización de faltas)

El ajuste del ángulo de la línea solo es importante para la localización de faltas. El ángulo de la línea puede ser calculado mediante la constante de la línea. Aquí es válido:

con RL la resistencia óhmica y XL la reactancia de la línea.

El valor bajo la dirección 1109 es válido, cuando existe sólo un tramo de línea y para todas las faltas que ocurren fuera de los tramos de línea definidos.


• Para el tramo 1 de línea la dirección 6005



Estos datos pueden ser aplicados para la línea completa como también para el tramo de la línea o pueden servir como valores relativos de longitud, ya que los cocientes son independientes de la longitud. Para los cocientes no es de importancia, si estos datos son calculados con valores primarios o secundarios.


110 kV Línea aérea 150 mm2 con los datos:

R'1 = 0,19 Ω/km

X'1 = 0,42 Ω/km

El ángulo de la línea se calcula de la siguiente manera

Bajo la dirección correspondiente se ajusta ÁNG.IMP.LÍN. = 66°.

Ángulo de la línea (sólo para localización de faltas)

El ajuste de la longitud de la línea solo es importante para la localización de faltas. La longitud de la línea es necesaria para determinar el lugar de la falta como magnitud relativa (en %). Además, si se utilizan varios tramos de línea, se define la longitud correspondiente de cada tramo individual.

Los valores bajo las direcciones 1110 (km) o 1111 (Millas) son válidos, cuando existe sólo un tramo de línea y para todas las faltas, que ocurren fuera de los tramos de línea definidos.


60



• Para el tramo 1 de línea las direcciones 6006(km) o 6007 (Millas)



La longitud ajustada para la línea completa debe corresponder a la suma de las longitudes parametrizadas para los tramos de la línea. Aquí se puede admitir una diferencia de máximo 10 %.

Campo de trabajo de la protección de sobrecarga

El umbral de intensidad ajustado bajo la dirección 1107 I.Arran.Motor limita el campo de trabajo de la protección de sobrecarga para las intensidades más elevadas. La imagen térmica se mantiene constante tanto tiempo como esté superado este umbral.

Inversión de los valores de medida de potencia / Valores de contaje

Los valores direccionales calculados a partir de valores de servicio (potencia, factor de potencia, energía y los valores resultantes mínimos, máximos, y medios) normalmente se definen como positivos en dirección al objeto a proteger. Esto presupone que la polaridad de conexión para el equipo en general ha sido ajustada correspondientemente en los Datos de planta (comparar también „Polaridad de los transformadores de intensidad“, dirección 201). También es posible ajustar de otra manera la dirección "hacia adelante" para las funciones de protección y el sentido positivo para los valores de potencia etc., p.ej. para que la potencia activa (desde la línea hacia la barra) sea señalizada como positiva. Para esto se parametriza bajo la dirección 1108 SIGNO MAT. P,Q la opción inverso. En el ajuste no inverso (preajuste) el sentido positivo para las líneas etc. corresponde a la dirección "hacia adelante" de las funciones de protección. Los valores respectivos se muestran detalladamente en el capítulo 4.




1101 UN-FUNC. PRIM. 0.10 .. 800.00 kV 20.00 kV Tens. nom.de servicio primaria de planta

1102 IN-FUNC. PRIM. 10 .. 50000 A 400 A Int.nom.de servicio primaria de planta

1103 RE/RL -0.33 .. 7.00 1.00 Factor de compensación RE/RL

1104 XE/XL -0.33 .. 7.00 1.00 Factor de compensación XE/XL

1105 X SEC/MILLA 1A 0.0050 .. 15.0000 Ω/Mi 0.2420 Ω/Mi Reactancia por long. de la línea x'

5A 0.0010 .. 3.0000 Ω/Mi 0.0484 Ω/Mi

1106 X SEC/KM. 1A 0.0050 .. 9.5000 Ω/Km 0.1500 Ω/Km Reactancia por long. de la línea x'

5A 0.0010 .. 1.9000 Ω/Km 0.0300 Ω/Km

1107 I.Arran.Motor 1A 0.40 .. 10.00 A 2.50 A Intensidad de arranque del Motor

5A 2.00 .. 50.00 A 12.50 A

1108 SIGNO MAT. P,Q no inversoinverso

no inverso Signo mat. de valores de serv. P,Q


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1109 ÁNG.IMP.LÍN. 10 .. 89 ° 85 ° Ángulo de la impedancia de la línea

1110 LONG.LÍNEA 0.1 .. 1000.0 km 100.0 km Longitud de línea en kilómetros

1111 LONG.LÍNEA 0.1 .. 650.0 MILLA 62.1 MILLA Longitud de línea en millas

6001 A1: RE/RL -0.33 .. 7.00 1.00 A1: Factor de compensación RE/RL

6002 A1: XE/XL -0.33 .. 7.00 1.00 A1: Factor de compensación XE/XL

6003 A1:Reac/long x' 1A 0.0050 .. 15.0000 Ω/Mi 0.2420 Ω/Mi A1: Reactancia por long. de la línea x'

5A 0.0010 .. 3.0000 Ω/Mi 0.0484 Ω/Mi

6004 A1:Reac/long x' 1A 0.0050 .. 9.5000 Ω/Km 0.1500 Ω/Km A1: Reactancia por long. de la línea x'

5A 0.0010 .. 1.9000 Ω/Km 0.0300 Ω/Km

6005 A1: PHI LIN. 10 .. 89 ° 85 ° A1: Ángulo de la impedancia de la línea

6006 A1: LONG.LÍNEA 0.1 .. 650.0 MILLA 62.1 MILLA A1: Longitud de línea en kilómetros

6007 A1: LONG.LÍNEA 0.1 .. 1000.0 km 100.0 km A1: Longitud de línea en millas




5A 0.0010 .. 3.0000 Ω/Mi 0.0484 Ω/Mi


5A 0.0010 .. 1.9000 Ω/Km 0.0300 Ω/Km







5A 0.0010 .. 3.0000 Ω/Mi 0.0484 Ω/Mi


5A 0.0010 .. 1.9000 Ω/Km 0.0300 Ω/Km




62



2.1.7 EN100-Módulo 1

2.1.7.1 Descripción del funcionamiento

Mediante el EN100-Módulo 1 se puede realizar una integración de los equipos 7SJ80 en redes de comunicación de 100 MBit de sistemas de control y automatización según la norma IEC 61850. Esta norma posibilita una comunicación compatible de los equipos sin gateways ni convertidores de protocolos. De esta manera, los equipos SIPROTEC 4 pueden ser implementados en un sistema de comunicación abierta e interoperativo también bajo condiciones de red heterogéneas. En paralelo a la comunicación con el sistema de control es posible realizar mediante este interface una red de intercomunicación de equipos con GOOSE.





Explicación

126 PR.a/d IEC IntI Protecc. activar/desact.(IEC60870-5-103)356 >Conex. manual AI >Conexión manual501 Arranque Relé AS Arranque general del relé de protección511 DISP.gen Relé AS Disparo del relé (general)533 IL1 = AV Intensidad de falta fase L1 primaria534 IL2 = AV Intensidad de falta fase L2 primaria535 IL3 = AV Intensidad de falta fase L3 primaria561 Conex. manual AS Aviso de conexión manual2720 >Autoriz.RE ext AI >Autorización para RE externa4601 >IP cerrado AI >Interruptor de potencia cerrado4602 >RPOS Q0 abie AI >Retroaviso posición: Q0 abierto16019 >MIP arranque AI >Criterio de arranque Mantenimiento IP16020 MIPblqT err.par AS MIP bloqueado T IP DISPprop.>=T IP DISP16027 MIPblq Ierr.par AS MIP bloqueado Ir-IP >= Isc-IP16028 MIPblq NoACCpar AS MIP bloqueado No.ACC. Isc >= No.ACC. Ir



Explicación

009.0100 Fallo módulo IntI Fallo módulo EN100009.0101 Fallo Link1 IntI Fallo Link EN100 canal 1 (Ch1)009.0102 Fallo Link2 IntI Fallo Link EN100 canal 2 (Ch2)


63

Funciones2.2 Protección sobreintensidad

2.2 Protección sobreintensidad

La protección de sobreintensidad dispone en total de cuatro escalones para cada una de las intensidades de fase y a tierra. Todos los escalones son independientes uno del otro y pueden ser combinados libremente.

Si es necesaria una interacción de equipos trifásicos con unidades de protección bifásicas en las redes aisladas o compensadas, se puede configurar la protección de sobreintensidad no solamente en el modo de elaboración trifásico sino también en un modo bifásico (ver capítulo 2.1.3.2).

Los escalones de alta intensidad I>>>, I>>, IE>>>, IE>>, como también los escalones de sobreintensidad I> e IE> siempre trabajan con temporización de mando independiente de la intensidad (), los escalones Ip e IEp siempre con temporización de mando dependiente de la intensidad ().

Casos de aplicación• La protección de sobreintensidad no direccional es apropiada para redes radiales de alimentación unilateral

o redes anulares con funcionamiento abierto como también como función reserva en los dispositivos de pro-tección por comparación para todo tipo de líneas, transformadores, generadores y barras colectoras.

2.2.1 Generalidades

La protección de sobreintensidad a tierra puede trabajar con valores medidos IE o con valores determinados por cálculo a partir de las tres intensidades de fase 3I0. Las magnitudes con las cuales se debe elaborar, dependen del ajuste del parámetro 613 S/I Tierra con y del modo de conexión seleccionado para los transformadores de intensidad. Indicaciones más detalladas se encuentran en el capítulo 2.1.3.2, ejemplos de conexión en el anexo A.3. Sin embargo, en los equipos con entrada de intensidad a tierra sensible se trabaja por lo general con la magnitud calculada 3I0.

En cada Escalón se puede bloquear el escalón de temporización por entrada binaria o por el reenganche au-tomático (dependiendo del ciclo) y así impedir la orden de disparo. Si se retira el bloqueo durante un arranque, la temporización se inicia de nuevo. Una excepción es la señal de cierre manual. En caso de un cierre manual sobre una falta, se puede generar una desconexión inmediata. Para esto se excluye la temporización de un escalón de sobreintensidad o de alta intensidad mediante el impulso de cierre manual, es decir, el Escalón respectivo reacciona inmediatamente. Este impulso se prolongado a un tiempo mínimo de 300 ms.

La función de reenganche automático (RE), igualmente, puede iniciar para los escalones de sobreintensidad y alta intensidad una desconexión inmediata.

Para los escalones se puede realizar una estabilización de arranque mediante los tiempos de reposición parametrizables. Esta protección se aplica en redes con faltas intermitentes. Para las aplicaciones donde se utilizan relés electromecánicos se pueden adaptar los diferentes comportamientos de reposición y realizar escalonamientos temporales de equipos digitales y electromecánicos.

Los umbrales de arranque y las temporizaciones pueden ser acondicionados rápidamente a las situaciones de la subestación mediante el cambio dinámico de parámetros (ver sección 2.4).

Activando una estabilización de cierre se puede impedir un disparo en los escalones I> y Ip para las fases y para la puesta a tierra, cuando se detecta una intensidad inrush.

La vinculación a otras funciones de los equipos 7SJ80 se expone en la tabla siguiente de forma general.


64


Tabla 2-3 Relación entre funciones

2.2.2 Escalones de alta intensidad de tiempo definido I>>>, I>>, IE>>>, IE>>

Para cada Escalón se puede ajustar individualmente un valor de reacción I>>>, I>> o IE>>>, IE>>. Para I>>> y IE>>> se puede medir aparte de la Onda fundament. y el Valor efectivo también el Valor momentán.. Las intensidades de fase y la intensidad a tierra son comparadas individualmente con el valor de arranque común para cada Escalón I>>>, I>> o. IE>>>, IE>> y en caso de sobrepaso se produce un aviso. Después de transcurrir las temporizaciones correspondientes T I>>>, T I>> o T IE>>>, T IE>> se generan las órdenes de disparo las cuales también están disponibles independientemente para cada Escalón. El valor de reposición es aprox. 95 % del valor de arranque para intensidades > 0,3 IN. Para el caso que se haya parametrizado para el Escalón I>>> o IE>>>, la medición de valores momentáneos, la relación de reposición es de 90 %.

Los arranques pueden ser estabilizados adicionalmente mediante los tiempos de reposición parametrizables 1215 T RR S/I td FAS y 1315 T RR S/I td TIE. Si se detecta una disminución de valor debajo del umbral de reacción, se inicia una temporización y se mantiene el arranque. Por lo tanto la función no se cancela en tiempo inmediato. A la vez, las temporizaciones de disparo T I>>>, T I>> como también T IE>>>, T IE>> continúan transcurriendo. Después de haber finalizado la temporización de la reposición, se señaliza el arranque como aviso saliente y se repone la temporización de disparo, si es que no ha ocurrido nuevamente una superación de los valores umbrales I>>>, I>> o IE>>>, IE>>. Si se produce de nuevo otro sobrepaso del valor umbral, durante el transcurso de la temporización de reposición, se interrrumpe esta temporización. Entre tanto la temporizaciones de disparo T I>>>, T I>> como también T IE>>>, T IE>> continúan transcurriendo. Después de finalizarse esta temporización se efectúa inmediatamente un disparo, si el valor umbral es superado. Si en ese momento el valor umbral ya no está sobrepasado, no se produce ninguna reacción. Si después de haber finalizado la temporización de disparo, ocurre nuevamente una superación del valor umbral mientras la temporización de reposición todavía transcurre, se produce inmediatamente un disparo.

Estos escalones pueden ser bloqueados por la función de reenganche automático (RE).

Los valores de reacción de cada Escalón I>>, I>>> para las intensidades de fase e IE>>, IE>>> para la intensidad a tierra y las temporizaciones específicas para cada uno de estos escalones son ajustables individualmente.

Las siguientes figuras muestran como ejemplo los diagramas lógicos para los escalones de alta intensidad I>> o IE>>. También son válidos análogamente para los escalones de alta intensidad I>>> e IE>>>.

Escalones de sobreintensidad

Conexión para Reenganche

Cierre-Manual

Cambio dinámico de parámetros

Estabilización de cierre

I> • • • •I>> • • • I>>> • • •Ip • • • •IE> • • • •IE>> • • • IE>>> • • •IEp • • • •


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Figura 2-6 Diagrama lógico del escalón de alta intensidad I>> para fases

Si el parámetro 1213 CIERRE MANUAL está parametrizado como I>> sin tempor. o como I>>> sin temp. y se reconoce un cierre manual, entonces se efectúa una desconexión inmediata al inicio del arranque, también en caso de un bloqueo del Escalón por entrada binaria.

Lo mismo es aplicable para la función RE I>> sin tempor. o RE I>>> sin temp.


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Figura 2-7 Diagrama lógico del escalón de alta intensidad IE>>

Si el parámetro 1313 CIERRE MANUAL está parametrizado como IE>>sin tempor. o como IE>>> sin temp. y se reconoce un cierre manual, entonces se efectúa una desconexión inmediata al inicio del arranque, también en caso de un bloqueo del Escalón por entrada binaria.

Lo mismo es valido para RE IE>> sin tempor. o RE IE>>> sin temp.

2.2.3 Escalones de sobreintensidad de tiempo definido I>, IE>

Para cada Escalón se puede ajustar individualmente un valor de reacción I> o IE>. Aparte de la Onda fundament. también se puede medir el Valor efectivo. Las intensidades de fase y la intensidad a tierra son comparadas individualmente con el valor de ajuste común para cada Escalón I> como también IE> y en caso de sobrepaso se produce un aviso por separado. Si se utiliza la estabilización de cierre (ver abajo), se generan, dependiendo de la detección inrush, bien los avisos normales de arranque o los avisos inrush corres-pondientes. Después de transcurrir las temporizaciones pertenecientes T I> así como T IE> se efectúa una orden de disparo, si es que no existe un fenómeno inrush o la estabilización de cierre no está en acción. Si la estabilización de cierre está activada y se detecta un fenómeno inrush, no se produce un disparo, pero sí un aviso referente al transcurso de la temporización. Un aviso de disparo y finalización de tiempo son disponibles por separado para cada Escalón. El valor de reposición es aprox. 95 % del valor de arranque para intensidades > 0,3 IN.


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Los arranques pueden ser estabilizados adicionalmente mediante los tiempos de reposición parametrizables 1215 T RR S/I td FAS y 1315 T RR S/I td TIE. Si se detecta una disminución de valor debajo del umbral de reacción, se inicia una temporización y se mantiene el arranque. Por lo tanto la función no se cancela en tiempo inmediato. Mientras tanto la temporizaciones de disparo T I> así como T IE> continúan transcurriendo. Después de haber finalizado la temporización de la reposición, se señaliza el arranque como aviso saliente y se repone la temporización de disparo, si es que no ha ocurrido nuevamente una superación de valor del umbral I> o IE>. Si se produce de nuevo otro sobrepaso del valor umbral, durante el transcurso de la temporización de reposición, se interrumpe esta temporización. Mientras tanto las temporizaciones de disparo T I> así como T IE> continúan transcurriendo. Después de finalizarse esta temporización se efectúa inmediatamente un disparo, si el valor umbral es superado. Si en ese momento el valor umbral ya no está sobrepasado, no se produce ninguna reacción. Si después de haber finalizado la temporización de disparo, ocurre nuevamente una superación del valor umbral mientras la temporización de reposición todavía transcurre, se produce inmediatamente un disparo.

La estabilización de arranque de los escalones de sobreintensidad I> y IE> mediante tiempos de reposición parametrizables se desactiva si ocurre un arranque de Inrush, ya que en caso de un inrush no se trata de una falta intermitente.


Los valores de reacción de cada Escalón I> para las intensidades de fase e IE> para la intensidad a tierra y las temporizaciones específicas para cada uno de estos escalones son ajustables individualmente.

Las siguientes figuras muestran los diagramas lógicos correspondientes a los escalones de sobreintensidad I> e IE>.


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Figura 2-8 Diagrama lógico del escalón de sobreintensidad I> para fases

Si el parámetro 1213 CIERRE MANUAL está parametrizado como I> sin tempor. y se reconoce un cierre manual, se efectúa una desconexión inmediata al inicio del arranque, también en caso de un bloqueo del Escalón por entrada binaria.

Lo mismo es valido para RE I> sin tempor.

La temporización de reposición se activa sólo si no se ha detectado un inrush. Si ocurre un inrush se cancela un temporización de reposición en transcurso.

Figura 2-9 Lógica del retardo de reposición para I>


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Figura 2-10 Diagrama lógico del escalón de sobreintensidad IE>

Si el parámetro 1313 CIERRE MANUAL está parametrizado como IE> sin tempor. y se reconoce un cierre manual, se efectúa una desconexión inmediata al inicio del arranque, también en caso de un bloqueo del Escalón por entrada binaria.

Lo mismo es valido para RE IE> sin tempor.

Los valores de reacción de cada Escalón I>, I>> para las intensidades de fase y IE>, IE>> para la intensidad a tierra y las temporizaciones válidos para cada uno de estos escalones son ajustables individualmente.

La temporización de reposición se activa sólo si no se ha detectado un inrush. Si ocurre un inrush, se cancela una temporización de reposición en transcurso.

Figura 2-11 Lógica de la temporización de reposición para IE>


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2.2.4 Escalones de sobreintensidad de tiempo inverso Ip, IEp

Los escalones S/I t.inv. dependen de la variante de pedido. Estos trabajan siempre con una Característica de tiempo inverso, según las normas IEC o ANSI. Las características y sus formulas correspondientes se exponen en los Datos Técnicos. En la configuración de una de las características de tiempo inverso se activan también adicionalmente los escalones independientes de tiempo definido I>>>, I>> e I> (ver sección "Escalo-nes de alta intensidad de tiempo definido I>>>, I>>, IE>>>, IE>>“ y "Escalones de sobreintensidad de tiempo definido I>, IE>“).

Comportamiento de arranque

Para cada Escalón se puede ajustar individualmente un valor de reacción Ip o IEp. Aparte de la Onda fundament. también se puede medir el Valor efectivo. Las intensidades de fase y la intensidad a tierra son comparadas individualmente con el valor de arranque común para cada Escalón Ip e IEp. Si una intensi-dad sobrepasa 1.1 veces el valor de ajuste, se arranca el Escalón correspondiente y se genera un aviso se-lectivo. Si se aplica la estabilización de cierre, se generan, dependiendo de la detección inrush, bien los avisos de arranque normales o los avisos inrush correspondientes. Con el arranque de un Escalón Ip se calcula con la intensidad de falta circulante, según la característica de disparo elegida, el tiempo de disparo con un proce-dimiento de medida por integración y después de transcurrir este tiempo se expide la orden de disparo, si es que no existe un inrush o la estabilización de cierre no está activada. Si la estabilización de cierre está activada y se detecta un fenómeno inrush, no se produce un disparo, pero sí un aviso referente al transcurso de la tem-porización.


Para la intensidad a tierra IEp se puede seleccionar una Característica independiente de la Característica para las intensidades de fase.

Los valores de arranque de los escalones Ip (fases) y IEp intensidad a tierra) y los factores de tiempo válidos para cada uno de estos escalones son ajustables individualmente.

Las dos figuras siguientes muestran los diagramas lógicos de la protección de sobreintensidad de tiempo inverso.


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Figura 2-12 Diagrama lógico de la protección de sobreintensidad de tiempo inverso (S/I t.inv.) para fases

Si se ha configurado una Característica ANSI, entonces se utiliza en vez del parámetro 1208 T Ip el parámetro 1209 TIME DIAL: D.

Si el parámetro 1213 CIERRE MANUAL está parametrizado como Ip sin tempori. y se reconoce un cierre manual, se efectúa una desconexión inmediata al inicio del arranque, también en caso de un bloqueo del Escalón por entrada binaria.

Lo mismo es valido para RE Ip sin tempor.


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Figura 2-13 Diagrama lógico de la protección de sobreintensidad de tiempo inverso (S/I t. inv.) para Tierra

Si se ha configurado una Característica ANSI, entonces se utiliza en vez del parámetro 1308 T IEp el parámetro 1309 TIME DIAL: D.

Si el parámetro 1313 CIERRE MANUAL está parametrizado como IEp sin tempor. y se reconoce un cierre manual, se efectúa una desconexión inmediata al inicio del arranque, también en caso de un bloqueo del Escalón por entrada binaria.

Lo mismo es valido para RE IEp sin tempor.


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Comportamiento de reposición

En las líneas características ANSI y IEC se puede elegir, si la reposición de un Escalón deberá ser efectuada inmediatamente cuando la intensidad disminuye debajo de un valor límite o mediante una emulación-disco. Inmediatamente significa que la reposición del arranque resulta con aprox. 95% del valor de arranque y que con un arranque nuevo la temporización comenzará a contar desde un principio.

En la emulación disco se efectúa, después de desconectar la intensidad, un proceso de reposición (retroceso del contador de tiempo) que corresponde a la regresión del disco Ferraris (por eso el nombre “emulación-disco”). Con esto se considera, en caso de varias faltas sucesivas, los “antecedentes” representados por la inercia del disco Ferraris y se adapta la manera del transcurso de tiempo. La cuenta atrás empieza con un valor menor que 90% del valor de ajuste de acuerdo a la característica de reposición de la curva elegida. En el campo entre el valor de reposición (95% del valor de reacción) y 90% del valor de ajuste los contadores, tanto hacia atrás como adelante, se encuentran en estado de reposo.

La emulación disco tiene ventajas cuando el plan de escalonamiento de la protección de sobreintensidad debe ser coordinada con otros equipos existentes en la red aplicando como referencia una base electromagnética.

2.2.5 Cambio dinámico de los umbrales de arranque

Puede ser necesario elevar de manera dinámica los umbrales de arranque de la protección de sobreintensi-dad, cuando los componentes de planta requieren, al ser conectados, un mayor consumo de potencia, después de una pausa sin tensión prolongada (p.ej. instalaciones de climatización, calefacciones). Con esta función se puede evitar, que los umbrales de arranque deban ser ajustados de manera general muy altos para considerar estas condiciones durante un cierre.

Esta función de cambio dinámico de los umbrales de arranque es común para todos los escalones de sobreintensidad y se describe en la sección 2.4. Los umbrales de arranque alternativos mismos pueden ser ajustados individualmente para cada Escalón de la protección de sobreintensidad.

2.2.6 Estabilización de cierre

Si se aplica la protección multifuncional 7SJ80 p.ej., a la salida de un transformador, se deben tener en cuenta las altas intensidades inrush producidas en las operaciones de cierre de contactos del transformador. Estas pueden alcanzar un valor múltiple de la intensidad nominal y circulan según el tamaño y la construcción del transformador durante un tiempo entre algunos diez milisegundos y algunos minutos.

A pesar de que las funciones filtro para las intensidades de medida sólo consideran la onda fundamental, pueden producirse funcionamientos erróneos al conectar los transformadores, ya que en las intensidades inrush de cierre también existe, según el tamaño y construcción, una componente notable de la onda fundamental.

El 7SJ80 dispone para esto de una función integrada para la estabilización de cierre. Esta función impide un arranque „normal“ de los escalones I> o Ip (no I>> e I>>>) en las fases y en la conducción a tierra de la protección de sobreintensidad direccional y no direccional. Esto también es válido para los umbrales de arran-que alternativos en el cambio dinámico de parámetros. En caso de detección de inrush se generan avisos es-peciales de arranque por inrush que también inician un evento de perturbación y activan las temporizaciones de disparo correspondientes. Si después de transcurrir la temporización se sigue detectando un inrush, se produce un aviso correspondiente („...T. transcurrido“) pero se impide el disparo (ver también los diagramas lógicos de los escalones de sobreintensidad, figuras 2-8 bis 2-13.


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La intensidad de cierre está caracterizada por su componente alta de segundo armónico (doble frecuencia nominal), que en caso de cortocircuito prácticamente desaparece. La detección de la intensidad inrush se basa, por eso, en la evaluación del segundo armónico existente en el inrush. Para el análisis de la frecuencia se utilizan filtros que efectúan un análisis Fourier en las tres fases y en la intensidad a tierra.

Se reconoce un inrush de cierre en la fase afectada si ocurren al mismo tiempo las condiciones siguientes:

• La componente de armónicos es mayor que el valor de ajuste 2202 2° ARMONICO (mínimo 0,025 * INsec);

• las intensidades no superan el valor límite superior 2205 I RUSH MAX;

• existe una superación del valor umbral en un Escalón bloqueable por la estabilización inrush.

En este caso, el inrush de cierre se reconoce en la fase afectada (avisos 1840 hasta 1842 y 7558 „Inrush det.tier“ ver figura 2-14) y se efectúa un bloqueo respectivo.

Ya que la evaluación cuantitativa del contenido de armónicos está disponible después de un periodo de la red, se impide, por principio, durante este tiempo un arranque. Esto significa que un aviso de arranque, con esta-bilización de inrush activada, también tiene un retraso de un periodo de la red, si es que no ocurre ninguna operación de cierre. Por otro lado, los tiempos de retraso de disparo para las funciones de la protección de sobreintensidad son iniciados inmediatamente, también con estabilización de inrush conectada, y transcurren también durante el proceso inrush. Si el bloqueo de inrush finaliza, se efectúa un disparo al final del tiempo transcurrido. Es decir, no se produce ningún retraso adicional para el disparo mediante la estabilización inrush. Si el arranque se retira dentro del bloqueo inrush, se reinicia el transcurso del tiempo correspondiente.

Bloqueo Cross

Ya que la estabilización de armónicos se efectúa individualmente para cada fase, la protección es efectiva también óptimamente, cuando se conecta el transformador sobre una falta monofásica, mientras en otra fase no afectada circule posiblemente una intensidad de cierre. También es posible ajustar la protección, de tal manera, que al sobrepasarse el contenido admisible de armónicos de la intensidad sólo en una fase, no solamente esta unidad de medida de fases será bloqueada, sino también las demás unidades de fase (incluso tierra) (función BLQ.CROSSBLOCK, dirección 2203).

Se debe considerar que el proceso inrush en la puesta a tierra no produce ningún bloqueo de las intensidades de fases, tampoco cuando se conecta el bloqueo Cross.

El bloqueo Cross es retirado cuando no existe más inrush en ninguna fase. Además la función de bloqueo Cross puede ser limitada a un tiempo determinado (parámetro 2204 T.BLOQ CROSSBL.). Después de transcurrir este tiempo, el bloqueo Cross no será efectivo, aún en caso que existiera todavía un inrush.

La estabilización de intensidad inrush tiene un límite superior: sobrepasando un valor de intensidad (ajustable por el parámetro 2205 I RUSH MAX) la estabilización no será más efectiva, ya que aquí entonces podría tratarse de un cortocircuito interno de alta intensidad.

La figura siguiente indica la influencia en los escalones de sobreintensidad por parte de la función de estabilización inrush incluyendo la función de bloqueo Cross.


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Figura 2-14 Diagrama lógico de la estabilización de conexión


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2.2.7 Lógica de arranque y disparo

Las señales de arranque de las diferentes fases (como también a Tierra) y de los diferentes escalones están vinculadas lógicamente, de tal manera que se señalizarán tanto las informaciones de las fases como también del Escalón que ha reaccionado:

Tabla 2-4 Avisos de arranque de la protección de sobreintensidad

En las señales de disparo se indica igualmente el Escalón que ha producido la orden de disparo.

Aviso interno Figura Aviso de salida FNo.Arr I>>> L1Arr I>> L1Arr I> L1Arr Ip L1

2-62-82-12

„S/I ARR L1“ 1762

Arr I>>> L2Arr I>> L2Arr I> L2Arr Ip L2

2-62-82-12

„S/I ARR L2“ 1763

Arr I>>> L3Arr I>> L3Arr I> L3Arr Ip L3

2-62-82-12

„S/I ARR L3“ 1764

Arr IE>>> Arr IE>>Arr IE>Arr IEp

2-72-102-13

„S/I ARR Tierr“ 1765

Arr I>>> L1Arr I>>> L2Arr I>>> L3Arr IE>>>

„I>>> ARR“ 1767

Arr I>> L1Arr I>> L2Arr I>> L3Arr IE>>

2-62-62-62-7

„I>> ARR“ 1800

Arr I> L1Arr I> L2Arr I> L3Arr IE>

2-82-82-82-7

„I> ARR“ 1810

Arr Ip L1Arr Ip L2Arr Ip L3Arr IEp

2-122-122-122-13 „Ip ARR“ 1820

(todos los arranques) „P.S/I ARR.gen“ 1761


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2.2.8 Protección de sobreintensidad bifásica (sólo no-direccional)

La funcionalidad de la protección de sobreintensidad bifásica se aplica en redes aisladas o compensadas, cuando es necesario realizar una interacción con los dispositivos de protección bifásicos existentes. Ya que una red aislada o compensada con un cortocircuito a tierra monofásico puede seguir siendo utilizada, la protección es útil para detectar los cortocircuitos a tierra monofásicos dobles con valores altos de intensidad a tierra. Solamente entonces se puede desconectar una salida de línea afectada. Para esto basta efectuar una medición bifásica. Para garantizar la selectividad de la protección en el sector de la red, solo se supervisan las fases L1 y L3.

Si se parametriza 250 S/I 2 fases (configurable bajo Datos de planta) con Activar, entonces no se utiliza IL2 para comparar con el valor umbral. Si existe una falta por cortocircuito a tierra simple en L2, no se efectúa un arranque. Al producirse un arranque con L1 o L3 se considera un cortocircuito a tierra doble. Se produce primero un arranque y después de finalizar la temporización correspondiente se genera un disparo.

Nota

Si la función de detección de inrush está activada y si existe sólo un inrush en L2, no se realiza un bloqueo Cross en los otros conductores. De otra manera, en caso de inrush con bloqueo Cross en L1 o L3 se bloquea igualmente L2.

2.2.9 Protección rápida para barras colectoras mediante bloqueo reversible

Ejemplo de aplicación

Mediante las entradas binarias se puede realizar un bloqueo de cualquier escalón de intensidad. En la parametrización se determina, si el circuito de entrada debe ser activado con intensidad de trabajo (activo con tensión) o con intensidad de reposo (activo sin tensión). Esto permite realizar p.ej. una protección rápida para barras colectoras en redes con configuración de estrella o de anillo abiertas por un lado, mediante “bloqueo reversible”. Este principio se utiliza p.ej. en redes de distribución, en la instalación de consumo propio de plantas eléctricas o similares en las cuales un transformador alimenta desde la red de interconexión a un sector de barra colectora con diferentes salidas (figura 2-15).

El principio del bloqueo reversible comprende que la protección de sobreintensidad para la alimentación de la barra colectora reacciona con un tiempo de disparo corto TI>> independiente del escalonamiento de tiempo de las salidas, para el caso en que el arranque de una protección de sobreintensidad próxima a la salida, no efectúa su bloqueo (figura 2-15). Por esta razón, siempre reacciona la protección más próxima al lugar de la falta con el tiempo corto, ya que ésta no podrá ser bloqueada por una protección que se encuentra detrás de la falta. Los escalones de tiempo TI> o. TIp sirven de escalones de reserva. Los avisos de arranque del relé de protección a la salida de la línea se señalizan como avisos de entrada „>I>> bloqueo“ en una entrada binaria del relé de protección al lado de la alimentación.


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Figura 2-15 Protección de barras colectoras mediante bloqueo posterior, principio

2.2.10 Indicaciones de ajuste

Generalidades

Si se selecciona en DIGSI la protección de sobreintensidad, entonces aparece un cuadro de diálogo estructu-rado con diversas hojas de ajuste en las cuales se pueden ajustar los parámetros correspondientes. Según la capacidad funcional establecida en la configuración de las funciones de protección bajo las direcciones 112 SOBREINTENS.FAS y 113 SOBREINTENS.TIE, aparece un número mayor o menor de hojas de ajuste. Seleccionando S/I FASE(TD/TI) = t.def sin t.inv o SOBREINTENS.TIE = t.def sin t.inv sólo son accesibles los parámetros para la protección de sobreintensidad de tiempo definido (S/I t.def.). Seleccionando S/I IEC o S/I ANSI se disponen de características adicionales de tiempo inverso. Los escalones sobrepuestos de alta intensidad I>>, I>>> o IE>>, IE>>> están disponibles en todos estos casos.

Mediante el parámetro 250 S/I 2 fases se puede configurar también una protección de sobreintensidad bifásica.

Bajo la dirección 1201 S/I FASE(TD/TI) se puede conectar la protección de sobreintensidad para intensidades de fase y bajo la dirección 1301 S/ITIERRA-TD/TI para intensidades a tierra, seleccionando la opción Activar o Desactivar.

Para las faltas a tierra se pueden ajustar la Característica, el valor de respuesta y el tiempo de retardo por se-parado de los de los ramales de las fases. De este modo se tiene a menudo la posibilidad de un escalona-miento independiente para faltas con puesta a tierra con tiempos más cortos y ajustes más sensibles.

Dependiendo del ajuste del parámetro 251 CT Connect. el equipo también puede ser utilizado para constelaciones de planta específicas en relación a las conexiones de los transformadores. Ver también las indicaciones correspondientes bajo la sección 2.1.3.2, „Conexión del transformador de intensidad“.


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Procedimiento de medida

En las hojas de ajuste para los escalones se puede determinar con qué valores de comparación debe trabajar el escalón respectivo.

• Medición de la Onda fundamental (procedimiento estándar):

Este procedimiento de medida elabora los valores de muestreo de las intensidades y filtra numéricamente la onda fundamental de manera que los armónicos o interferencias de intensidad transitorias no son considerados.

• Medición del Valor efectivoLa amplitud de intensidad se determina con los valores de muestreo según la ecuación de definición del valor efectivo. Este procedimiento de medición siempre debe ser seleccionado cuando la función debe considerar los armónicos (p.ej. en bancos de condensadores).

• Medición con Valores instantáneosEste procedimiento compara los valores momentáneos con el umbral ajustado. Aquí no se determina ningún valor medio, es decir, este método es sensible a las perturbaciones. Este procedimiento de medición sólo debe ser seleccionado si se requiere un tiempo de reacción especialmente breve para el escalón. El tiempo de reacción del escalón en este procedimiento debe ser reducido en comparación a la medición de los valores efectivos o de las ondas fundamentales (ver „Datos técnicos“).

El modo de los valores de comparación se ajusta bajo las siguientes direcciones:

Escalón I>>> Dirección 1219 Medición I>>>

Escalón I>> Dirección 1220 Medición I>>

Escalón I>, Dirección 1221 Medición I>

Escalón Ip Dirección 1222 Medición Ip

Escalón IE>>> Dirección 1319 Medición IE>>>

Escalón IE>> Dirección 1320 Medición IE>>

Escalón IE> Dirección 1321 Medición IE>

Escalón IEp Dirección 1322 Medición IEp

Escalones de alta intensidad I>>, I>>> (fases

Las intensidades de arranque de los escalones de alta intensidad I>> oI>>> se ajustan bajo la dirección 1202 ó 1217. La temporización correspondiente T I>> o T I>>> es parametrizable bajo la dirección 1203 ó 1218. Esta se utiliza generalmente para el escalonamiento de intensidad con altas impedancias como las que existen en transformadores o generadores. Se ajusta de tal manera que la protección debe reaccionar para cortocir-cuitos hasta con estos valores de impedancia.

Ejemplo para el escalón de alta intensidad I>>: Transformador en la alimentación de una barra colectora con los siguientes datos:

Potencia nominal aparente SNA = 16 MVA Tensión de cortocircuito uk = 10 % Tensión nominal primaria UN1 = 110 kV Tensión nominal secundaria UN2 = 20 kV Grupos vectoriales Dy 5 Punto neutro puesto a tierraPotencia de cortocircuito por el lado de 110 kV 1 GVA


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A partir de estos datos se pueden calcular las siguientes intensidades de cortocircuito:

La intensidad nominal del transformador es de:

Debido al requisito

los siguientes ajustes en el equipo de protección: El escalón de alta intensidad I>> seleccionado en el ejemplo debe ser ajustado más alto que la intensidad máxima de cortocircuito vista desde el lado de alta tensión con una falta al lado de baja tensión. Para obtener suficiente distancia al nivel de interferencias, también con fluctuaciones en la potencia de cortocircuito, se elige un valor de ajuste de I>>/IN = 10, es decir I>> = 1000 primario. Lo mismo es válido análogamente si se utiliza el escalón de alta intensidad I>>>.

Los impulsos elevados de intensidad (inrush) son neutralizados por la temporización (parámetro 1203 T I>> ó 1218 T I>>>) cuando su onda fundamental sobrepasa el valor de ajuste.

Utilizando el principio del “bloqueo reversible” se lleva la ventaja de los dos escalones de la protección de sobreintensidad: El escalón I>> se utiliza con un retardo corto de seguridad T I>> (p.ej. 100 ms) como protección rápida de barras colectoras. El escalón I>> se bloquea para las faltas al lado de la salida. El Escalón I> o Ip sirve en este caso como protección de reserva. Los valores de reacción de ambos escalones (I> o Ip e I>>) se ajustan iguales. La temporización T I> o T Ip se ajusta de manera que la temporización de la salida de línea quede sobreescalonada.

El tiempo ajustado es sólo una temporización adicional la cual no comprende los tiempos regulares propios (tiempo de medida, tiempo de reposición). Esta temporización también puede ser ajustada con ∞. En este caso el Escalón no efectúa ningún disparo después de un arranque pero si un aviso. Si no se necesita el Escalón I>> o el Escalón I>>>, se ajusta el umbral de reacción I>> o I>>> con ∞. Entonces, no se produce ningún aviso de arranque y ningún disparo.

Cortocircuito tripolar por el lado de la tensión superior

I"k3, 1, 110 = 5250 A

cortocircuito tripolar por el lado de la tensión inferior

I"k3, 2, 20 = 3.928 A

por el lado de la tensión superior fluye una intensidad de

I"k3, 2, 110 = 714 A

INT, 110 = 84 A por el lado superior INT, 20 = 462 A por el lado inferiorTransformador de intensidad (lado de la tensión superior)

100 A / 1 A

Transformador de intensidad (lado de la tensión inferior)

500 A / 1 A


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Escalones de alta intensidad IE>>, IE>>> (Tierra)

Las intensidades de arranque de los escalones de alta intensidad IE>> o IE>>> se ajustan bajo la dirección1302 ó 1317. La temporización correspondiente T IE>> o T IE>>> es parametrizable bajo la dirección 1303 ó 1318. Para el ajuste existen condiciones parecidas a las de intensidades de fase descritas anteriormente.

El tiempo ajustado es sólo una temporización adicional la cual no comprende los tiempos regulares propios (tiempo de medida, tiempo de reposición). Esta temporización también puede ser ajustada con ∞. En este caso el Escalón no efectúa ningún disparo después de un arranque pero si un aviso. Si no se necesita el Escalón IE>> o el Escalón IE>>>, se ajusta el umbral de reacción IE>> o IE>>> con ∞. Entonces, no se produce ningún aviso de arranque y ningún disparo.

Nivel de sobreintensidad I> (fases)

Para el ajuste del escalón de sobreintensidad I es determinante, sobre todo, la intensidad de trabajo máxima posible. Un arranque por sobrecarga debe estar descartado ya que en este estado de función el relé trabaja correspondientemente con tiempos de disparo cortos como protección contra cortocircuitos y no contra sobre-cargas. Por eso, el ajuste se efectúa en las líneas aproximadamente un 20% por encima de la (sobre)carga previsible máxima, y en el caso de los transformadores y motores aproximadamente un 40% por encima.

El tiempo de retardo que se ha de ajustar (parámetro1205 T I>) viene dado por el plan de escalonamiento establecido para la red.

El tiempo ajustado es una temporización adicional que no incluye el tiempo propio (tiempo de medición, tiempo de recuperación). La temporización también se puede ajustar en ∞. En este caso el Escalón no dispara después de ser excitado, pero se comunica la excitación. Si no se necesita en absoluto el I>–Escalón, el umbral de respuesta I> se ajusta en ∞. Entonces no hay ni mensaje de excitación ni disparo.

Nivel de sobreintensidad IE> (Tierra)

Para ajustar el nivel de sobreintensidad IE> es determinante principalmente la intensidad de intensidad de cortocircuito de derivación a tierra mínima que se pueda producir.

Si en el empleo del equipo de protección con transformadores o motores hay que contar con unos impulsos de intensidad de conexión (Rush) grandes, se puede hacer uso en el 7SJ80 de una estabilización de conexión para el nivel de sobreintensidad IE>. Este se conecta o desconecta conjuntamente para la intensidad de fases y la intensidad de tierra bajo la dirección 2201 ESTABILIZ. RUSH. Los valores característicos de la estabili-zación de irrupción se relacionan en el subapartado “Estabilización de conexión (Inrush)”.

La temporización que se ha de ajustar (parámetro 1305 T IE>) viene dada por el plan de escalonamiento establecido para la red, donde para intensidades de falta a tierra en la red con puesta a tierra existe la posibilidad de un plan de escalonamiento independiente con unos tiempos de retardo más breves.

El tiempo ajustado sólo es una temporización adicional la cual no comprende el tiempo propio (tiempo de medida, tiempo de reposición). Esta temporización también puede ser ajustada con ∞. En este caso el Escalón no efectúa ningún disparo después de un arranque pero sí un aviso. Si no se necesita en absoluto el Escalón IE>, se ajusta el umbral de reacción IE> con ∞. Entonces, no se produce ningún aviso de arranque y ningún disparo.

Estabilización de la excitación (S/I)

Con los tiempos de reposición parametrizables 1215 T RR S/I td FAS ó 1315 T RR S/I td TIE se pueden homogenizar los diferentes comportamientos de reposición en las aplicaciones conjuntas donde se utilizan relés electromecánicos. Esto es necesario para un escalonamiento de tiempos. Aquí se debe conocer el tiempo de reposición del equipo electromecánico. De este tiempo se debe restar el tiempo propio de repo-sición del equipo (ver Datos técnicos). El resultado se registra en los parámetros.


82


Nivel de sobreintensidad Ip (fases) para curvas características IEC o ANSI

Si al configurar las funciones de protección (capítulo 2.1.1.2) se seleccionó bajo la dirección 112 SOBREINTENS.FAS = S/I IEC o S/I ANSI, estarán disponibles también los parámetros para las curvas características dependientes.

Si se seleccionó bajo la dirección 112 SOBREINTENS.FAS = S/I IEC se puede seleccionar en la dirección 1211 CARACT.IEC la IEC deseada Característica (Inversa, Inversa alta, Extrem. inversa o Invers.largo t.). Si se efectúa la selección bajo la dirección 112 SOBREINTENS.FAS = S/I ANSI, se puede elegir bajo la dirección 1212 CARACT.ANSI la ANSI deseada Característica (Muy inversa, Inversa, Inversa Corta, Inversa Larga, Moderad.inversa, Extremada.inv o Inv.Definida).

Hay que tener en cuenta que al elegir una característica de disparo S/I t. inv. ya está incluido un factor de seguridad de aprox. 1,1 entre el valor de excitación y el valor de ajuste. Es decir que la excitación solamente tiene lugar cuando pase una intensidad con un valor 1,1 veces el valor de ajuste. Si bajo la dirección 1210 REPOSICIÓN se seleccionó Emulación disco, entonces la recuperación tiene lugar de acuerdo con la curva característica de recuperación, tal como se ha descrito anteriormente.

El valor de la intensidad se ajusta bajo la dirección 1207 Ip. Para el ajuste es determinante, sobre todo, la intensidad de trabajo máxima posible. Deberá estar excluida la excitación por sobrecarga, ya que en este régimen de funcionamiento el equipo trabaja con unos tiempos de órdenes breves como protección contra cortocircuitos y no como protección contra sobrecargas.

El multiplicador de tiempo correspondiente queda accesible bajo la dirección si se selecciona una Característica IEC bajo la dirección 1208 T Ip y si se selecciona una Característica ANSI bajo la dirección 1209 TIME DIAL: D. Éste se deberá coordinar con el plan de escalonamiento de la red.

El multiplicador de tiempo también se puede poner en ∞. En este caso el Escalón no dispara después de ser arrancado, pero se comunica el arranque. Si no se necesita en absoluto la Ip–Escalón, se selecciona al proyectar las funciones de protección (capítulo 2.1.1.2) la dirección 112 SOBREINTENS.FAS = t.def sin t.inv.

Nivel de sobreintensidad IEp (Tierra) para curvas características IEC y ANSI

Si al configurar las funciones de protección (sección 2.1.1) se seleccionó bajo la dirección 113 SOBREINTENS.TIE = S/I IEC, entonces se disponen también de los parámetros para las características dependientes. Bajo la dirección 1311 CARACT.IEC se puede seleccionar la Característica IEC deseada (Inversa, Inversa alta, Extrem. inversa o Invers.largo t.). Si se ha parametrizado bajo la dirección 113 SOBREINTENS.TIE = S/I ANSI, entonces se puede elegir bajo la dirección 1312 CARACT.ANSI la Característica ANSI deseada (Muy inversa, Inversa, Inversa Corta, Inversa Larga, Moderad.inversa, Extremada.inv o Inv.Definida).

Hay que tener en cuenta que al elegir una característica de disparo S/I t.inv. ya está incluido un factor de se-guridad de aprox. 1,1 entre el valor de arranque y el valor de ajuste. Es decir que el arranque solamente tiene lugar cuando pase una intensidad con un valor 1,1 veces el valor de ajuste. Si bajo la dirección 1310 REPOSICIÓN se seleccionó Emulación disco, entonces la recuperación tiene lugar de acuerdo con la curva característica de recuperación, tal como se ha descrito anteriormente.

El valor de la intensidad se ajusta bajo la dirección 1307 IEp. Para el ajuste es determinante ante todo la intensidad de cortocircuito a tierra mínima previsible.

El multiplicador de tiempo correspondiente queda accesible al elegir una IEC Característica bajo la dirección 1308 T IEp y al elegir una ANSI Característica bajo la dirección 1309 TIME DIAL: D. Éste se debe coordinar con el plan de escalonamiento de la red, donde para las intensidades de derivación a tierra en la red con puesta a tierra existe a menudo la posibilidad de un plan de escalonamiento independiente con tiempos de retardo más cortos.

El multiplicador de tiempo también se puede poner en ∞. En este caso el Escalón no dispara después de arrancado, pero se comunica el arranque. Si no se necesita en absoluto la IEp–Escalón, al proyectar las funciones de protección (capítulo 2.1.1) se selecciona la dirección 113 SOBREINTENS.TIE = t.def sin t.inv.


83


Estabilización de la irrupción de conexión (Inrush)

Si en el empleo del equipo de protección con transformadores se debe tener en cuenta la existencia de impulsos de intensidad de cierre elevados (Inrush), se puede aplicar en el 7SJ80 una estabilización de cierre para los escalones de sobreintensidad I>, Ip, IE> e IEp.

La estabilización de conexión solamente puede actuar y sólo es accesible si durante el proyecto se ajustó bajo la dirección 122 ESTABILIZ.RUSH = disponible. Si no se necesita la función hay que ajustar no disponible. Bajo la dirección 2201 ESTABILIZ. RUSH se conmutó la función conjuntamente para los niveles de sobreintensidad I>,Ip, IE> y IEp Activar o Desactivar.

La estabilización de cierre se basa en la evaluación de la componente de 2do. armónico existente en un Inrush de cierre. Por entrega del equipo se ha ajustado una relación I2f/If del 15%, que generalmente se aplica sin modificación. El valor de ajuste es idéntico para los conductores de fase y tierra. Aquí, el componente necesario para la estabilización se puede adaptar a las condiciones de la instalación bajo la dirección 2202 2° ARMONICO. Para lograr una mejor estabilización en un caso excepcional bajo condiciones de cierre desfavorables, se puede ajustar aquí un valor menor, p.ej. 12%. Independientemente del parámetro 2202 2° ARMONICO se produce un bloqueo de inrush, solamente si es que el valor absoluto del 2do. armónico es al menos 0,025 * INsec.

El tiempo de actividad del bloqueo mutuo 2203 T.BLOQ CROSSBL. se puede ajustar entre 0 s (la estabiliza-ción del armónico está activa individualmente para cada fase) hasta el valor máximo de 180 s (la estabilización del armónico de una fase bloquea también las fases restantes durante el tiempo que está ajustado).

Si la intensidad supera el valor ajustado en el parámetro 2205 I RUSH MAX, ya no tiene lugar la estabilización por medio del 2º armónico.

Conexión manual (Fases, Tierra)

Al efectuarse un cierre del interruptor de potencia sobre una falta en un tramo de la línea, generalmente se desea una desconexión de la línea lo más pronto posible. Para esto se puede anular opcionalmente la tempo-rización para los escalones de sobreintensidad o para los escalones de alta intensidad mediante el impulso de cierre manual; es decir que el Escalón correspondiente reacciona, en caso de un arranque, inmediatamente con un disparo. Este impulso está prolongado al menos con 300 ms. Para este fin se tiene en cuenta en el control de cierre manual la parametrización bajo la dirección 1213 CIERRE MANUAL para efectuar la reacción del equipo en caso de una falta en la conducción de fases. Para la conducción a tierra se considera corres-pondientemente la dirección 1313 CIERRE MANUAL. De esta manera se determina respectivamente para fase y tierra, el valor de arranque y la temporización que serán efectivos, cuando el interruptor de potencia sea co-nectado manualmente.

Orden de mando exterior

Si la señal de cierre manual no es efectuada por el equipo 7SJ80, es decir, no proviene ni del panel de servicio integrado ni tampoco vía interface, sino directamente del conmutador de verificación, entonces se deberá conducir esta orden a una entrada binaria del 7SJ80 y ésta deberá estar configurada correspondientemente („>Conex. manual“), para que el Escalón previsto para CIERRE MANUAL pueda ser activado. La opción alternativa desactivado significa, que todos los escalones funcionan como se ha parametrizado, es decir, sin tratamiento especial, incluso durante un cierre manual.

Orden de mando interna

Si la señal de conexión manual tiene lugar a través de la función de mando integrada del equipo, entonces es preciso establecer a través de CFC (Nivel de desarrollo protección contra averías de conmutación) y mediante el módulo funcional CMD_Información un enlace interno de las informaciones (véase la figura 2-16).


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Figura 2-16 Ejemplo para generar la señal de CIERRE manual para órdenes de control a través de la función de control integrada

Nota

Para la colaboración entre el automatismo de reenganche (AR) y la función de mando se necesita una lógica CFC ampliada. Véase al respecto el subtítulo „Orden de conexión: Directamente o a través del mando“ en las instrucciones de ajuste de AR (capítulo 2.12.6).

Interconexión funcional con el reenganche automático (fases)

Cuando ocurre un reenganche, generalmente se espera una desconexión rápida y simultánea con I>> o I>>> en caso de una falta. Si después del reenganche la falta no ha sido eliminada, entonces deberán activarse ahora los escalones I> o Ip con sus tiempos de disparo escalonados, es decir, los escalones I>> o I>>> deberán ser bloqueados. Aquí se puede determinar con los parámetros 1214 I>> ACTIVO ó 1216 I>>> ACTIVO si los escalones I>> o I>>> deben ser activados por una señal de autorización de la función de reenganche automático interna o externa. El ajuste con RE activo significa que los escalones I>> o I>>> solamente son autorizados si el reenganche automático no está bloqueado. Si esto no es deseado, se elige el ajuste siempre de manera que los escalones I>> o I>>> siempre estarán activos.

La función de reenganche automático integrada en el 7SJ80 ofrece también la posibilidad de determinar por separado para cada escalón de la protección de sobreintensidad, si se efectuará un disparo inmediato o tem-porizado según los parámetros sin influencia del RE o si el escalón deberá ser bloqueado (ver sección 2.12).

Interconexión funcional con la función de reenganche automático (Tierra)

Cuando ocurre un reenganche, generalmente se espera una desconexión rápida y simultánea con IE>> o IE>>> en caso de una falta. Si después del reenganche la falta no ha sido eliminada, entonces deberán activarse ahora los escalones IE> o IEp con sus tiempos de disparo escalonados, es decir, los escalones IE>> o IE>>> deberán ser bloqueados. Aquí se puede determinar con los parámetros 1314 IE>>ACTIVO o 1316 IE>>> ACTIVO si los escalones IE>> o IE>>> deben ser activados por una señal de autorización de la función de reenganche automático interna o externa. El ajuste con RE activo significa que los escalones IE>> o IE>>> solamente son autorizados si el reenganche automático no está bloqueado. Si esto no es deseado, se elige el ajuste siempre de manera que los escalones IE>> o IE>>> siempre estarán activos, como se ha parametrizado.

La función de reenganche automático integrada en el 7SJ80 ofrece también la posibilidad de determinar por separado para cada escalón de la protección de sobreintensidad, si se efectuará un disparo inmediato o tem-porizado según los parámetros sin influencia del RE o si el escalón deberá ser bloqueado (ver sección 2.12).


85


2.2.11 Visión General de los Parámetros




1201 S/I FASE(TD/TI) ActivarDesactivar

Activar Prot. sobreintensidad fases TDefi/TInv

1202 I>> 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 4.00 A Inten.arranque escalón alta intens. I>>

5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 20.00 A

1203 T I>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporización, escalón alta intens.T I>>

1204 I> 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 1.00 A Inten.arranque, escalón intensidad. I>

5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 5.00 A

1205 T I> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporización, escalón in-tensidad. T I>

1207 Ip 1A 0.10 .. 4.00 A 1.00 A Valor de arranque Ip

5A 0.50 .. 20.00 A 5.00 A

1208 T Ip 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Factor de tiempo T Ip

1209 TIME DIAL: D 0.50 .. 15.00 ; ∞ 5.00 Factor tiempo D (Time diaI)

1210 REPOSICIÓN instantanéoEmulación disco

Emulación disco Reposición con emulación disco S/I t.inv

1211 CARACT.IEC InversaInversa altaExtrem. inversaInvers.largo t.

Inversa Característica disparo S/I t.inv. (IEC)

1212 CARACT.ANSI Muy inversaInversaInversa CortaInversa LargaModerad.inversaExtremada.invInv.Definida

Muy inversa Característica disparo S/I t.inv. (ANSI)

1213A CIERRE MANUAL I>>> sin temp.I>> sin tempor.I> sin tempor.Ip sin tempori.desactivado

I>> sin tempor. Cierre manual fases

1214A I>> ACTIVO siemprecon RE activo

siempre Escalón I>> Activo

1215A T RR S/I td FAS 0.00 .. 60.00 s 0.00 s S/I t.def fase T retado repos. T RR

1216A I>>> ACTIVO siemprecon RE activo

siempre Escalón I>>> Activo


86


1217 I>>> 1A 1.00 .. 35.00 A; ∞ ∞ A Inten.arranque escalón alta intens. I>>>

5A 5.00 .. 175.00 A; ∞ ∞ A

1218 T I>>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporización, escalón alta intens.TI>>>

1219A Medición I>>> Onda fundament.Valor efectivoValor momentán.

Onda fundament. Medición I>>> de

1220A Medición I>> Onda fundament.Valor efectivo

Onda fundament. Medición I>> de

1221A Medición I> Onda fundament.Valor efectivo

Onda fundament. Medición I> de

1222A Medición Ip Onda fundament.Valor efectivo

Onda fundament. Medición Ip de

1301 S/ITIERRA-TD/TI ActivarDesactivar

Activar Prot.sobreint.faltas a tierra,TDefi/TInv

1302 IE>> 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 0.50 A Intensidad de arranque escalón IE>>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 2.50 A

1303 T IE>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.10 s Temporización, escalón T IE>>

1304 IE> 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 0.20 A Intensidad de arranque escalón IE>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 1.00 A

1305 T IE> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporización,escalón T IE>

1307 IEp 1A 0.05 .. 4.00 A 0.20 A Intensidad de arranqe IEp

5A 0.25 .. 20.00 A 1.00 A

1308 T IEp 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.20 s Factor de tiempo T IEp





Inversa Característa. disparo S/I t.inv. (IEC)


Muy inversa Característ. disparo S/I t.inv. (ANSI)

1313A CIERRE MANUAL IE>>> sin temp.IE>>sin tempor.IE> sin tempor.IEp sin tempor.desactivado

IE>>sin tempor. Cierre manual, Tierra



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1314A IE>>ACTIVO siemprecon RE activo

siempre Escalón IE>> Activo

1315A T RR S/I td TIE 0.00 .. 60.00 s 0.00 s S/I t.def tierra T retado repos. T RR

1316A IE>>> ACTIVO siemprecon RE activo

siempre Escalón IE>>> Activo

1317 IE>>> 0.25 .. 35.00 A; ∞ ∞ A Intensidad de arranque escalón IE>>>

1318 T IE>>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.05 s Temporización, escalón T IE>>>

1319A Medición IE>>> Onda fundament.Valor efectivoValor momentán.

Onda fundament. Medición IE>>> de

1320A Medición IE>> Onda fundament.Valor efectivo

Onda fundament. Medición IE>> de

1321A Medición IE> Onda fundament.Valor efectivo

Onda fundament. Medición IE> de

1322A Medición IEp Onda fundament.Valor efectivo

Onda fundament. Medición IEp de

2201 ESTABILIZ. RUSH DesactivarActivar

Desactivar Estabilización rush de cierre

2202 2° ARMONICO 10 .. 45 % 15 % Componente 2.° armónico detección Rush

2203 BLQ.CROSSBLOCK NoSi

No Bloqueo todos los escalones de arranque

2204 T.BLOQ CROSSBL. 0.00 .. 180.00 s 0.00 s T. bloqueo función Crossblock(blq.arran)

2205 I RUSH MAX 1A 0.30 .. 25.00 A 7.50 A Intensidad máxima para detección Inrush

5A 1.50 .. 125.00 A 37.50 A



88


2.2.12 Lista de Informaciones


Explicación

1704 >P.S/I f bloq AI >Bloqueo de la prot.sobrintens. fases1714 >P.S/I T.bloq AI >Bloqueo de la prot.sobreintens. tierra1718 >I>>> bloqueo AI >Bloqueo prot.sobreintens. escalón I>>>1719 >IE>>> bloqueo AI >Escalón IE>>>sobreintens .bloqueado1721 >I>> bloqueo AI >Bloqueo prot.sobreintens. escalón I>>1722 >I> bloqueo AI >Bloqueo prot.sobreintens. escalón I>1723 >Ip bloqueo AI >Bloqueo prot.sobreintens. escalón Ip1724 >IE>> bloqueo AI >Escalón IE>>sobreintens .bloqueado1725 >IE> bloqueo AI >Escalón IE> sobreintens. bloqueado1726 >IEP bloqueo AI >Escalón IEp sobreintens. bloqueado1751 P.S/I FAS.desac AS Prot.Sobreintens. fases, desactivada1752 P.S/I FAS.bloq AS Prot.Sobreintens. fases, bloqueada1753 P.S/I FAS.activ AS Prot.Sobreintens. fases, activada1756 S/I tierr.desac AS Prot.Sobreintens. tierra, desactivada1757 S/I tierr.blo AS Prot.Sobreintens. tierra, bloqueada1758 S/I tierr.act AS Prot.Sobreintens. tierra, activa1761 P.S/I ARR.gen AS Prot. sobreintens. arranque general1762 S/I ARR L1 AS Arranque prot.sobreintens. fase L11763 S/I ARR L2 AS Arranque prot.sobreintens. fase L21764 S/I ARR L3 AS Arranque prot.sobreintens. fase L31765 S/I ARR Tierr AS Arranque prot.sobreintens. tierra (E)1767 I>>> ARR AS Arranque por sobreintens. escalón I>>>1768 IE>>> ARR tier AS Arranq. sobreinten. escalón IE>>> tierra1769 I>>> DIS AS Disparo por sobreintensidad escalón I>>>1770 IE>>> DISP AS Disparo prot.sobreintens. IE>>> tierra1787 TI>>> transc. AS Tiempo del escalón I>>>, transcurrido1788 TIE>>> transc. AS Tiempo del escalón IE>>>, transcurrido1791 S/I DISP gen AS Prot. sobreintens. disparo general1800 I>> ARR AS Arranque por sobreintensidad escalón I>>1804 TI>> transc. AS Tiempo del escalón I>>, transcurrido1805 I>> DIS AS Disparo por sobreintensidad escalón I>>1810 I> ARR AS Arranque por sobreintensiadad escalón I>1814 TI> transc. AS Tiempo del escalón I>, transcurrido1815 I> DIS AS Disparo por sobreintensidad escalón I>1820 Ip ARR AS Arranque por sobreintensidad escalón Ip1824 TIp transc. AS Tiempo del escalón Ip, transcurrido1825 Ip DIS AS Disparo prot. sobreintensidad Ip (fases)1831 IE>> ARR tier AS Arranq. sobreintens. escalón IE>> tierra1832 TIE>> transc. AS Tiempo del escalón IE>>, transcurrido1833 IE>> DISP AS Disparo prot.sobreintens. IE>> tierra1834 IE> ARR tierr AS Arranque sobreintens. escalón IE> tierra1835 TIE> transc. AS Tiempo del escalón IE>, transcurrido1836 IE> DISP AS Disparo prot.sobreintens. IE> tierra1837 IEp ARR tierr AS Arranque sobreintens. escalón IEp tierra


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1838 TIEp transc. AS Tiempo del escalón IEp, transcurrido1839 IEp DIS AS Disparo sobreintens./t inv. IEp tierra1840 Detec.Rush L1 AS Detección fase L1 por rush de conexión1841 Detec.Rush L2 AS Detección fase L2 por rush de conexión1842 Detec.Rush L3 AS Detección fase L3 por rush de conexión1843 Blo.RushCross AS Bloqueo cross-rush,sobreint. y EEE1851 S/I t.bloq. I> AS S/I t.bloq. I>1852 S/I t.bloq. I>> AS S/I t. bloqueo escalón I>>1853 S/I t.bloq. IE> AS S/I t. bloqueo escalón IE>1854 S/I t.blo. IE>> AS S/I t. bloqueo escalón IE>>1855 S/I t.bloq. Ip AS S/I t. bloqueo escalón Ip1856 S/I t.bloq. IEp AS S/I t. bloqueo escalón IEp1866 S/I t. Ip DISCO AS Emulación de disco S/I t.inv. Ip(fases)1867 S/I t.IEp DISCO AS Emulación de disco S/I t.inv.IEp(tierr)7551 Arr Inrush I> AS Arranque Inrush escalón I>7552 Arr Inrush IE> AS Arranque Inrush escalón IE>7553 Arr Inrush Ip AS Arranque Inrush escalón Ip7554 Arr Inrush IEp AS Arranque Inrush escalón IEp7556 Inrush desactiv AS Estabilización Inrush desactivada7557 Inrush blq. AS Estabilización Inrush, bloqueada7558 Inrush det.tier AS Estabilización Inrush tierra, detec.7559 Arr.Rush I>dir. AS Arranque Inrush escalón I> dir.7560 Arr.Rush IE>dir AS Arranque Inrush escalón IE> dir.7561 Arr.Rush Ipdir. AS Arranque Inrush escalón Ip dir.7562 Arr.Rush IEp di AS Arranque Inrush escalón IEp dir.7563 >Inrush blq. AI >Bloquear estabilización Inrush7564 Arr. Inrush tie AS Arranque Inrush S/I tierra7565 Arr. Inrush L1 AS Arranque Inrush S/I fase L17566 Arr. Inrush L2 AS Arranque Inrush S/I fase L27567 Arr. Inrush L3 AS Arranque Inrush S/I fase L310034 S/I I>>> blq AS S/I Bloqueo Escalón I>>>10035 S/I IE>>> blq AS S/I Bloqueo Escalón IE>>>


Explicación


90

Funciones2.3 Protección sobreintensidad direccional

2.3 Protección sobreintensidad direccional

La protección direccional de sobreintensidad dispone en total de tres escalones para cada una de las intensidades de fase y a tierra que pueden trabajar de forma direccional o no direccional. Todos los escalones son independientes uno del otro y pueden ser combinados libremente.

El escalón de alta intensidad I>> y el escalón de sobreintensidad I> trabajan siempre con temporización independiente de la intensidad (S/I t. def.), el tercer escalón Ip siempre con temporización dependiente de la intensidad (S/I t. inv).

Casos de aplicación• La protección temporizada de sobreintensidad independiente de la dirección permite emplear los equipos

de protección multifuncional 7SJ80 también en redes donde para lograr la selectividad se necesita como criterio adicional, además del criterio de sobreintensidad, también la orientación del flujo de energía hacia el punto de la avería.

• La protección de sobreintensidad (no direccional) descrita en la sección 2.2 puede ser aplicada como protección de reserva sobrepuesta, o ser inactivada, o también, se pueden conectar los diferentes escalones (p.ej I>> y/o IE>>) con la protección de sobreintensidad direccional.

• En el caso de líneas en paralelo o transformadores en paralelo alimentados unilateralmente solamente la protección temporizada de sobreintensidad direccional puede asegurar la detección selectiva de la falta.

• También en tramos de líneas de alimentación bilateral o en líneas conectadas en configuración anular, la protección de sobreintensidad debe ser complementada mediante el criterio direccional.

2.3.1 Generalidades

En líneas o en transformadores paralelos con alimentación unilateral (figura 2-17), en caso de una falta en una línea (I) también se desconectaría la otra (II), si es que no se impide el disparo del interruptor en la línea paralela mediante un dispositivo de medida direccional (en B). Por esta razón, se coloca una protección de sobreintensidad direccional en las posiciones marcadas con una flecha en la figura 2-17. Aquí se debe tener en cuenta que la dirección “hacia adelante” de la protección se representa como dirección hacia el objeto a proteger y que no debe ser idéntica a la dirección de potencia del flujo de carga normal, como indica la figura 2-17.


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Figura 2-17 Protección temporizada de sobreintensidad en transformadores paralelos

En tramos de línea con alimentación por los dos lados o en líneas interconectadas en anillo también es preciso complementar la protección temporizada de sobreintensidad con el criterio de orientación. La figura 2-18 muestra una red en anillo en forma desarrollada, donde las dos alimentaciones del anillo que están dibujadas se funden en una sola alimentación.

Figura 2-18 Tramo de línea alimentado por dos lados

Dependiendo del parámetro 613 S/I Tierra con, el nivel de intensidad de puesta a tierra puede trabajar con los valores medidos IE o con los valores 3I0 calculados a partir de las tres intensidades de fase. En los equipos con una entrada sensible de intensidad de puesta a tierra se trabaja sin embargo generalmente con el valor calculado 3I0.


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En cada uno de los niveles se puede bloquear el tiempo a través de la entrada binaria o la reconexión auto-mática (en función del ciclo), impidiendo de esta manera una orden de disparo. Si se retira el bloqueo durante una excitación se inicia de nuevo el nivel de tiempo. La señal de CONEXIÓN manual representa una excepción. En caso de conexión manual sobre una falta puede producirse una desconexión inmediata. Para esto se puede evitar la temporización opcionalmente para los niveles de sobreintensidad o para los niveles de alta intensidad mediante el impulso de conexión manual; es decir que el nivel correspondiente da lugar entonces a un disparo sin temporización al efectuarse la excitación.

Igualmente se puede iniciar una desconexión inmediata en función del ciclo, en combinación con un reenganche automático (AR).

Para los niveles S/I t.def. de la protección temporizada de sobreintensidad direccional se puede efectuar una estabilización de la excitación por medio de tiempos de recuperación parametrizables. Esta protección se aplica en redes con fallos intermitentes. En el caso de empleo conjunto con relé electromecánico se pueden adaptar de esta manera comportamientos de recuperación diversos, realizando un escalonamiento temporal de los equipos digitales y electromecánicos.

Los umbrales de respuesta y los tiempos de retardo se pueden adaptar brevemente a las condiciones de la instalación en combinación con la conmutación dinámica de parámetros (véase el capítulo 2.4).

Conectando una estabilización de cierre se puede impedir un disparo en las fases y en la conducción a tierra por parte de los escalones direccionales I> o Ip al detectarse una intensidad de cierre inrush.

La vinculación con otras funciones del equipo 7SJ80 se expone en la tabla siguiente de forma general.

Tabla 2-5 Enlaces con otras funciones

Escalones de sobreintensidad

direccionales

Conexión con AR Cierre Manual Cambio dinámico de parámetros

Estabilización de cierre

I> dir. • • • •I>> dir. • • •Ip dir. • • • •IE> dir. • • • •IE>> dir. • • •IEp dir. • • • •


93


2.3.2 Escalones direccionales de alta intensidad de tiempo definido I>>, IE>>

Para cada escalón se ajusta un valor de reacción individual I>> o IE>>, que puede ser medido como Onda fundament. o Valor efectivo. Cada intensidad de fase y la intensidad a tierra son comparadas individualmente con el valor de reacción I>> o IE>> común para cada escalón y en caso de un sobrepaso se genera un aviso, siempre y cuando la dirección de la falta coincida con la dirección parametrizada. Después de transcurrir las temporizaciones correspondientes T I>>, T IE>> se generan las órdenes de disparo las cuales también son disponibles independientemente para cada escalón. El valor de reposición es aprox. 95 % del valor de arranque para intensidades > 0,3 IN.

Los arranques pueden ser estabilizados adicionalmente mediante los tiempos de reposición parametrizables 1518 T RR S/I FASE y 1618 T RR S/I TIERRA. Si se detecta una disminución de valor debajo del umbral de reacción, se inicia una temporización y se mantiene el arranque. Por lo tanto la función no se cancela en tiempo inmediato. Mientras tanto la temporizaciones de disparo T I>> así como T IE>> continúan transcurriendo. Después de haber finalizado la temporización de la reposición, se señaliza el arranque como aviso saliente y se reinicia la temporización de disparo, si es que no ha ocurrido nuevamente una superación del valor umbral I>> o IE>>. Si se produce de nuevo otro sobrepaso del valor umbral durante el transcurso de la temporización de reposición, se interrrumpe esta temporización. Mientras tanto las temporizaciones de disparo T I>> así como T IE>> continúan transcurriendo. Después de finalizarse esta temporización se efectúa inmediatamente un disparo, si el valor umbral es superado. Si en ese momento el valor umbral ya no está sobrepasado, no se produce ninguna reacción. Si después de haber finalizado la temporización de disparo, ocurre nuevamente una superación del valor umbral mientras la temporización de reposición todavía transcurre, se produce inmediatamente un disparo.

Los escalones pueden funcionar de forma direccional o no direccional.

Estos niveles se pueden bloquear mediante el reenganche automático (AR).

La figura siguiente muestra a título de ejemplo el diagrama lógico para los niveles de alta intensidad I>> de las intensidades de fase.


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Figura 2-19 Diagrama lógico del nivel de alta intensidad I>> orientado para fases

Si el parámetro 1513 CIERRE MANUAL está parametrizado como I>> sin tempor. y se reconoce un cierre manual, se efectúa una desconexión inmediata al inicio del arranque, también en caso de un bloqueo del escalón por entrada binaria.

Lo mismo es aplicable para la función RE I >> dir. sin retardo.


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2.3.3 Escalones direccionales de sobreintensidad de tiempo definido I>, IE>

Para cada escalón se ajusta un valor de reacción individual I> o IE>, que puede ser medido como Onda fundament. o Valor efectivo. Cada intensidad de fase y la intensidad a tierra son comparadas indivi-dualmente con el valor de ajuste I> o IE> común para cada escalón y en caso de un sobrepaso se genera un aviso, siempre y cuando la dirección de la falta coincida con la dirección parametrizada. Si se aplica la estabi-lización de cierre, se generan, dependiendo de la detección inrush, bien los avisos de arranque normales o los avisos inrush correspondientes. Después de transcurrir las temporizaciones pertenecientes T I>, T IE> se efectúa una orden de disparo, si es que no existe un fenómeno inrush o la estabilización de cierre no está en acción. Si la estabilización de cierre está activada y se detecta un fenómeno inrush, no se produce un disparo, pero sí un aviso referente al transcurso de la temporización. Para cada escalón se dispone por separado de un aviso de disparo y de finalización de tiempo. El valor de reposición es aprox. 95 % del valor de arranque para intensidades > 0,3 IN.

Los arranques pueden ser estabilizados adicionalmente mediante los tiempos de reposición parametrizables 1518 T RR S/I FASE y 1618 T RR S/I TIERRA. Si se detecta una disminución de valor debajo del umbral de reacción, se inicia una temporización y se mantiene el arranque. Por lo tanto la función no se cancela en tiempo inmediato. Mientras tanto la temporizaciones de disparo T I> así como T IE> continúan transcurrien-do. Después de haber finalizado la temporización de la reposición, se señaliza el arranque como aviso saliente y se reinicia la temporización de disparo, si es que no ha ocurrido nuevamente una superación del valor umbral I> o IE>. Si se produce de nuevo otro sobrepaso del valor umbral, durante el transcurso de la temporización de reposición, se interrumpe esta temporización. Mientras tanto las temporizaciones de disparo T I> así como T IE> continúan transcurriendo. Después de finalizarse esta temporización se efectúa inmediatamente un disparo, si el valor umbral es superado. Si en ese momento el valor umbral ya no está sobrepasado, no se produce ninguna reacción. Si después de haber finalizado la temporización de disparo, ocurre nuevamente una superación del valor umbral mientras la temporización de reposición todavía transcurre, se produce inmediatamente un disparo.

La estabilización del arranque de los niveles de sobreintensidad I> o IE> a través de tiempos de recuperación parametrizables, se desactiva en caso de que exista una excitación de irrupción, ya que la presencia de una irrupción indica que no se trata de una avería intermitente.

Los escalones pueden funcionar de forma direccional o no direccional.

Estos niveles se pueden bloquear por el reenganche automático (AR).

La figura siguiente muestra, como ejemplo, el diagrama lógico para el escalón de sobreintensidad direccional I> de las intensidades de fase.


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Figura 2-20 Diagrama lógico del nivel de sobreintensidad I> orientado para fases

Si el parámetro 1513 CIERRE MANUAL está parametrizado como I> sin tempor. y se reconoce un cierre manual, se efectúa una desconexión inmediata al inicio del arranque, también en caso de un bloqueo del escalón por entrada binaria.

Lo mismo es aplicable para la función RE I>dir. sin retardo.

La temporización de reposición se activa sólo si no se ha detectado ningún inrush. Si ocurre un inrush, se reinicia una temporización de reposición en transcurso.


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Figura 2-21 Lógica de temporización de reposición para I>dir

2.3.4 Escalones direccionales de sobreintensidad de tiempo inverso Ip, IEp

Los escalones de sobreintensidad de tiempo inverso dependen de la variante de pedido. Estos trabajan según las normas IEC o las normas ANSI. Las características y fórmulas correspondientes son idénticas a las de la protección no direccional de sobreintensidad, y están representadas en los datos técnicos. En la configuración de una de las características de tiempo inverso también son efectivos adicionalmente los escalones independientes de tiempo definido I>> e I>.

Comportamiento de arranque

Para cada escalón se ajusta un valor de reacción individual Ip o IEp, que puede ser medido como Onda fundament. o Valor efectivo. Las intensidades de fase y la intensidad a tierra son comparadas indivi-dualmente con el valor de arranque común para cada escalón Ip o IEp. Si una intensidad sobrepasa el 1,1 del valor de ajuste, se produce un arranque en la fase correspondiente y se genera un aviso selectivo, siempre y cuando la dirección de la falta coincida con la dirección parametrizada. Si se aplica la estabilización de cierre, se generan, dependiendo de la detección inrush, bien los avisos de arranque normales o los avisos inrush co-rrespondientes. Con el arranque de un escalón Ip se calcula, aplicando la intensidad de falta circulante según la característica elegida, el tiempo de disparo con un procedimiento de medida por integración y después de transcurrir este tiempo se expide la orden de disparo, si es que no existe un inrush o la estabilización de cierre no está activada. Si la estabilización de cierre está activada y se detecta un fenómeno inrush, no se produce un disparo, pero sí un aviso referente al transcurso de la temporización.

Para la intensidad de derivación a tierra IEp se puede elegir la Característica con independencia de la Característica utilizada para las intensidades de fase.

Los valores de reacción de los escalones Ip (fases) e IEp así como los factores de tiempo válidos para cada uno de estos escalones se pueden ajustar individualmente.

Comportamiento de reposición

En las curvas características IEC y ANSI se puede elegir, si la reposición de un escalón deberá ser efectuada inmediatamente cuando la intensidad disminuye bajo un valor límite o mediante una emulación disco. Inmediatamente, significa que la reposición del arranque se realiza con aprox. 95% del valor de arranque. Con un nuevo arranque la temporización comenzará a contar desde cero.

En la emulación disco se efectúa, después de desconectar la intensidad, un proceso de reposición (retroceso del contador de tiempo) que corresponde a la regresión del disco Ferraris (por eso el nombre ”emulación-disco“). Con esto se considera, en caso de varias faltas sucesivas, los “antecedentes” representados por la inercia del disco Ferraris y se adapta la manera del transcurso de tiempo. La cuenta atrás empieza con un valor menor que 90% del valor de ajuste de acuerdo a la característica de reposición de la curva elegida. En el campo entre el valor de reposición (95% del valor de reacción) y 90% del valor de ajuste están en reposo tanto el recuento hacia adelante como hacia atrás.

La emulación de disco ofrece ventajas cuando sea necesario coordinar el plan de escalonamiento de la protección temporizada de sobreintensidad con otros equipos de base electromagnética que se encuentren en la red.


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La figura siguiente muestra a título de ejemplo el diagrama lógico para el nivel de sobreintensidad Ip de la protección temporizada de sobreintensidad dependiente orientada de las intensidades de fase.

Figura 2-22 Diagrama lógico de la protección direccional de sobreintensidad; ejemplo: Nivel de sobreintensidad dependiente Ip, fases


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2.3.5 Interacción con Fuse-Failure-Monitor (FFM)

En caso de fallo de una tensión de medida debido a cortocircuito, rotura de cableado en el sistema secundario del transformador de tensión o por reacción del relé de protección del transformador de tensión (fusible), puede producirse una reacción de disparo errónea. En caso de un fallo unipolar o bipolar de la tensión de medida, existe la posibilidad de detectar este caso y efectuar un bloqueo de los escalones de protección de sobrein-tensidad direccionales (S/I dir fase y S/I dir tierra) (ver diagramas lógicos). Además se bloquean en ese caso la protección de subtensión, la detección de faltas a tierra sensible y la sincronización.

Informes más detallados respecto el modo de funcionamiento del Fuse Failure Monitors se encuentran en el capítulo 2.10.1 Supervisiones de los valores de medida.

2.3.6 Cambio dinámico de los umbrales de arranque

Puede ser necesario elevar de manera dinámica los umbrales de arranque de la protección direccional de sobreintensidad, cuando los componentes de planta requieren, al ser conectados, un mayor consumo de potencia, después de una pausa sin tensión prolongada (p.ej. instalaciones de aire acondicionado, calefaccio-nes). Con esta función se puede evitar, que los umbrales de arranque deban ser ajustados de manera general muy altos para considerar estas condiciones durante un cierre.

Esta función de cambio dinámico de los umbrales de arranque es común para todos los escalones de sobre-intensidad y se describe en la sección 2.4. Los valores de arranque alternativos mismos pueden ser ajustados individualmente para cada escalón de la protección direccional o no direccional de sobreintensidad.

2.3.7 Estabilización de cierre

El 7SJ80 dispone de una función integrada para la estabilización de cierre. La función impide un arranque normal de los escalones I> o Ip (no I>>) en las fases y en la conducción a tierra de la protección de sobrein-tensidad direccional y no direccional. Esto también es válido para los umbrales de arranque alternativos en el cambio dinámico de parámetros. En caso de detección de inrush se generan avisos especiales de arranque por inrush que también inician un evento de perturbación y activan las temporizaciones de disparo correspon-dientes. Si después de transcurrir la temporización se sigue detectando un inrush, se produce un aviso corres-pondiente (“....T. transcurrido“), pero se impide el disparo (ver más indicaciones bajo "Estabilización de cierre” en la sección 2.2).

2.3.8 Determinación direccional

La determinación direccional de cortocircuito se efectúa independientemente para la unidad de medida de fase y para unidad de medida a tierra.

Básicamente, la determinación direccional se efectúa mediante la determinación de los ángulos de fases entre la intensidad del cortocircuito y una tensión de referencia.


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Método de medida

Para la unidad de medida de fases se aplica la intensidad de cortocircuito de la fase afectada y también la tensión fase-fase ajena al cortocircuito como referencia. Esto permite una determinación direccional inequívoca y correcta, también si la tensión de cortocircuito ha desaparecido por completo (cortocircuito local). Si se conectan tensiones fase-tierra se determinan las tensiones fase-fase por cálculo. Si se conectan dos tensiones fase-fase y UE entonces se determina la tercera tensión fase-fase también por cálculo.

En un cortocircuito tripolar local se utilizan las tensiones memorizadas, si es que las tensiones de medida son insuficientes para determinar la dirección con seguridad, con lo cual aquí también es posible hacer una deter-minación direccional correcta. Después de transcurrir el tiempo de memorización (2 s), se retiene la dirección detectada, siempre y cuando no exista una tensión disponible suficiente. Si se realiza un cierre sobre una falta, es decir, cuando no existe ninguna tensión memorizada, se decide efectuar un disparo no direccional. En todos los demás casos se dispone de un tensión de medida suficientemente alta para la detección direccional.

Para la unidad de medida a tierra se puede elegir entre dos posibilidades para la determinación direccional:

Determinación direccional con sistema homopolar o con magnitudes a tierra

Para la medición a tierra se puede determinar la dirección de cortocircuito con las magnitudes del sistema homopolar. La intensidad IE es válida en la conducción de intensidad, si la intensidad del transformador de punto neutro está conectada al equipo. De otra manera, el equipo calcula la intensidad a tierra a partir de la suma de las tres intensidades de fase. En la conducción de tensión se utiliza la tensión de desplazamiento UE como tensión de referencia; siempre y cuando esté conectada. De lo contrario, el equipo calcula como tensión de referencia la tensión homopolar 3 · U0 a partir de la suma de las tres tensiones de fase. Si la tensión UE ó 3 · U0 no es suficiente para la determinación direccional, entonces la dirección queda indeterminada. Aquí el escalón de faltas a tierra no produce ningún disparo. Si no es posible efectuar la medición a partir del sistema homopolar, p.ej. cuando sólo están conectados dos transformadores de intensidad, entonces la unidad de medición a tierra no podrá trabajar.

Determinación direccional con magnitudes del sistema de secuencia negativa

Aquí se utiliza para la determinación direccional la intensidad de secuencia negativa y como tensión de referencia, la tensión de secuencia negativa. Esto es ventajoso para la medición a tierra, en caso que el sistema homopolar esté influenciado por una línea paralela o cuando la tensión homopolar se reduce dema-siado debido a impedancias homopolares desfavorables. Las magnitudes del sistema de secuencia negativa se calculan con cada una de las tensiones o intensidades. Igual que para las magnitudes homopolares, aquí se efectúa primero una determinación direccional, si es que las magnitudes necesarias para la determinación han sobrepasado un umbral de valor mínimo, de otra manera queda la dirección indeterminada.

Si se instala el transformador de tensión en conexión V, la determinación direccional se realiza siempre mediante las magnitudes de secuencia negativa.

Tensiones de referencia ajenas al cortocircuito para la determinación direccional

La detección direccional en la unidad de medida de fase se efectúa mediante una tensión ajena al cortocircuito. La tensión ajena al cortocircuito (tensión de referencia) se encuentra durante una falta fase–tierra en posición perpendicular a las tensiones de cortocircuito (figura 2-23). En las faltas fase-fase, el ángulo entre las tensio-nes ajenas al cortocircuito (tensiones de referencia) y las tensiones de cortocircuito puede variar entre 90° (falta remota) y 60° (falta local) dependiendo del grado de caída de las tensiones de cortocircuito.


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Figura 2-23 Tensiones ajenas al cortocircuito para determinar la dirección

Para la determinación direccional se selecciona la fase que conduce la mayor intensidad. En caso que las intensidades tengan el mismo valor, se utiliza la fase con el número de orden menor (IL1 antes que IL2 antes que IL3). La siguiente tabla muestra la asignación de las magnitudes de medida para la determinación direccional de cortocircuitos en diferentes casos de arranque para la unidad de medida de fases.

Tabla 2-6 Asignación de las magnitudes de medida para la determinación direccional en la unidad de medición de fase.

Más indicaciones referentes a las posibilidades de conexión de los transformadores de tensión y sus efectos en la protección direccional de sobreintensidad se muestran en el capítulo 2.1.3.2.

Arranque Intensidad elegida Tensión asignadaL1 IL1 UL2 - UL3

L2 IL2 UL3 - UL1

L3 IL3 UL1 - UL2

L1, L2 con IL1>IL2 IL1 UL2 - UL3

L1, L2 con IL1=IL2 IL1 UL2 - UL3

L1, L2 con IL1<IL2 IL2 UL3 - UL1







L1, L2, L3 con IL1>(IL2, IL3) IL1 UL2 - UL3




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Determinación direccional unidades de medición de fase

Como ya se ha mencionado, la determinación direccional se efectúa mediante la determinación del ángulo de fase entre la intensidad de cortocircuito y la tensión de referencia. Para considerar las diferentes condiciones de la red y aplicaciones, la tensión de referencia puede ser girada en un ángulo ajustable. De esta manera, el vector de la tensión de referencia girada puede ser colocado lo más cerca posible al vector de la intensidad de cortocircuito, para obtener una seguridad máxima posible en el resultado de la determinación direccional. La figura 2-24 aclara la asignación de la unidad de medida de fases en relación a una falta a tierra monopolar en la fase L1. La intensidad de cortocircuito IkL1 circula con fase atrasada frente a la tensión de cortocircuito con el ángulo de cortocircuito ϕk. La tensión de referencia, en este caso UL2L3 para la unidad de medida de fase L1, es girado con el valor de ajuste 1519 ANGULO ROTACION, en sentido positivo en contra al sentido de las agujas de reloj. En este caso mencionado el giro es de +45°.

Figura 2-24 Giro de la tensión de referencia, dispositivo de medida de fase

La tensión de referencia rotada define lel campo hacia adelante y hacia atrás, ver figura 2-25. El campo hacia adelante ocupa una zona de ±86° en relación a la tensión de referencia girada Uref,rot.. Si el vector de la intensidad de cortocircuito se encuentra en este campo, el equipo reconoce una dirección hacia adelante. En el campo contraopuesto el equipo reconoce en sentido hacia atrás. En el campo intermedio, el resultado del sentido es indeterminado.


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Figura 2-25 Característica hacia adelante de la función direccional, dispositivo de medida de fase

Determinación direccional medición con magnitudes a tierra

La figura 2-26 muestra el tratamiento de la tensión de referencia para la unidad de medida a tierra, igualmente con una falta a tierra monopolar en la fase L1. Al contrario que con los elementos medidores de fases, que trabajan con la tensión ajena al cortocircuito como tensión de referencia, en el elemento medidor de tierra, la propia tensión de falta es la tensión de referencia. Según la conexión de los transformadores de tensión, ésta es la tensión 3U0 (como se muestra en la figura 2-26) o UE. La intensidad de cortocircuito -3I0 muestra un desplazamiento de fase de 180° en relación a la intensidad de cortocircuito IkL1 y circula con fase adelantada frente a la tensión de cortocircuito 3U0 con el valor del ángulo de cortocircuito ϕk. La tensión de referencia es girada según el valor de ajuste 1619 ANGULO ROTACION. En este caso mencionado el giro es de -45°.

Figura 2-26 Giro de la tensión de referencia, dispositivo de medida a tierra con magnitudes de sistema homopolar.

El campo hacia adelante ocupa una zona de ±86° en relación a la tensión de referencia girada Uref,rot.. Si el vector de la intensidad de cortocircuito -3I0 (o IE) se encuentra en esta zona, entonces el equipo reconoce una dirección hacia adelante.


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Determinación direccional medición a tierra con magnitudes de secuencia negativa

La figura 2-27 muestra el tratamiento de la tensión de referencia para la unidad de medida a tierra utilizando las magnitudes del sistema de secuencia negativa, para una falta a tierra monopolar en la fase L1. Como tensión de referencia se utiliza la tensión de secuencia negativa y como intensidad para la determinación direccional la intensidad de secuencia negativa, en la cual se representa la intensidad de cortocircuito. La intensidad de cortocircuito -3I2 muestra un desplazamiento de fase de 180° en relación a la intensidad de cortocircuito IkL1 y circula con fase adelantada frente a la tensión de cortocircuito 3U2 con el valor del ángulo de cortocircuito ϕk. La tensión de referencia es girada según el valor de ajuste 1619 ANGULO ROTACION. En este caso mencionado el giro es de -45°.

Figura 2-27 Giro de la tensión de referencia, dispositivo de medida a tierra con magnitudes de secuencia negativa

El campo hacia adelante ocupa una zona de ±86° en relación a la tensión de referencia girada Uref,rot.. Si el vector de la intensidad de cortocircuito -3I2 se encuentra en esta zona, entonces el equipo reconoce una dirección hacia adelante.

2.3.9 Bloqueo posterior en el caso de tramos de línea con alimentación por dos lados


Mediante la determinación de la dirección de la protección temporizada de sobreintensidad direccional se puede establecer con el nivel de sobreintensidad I> un bloqueo posterior, también en el caso de tramos de línea con alimentación por los dos lados (bloqueo cruzado). Este sirve para la desconexión parcial selectiva de un sector de línea afectado por una avería (p. ej., sectores parciales de anillos cerrados) en tiempo rápido, es decir, sin el inconveniente de tiempos de escalonamiento largos. Este procedimiento es conveniente si las distancias entre las distintas estaciones de protección no están demasiado separadas, y se dispone de líneas auxiliares para la transmisión de señales mediante un bucle de tensión auxiliar.

Según el sentido se necesita una vía de transmisión entre dos extremos de línea, por la cual puedan llegar los mensajes al extremo opuesto. En una conexión con intensidad de reposo se reconoce una interrupción de la línea de transmisión y se hace un aviso retrasado. Dentro de la instalación local se necesita una línea de enclavamiento similar como se describe en la sección "Protección rápida para barras colectoras mediante bloqueo hacia atrás” para la protección de sobreintensidad no direccional (sección 2.2).


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Con una falta en la línea, el equipo que reconoce la falta en dirección hacia adelante (dirección de la línea) con el escalón direccional I> bloquea respectivamente un escalón no direccional (I>, Ip) de los equipos en dirección hacia atrás (en la misma barra colectora), para que estos no produzcan un disparo (figura 2-28). Para ello se generan avisos del sentido de la falta. Los avisos “hacia adelante” se generan cuando se sobrepasa el umbral de intensidad del escalón direccional I y se efectúa la determinación direccional y son transmitidos al equipo en posición posterior.

En el caso de una falta en las barras colectoras, un equipo que detecte la falta en sentido hacia atrás (barras colectoras) con el nivel direccional I>, bloquea un nivel no direccional (I>, Ip) del equipo en el extremo opuesto de la misma línea. Para ello se genera un mensaje “Hacia atrás” y se transmite al extremo opuesto a través del bucle de tensión auxiliar.

Figura 2-28 Selectividad por bloqueo posterior

La protección temporizada de sobreintensidad direccional trabaja con escalonamiento de tiempo normal como protección de reserva totalmente selectiva.

La figura siguiente muestra el diagrama lógico de la generación del aviso para el sentido de la falta.

Figura 2-29 Diagrama lógico de la generación de avisos para la dirección de falta


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Generalidades

Si se selecciona en DIGSI la protección de sobreintensidad direccional, entonces aparece un cuadro de diá-logo estructurado con diversas páginas de ajuste en las cuales se podrán ajustar los parámetros correspon-dientes. Según el volumen de funciones establecido a la hora de proyectar las funciones de protección bajo las direcciones 115 S/I DIR.FASES y 116 S/I DIR. TIERRA aparecerán un número mayor o menor de hojas de ajuste.

Si se selecciona S/I DIR.FASES o S/I DIR. TIERRA = t.def sin t.inv quedan accesibles aquí únicamente los parámetros para la protección temporizada de sobreintensidad independiente (S/I). Si se se-lecciona S/I IEC o S/I ANSI quedan disponibles adicionalmente las curvas características dependientes. En todos estos casos rigen los niveles solapados I>> e I> o IE>> e IE>.

Bajo la dirección 1501 S/I FASE DIR. se puede conectar Activar o Desactivar desconectar la protección temporizada de sobreintensidad direccional para las intensidades de fase.

Para las faltas a tierra se puede ajustar la Característica, el valor de respuesta y el tiempo de retardo en forma separada del ajuste para los conductores de fase. De este modo se puede realizar a menudo un escalonamiento independiente para las faltas con puesta a tierra, con tiempos más cortos y ajustes más sensibles. De esta manera, en la dirección 1601 S/I TIERR. DIR. se puede conectar el escalón de intensidad de puesta a tierra independientemente de la protección de sobreintensidad para las intensidades de fase mediante la opción Activar o Desactivar.

En función de los parámetros 613 S/I Tierra con, se puede trabajar con magnitudes medidas IE o con magnitudes 3I0 calculadas a partir de las tres intensidades de fase. En los equipos con entrada sensible de intensidad a tierra generalmente se trabaja con los valores calculados 3I0.

El sentido direccional de la función es influenciado por el parámetro 201 Pto.EST.TI (ver capítulo 2.1.3).


En las hojas de ajuste para los escalones se puede determinar con qué valores de comparación debe trabajar el escalón respectivo.

• Medición de la Onda fundamental (procedimiento estándar):

Este procedimiento de medida elabora los valores de muestreo de la intensidad y filtra numéricamente la onda fundamental de manera que los armónicos o interferencias de intensidad transitorias no son considerados.

• Medición del Valor efectivoLa amplitud de intensidad se determina con los valores de muestreo según la ecuación de definición del valor efectivo. Este procedimiento de medición siempre debe ser seleccionado cuando la función debe considerar los armónicos (p.ej. en bancos de condensadores).

El modo de los valores de comparación se ajusta bajo las siguientes direcciones:

Escalón I>> Dirección 1520 Medición I>>

Escalón I>, Dirección 1521 Medición I>

Escalón Ip Dirección 1522 Medición Ip

Escalón IE>> Dirección 1620 Medición IE>>

Escalón IE> Dirección 1621 Medición IE>

Escalón IEp Dirección 1622 Medición IEp


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Característica direccional

La característica de dirección, es decir, la posición de las zonas „hacia adelante“ y „hacia atrás“ se ajusta, para los elementos medidores de fase bajo la dirección 1519 ANGULO ROTACION y para el elemento medidor de tierra bajo la dirección 1619 ANGULO ROTACION. El ángulo de cortocircuito se encuentra en un rango de 30° a 60° inductivo. Es decir, por regla general se pueden mantener los preajustes de +45° para los elementos medidores de fase y de -45° para el elemento medidor de tierra, para adaptar la tensión de referencia, toda vez que éstos garantizan un resultado de orientación seguro.

Ello no obstante, a continuación se indican algunos ejemplos de ajuste para aplicaciones especiales (tabla 2-7). Aquí se debe tener en cuenta lo siguiente: En las unidades de medida de fase, la tensión de referencia (tensión sin falta) se encuentra para las faltas fase-tierra perpendicular a la tensión de cortocircuito. Por este motivo resulta el ajuste del ángulo de giro (ver también capítulo 2.3.8):

En el elemento medidor de tierra, la tensión de referencia es la propia tensión de cortocircuito. De esta manera se obtiene el ajuste del ángulo de giro:

Asimismo, para los elementos medidores de fase hay que tener en cuenta que, en caso de faltas fase-fase, la tensión de referencia, dependiendo de la caída de la tensión afectada por la falta, varia entre 0° (falta remota) y 30° (falta próxima). Esto puede tenerse en cuenta con el valor medio de 15°:

Tabla 2-7 Ejemplos de ajuste

1) Dirección de flujo de carga2) Suponiendo que se trata de cables de líneas aéreas

Ángulo de giro tensión de ref. = 90 - ϕc Unidad de medida de fase (falta fase-tierra)

Ángulo de giro tensión de ref. = -ϕc Unidad de medida a tierra (falta fase-tierra)

Ángulo de giro tensión de ref. = 90 - ϕc -15° Unidad de medida de fase (falta fase-fase)

Aplicación tipo ϕkc Ajuste

Unidad medida de fase

1519 ANGULO ROTACION

Ajuste

Unidad medida a tierra

1619 ANGULO ROTACION

60° Rango 30°...0°→ 15°

–60°

30° Rango 60°...30°→ 45°

–30°

30° Rango 60°...30°→ 45°

–30°


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Sentido direccional

El sentido direccional para las unidades de medida de fases puede ser ajustado bajo la dirección 1516 SENTIDO DIRECC. y para las unidades de medida a tierra bajo la dirección 1616 SENTIDO DIRECC. correspondientemente con adelante o atrás o no direccional. Normalmente la protección direccional de sobreintensidad trabaja en dirección al objeto a proteger (línea, transformador).

Nota

Durante el arranque del Escalón I> como también del Escalón IE> se generan los avisos direccionales específicos por fase „hacia adelante“ o„ hacia atrás“ (avisos 2628 hasta 2636).

El arranque del Escalón I>>, del Escalón IE>> y del Escalón Ip se efectúa en la zona direccional parametrizada sin aviso direccional.

Selección de las magnitudes para la determinación direccional en las unidades de medida a tierra

Con el parámetro 1617 DETERMIN.DIR. se puede decidir, si la determinación direccional en la unidad de medida a tierra debe resultar de las magnitudes del sistema homopolar o de las magnitudes a tierra (con Ue y Ie) o de las magnitudes del sistema de secuencia negativa (con U2 y I2). La primera posibilidad es la opción preferencial, la última se debe elegir cuando exista el peligro de que la tensión homopolar se reduzca a un valor mínimo debido a una impedancia homopolar desfavorable o cuando una línea paralela influya el sistema homopolar.

Nota

Si se ha elegido para los parámetros 213 CONEX.TT 3fases el ajuste U12, U23 o U12,U23,USYN o U12, U23, Ux, la determinación direccional resulta siempre mediante las magnitudes de secuencia negativa U2/I2. Para estos modos de conexión de tensión no se dispone de la tensión homopolar (UE ó 3U0).

Escalón de alta intensidad I>> direccional (fases)

El escalón de alta intensidad I>> se ajusta bajo la dirección 1502 y la temporización correspondiente T I>>, 1503. Para el ajuste sirven unas consideraciones similares a las correspondientes a la protección temporizada de sobreintensidad no direccional que figuran en el capítulo 2.2.10.

El tiempo ajustado sólo es una temporización adicional la cual no comprende los tiempos regulares propios (tiempo de medida, tiempo de reposición). Esta temporización también puede ser ajustada con ∞. En este caso el Escalón no efectúa ningún disparo después de un arranque pero sí un aviso. Si no se necesita el Escalón direccional I>>, se ajusta el umbral de reacción I>> con ∞. Por lo tanto no se produce ningún aviso de arranque y ningún disparo.

Escalón de alta intensidad IE>> direccional (tierra)

El nivel de alta intensidad IE>> se ajusta bajo la dirección 1602 y la temporización correspondiente T IE>>, 1603. Para el ajuste sirven unas consideraciones similares como para las intensidades de fase.

El tiempo ajustado sólo es una temporización adicional la cual no comprende el tiempo propio (tiempo de medida, tiempo de reposición). Esta temporización también puede ser ajustada con ∞. En este caso el Escalón no efectúa ningún disparo después de un arranque pero sí un aviso. Si no se necesita en absoluto el Escalón direccional IE>>, el umbral de reacción IE>> se ajusta con ∞. Entonces, no se produce ningún aviso de arranque y ningún disparo.


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Escalón de sobreintensidad I> direccional (fases)

Para el ajuste del escalón de sobreintensidad 1504 I> es determinante sobre todo la intensidad máxima de trabajo que aparece. Un arranque por sobrecarga debe estar descartado ya que en este estado de función el relé trabaja correspondientemente con tiempos de disparo cortos como protección contra cortocircuitos y no contra sobrecargas. Por eso, el ajuste se efectúa en las líneas aproximadamente un 20% por encima de la (sobre)carga previsible máxima, y en el caso de los transformadores y motores aproximadamente un 40% por encima.

Si en la aplicación del equipo de protección en transformadores o motores se esperan impulsos elevados de intensidad (irrupción), el 7SJ80 dispone de la posibilidad de utilizar una estabilización de cierre para el escalón de sobreintensidad I> (véase bajo el subtítulo "Estabilización de irrupción").

La temporización a parametrizar (parámetro 1505 T I>) se ajusta generalmente más corta que para el Escalón no direccional (dirección 1205), ya que el Escalón no direccional se encuentra sobrepuesto al escalón direccional como escalón de reserva. Ésta resulta del plan de escalonamiento de la red establecido para disparo direccional.

Para transformadores paralelos con alimentación unilateral (véase “Modos de aplicación”) se puede ajustar el retardo T I> a 0 para el lado sin alimentación sin perdidas de la selectividad.

El tiempo ajustado sólo es una temporización adicional la cual no comprende el tiempo propio (tiempo de medida, tiempo de reposición). Esta temporización también puede ser ajustada con ∞. En este caso el Escalón no efectúa ningún disparo después de un arranque pero sí un aviso. Si no se necesita el Escalón I>, se ajusta el umbral de reacción I> con ∞. Entonces, no se produce ningún aviso de arranque y ningún disparo.

Escalón de alta intensidad IE> direccional (tierra)

Para el ajuste del nivel de sobreintensidad 1604 IE> es determinante ante todo la intensidad de cortocircuito a tierra máxima que se produzca.

Si en la aplicación del equipo de protección en transformadores o motores se esperan impulsos elevados de intensidad (irrupción), el 7SJ80 dispone de la posibilidad de utilizar una estabilización de cierre para el escalón de sobreintensidad IE> (véase bajo el subtítulo "Estabilización de irrupción").

El ajuste de la temporización (parámetro 1605 T IE>) se efectúa de acuerdo al plan de escalonamiento establecido en la red para disparo direccional, con lo cual se puede realizar muchas veces un plan de escalonamiento independiente para las intensidades a tierra en la red puesta a tierra con temporizaciones más cortas.

El tiempo ajustado sólo es una temporización adicional la cual no comprende el tiempo propio (tiempo de medida, tiempo de reposición). Esta temporización también puede ser ajustada con ∞. En este caso el Escalón no efectúa ningún disparo después de un arranque pero sí un aviso. Si no se necesita el Escalón direccional IE>, se ajusta el umbral de reacción IE> con ∞. Entonces, no se produce ningún aviso de arranque y ningún disparo.

Estabilización de la excitación (S/I t.def. direccional)

Los arranques de los escalones direccionales de tiempo definido pueden ser estabilizados adicionalmente me-diante tiempos de reposición parametrizables bajo las direcciones 1518 T RR S/I FASE o 1618 T RR S/I TIERRA.

Escalón de sobreintensidad Ip para características IEC o ANSI (S/I t.inv fases)

Si al efectuar la configuración de las funciones de protección (capítulo2.1.1) se seleccionó bajo la dirección 115 S/I DIR.FASES = S/I IEC o S/I ANSI, entonces también están disponibles los parámetros para las curvas características dependientes.


110


Si en la aplicación del equipo de protección en transformadores o motores se esperan impulsos elevados de intensidad (irrupción), el 7SJ80 dispone de la posibilidad de utilizar una estabilización de cierre para el escalón de sobreintensidad Ip (véase bajo el subtítulo "Estabilización de irrupción").

Debe tenerse en cuenta que al elegir una característica de disparo S/I t.inv. ya se ha incluido un factor de seguridad de aprox.1,1 entre el valor de arranque y el valor de ajuste. Es decir que el arranque solamente tiene lugar cuando pase una intensidad de una magnitud de 1,1 veces el valor de ajuste.

El valor de la intensidad se ajusta bajo la dirección 1507 Ip. Para el ajuste es determinante, sobre todo, la intensidad de trabajo máxima posible. Deberá estar excluida la excitación por sobrecarga, ya que en este régimen de funcionamiento el equipo trabaja con unos tiempos de órdenes cortos como protección contra cortocircuitos y no como protección contra sobrecargas.

Se puede acceder al multiplicador de tiempo correspondiente seleccionando una Característica IEC bajo la dirección 1508 T Ip y seleccionando una Característica ANSI bajo la dirección 1509 TIME DIAL: D. Esto hay que coordinarlo con el plan de escalonamiento de la red.

El multiplicador de tiempo también se puede ajustar en ∞. En este caso el Escalón no dispara después de ser excitado, pero se comunica el arranque. Si no se necesita en absoluto Ip–Escalón, deberá elegir al configurar las funciones de protección (capítulo 2.1.1) la dirección 115 S/I DIR.FASES = t.def sin t.inv.

Si se ha elegido bajo la dirección 115 S/I DIR.FASES = S/I IEC, se puede seleccionar bajo la dirección 1511 CARACT.IEC la Característica IEC deseada (Inversa, Inversa alta, Extrem. inversa o Invers.largo t.). Si se ha parametrizado bajo la dirección 115 S/I DIR.FASES = S/I ANSI, entonces se puede elegir bajo la dirección 1512 CARACT.ANSI la Característica ANSI deseada (Muy inversa, Inversa, Inversa Corta, Inversa Larga, Moderad.inversa, Extremada.inv o Inv.Definida).

Escalón de sobreintensidad IEp para características IEC o ANSI (S/I t.inv tierra)

Si al configurar las funciones de protección (sección 2.1.1) se seleccionó bajo la dirección 116 S/I DIR. TIERRA = S/I IEC, entonces se disponen también de los parámetros para las características dependientes. Bajo la dirección 1611 CARACT.IEC se puede seleccionar la Característica IEC deseada (Inversa, Inversa alta, Extrem. inversa o Invers.largo t.). Si se ha parametrizado bajo la dirección 116 S/I DIR. TIERRA = S/I ANSI, entonces se puede elegir bajo la dirección 1612 CARACT.ANSI la Característica ANSI deseada (Muy inversa, Inversa, Inversa Corta, Inversa Larga, Moderad.inversa, Extremada.inv o Inv.Definida).

Si en la aplicación del equipo de protección en transformadores o motores se esperan impulsos elevados de intensidad (irrupción), el 7SJ80 dispone de la posibilidad de utilizar una estabilización de cierre para el escalón de sobreintensidad IEp (véase bajo el subtítulo "Estabilización de irrupción").

Debe tenerse en cuenta que al elegir una característica de disparo S/I t.inv. ya se ha incluido un factor de se-guridad de aprox.1,1 entre el valor de excitación y el valor de ajuste IEp. Es decir que el arranque solamente tiene lugar cuando pase una intensidad de una magnitud de 1,1 veces el valor de ajuste. Si bajo la dirección 1610 REPOSICIÓN se seleccionó Emulación disco, entonces la recuperación tiene lugar de acuerdo con la curva característica de recuperación, tal como se ha descrito en el capítulo 2.2 para la protección tempori-zada de sobreintensidad no direccional.

El valor de la intensidad se ajusta bajo la dirección 1607 IEp. Para el ajuste es determinante ante todo la intensidad de cortocircuito a tierra mínima previsible.

Se puede acceder al multiplicador de tiempo correspondiente seleccionando una Característica IEC bajo la dirección 1608 T IEp y seleccionando una Característica ANSI bajo la dirección 1609 TIME DIAL: D. Éste se debe coordinar con el plan de escalonamiento de la red para disparo direccional, con lo cual es posible rea-lizar comúnmente un plan de escalonamiento independiente para las intensidades de puesta a tierra en la red.

El multiplicador de tiempo también se puede ajustar en ∞. En este caso el Escalón no dispara después de ser arrancado, pero se comunica el arranque. Si no se necesita en absoluto el IEp–Escalón, deberá elegir al con-figurar las funciones de protección (capítulo 2.1.1) la dirección 116 S/I DIR. TIERRA = t.def sin t.inv.


111


Estabilización de la irrupción

Si al utilizar el equipo de protección con transformadores en los que se prevean sobreintensidades de conexión grandes (irrupción), se puede hacer uso de una estabilización de conexión en el 7SJ80 para los niveles de sobreintensidad direccionales I>, Ip, IE> y IEp conjuntamente con los niveles de sobreintensidad no direccionales. La estabilización de conexión se conecta o desconecta bajo 2201 ESTABILIZ. RUSH (bajo los parámetros de la protección temporizada de sobreintensidad no direccional). Los valores característicos de la estabilización de irrupción ya se han expuesto para la protección temporizada de sobreintensidad no direccional (capítulo 2.2.10).

Conexión manual (fases, Tierra)

Al efectuarse un cierre del interruptor de potencia sobre una sección de línea afectada por un fallo, general-mente se deseará la desconexión de la línea lo más rápidamente posible. Para esto se puede anular opcionalmente el retardo para los niveles de sobreintensidad o para los niveles de alta intensidad mediante el impulso de conexión manual; es decir que la correspondiente Escalón da lugar entonces al disparo inmediato cuando se produce la excitación. Este impulso está prolongado por lo menos en 300 ms. Para este fin se tiene en cuenta en el control de CONEXIÓN manual la parametrización de la dirección 1513 CIERRE MANUAL para la reacción del equipo en caso de fallo. Para la vía a tierra se tiene en cuenta correspondientemente la dirección 1613 CIERRE MANUAL. De esta manera se determina respectivamente para fase yTierra tierra, qué valor de arranque y con qué retardo será efectivo, si el interruptor de potencia se conecta manualmente.

Orden de control externa

Si la señal de cierre manual no es efectuada por el equipo 7SJ80, es decir, no proviene del panel de servicio integrado ni tampoco vía interface, sino directamente del conmutador de verificación, entonces se deberá conducir esta orden a una entrada binaria del 7SJ80 y ésta deberá estar configurada correspondientemente („>Conex. manual“), para que el CIERRE MANUAL previsto para el Escalón pueda ser activado; desactivado significa, que todos los Escalónes, también para cierre manual, trabajan con los tiempos de disparo parametrizados.

Orden de mando interna

Si la señal de conexión manual se da a través de la función de mando integrada del equipo, es necesario que a través de CFC (nivel de desarrollo de protección contra fallos de conmutación) se establezca un enlace interno de las informaciones mediante el módulo funcional CMD_Información.

Figura 2-30 Ejemplo para generar la señal de CIERRE manual para órdenes de control a través de la función de control integrada

Nota

Para facilitar la interconexión funcional entre el automatismo de reenganche (AR) y la función de control es necesario establecer una función lógica CFC adicional. Véase al respecto el subtítulo „Orden de conexión: directa o por función de control“ en las indicaciones de ajuste para AR (capítulo 2.12.6).


112


Colaboración con el automatismo de reenganche (fases)

Cuando se produce un reenganche, generalmente se espera una desconexión rápida y simultánea en caso de una falta con I>>. Si después del reenganche no se ha eliminado la falta, entonces aquí se deben aplicar los escalones I> o Ip con tiempos de disparo escalonados y por lo tanto se deben bloquear los escalones I>>. Aquí se puede determinar con los parámetros 1514 I>> ACTIVO si los escalones I>> deben ser influenciados o no, por una señal de autorización de la función de reenganche automático interna o externa. El ajuste con RE activo significa que los escalones I>> solamente son autorizados si no está bloqueado el reenganche automático. Si esto no es deseado, se elige el ajuste siempre, de manera que los escalones I>> siempre queden activos como han sido parametrizados.

El automatismo de reenganche integrado en el 7SJ80 ofrece además la posibilidad de determinar por separado para cada uno de los niveles de protección temporizada de sobreintensidad si se debe disparar o bloquear con el tiempo ajustado, sin temporización, y sin estar influido por el AR (véase el capítulo 2.12).

Colaboración con el automatismo de reenganche (Tierra)

Cuando se produce un reenganche, generalmente se espera una desconexión rápida y simultánea en caso de una falta con IE>>. Si después del reenganche no se ha eliminado la falta, entonces aquí se deben aplicar los escalones IE> o IEp con tiempos de disparo escalonados y por lo tanto se deben bloquear los escalones IE>>. Aquí se puede determinar con los parámetros 1614 IE>> ACTIVO si los escalones IE>> deben ser influenciados o no, por una señal de autorización de la función de reenganche automático interna o externa. El ajuste con RE activo significa que los escalones IEE>> solamente son autorizados si no está bloqueado el reenganche automático. Si esto no es deseado, se elige el ajuste siempre, de manera que los escalones IE>> siempre queden activos como han sido parametrizados.

El automatismo de reenganche integrado en el 7SJ80 ofrece además la posibilidad de determinar por separado para cada uno de los niveles de protección temporizada de sobreintensidad si se debe disparar o bloquear con el tiempo ajustado, sin temporización y sin estar influidos por el AR (véase el capítulo 2.12).





1501 S/I FASE DIR. DesactivarActivar

Desactivar Prot.sobreint. de tiempo fases direcc.

1502 I>> 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 2.00 A Intensidad de arranqe, escalón, I>>

5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 10.00 A

1503 T I>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.10 s Temporización, escalón T I>>

1504 I> 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 1.00 A Intensidad de arranqe, escalón I>

5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 5.00 A

1505 T I> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporización, escalón T I>

1507 Ip 1A 0.10 .. 4.00 A 1.00 A Intensidad de arranqe, escalón Ip

5A 0.50 .. 20.00 A 5.00 A

1508 T Ip 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Factor de tiempo T Ip


113






Inversa Característica disparo S/I t. inv (IEC)


Muy inversa Caract. disparo S/I t. inv (ANSI)

1513A CIERRE MANUAL I>> sin tempor.I> sin tempor.Ip sin tempor.desactivado

I>> sin tempor. Cierre Manual, Fases

1514A I>> ACTIVO con RE activosiempre

siempre I>> activo

1516 SENTIDO DIRECC. adelanteatrásno direccional

adelante Sentido direcc. para DISPARO de S/I dir.

1518A T RR S/I FASE 0.00 .. 60.00 s 0.00 s S/I t.def fase T retado repos. T RR

1519A ANGULO ROTACION -180 .. 180 ° 45 ° Ángulo de rotación de la tensión de ref.

1520A Medición I>> Onda fundament.Valor efectivo


1521A Medición I> Onda fundament.Valor efectivo


1522A Medición Ip Onda fundament.Valor efectivo


1530 I/Ip ARR T/Tp 1.00 .. 20.00 I/Ip; ∞0.01 .. 999.00 T/TIp

Caract. de arranque I / Ip-TI / TIp dir.

1531 I/Ip rep T/Tp 0.05 .. 0.95 I/Ip; ∞0.01 .. 999.00 T/TIp

Característ. reposición I / Ip- TI / TIp

1601 S/I TIERR. DIR. DesactivarActivar

Desactivar Prot.S/I.tiempo,direcc. tierra,TDef/TInv

1602 IE>> 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 0.50 A Intensidad de arranqe IE>>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 2.50 A

1603 T IE>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.10 s Temporización,escalón T IE>>

1604 IE> 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 0.20 A Intensidad de arranqe IE>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 1.00 A

1605 T IE> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporización,escalón T IE>



114


1607 IEp 1A 0.05 .. 4.00 A 0.20 A Intensidad de arranqe IEp

5A 0.25 .. 20.00 A 1.00 A

1608 T IEp 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.20 s Factor de tiempo T IEp








1613A CIERRE MANUAL IE>>sin tempor.IE> sin tempor.IEp sin tempor.desactivado

IE>>sin tempor. Cierre Manual, Tierra

1614A IE>> ACTIVO siemprecon RE activo

siempre IE>> activo

1616 SENTIDO DIRECC. adelanteatrásno direccional


1617 DETERMIN.DIR. con Ue y Iecon U2 y I2

con Ue y Ie Valores influyentes, determinación direcc

1618A T RR S/I TIERRA 0.00 .. 60.00 s 0.00 s S/I t.def tierra T retado repos. T RR

1619A ANGULO ROTACION -180 .. 180 ° -45 ° Ángulo de rotación de la tensión de ref.

1620A Medición IE>> Onda fundament.Valor efectivo


1621A Medición IE> Onda fundament.Valor efectivo


1622A Medición IEp Onda fundament.Valor efectivo


1630 I/IEp ARR T/TEp 1.00 .. 20.00 I/Ip; ∞0.01 .. 999.00 T/TIp

Caract. arranque IE / IEp-TIE / TIEp dir

1631 I/IEp rep T/TEp 0.05 .. 0.95 I/Ip; ∞0.01 .. 999.00 T/TIp

Caract. reposición I / IEp - TI / TIEp



115




Explicación

2604 >DesacS/I FASdi AI >Desactivar S/I.t.def/t.inv.Fases dir.2614 >BlqS/I TIEdi AI >Bloqueo S/I.t.def/t.inv.Tierra direcc2615 >S/It.dir.I>>bl AI >S/I t. dir. escalón I>> bloqueo2616 >S/It.di.IE>>bl AI >S/I t. dir. escalón IE>> bloqueo2621 >BLQ.I> direc AI >Prot.sobreint.direccional:bloqueo I>2622 >BLQ.Ip direc AI >Prot.sobreint.direccional:bloqueo Ip2623 >BLQ.IE> dir. AI >Prot.sobreint.direccional:bloqueo IE>2624 >BLQ.IEp dir. AI >Prot.sobreint.direccional:bloqueo IEp2628 Comp.d.I>L1adel AS Comparación direccional I>L1 adelante2629 Comp.d.I>L2adel AS Comparación direccional I>L2 adelante2630 Comp.d.I>L3adel AS Comparación direccional I>L3 adelante2632 Comp.d.I>L1atrá AS Comparación direccional I>L1 atrás2633 Comp.d.I>L2atrá AS Comparación direccional I>L2 atrás2634 Comp.d.I>L3atrá AS Comparación direccional I>L3 atrás2635 Comp.d.IE>adel AS Comparación direccional IE> adelante2636 Comp.d.IE>atrás AS Comparación direccional IE> atrás2637 S/I dir.I> bloq AS S/I t. dir bloqueo escalón I>2642 S/I dir. I>>Arr AS S/I dir. arranque escalón I>>2646 S/I di.Arr IE>> AS S/I dir. arranque escalón IE>>2647 S/I TI>> transc AS S/I dir tiempo escalón I>> transcurrido2648 S/Idi.TIE>>tran AS S/I dir tiempo escalón IE>> transcurrido2649 S/I di.DISP I>> AS S/Idir disparo escalón I>>2651 S/I FASdi.des AS S/I t.def./t.inv. fases,direcc.descon.2652 S/I FASdi.blq AS S/I t.def/t.inv.fases,direcc bloqueda2653 S/I FASdi.acti. AS S/I t.def./t.inv.fases,direcc.activa2655 S/I dir.I>> blo AS S/I dir. bloqueo escalón I>>2656 S/Itd/i.dir.des AS S/I t.def./t.inv.direcc.tierra descon.2657 S/Itd/i.dir.blq AS S/I t.def./t.inv.direcc.tierra bloqu.2658 S/Itd/i.di.act. AS S/I t.def./t.inv.direcc.tierra activa2659 S/I dir. IE> bl AS S/I dir. bloqueo escalón IE>2660 ARR I> direc. AS Arranque escalón I> direccional2664 TI>dir.transc AS Temporización.I> direcc.transcurrido2665 DISP TI> dir. AS Disparo sobreintens. I> direcc. (fase)2668 S/I dir.IE>>blq AS S/I dir. bloqueo escalón IE>>2669 S/I dir.Ip bloq AS S/I dir bloqueo escalón Ip2670 ARR Ip direcc AS Arranque escalón Ip direccional2674 TIp dir.trans AS Temporización Ip direcc.transcurrido2675 DISP Ip direc AS Disp.sobreint.t.invers.Ip direcc. fase2676 Ip DISCO dir. AS Emulac.disco S/I t.inv.direcc.Ip (fase)2677 S/I dir.IEp blq AS S/I dir. bloqueo escalón IEp2679 S/I di.IE>> blq AS S/I dir. disparo escalón IE>>2681 ARR IE>dir. T AS Arranque escal. IE> tierra, direccional2682 TIE>dir.trans AS Temporizacion. IE> direcc. transcurrido2683 DISP IE> dir. AS Disp.prot.sobreint. IE> direcc. (tier)


116


2684 ARR IEp dir.T AS Arranque escal. IEp tierra, direccional2685 TIEp dir.tran AS Temporización. IEp direcc. transcurrido2686 DISP IEp dir. AS Disp.prot.sobreint. IEp direcc. (tier)2687 IEp DISCO dir AS Emulac.disco S/I t.inv.direc.IEp(tierr)2691 ARRgen.S/I di AS Arranque gen. S/I t.def./t.inv. direcc.2692 ARR L1 S/I di AS Arranque S/I.tdef./t.inv.direcc.fase L12693 ARR L2 S/I di AS Arranque S/I.tdef./t.inv.direcc.fase L22694 ARR L3 S/I di AS Arranque S/I.tdef./t.inv.direcc.fase L32695 ARR S/I dir T AS Arranque sobreint.direccional tierra2696 DISPg.S/I dir AS Disparo general S/I t.def/t.inv.direcc.


Explicación


117

Funciones2.4 Cambio dinámico de parámetros

2.4 Cambio dinámico de parámetros

Mediante la conmutación dinámica de parámetros se tiene la posibilidad de conmutar dinámicamente los umbrales de respuesta y las temporizaciones de la protección temporizada de sobreintensidad direccional y no direccional.

Casos de aplicación• Puede ser necesario elevar de forma espontánea los umbrales de arranque, si en un cierre de línea, des-

pués de una pausa sin tensión, los componentes de planta adquieren temporalmente un consumo elevado de potencia (p.ej. instalaciones de climatización, calefacciones). Con esta función se puede evitar, que los umbrales de arranque deban ser ajustados en forma general muy altos para considerar estas condiciones durante un cierre.

• Otra aplicación es la de modificar los umbrales de arranque en función de un automatismo de reenganche disponible o no disponible.

Condiciones

Nota:

La conmutación dinámica de parámetros no se debe confundir con la posibilidad de conmutar los cuatro grupos de parámetros A a D, sino que existe adicionalmente a aquella.

Se pueden conmutar tanto los umbrales de arranque como las temporizaciones.

2.4.1 Descripción

Efecto

Para identificar la instalación desconectada se dispone opcionalmente de dos criterios:

• La posición del interruptor de potencia se le comunica al equipo a través de entradas binarias (Dirección 1702 INICIO CAMB.din = Posición IP).

• Se utiliza el hecho de quedar por debajo de un umbral de intensidad ajustable (Dirección 1702 INICIO CAMB.din = Criter intensid).

Si de acuerdo con uno de estos criterios se ha comprobado que la instalación está sin tensión, se pone en marcha un tiempo T INTERRUPCIÓN, después del cual están activos los umbrales que han sido elevados.

Además de esto se puede activar la combinación de parámetros por medio de otros dos criterios:

• Mediante la señal “AR dispuesto” del AR interno (Dirección1702 INICIO CAMB.din = RE disponible). De este modo se pueden modificar los umbrales de protección y los tiempos de disparo en función de la disposición del automatismo de reenganche (véase también el apartado 2.12).

• Con independencia del ajuste del parámetro 1702 INICIO CAMB.din se puede dar en todo momento la autorización para la conmutación „>Act.parám.din.“ de parámetros a través de la entrada binaria.

La figura 2-32 muestra el diagrama lógico de la conmutación dinámica de parámetros.

Si se ha comprobado por medio del criterio del contacto auxiliar o de la intensidad, la falta de tensión en la instalación, es decir que hay un interruptor de potencia abierto, se inicia el tiempo de interrupción T INTERRUPCIÓN y una vez transcurrido el mismo quedan activados los umbrales que han sido elevados. Al conectar la instalación (el equipo vuelve a recibir la información de entrada a través de entradas binarias o al rebasarse el umbral de intensidad IP I>) comienza a contar una etapa de tiempo Tact.camb.din, una vez transcurrida la cual se vuelve a conmutar a los valores normales. Este tiempo se puede reducir si después del arranque, es decir, estando cerrado el interruptor de potencia, los valores de intensidad vuelven a descender durante un tiempo ajustable Trepos.camb.din por debajo de todos los valores de respuesta normales.


118


La condición de inicio para el tiempo de reposición rápido resulta de la vinculación lógica OR con las condiciones de reposición parametrizadas para todos los escalones de sobreintensidad direccionales y no direccionales. Si se parametriza Trepos.camb.din con ∞ o si se activa la entrada binaria „>Blq.Rráp.CdiPa“ no se hace comparación con los límites "normales", la función se bloquea, un tiempo rápido de reposición eventualmente en proceso queda inactivo.

Si durante el desarrollo del tiempo Tact.camb.din está presente una excitación de los niveles de sobrein-tensidad, entonces la falta discurre generalmente con los parámetros dinámicos hasta la recuperación de la excitación al final. Solamente a continuación de esto se efectúa nuevamente la conmutación para volver a los parámetros “normales”.

Si han llegado a ser válidos los valores de ajuste dinámicos por medio de la entrada binaria „>Act.parám.din.“ o por la señal “AR dispuesto” y desaparece esta causa, se produce la reposición inmediata a los parámetros “normales” aunque esté presente una excitación.

La activación de la entrada binaria „>Bloq.ConDinPar“ tiene como consecuencia la reposición de todos los tiempos que están corriendo y la conmutación inmediata para volver a los parámetros “normales”. Si el bloqueo tiene lugar durante el curso de una falta con parámetros dinámicos, se detienen todos los tiempos de protec-ción temporizada de sobreintensidad, y eventualmente se vuelven a iniciar de nuevo con sus tiempos “normales”.

Al conectar o acelerar el equipo de protección se inicia el tiempo T INTERRUPCIÓN estando abierto el interruptor de potencia, y primeramente se trabaja con los parámetros “normales”. Si está cerrado el interruptor de potencia se compara generalmente con los umbrales “normales”.

La figura 2-31 muestra el desarrollo en el tiempo, la figura 2-32 el diagrama lógico de la conmutación dinámica de parámetros.

Figura 2-31 Desarrollo en el tiempo de la conmutación dinámica de parámetros


119


Figura 2-32 Diagrama lógico de la conmutación dinámica de parámetros


Generalidades

El cambio dinámico de parámetros sólo puede ser efectivo, si esta función ha sido ajustada en la configuración bajo la dirección 117 CAMB.DIN.PARAM = disponible. Si no se necesita esta función, se ajusta no disponible. Bajo la dirección 1701 CAMB.DIN.PARAM la función puede ser activada (Activar) o desactivada (Desactivar).


120


Según la condición de arranque utilizada para el cambio dinámico de parámetros, se elige bajo la dirección 1702 INICIO CAMB.din = Criter intensid, Posición IP ó RE disponible. Naturalmente, la opción Posición IP puede ser elegida, si el equipo puede ser informado al menos mediante una entrada binaria sobre la posición de conmutación del interruptor. Si se selecciona RE disponible se pueden modificar dinámicamente los umbrales de reacción de la protección de sobreintensidad direccional y no direccional, cuando la función RE está disponible. Para accionar el cambio dinámico de parámetros, la función RE pone a disposición la señal interna „RE disponible". Esta se activa siempre cuando la función RE está configurada como disponible, activada, no bloqueada y disponible para otro ciclo consecutivo (ver también título "Control de los escalones de S/I y S/I dir mediante el cambio dinámico de parámetros" en la sección 2.12.6).

Escalones de tiempo

Para los escalones de tiempo 1703 T INTERRUPCIÓN, 1704 Tact.camb.din y 1705 Trepos.camb.din no se pueden dar recomendaciones generales. Estos deben ser adaptados a las condiciones locales y dimensionados de tal manera que se eviten desconexiones por sobrecargas momentáneas admisibles durante un proceso de inicio.

Protección de sobreintensidad, fases

Los umbrales de arranque dinámicos y sus tiempos de disparo para las funciones de la protección de sobre-intensidad se ajustan en el bloque de dirección 18 (Camb.din.par.fa) para las intensidades de fase:

Las direcciones 1801 I>> y 1802 T I>> como también 1808 I>>> y 1809 T I>>> determinan los parám-etros dinámicos para los escalones de alta intensidad, 1803 I> y 1804 T I> para los escalones de sobrein-tensidad S/I t.def y 1805 Ip junto con 1806 T Ip (para característica IEC) como también 1807 TIME DIAL: D (para característica ANSI) para los escalones de sobreintensidad S/I t.inv.

Protección no direccional de sobreintensidad Tierra

Para las intensidades a tierra de la protección de sobreintensidad se ajustan los umbrales de arranque dinámicos y los tiempos de disparo en el bloque de dirección 19 (Camb.din.par.ti):

Las direcciones 1901 IE>> y 1902 T IE>> como también 1908 IE>>> y 1909 T IE>>> determinan los parámetros dinámicos para los escalones de alta intensidad, 1903 IE> y 1904 T IE> para los escalones de sobreintensidad S/I t.def y 1905 IEp junto con 1906 T IEp (para característica IEC) como también 1907 TIME DIAL: D (para característica ANSI) para los escalones de sobreintensidad S/I t.inv.

Protección direccional de sobreintensidad, fases

Para la protección direccional de sobreintensidad se pueden determinar los umbrales de arranque dinámicos y sus tiempos de disparo en el bloque de dirección 20 (gDin.P.S/I dir.f) para las intensidades de fase:

Las direcciones 2001 I>> y 2002 T I>> determinan los parámetros dinámicos para el escalón de alta intensidad, 2003 I> y 2004 T I> para el escalón direccional S/I t.def. y 2005 Ip junto con 2006 T Ip (para las características IEC) como también 2007 TIME DIAL: D (para características ANSI) para el escalón de sobreintensidad S/I t.inv.

Protección direccional de sobreintensidad, Tierra

Para las intensidades a tierra de la protección direccional de sobreintensidad se ajustan los umbrales de arranque dinámicos y los tiempos de disparo en el bloque de dirección 21 (gDin.P.S/I dir.t.):

Las direcciones 2101 IE>> y 2102 T IE>> determinan los parámetros dinámicos para el escalón de alta in-tensidad, 2103 IE> y 2104 T IE> para el escalón direccional S/I t.def. y 2105 IEp junto con 2106 T IEp (para las características IEC) como también 2107 TIME DIAL: D (para características ANSI) para el escalón de sobreintensidad S/I t.inv.


121





1701 CAMB.din.PARÁM. DesactivarActivar

Desactivar Cambio dinámico de parámetros

1702 INICIO CAMB.din Criter intensidPosición IPRE disponible

Criter intensid Condición inicio cambio dina. parámetros

1703 T INTERRUPCIÓN 0 .. 21600 s 3600 s Tiempo de interrupción

1704 Tact.camb.din 0 .. 21600 s 3600 s Tiempo activo cambio din.de parámetros

1705 Trepos.camb.din 1 .. 600 s; ∞ 600 s Tiempo de reposición rápido

1801 I>> 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 10.00 A Intensidsd de arranque I>>

5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 50.00 A

1802 T I>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporización T I>>

1803 I> 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 2.00 A Intensidad de arranque I>

5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 10.00 A

1804 T I> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.30 s TemporizaciónT I>>

1805 Ip 1A 0.10 .. 4.00 A 1.50 A Intensidad de arranque Ip

5A 0.50 .. 20.00 A 7.50 A

1806 T Ip 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Temporización T Ip

1807 TIME DIAL: D 0.50 .. 15.00 ; ∞ 5.00 Factor de tiempo D (time dial)

1808 I>>> 1A 1.00 .. 35.00 A; ∞ ∞ A Inten.arranque escalón alta intens. I>>>

5A 5.00 .. 175.00 A; ∞ ∞ A

1809 T I>>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporización, escalón alta intens.TI>>>

1901 IE>> 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 7.00 A Intensidad de arranque IE>>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 35.00 A

1902 T IE>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporización T IE>>

1903 IE> 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 1.50 A Intensidad de arranque IE>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 7.50 A

1904 T IE> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.30 s Temporización T IE>

1905 IEp 1A 0.05 .. 4.00 A 1.00 A Intensidad de arranque IEp

5A 0.25 .. 20.00 A 5.00 A

1906 T IEp 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Temporización T IEp


1908 IE>>> 0.05 .. 35.00 A; ∞ ∞ A Intensidad de arranque escalón IE>>>


122



1909 T IE>>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporización, escalón T IE>>>

2001 I>> 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 10.00 A Intensidad de arranque I>>

5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 50.00 A



5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 10.00 A

2004 T I> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.30 s Temporización T I>

2005 Ip 1A 0.10 .. 4.00 A 1.50 A Intensidad de arranque Ip

5A 0.50 .. 20.00 A 7.50 A

2006 T Ip 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Temporización T Ip


2101 IE>> 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 7.00 A Intensidad de arranque IE>>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 35.00 A

2102 T IE>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporización T IE>>

2103 IE> 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 1.50 A Intensidad de arranque IE>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 7.50 A

2104 T IE> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.30 s TemporizaciónT IE>

2105 IEp 1A 0.05 .. 4.00 A 1.00 A Intensidad de arranque IEp

5A 0.25 .. 20.00 A 5.00 A

2106 T IEp 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s TemporizaciónT IEp



Explicación

1730 >Bloq.ConDinPar AI >Bloquear conmutación din. parámetros1731 >Blq.Rráp.CdiPa AI >Bloquear repos.rápida conmuta din pará1732 >Act.parám.din. AI >Activar cambio dinámico de parámetros1994 ConDinPar desac AS Conmutación din param desactivada1995 ConDinPar bloq. AS Conmutación din param frio bloqueada1996 ECF efectiva AS Conmutación din parametros activa1997 Conm.Paráma.Din AS Conmutación din parametros activa



123

Funciones2.5 S/I t.def. monofásico

2.5 S/I t.def. monofásico

La protección de sobreintensidad monofásica evalúa la intensidad que es medida a través del transformador sensible IEE.

Casos de aplicación• Protección simple contra el cortocircuito a tierra en el transformador;

• Protección sensible de la cuba.

2.5.1 Descripción del funcionamiento

Para la función S/I t.def. monofásica se obtiene la característica de disparo representada en la figura 2-33. La intensidad a determinar se filtra mediante algoritmos numéricos. Debido a la sensibilidad posiblemente muy alta, se aplica un filtro especial de banda estrecha. Los límites de arranque por intensidad y los tiempos de disparo son parametrizables. La intensidad determinada se compara con el valor de reacción I> o I>> y se señaliza en caso de sobrepaso. Después de transcurrir el tiempo de retardo correspondiente T I> o T I>> se genera la orden de disparo. Ambos escalones en unión establecen por lo tanto a una función de protección a dos escalones. El valor de reposición es aprox. 95% del valor de arranque para intensidades I > 0,3 · IN.

En el caso de intensidades muy altas se puede dejar en derivación el filtro de intensidad para lograr un tiempo de disparo corto. Esto sucede automáticamente, siempre que el valor instantáneo de la intensidad supere el valor de ajuste del nivel por lo menos en un factor 2 · √2.

Figura 2-33 Curva característica de dos niveles de la protección temporizada de sobreintensidad monofásica

La figura siguiente muestra el diagrama lógico de la protección temporizadas de sobreintensidad monofásica.


124


Figura 2-34 Diagrama lógico de la protección temporizada de sobreintensidad monofásica

2.5.2 Protección diferencial de alta impedancia contra avería con derivación a tierra

Ejemplos de aplicación

En el procedimiento de alta impedancia todos los transformadores de intensidad operan a los límites del campo de protección en paralelo utilizando una resistencia R común con un valor de impedancia relativamente alto, cuya tensión debe ser medida.

Los transformadores de intensidad deben ser del mismo modelo y deben disponer al menos de un núcleo propio para la protección diferencial de alta impedancia. Especialmente, éstos deben tener la misma relación de transformación y prácticamente la misma tensión de saturación.

El principio de alta impedancia es apropiado con el 7SJ80 especialmente para la detección de faltas a tierra en transformadores, generadores y reactancias transversales en redes puestas a tierra.

La figura 2-35 muestra a la izquierda un ejemplo de aplicación para un devanado de transformador puesto a tierra o de un generador puesto a tierra. En el ejemplo a la derecha se muestra un devanado de transformador no puesto a tierra o de un generador no puesto a tierra, en donde se supone que la puesta a tierra de la red se ha realizado en otro lugar.


125


Figura 2-35 Protección contra faltas a tierra según el principio de alta impedancia

Funcionamiento del principio de alta impedancia

El principio de alta impedancia se explicará mediante el ejemplo de un arrollamiento de transformador con puesta a tierra.

En estado normal no fluyen intensidades cero, es decir que en el punto de estrella del transformador es ISt = 0 y en los conductores 3 I0 = IL1 + IL2 + IL3 = 0.

En caso de una falta a tierra externa (lado izquierdo de la figura 2-36), cuya intensidad de cortocircuito esté alimentada por el punto neutro puesto a tierra, circula la misma intensidad por el punto neutro del transforma-dor y por las fases conductoras. Las correspondientes intensidades del secundario se compensan mutuamen-te (con la misma relación de transformación en todos los transformadores de intensidad), éstos están conectados en serie. En la resistencia R se establece sólo una tensión mínima, que proviene únicamente de las resistencias internas y de las líneas de alimentación de los transformadores. Incluso cuando un transfor-mador de intensidad está saturado parcialmente, éste adquiere durante el tiempo de saturación un valor resistivo muy bajo y establece una conexión lateral de mínima impedancia a la resistencia R de alto valor óhmico. El alto valor óhmico de la resistencia actúa por lo tanto con carácter estabilizador (la denominada estabilización por resistencia).

Figura 2-36 Principio de protección contra faltas a tierra según el principio de alta impedancia


126


En caso de un cortocircuito a tierra en la zona de protección (lado derecho de la figura2-36), circula de todas maneras una intensidad por el punto neutro IEst. La magnitud de la intensidad homopolar en las intensidades de fase depende de las condiciones de puesta a tierra en el resto de la red. Una intensidad secundaria que corresponde a la intensidad de cortocircuito total, podría circular a través de la resistencia R. Sin embargo, ya que ésta posea un valor óhmico muy alto, se establece aquí inmediatamente un alto valor de tensión, la cual a su vez produce una saturación en los transformadores de intensidad. Por lo cual, la tensión efectiva en la resistencia corresponde aproximadamente a la tensión de saturación de los transformadores de intensidad.

La resistencia R se dimensiona por lo tanto de manera que dé lugar a una tensión secundaria a partir de la más pequeña intensidad de falta a tierra que se vaya a determinar, y que corresponde a la mitad de la tensión de saturación de los transformadores de intensidad (véanse también las instrucciones de dimensionado, capítulo 2.5.4).

Protección de alta impedancia

En el equipo 7SJ80 se utiliza para la protección de alta impedancia la entrada de medida sensible IEE. Ya que se trata de una entrada de intensidad, se determina en lugar de la tensión de la resistencia R, la intensidad que circula por esta resistencia.

La figura 2-37 muestra el esquema de conexión. El equipo de protección se encuentra en serie a la resistencia R y mide por lo tanto su intensidad.

El varistor V sirve para limitar la tensión en caso de una avería interna. Éste elimina las altas puntas de tensión instantáneas que se producen durante la saturación del transformador de medida. Al mismo tiempo se obtiene de esta manera un filtro de la tensión sin que se produzca una reducción apreciable del valor medio.

Figura 2-37 Esquema de conexión de la protección diferencial de faltas de tierra según el principio de alta impedancia

Como medida de protección contra las sobretensiones también es importante que la conexión directa del aparato se realice en el lado puesto a tierra de los transformadores de intensidad, para mantener alejada del equipo la alta tensión en la resistencia.

De igual manera se puede utilizar la protección diferencial de alta impedancia para generadores y reactancias transversales. Con autotransformadores se deben conectar los transformadores al lado de alta tensión, al lado de baja tensión y el de punto de neutro correspondientemente en paralelo.

En principio se puede aplicar el procedimiento para cualquier objeto a proteger. En la aplicación como protección de barras se conecta el equipo a través de esta resistencia, por ejemplo, a la conexión en paralelo de los transformadores de todas las salidas de línea.


127


2.5.3 Protección de cuba


La protección de la cuba debe detectar los cortocircuitos a masa – también los de alta impedancia – entre un conductor y la cuba de un transformador. Para esto la cuba debe estar completamente aislada o al menos instalada con alta impedancia a tierra. La cuba dispone de un conductor con conexión a tierra, cuya intensidad se conduce al equipo de protección. Al producirse un cortocircuito a masa en la cuba, se produce una intensi-dad de fallo (intensidad de cuba) que circula por el conductor al potencial de tierra de la instalación, el cual es detectado por la protección de cuba como sobreintensidad, y que al sobrepasar un valor de reacción (ajustable) produce de forma inmediata o temporizada la desconexión completa del transformador.

Para la protección de cuba se utiliza normalmente una entrada de intensidad monofásica sensible.

Figura 2-38 Principio de la protección de cuba


Generalidades

La protección temporizada de sobreintensidad monofásica se puede conectar o desconectar bajo la dirección 2701 S/I t.def.1FAS. Activar- o Desactivar.

Los ajustes dependen de la aplicación.

Los valores de arranque I>> se ajustan bajo la dirección 2703 y el valor de arranque para I> bajo la dirección 2706. Si solamente se necesita un escalón, se ajustan los escalones no usados con ∞.

Si se requiere una temporización de disparo, ésta se ajusta para el escalón I>> bajo la dirección 2704 T I>> y para el escalón I> bajo la dirección 2707 T I>. Si no es necesaria ninguna temporización, se ajusta el tiempo a 0 s.

Los tiempos ajustados son meras temporizaciones adicionales, que no incluyen el tiempo propio (tiempo de medición, etc.) de los niveles. La temporización también se puede poner en ∞; entonces el nivel correspon-diente no dispara después del arranque, pero se comunica el arranque.

Para empleo como protección de alta impedancia o protección de la cuba figuran a continuación unas explicaciones especiales.


128


Aplicación como protección diferencial de alta impedancia

Condición para la aplicación como protección diferencial de alta impedancia es que por parte de la instalación sea posible efectuar no solamente la detección de las intensidades de fase sino también la detección de la intensidad del punto neutro (ver ejemplo en la figura 2-37) y que a la entrada del equipo IEE se disponga de un transformador de entrada sensible. Entonces, en el equipo 7SJ80 solamente se ajusta el valor de arranque de la protección de sobreintensidad monofásica para la intensidad de entrada IEE.

Sin embargo, para el funcionamiento general de la protección diferencial de alta impedancia se debe tener en cuenta la relación entre las características de los transformadores de intensidad, la resistencia externa R y la tensión en R. Ver indicaciones a continuación.

Características de los transformadores de medida de intensidad para la protección diferencial de alta impedancia

Todos los transformadores de medida de intensidad que intervienen deben tener la misma relación de transmisión y una tensión de saturación sensiblemente igual. Esto sucede normalmente si tienen la misma construcción y tienen las mismas características nominales. La tensión de saturación se puede calcular en aproximación a partir de los datos nominales, en la forma siguiente:

US Tensión de saturaciónRI Resistencia interna del transformador de medida de intensidadPN Potencia nominal del transformador de medida de intensidad IN Intensidad nominal secundaria del transformador de medida de intensidadn Factor de transmisión nominal del transformador de medida de intensidad

La intensidad nominal, la potencia nominal y el factor de sobreintensidad figuran normalmente en la placa de características del transformador de medida, por ejemplo

transformador de medida de intensidad 800/5; 5P10; 30 VA

La resistencia interna se ve frecuentemente en el protocolo de ensayos del transformador de medida. Si se desconoce, se puede determinar por aproximación mediante una medición en intensidad continua en el arrollamiento secundario.


Transformador de medida de intensidad 800/5; 5P10; 30 VA con Ri = 0,3 Ω

o

Transformador de medida de intensidad 800/1; 5P10; 30 VA con Ri = 5 Ω

Además de las características del transformador de medida de intensidad es preciso conocer también la resistencia de la acometida entre el transformador de medida y 7SJ80; concretamente la más larga de las acometidas.

El transformador de medida tiene IN = 5 A (de 800/5)n = 10 (de 5P10)PN = 30 VA


129


Consideración de la estabilidad para la protección diferencial de alta impedancia

La condición de estabilidad parte de la hipótesis simplificada de que en el caso de una avería exterior un trans-formador de medida de intensidad queda totalmente saturado y los demás transmiten fielmente sus intensida-des (parciales). Éste es teóricamente el caso más desfavorable. Pero como en la práctica el transformador saturado todavía suministra una contribución a la intensidad, se obtiene automáticamente una reserva de seguridad.

La figura 2-39 muestra un esquema equivalente de esta simplificación. Se supone que TC1 y TC2 son trans-formadores de intensidad ideales con unas resistencias internas Ri1 y Ri2. Ra son las resistencias de los hilos de las acometidas entre el transformador de intensidad y la resistencia R; intervienen por duplicado (conductor de ida y de vuelta). Ra2 es la resistencia de la acometida más larga.

TC1 transmite la intensidad I1. Se supone que TC2 está saturado, lo cual se indica mediante la línea de cortocircuitos, de trazos. El transformador de medida representa por lo tanto una derivación en paralelo de bajo valor óhmico debido a su saturación.

Otra condición necesaria es que sea R >> (2Ra2 + Ri2).

Figura 2-39 Esquema equivalente simplificado de una disposición para la protección diferencial de alta impedancia

La tensión aplicada en R es entonces

UR = I1 · (2Ra2 + Ri2 )

Igualmente se supone que el valor de respuesta del 7SJ80 debe corresponder a la mitad de la tensión de saturación de los transformadores de medida de intensidad. En el caso límite se tiene por lo tanto:

UR = US / 2

De este modo se obtiene el límite de estabilidad ISL, que es la intensidad de paso hasta la cual el conjunto mantiene su estabilidad:


Para el transformador de medida de 5 A, tal como se ha descrito anteriormente con US = 75 V y Ri = 0,3 Ω

acometida más larga 22 m con una sección de 4 mm2; lo que corresponde a Ra = 0,1 Ω

es decir 15 × intensidad nominal ó 12 kA primarios.

Para el transformador de medida de 1 A, tal como se ha descrito anteriormente con US = 350 V y Ri = 5 Ω


130


acometida más larga 107 m con una sección de 2,5 mm2; lo que corresponde a Ra = 0,75 Ω

es decir 27 × intensidad nominal ó 21,6 kA primarios.

Consideración de la sensibilidad para la protección diferencial de alta impedancia

La tensión que aparece en el conjunto de transformadores de medida de intensidad se conduce al equipo de protección a través de una resistencia en serie R para su evaluación como intensidad de intensidad proporcional. Para el dimensionado de la resistencia se emplearán las siguientes consideraciones:

Tal como ya se ha mencionado, la protección de alta impedancia debe responder aproximadamente a la mitad de la tensión de saturación de los transformadores de medida de intensidad. A partir de ahí se puede calcular la resistencia R.

Dado que el equipo mide la intensidad de intensidad por medio de la resistencia, es preciso conectar en serie la resistencia y la entrada de medición del equipo. Como por otra parte la resistencia debe tener un alto valor óhmico (condición R R >> 2Ra2 + Ri2, tal como ya se ha mencionado anteriormente), se puede despreciar la resistencia propia de la entrada de medición. La resistencia viene entonces dada a partir de la intensidad de respuesta Ian y la mitad de la tensión de saturación:


Para el transformador de medida de intensidad de 5 A, tal como se ha descrito anteriormente

valor de reacción deseado Ireacc. = 0,1 A (corresponde a 16 A primarios)

Para el transformador de medida de intensidad de 1 A, tal como se ha descrito anteriormente

valor de reacción deseado Ireacc. = 0,05 A (corresponde a 40 A primarios)

La potencia necesaria de la resistencia viene dada como potencia de corta duración a partir de la tensión de saturación y del valor de la resistencia:

Puesto que esta potencia solamente aparece de un breve tiempo durante un cortocircuito a tierra, la potencia nominal puede ser inferior en un factor de aprox. 5.

Es preciso tener en cuenta que cuando se elige un valor de respuesta superior Ires, es necesario reducir el valor de la resistencia, con lo cual aumenta notablemente la potencia de pérdidas.

El varistor (véase la figura siguiente) se deberá dimensionar de tal manera que mantenga un alto valor óhmico hasta la tensión de saturación, p. ej.,:

aprox. 100 V en el transformador de medida de 5 A,

aprox. 500 V en el transformador de medida de 1 A.


131


Figura 2-40 Esquema de conexión de la protección diferencial de faltas de tierra según el principio de alta impedancia

Por razones de seguridad, las puntas de tensión máximas que aparezcan no deberían ser superiores a 2 kV, incluso en el caso de la conexión exterior más desfavorable.

Si por razones de potencia es necesario conectar en paralelo varios varistores, se deberán preferir modelos que tengan una curva característica plana con el fin de evitar una carga asimétrica. Por este motivo recomen-damos los siguientes modelos de la firma METROSIL:

600A/S1/S256 (k = 450, β = 0,25)

600A/S1/S1088 (k = 900, β = 0,25)

En el equipo de protección se ajusta el valor de respuesta (en el ejemplo 0,1 A o 0,05 A), bajo la dirección 2706 I>. El nivel I>> no se necesita (dirección 2703 I>> = ∞ ).

La orden de disparo de la protección puede ser retardada bajo la dirección 2707 T I>. Generalmente la temporización se ajusta con 0.

Cuando hay muchos transformadores de intensidad conectados en paralelo, por ejemplo, cuando se emplean como protección de barras colectoras con muchas posiciones, ya no se pueden despreciar las intensidades de magnetización de los transformadores de intensidad conectados en paralelo. En este caso hay que formar la suma de las intensidades de magnetización correspondientes a la mitad de la tensión de saturación (lo que equivale al valor de ajuste). Esto reduce la intensidad que pasa por la resistencia R, y por lo tanto da lugar al correspondiente incremento del valor de respuesta efectivo.

Aplicación como protección de cuba

Condición para la aplicación como protección de cuba es que exista un transformador sensible a la entrada del equipo IEE. Entonces, en el equipo 7SJ80 se ajusta sólo el valor de arranque de la protección de sobreintensidad monofásica para la intensidad de entrada IEE.

La protección de cuba es una función de sobreintensidad sensible, que vigila la intensidad circulante entre la cuba aislada y tierra. Correspondientemente se ajusta su sensibilidad bajo la dirección 2706 I>. El escalón I>> no es necesario (dirección 2703 I>> = ∞).

La instrucción de disparo de la protección se puede temporizar en la dirección 2707 T I>. Este normalmente se pone en 0.


132






2701 S/I t.def.1FAS. DesactivarActivar

Desactivar S/I t. def. monofásico

2703 I>> 1A 0.001 .. 1.600 A; ∞ 0.300 A Intensidad de arranque I>>

5A 0.005 .. 8.000 A; ∞ 1.500 A



5A 0.005 .. 8.000 A; ∞ 0.500 A

2707 T I> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporización T I>


Explicación

5951 >S/I 1fás. blq. AI >Bloquear S/I t.def monofásico5952 >S/I 1fás. I>bl AI >Bloquear S/I t.def monofás. escalón I>5953 >S/I 1fás I>>bl AI >Bloquear S/I t.def monofás. escalón I>>5961 S/I 1fás desc. AS S/I t.def monofásico, desconectado5962 S/I 1fás blq. AS S/I t.def monofásico, bloqueado5963 S/I 1fás activ AS S/I t.def monofásico, activo5966 S/I 1fás I>blq AS S/I t.def monofás. bloqueo escalón I>5967 S/I 1fás I>>blq AS S/I t.def monofás. bloqueo escalón I>>5971 S/I 1fás ARRge AS S/I t.def monofás. Arranque general5972 S/I 1fás DISPge AS S/I t.def monofás. Disparo general5974 S/I 1fás I>Arr AS S/I t.def monofás. Arranque escalón I>5975 S/I 1fs. I>DISP AS S/I t.def monofás. Disparo escalón I>5977 S/I 1fs. I>>Arr AS S/I t.def monofás. Arranque escalón I>>5979 S/I 1fs.I>>DISP AS S/I t.def 1-fás. Disparo escalón I>>5980 S/I 1fs.I: AV S/I t.def 1-fás. Intensidad de arranque


133

Funciones2.6 Protección de tensión

2.6 Protección de tensión

La protección de tensión tiene como objetivo proteger los medios de trabajo eléctricos, tanto contra las disminuciones de tensión como también contra las elevaciones de tensión. Ambos estados de trabajo son indeseables y dan lugar por ejemplo a problemas de estabilidad en caso de disminución de tensión o a problemas de aislamiento en caso de exceso de tensión.

Para este objetivo se disponen de dos escalones respectivamente para la protección de sobretensión y para la protección de subtensión.

Casos de aplicación• Los aumentos de tensión pueden ocurrir, por ejemplo, en líneas de transmisión de gran longitud y con carga

reducida, en redes aisladas debido a fallos en la regulación de tensión de generadores o después de una desconexión de carga (total) de un generador, cuando el generador está separado de la red.

• La protección contra falta de tensión incluye las caídas de tensión en las líneas de transmisión y en las máquinas eléctricas e impide estados de funcionamiento inadmisibles y posible pérdida de estabilidad.

2.6.1 Formación del valor de medida

Conexión/ Valores de medida

Se puede conducir al equipo opcionalmente las tres tensiones fase–tierra UL1-E, UL2-E, UL3-E o dos tensiones fase–fase (UL1-L2, UL2-L3) y la tensión homopolar (tensión a tierra UE) o con conexión monofásica, cualquier tensión fase-tierra o fase-fase. El modo de conexión ha sido ajustado en la configuración en el parámetro 213 CONEX.TT 3fases (ver 2.1.3.2).

La tabla siguiente muestra qué tensiones pueden ser evaluadas por la función. Los ajustes correspondientes se efectúan en los Datos de planta (ver sección 2.1.3.2). Además se indica cómo ajustar la magnitud de umbral. Todas las tensiones son valores de onda fundamental.

Tabla 2-8 Protección de tensión, tensiones opcionales

Función Conexión trifásica (Parámetro 213)

Tensiones opcionales (Parámetro 614 / 615)

Umbral ajustable como

Sobretensión U1E, U2E, U3E ULL (la mayor tensión fase-fase) Tensión fase-fase ULE (la mayor tensión fase-tierra) Tensión fase-tierra U1(Tensión de sistema de secuencia positiva)

Tensión de sistema de secuencia positivacalculada de la tensión fase-tierra o tensión fase-fase / √3

U2 (Tensión del sistema de secuencia negativa)

Tensión del sistema de secuencia negativa

U12, U23, UEU12, U23U12,U23,USYNU12, U23, Ux

ULL (la mayor tensión fase-fase) Tensión fase-fase U1(Tensión de sistema de secuencia positiva)

Tensión de sistema de secuencia positiva

U2 (Tensión del sistema de secuencia negativa)

Tensión del sistema de secuencia negativa

ULE, Usyn ninguna (evaluación directa de la tensión conectada a la entrada de tensión 1)

magnitud de tensión directa


134


Las tensiones de sistema de secuencia positiva y negativa indicadas en la tabla se calculan a partir de las tensiones fase-tierra.

Nota

En la conexión capacitiva de tensión se utilizan las mismas magnitudes que para el modo de conexión U1E, U2E, U3E.

Criterio de intensidad

Dependiendo de la planta, los transformadores de tensión pueden estar instalados a la entrada de alimenta-ción o a la salida de línea. Estas configuraciones diferentes producen distintos comportamientos del dispositivo de protección en caso de una falta. Mientras que después de una orden de disparo y la apertura del interruptor, la tensión por el lado de alimentación se mantiene, la tensión al lado de la salida de línea es desconectada. La desconexión de la tensión, sirve p.ej. para que en la protección de subtensión se mantenga el arranque. Si aquí se requiere una reposición del arranque, entonces se puede utilizar la intensidad como criterio adicional (criterio de intensidad CI). El arranque por subtensión se mantiene solamente si aparte de la condición de sub-tensión se supera al mismo tiempo un valor de intensidad mínimo parametrizable (IP I>). Aquí se determina la mayor de las tres tensiones de fase. Si después de abrirse el interruptor, la intensidad disminuye por debajo de este valor límite mínimo, se produce una reposición de arranque.

Nota

Nota: Si se desactiva el parámetro CRIT.INTENS. bajo la dirección 5120, el equipo reacciona inmediata-mente si falta la tensión de medida y está conectada la protección de subtensión. Entonces se puede conse-guir otra parametrización, aplicando una tensión de medida o bloqueando la protección de tensión. Además existe la posibilidad de colocar una marca para el bloqueo de la protección de tensión a través del panel de maniobra del equipo. De este modo se efectúa la reposición de la excitación y el equipo se puede volver a parametrizar.

2.6.2 Protección de sobretensión

Función

La protección contra sobretensiones está diseñada en dos etapas. En caso de sobretensión grande se desconecta con una demora breve, si las sobretensiones son menores, con una demora más larga. Al rebasar uno de los umbrales ajustables se produce una excitación, y una vez transcurrido un tiempo parametrizable se provoca el disparo. Estos tiempos son independientes de la magnitud de la sobretensión.

Se puede parametrizar para los dos escalones de sobretensión la relación de reposición (= UReposición/UArranque).

Subtensión U1E, U2E, U3E ULL (la menor tensión fase-fase) Tensión fase-fase ULE (la menor tensión fase-tierra) Tensión fase-tierra U1(Tensión de sistema de secuencia positiva)

Tensión de sistema de secuencia positiva· √3

U12, U23, UEU12, U23U12,U23,USYNU12, U23, Ux

ULL (la menor tensión fase-fase) Tensión fase-fase U1(Tensión de sistema de secuencia positiva)

Tensión de sistema de secuencia positiva· √3

ULE, Usyn ninguna (evaluación directa de la tensión conectada a la entrada de tensión 1)

magnitud de tensión directa


135

La siguiente figura muestra el diagrama lógico de la protección de sobretensión.

Figura 2-41 Diagrama lógico de la protección de sobretensión

2.6.3 Protección de subtensión

Función

La protección de subtensión está conceptuada con dos escalones (U< y U<<), de manera que se pueda lograr un escalonamiento de disparo temporal dependiendo del grado de la reducción de tensión. Los límites de los valores de tensión y los tiempos de retardo para cada escalón de reacción pueden ser ajustados individual-mente.

Se puede parametrizar para los dos escalones de subtensión la relación de reposición (= UReposición/UArranque).

Como las demás funciones, la protección de subtensión trabaja en un campo de frecuencia ampliado. De esta manera se asegura que la función de protección continúe siendo efectiva p.ej. en la aplicación como protección del motor, durante el proceso de un paro. Sin embargo, en caso de divergencias mayores de la frecuencia, el valor efectivo de la componente de secuencia positiva de las tensiones puede ser evaluado muy bajo, de manera que el equipo podría efectuar reacciones innecesarias.


136

La figura 2-42 muestra un transcurso típico de perturbación con conexión al lado de alimentación de los transformadores de tensión. Ya que después de la apertura del interruptor de potencia la tensión permanece con su valor total, no es necesario en este caso el criterio de intensidad CI descrito anteriormente: Con una caída de tensión por debajo del umbral de arranque, se produce el disparo después de la temporización T U<. Mientras la tensión permanezca por debajo del umbral de reposición queda bloqueado el reenganche. Después de eliminarse la falta, es decir, cuando la tensión es mayor que el umbral de reposición, se produce la reposición de arranque y se autoriza nuevamente un cierre.

Figura 2-42 Transcurso típico de un caso de falta estando los transformadores de medida de tensión conectados por el lado de la alimentación (sin criterio de intensidad)

La figura 2-43 muestra el transcurso de una falta en una conexión con transformadores de tensión al lado de la salida de línea. Ya que en este caso la tensión desaparece después de la apertura del interruptor de poten-cia, es decir, se mantiene debajo del umbral de arranque, se utiliza el criterio de intensidad para lograr la reposición de arranque después de la apertura del interruptor de potencia (IP I>).

Con una caída de tensión por debajo del umbral de arranque, se produce el disparo después de la temporiza-ción T U<. Con la apertura del interruptor, la tensión se reduce a cero y el arranque se mantiene por falta de la tensión. La intensidad también se reduce a cero, de tal manera que al disminuir por debajo del umbral de autorización (IP I>) se cancela el criterio de intensidad. Mediante la vinculación lógica AND de los criterios de tensión y de intensidad se produce una reposición de los arranques de protección, de manera que después de transcurrir el tiempo mínimo de orden, se autoriza nuevamente un cierre.


137


Figura 2-43 Variación típica de un caso de falta estando los transformadores de medida de tensión conectados por el lado de salida (con criterio de intensidad)

En el cierre del interruptor de potencia se retrasa brevemente el criterio de intensidad. Si durante este tiempo (aprox. 60 ms) desaparece el criterio de tensión, no se produce un arranque de la protección. De este modo se logra que un cierre, en un caso libre de faltas, no se inicie ningún evento de perturbación. Por otro lado, esto significa que en un cierre por subtensión (diferente a la figura 2-43) el arranque deseado en este caso, sea efectuado a lo mucho después de transcurrir la temporización del criterio de intensidad (60 ms).

La figura siguiente muestra el diagrama lógico de la protección de subtensión.


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Figura 2-44 Diagrama lógico de la protección de subtensión


139



Generalidades

La protección de tensión sólo puede ser efectiva y accesible, si ha sido parametrizada en la configuración bajo la dirección 150 PROT. TENSIÓN = disponible. Si no se necesita esta función, se ajusta no disponible.

La selección de las tensiones a evaluar se efectúa en los Datos de la planta (ver capítulo 2.6, tabla 2-8).

Bajo la dirección 5001 SOBRETENSIÓN la protección de sobretensión puede ser activada (Activar) o desactivada (Desactivar) o ser parametrizada para producir Sólo aviso.

Bajo la dirección 5101 SUBTENSION la protección de subtensión puede ser activada (Activar) o desactiva-da (Desactivar) o ser parametrizada para producir Sólo aviso.

Si la función de protección está activada (Activar) se efectúa, en caso de una superación del valor límite y después de transcurrir una temporización, un disparo y también se inician el registro del evento de falta y la perturbografía.

El ajuste Sólo aviso hace que no se efectúe ninguna orden de disparo, ninguna apertura del evento de falta y ningún aviso espontáneo de perturbación en el display del equipo.

Protección de sobretensión con tensiones fase-fase y fase-tierra

Para la protección de sobretensión con tensiones fase-fase o con tensiones fase-tierra se evalúa la mayor de las tensiones medidas.

Los valores umbrales se ajustan en la magnitud que debe ser evaluada (ver capítulo 2.6, tabla 2-8).

La protección de sobretensión está conceptuada con dos escalones. De esta manera, se puede asignar al valor umbral inferior (dirección 5002 o 5003, U>, según la conexión de tensión fase–tierra o fase–fase) una temporización más larga (dirección 5004, T U>) y al valor umbral superior Escalón (dirección 5005 o 5006, U>>) una temporización más corta (dirección 5007, T U>>). Para los valores de reacción no se pueden dar recomendaciones generales. En primer lugar, la función debe evitar un desgaste muy elevado del aislamiento en los componentes de la instalación y de los consumidores, por esta razón el valor de ajuste 5002, 5003 U> generalmente se encuentra entre 110 % y 115 % de la tensión nominal y el valor de ajuste 5005, 5006 U>> aprox. en 130 %.

Las temporizaciones 5004 T U> y 5007 T U>> deben ser ajustadas de tal manera que las puntas de tensión admisibles producidas por las operaciones de conmutación no produzcan ninguna desconexión y por otro lado, que los estados estacionarios de sobretensión sean desconectados con el tiempo debido.

La selección entre la opción tensión fase-tierra y fase-fase da la posibilidad de incluir (fase-tierra) o excluir (fase-fase) la evaluación de las asimetrías de tensión (p.ej. producidas por faltas a tierra).

Protección de sobretensión Sistema de secuencia de fases positiva U1

Para una conexión trifásica de un transformador de tensión se puede evaluar en la protección de sobretensión el sistema de secuencia de fases positiva mediante el parámetro 614 ENTR.MED. U>(>) configurando U1. En este caso se ajustan los valores umbrales de la protección de sobretensión para ambos escalones con los parámetros 5019 U1> o 5020 U1>>.


140

Protección de sobretensión, sistema de secuencia de fases negativa U2

Para una conexión trifásica de un transformador de tensión también se puede evaluar en la protección de so-bretensión configurando el parámetro 614 ENTR.MED. U>(>) con la tensión de secuencia negativa U2 como magnitud de medida. El sistema de secuencia negativa detecta las asimetrías de tensión y puede ser aplicado para la estabilización de la protección de sobreintensidad (S/I t.def.). En la protección de reserva para trans-formadores y generadores, parcialmente las intensidades de falta sobrepasan de forma mínima el valor de las intensidades de carga. Para realizar un umbral de arranque lo más sensible posible en la protección S/I t.def. se necesita para esta función una estabilización mediante la protección de tensión para evitar reacciones de disparo erróneas.

La protección de sobretensión está conceptuada con dos escalones. De esta manera, se puede asignar en una configuración con el sistema de secuencia negativa al Escalón inferior (dirección5015, U2>) una tempo-rización más larga (dirección 5004, T U>) y al Escalón superior (dirección5016, U2>>) una temporización corta (dirección 5007, T U>>). Para los valores de reacción U2> o U2>> no se puede dar ninguna recomen-dación general, porque estos dependen de la configuración concreta de la instalación correspondiente.

Las temporizaciones 5004 T U> y 5007 T U>> deben ser ajustadas de tal manera que las puntas de tensión admisibles producidas por las operaciones de conmutación no produzcan ninguna desconexión, por otro lado los estados estacionarios de sobretensión sean desconectados con el tiempo debido.

Umbral de reposición de la protección de sobretensión

Los valores umbrales de reposición para el EscalónU> y para el Escalón U>> pueden ser parametrizados mediante la relación de reposición r = UReposición/UArranque (5017 RR U> o 5018 RR U>>). Aquí es válido para r la siguiente condición:

r · (umbral de arranque parametrizado) ≤ 150 V con evaluación de tensiones medidas directamente (tensiones fase–fase o tensiones fase–tierra) o

r· (umbral de arranque parametrizado) ≤ 260 V con magnitudes calculadas a base de tensiones medidas (p.ej. tensiones fase–fase calculadas a base de las tensiones fase–tierra conectadas).

La histéresis mínima es de 0,6 V

Protección de subtensión con sistema de secuencia positiva U1

Para la protección de subtensión se puede evaluar el sistema de secuencia positiva (U1). Especialmente cuando se trata de problemas de estabilización, es ventajosa su evaluación ya que el sistema de secuencia positiva es determinante para los límites de la transferencia estable de energía. Respecto a los valores de reacción no se pueden dar recomendaciones generales. En primer lugar la función debe proteger a los con-sumidores (máquinas de inducción) contra las consecuencias de las caídas de tensión y evitar los problemas de estabilidad, por esta razón se establecen los valores de ajuste generalmente entre 60% y 85% de la tensión nominal. Aquí se debe considerar que con divergencias de frecuencia > 5 Hz, el valor efectivo de la tensión se calcula con un valor muy reducido y por lo tanto el equipo efectuaría reacciones innecesarias.

El valor umbral se ajusta como tensión de secuencia positiva multiplicada por √3 con lo cual se establece una relación a la tensión nominal.

La protección de subtensión está estructurada con dos escalones. De esta manera, se puede asignar al valor umbral inferior (dirección 5110 ó 5111, U<<, según la conexión de tensión fase–tierra– o fase–fase) una temporización más corta (dirección 5112, TU<<) y al umbral superior Escalón (dirección 5102 ó 5103, U<) una más larga (dirección 5106, T U<) y de esta manera lograr una adaptación aproximada al comportamiento de estabilidad del consumidor.

Los ajustes de tiempo deben ser parametrizados de tal manera que las caídas de tensión que producirían un funcionamiento inestable, sean desconectadas. Sin embargo, las temporizaciones deben ser lo suficiente-mente grandes para evitar desconexiones con caídas de tensión breves admisibles.


141

Protección de subtensión con tensiones fase-fase o fase-tierra

Para la protección de subtensión con conexión trifásica se puede configurar mediante el parámetro 615 ENTR.MED. U<(<) en lugar del sistema se secuencia positiva U1 también la menor de las tensiones fase-fase ULL o la menor tensión fase-tierra ULE como valor de medida. Los valores umbrales se ajustan en la mag-nitud que debe ser evaluada (ver capítulo 2.6, tabla 2-8).

La protección de subtensión está estructurada con dos escalones. De esta manera, se puede asignar al valor umbral inferior (dirección 5110 ó 5111, U<<, según la conexión de tensión fase–tierra– o fase–fase) una tem-porización más corta (dirección 5112, TU<<) y al umbral superior Escalón (dirección 5102 ó 5103, U<) una más larga (dirección 5106, T U<) y de esta manera lograr una adaptación aproximada al comportamiento de estabilidad del consumidor.

Los ajustes de tiempo deben ser parametrizados de tal manera que las caídas de tensión que producirían un funcionamiento inestable, sean desconectadas. Las temporizaciones sin embargo deben ser lo suficientemen-te grandes para evitar desconexiones con caídas de tensión breves admisibles.

Umbral de reposición de la protección de subtensión

Los valores umbrales de reposición para el Escalón U< y para el Escalón U<< pueden ser parametrizados mediante la relación de reposición r = Ureposición/Uarranque (5113 RR U< ó 5114 RR U<<). Aquí es válido para r la siguiente condición:

r · (umbral de arranque parametrizado) ≤ 130 V con evaluación de tensiones medidas directamente (tensiones fase–fase o tensiones fase–tierra) o

r· (umbral de arranque parametrizado) ≤ 225 V con evaluación de magnitudes calculadas a base de tensiones medidas (p.ej. tensiones fase–fase calculadas a base de las tensiones fase–tierra conectadas).

La histéresis mínima es de 0,6 V.

Nota

Si se selecciona involuntariamente un ajuste de manera, que para el umbral de reposición (= Umbral de reacción · Relación de reposición) resulte un valor mayor que 130 V/225 V, entonces se realizará automátic-amente una reducción a este valor. No se hace ningún aviso de error.

Criterio de intensidad para la protección de subtensión

El Escalón U<< y el Escalón U< pueden ser parametrizados dependientes del mismo criterio de intensidad. Si el parámetro CRIT.INTENS. bajo la dirección 5120 está activado (por entrega de fábrica), entonces se deberá cumplir, adicionalmente a las condiciones de subtensión correspondientes, con la condición de autori-zación del criterio de intensidad, es decir, deberá circular una intensidad mínima parametrizable (IP I>, di-rección 212) para obtener un arranque de protección. Con esto se logra una reposición de arranque en la pro-tección de subtensión con la tensión desconectada. Además se evita de esta manera que el equipo reaccione con un arranque después de haber sido conectada la tensión de alimentación sin tener una tensión de medida.

Nota

Si se desactiva el parámetro CRIT.INTENS. bajo la dirección 5120, entonces el equipo reaccionará inmedia-tamente en caso que la tensión de medida esté ausente y la protección de subtensión esté conectada. Por lo tanto, una parametrización sucesiva sólo podrá ser efectuada conectando un tensión de medida o bloqueando la protección de subtensión. Este bloqueo puede ser activado por servicio directo del equipo, por DIGSI o por comunicación desde el sistema de control mediante una orden con marca de bloqueo para la protección de tensión. Con esto se produce una reposición del arranque y el equipo podrá ser parametrizado nuevamente.


142

Se debe tener en cuenta, que el umbral de reposición IP I> (dirección 212) también influye a la protección de sobrecarga, al cambio dinámico de parámetros y a la función de mantenimiento del interruptor.




5001 SOBRETENSIÓN DesactivarActivarSólo aviso

Desactivar Sobretensión

5002 U> 20 .. 260 V 110 V Tensión de arranque U>

5003 U> 20 .. 150 V 110 V Tensión de arranque U>

5004 T U> 0.00 .. 100.00 s; ∞ 0.50 s TemporizaciónT U>

5005 U>> 20 .. 260 V 120 V Tensión de arranque U>>

5006 U>> 20 .. 150 V 120 V Tensión de arranque U>>

5007 T U>> 0.00 .. 100.00 s; ∞ 0.50 s TemporizaciónT U>>

5015 U2> 2 .. 150 V 30 V Tensión de arranque U2>

5016 U2>> 2 .. 150 V 50 V Tensión de arranque U2>>

5017A RR U> 0.90 .. 0.99 0.95 Relación de reposición U<

5018A RR U>> 0.90 .. 0.99 0.95 Relación de reposición U<<

5019 U1> 20 .. 150 V 110 V Tensión de arranque U1>

5020 U1>> 20 .. 150 V 120 V Tensión de arranque U1>>

5101 SUBTENSION DesactivarActivarSólo aviso

Desactivar Subtensión

5102 U< 10 .. 210 V 75 V Tensión de arranque U<

5103 U< 10 .. 120 V 75 V Tensión de arranque U<

5106 T U< 0.00 .. 100.00 s; ∞ 1.50 s Temporización T U<

5110 U<< 10 .. 210 V 70 V Tensión de arranque U<<

5111 U<< 10 .. 120 V 70 V Tensión de arranque U<<

5112 TU<< 0.00 .. 100.00 s; ∞ 0.50 s Temporización T U<<

5113A RR U< 1.01 .. 3.00 1.20 Relación de reposición U<

5114A RR U<< 1.01 .. 3.00 1.20 Relación de reposición U<>

5120A CRIT.INTENS. DesactivarActivar

Activar Criterio de intensidad


143

Explicación

234.2100 BLQ. U IntI Bloqueo U por operación de servicio6503 >U<(<) bloqu. AI >bloquear protección subtensión6505 >U<(<) CI AI >Prot.subtension: con criterio de inten.6506 >U< bloq. AI >Bloquear protección de tension escal.U<6508 >U<< bloq. AI >Bloquear prot. de tensión escalón U<<6513 >U>(>) bloquear AI >Bloquear prot.sobretensión U>(>)6530 U< desactivada AS Prot.subtensión desactivada6531 U< bloqueada AS Prot.subtensión bloqueada6532 U< activada AS Prot.subtensión activada6533 U< ARR AS Arranque prot. de tensión, escalón U<6534 U< ARR CI AS Arranque prot.tens.criterio int., U<6537 U<< ARR AS Arranque prot.de tension, escalón U<<6538 U<< ARR CI AS Arranque prot.tens.criterio int. U<<6539 U< DISP AS Disparo prot.tensión, escalón U<6540 U<< DISP AS Disparo prot.tensión, escalón U<<6565 U> desactivada AS Prot.sobretensión desactivada U>6566 U> bloqueada AS Prot.sobretensión bloqueada6567 U> activada AS Prot.sobretensión activada6568 U> ARR AS Arranque prot.de tensión, Esc U>6570 U> DISP AS Disparo prot. de tensión, escalón U>6571 U>> ARR AS Arranque prot. de tensión, escalón U>>6573 U>> DISP AS Disparo prot. de tensión, escalón U>>


144

Funciones2.7 Protección de carga desequilibrada

2.7 Protección de carga desequilibrada

La protección contra carga desequilibrada sirve para detectar cargas asimétricas de los medios de trabajo eléctricos.

Casos de aplicación• Con esta función de protección se pueden detectar interrupciones, cortocircuitos o conexiones de fases

intercambiadas en los circuitos del transformador.

• También, se pueden detectar cortocircuitos monopolares y bipolares en los cuales las intensidades de falta son menores que las intensidades de carga máximas.

Condiciones

La protección de carga desequilibrada está activa, si:

por lo menos una intensidad de fase es mayor que 0,1 x IN y

todas las intensidades de fase son menores que 10 x IN.

2.7.1 Característica Independiente Característica

La característica independiente está compuesta por dos escalones. Después de alcanzar un primer umbral ajustable I2> se genera un aviso de arranque y se inicia una temporización T I2>, después de alcanzar un segundo Escalón I2>> se genera otro aviso y se inicia la temporización T I2>>. Una vez que concluya una de las temporizaciones, se genera una orden de disparo.

Figura 2-45 Característica de disparo independiente de la protección contra carga desequilibrada

Tiempos de recaída parametrizables

Para la característica dependiente de disparo se puede realizar una estabilización de arranque mediante los tiempos de reposición parametrizables. Esta protección se aplica en redes con posibles faltas intermitentes.


145


Para las aplicaciones donde se utilizan relés electromecánicos se pueden adaptar los diferentes comporta-mientos de reposición y realizar escalonamientos temporales de equipos digitales y electromecánicos.

2.7.2 Característica Dependiente Característica

El Escalón S/I t.inv. depende de la variante de pedido. Trabaja siempre con una característica de disparo dependiente, concretamente según las normas IEC o según las normas ANSI. Las curvas características y sus fórmulas correspondientes están representadas en los datos técnicos. Al configurar las Característica dependientes, están activos además los niveles independientes I2>> y I2> (véase el capítulo anterior).

Excitación, disparo

La intensidad de secuencia negativa I2 se compara con el valor ajustado I2p. Si la intensidad de secuencia negativa es superior a 1,1 veces el valor ajustado, se produce un aviso de arranque y se calcula según la in-tensidad de secuencia negativa el tiempo de disparo dependiendo de la Característica seleccionada y después de transcurrir este tiempo, se genera una orden de disparo. El transcurso básico de esta característica se indica en la figura siguiente.

Figura 2-46 Característica de disparo dependiente de la protección de carga desequilibrada

Reposición en el caso de curvas características IEC

La reposición del Escalón excitado se produce con una disminución por debajo de aprox. 95% del valor de arranque. En caso de un nuevo arranque, se empieza nuevamente con la temporización.


146


Reposición en el caso de curvas características ANSI

En las curvas características ANSI se puede elegir si la reposición deberá tener lugar inmediatamente después de la excitación o mediante una emulación de disco. Inmediato quiere decir que la excitación recae al descen-der por debajo de aproximadamente el 95% del valor de respuesta, comenzando de nuevo el tiempo al produ-cirse una nueva excitación.

En la emulación disco se efectúa, después de desconectar la intensidad, un proceso de reposición (retroceso del contador de tiempo) que corresponde a la regresión del disco Ferraris (por eso el nombre ”emulación-disco“). Con esto se considera, en caso de varias faltas sucesivas, los “antecedentes” representados por la inercia del disco Ferraris y se adapta la manera del transcurso de tiempo. Con esto se garantiza también con valores de carga desequilibrada fluctuantes una representación correcta del calentamiento del objeto a prote-ger. La cuenta atrás empieza con un valor menor que 90% del valor de ajuste de acuerdo a la característica de reposición de la curva elegida. En el campo entre el valor de reposición (95% del valor de reacción) y 90% del valor de ajuste los contadores, tanto hacia atrás como adelante, se encuentran en estado de reposo.

La emulación de disco ofrece ventajas cuando sea necesario coordinar el comportamiento de la protección contra carga desequilibrada con otros equipos situados en la red aplicando como referencia una base electro-magnética.

Lógica

La figura siguiente muestra el diagrama lógico de la protección contra carga desequilibrada. La protección se puede bloquear mediante entrada binaria. Entonces se reinician las excitaciones y los niveles de tiempo y se borran los valores medidos.

Cuando se abandona el campo de trabajo de la protección de carga desequilibrada (todas las intensidades de fase debajo de 0,1 x IN o, por lo menos, una intensidad de fase es mayor que 10 x IN) se retira inmediatamente el criterio de disparo.


147


Figura 2-47 Diagrama lógico de la protección de carga desequilibrada

El arranque de un escalón de tiempo definido puede ser estabilizado mediante un tiempo de reposición para-metrizable 4012 T RR I2>(>). Si se detecta una disminución de valor debajo del umbral de reacción, se inicia una temporización y se mantiene el arranque. Por lo tanto la función no se cancela en tiempo inmediato. Mientras tanto las temporizaciones de disparo continúan transcurriendo. Después de haber finalizado la temporización de la reposición, se señaliza el arranque como aviso saliente y se reinicia la temporización de disparo, si es que no ha ocurrido nuevamente una superación de valor del umbral. Si se produce de nuevo otro sobrepaso del valor umbral, durante el transcurso de la temporización de reposición, se interrumpe esta temporización. Aquí, la temporización de disparo continúa transcurriendo. Después de finalizarse esta tempo-rización se efectúa inmediatamente un disparo, si el valor umbral es superado. Si en ese momento el valor umbral ya no está sobrepasado, no se produce ninguna reacción. Si después de haber finalizado la tempori-zación de disparo, ocurre nuevamente una superación del valor umbral mientras la temporización de reposición todavía transcurre, se produce inmediatamente un disparo.

Los tiempos de reposición parametrizables no tienen influencia en los tiempos de disparo de los escalones de tiempo inverso, ya que éstos dependen dinámicamente del valor de intensidad medida. Aquí se aplica la emulación de disco para coordinar la reposición con relés electromecánicos.


148



Generalidades

El modo de función ya se ha determinado en la configuración de las funciones de protección (sección 2.1.1.2, dirección 140, P.CARGAS DESEQU. En la selección de la opción P.CARGAS DESEQU = independiente sólo son accesibles los parámetros de las curvas características independientes. Con la opción P.CARGAS DESEQU = Carac.disp.IEC o = Carac.disp ANSI en la dirección 140 se pueden ajustar además los parámetros de las características dependientes. Si no se necesita esta función, se ajusta no disponible.

Bajo la dirección 4001 PROT.CARG.DESEQ la función puede ser activada (Activar) o desactivada (Desactivar).

Los valores preajustados para arranque y temporización son por lo general adecuados.

Característica de disparo de tiempo definido (S/I t.def.)

Aplicando los dos escalones de la protección de carga desequilibrada se puede ajustar el Escalón superior (parámetro 4004 I2>>) con una temporización breve (parámetro 4005 T I2>>) y el Escalón inferior (parám-etro 4002 I2>) con una temporización algo más larga (parámetro 4003 T I2>). De esta manera el escalón inferior Escalón puede ser utilizado, p. ej. como umbral de alarma y el Escalón superior puede limitar la Característica dependiente para las intensidades inversas muy altas. Un ajuste de I2>> con aprox. 60% garantiza, que con un fallo en una fase, siempre se genera un disparo de acuerdo a la Característica térmica. De otra manera se puede suponer que a partir del 60% de carga desequilibrada ya existe un cortocircuito bipolar. La temporización T I2>> se coordina, por lo tanto, con el escalonamiento de la red para los cortocir-cuitos de fases. Alimentando sólo por dos fases con la intensidad I es válido para la intensidad inversa:

Ejemplos:

En redes de líneas o cables la protección de carga desequilibrada puede ser útil para reconocer faltas de baja intensidad asimétricas las cuales no alcanzan los valores de arranque de la protección de sobreintensidad.

Aquí se debe observar lo siguiente:

Una falta monopolar con la intensidad I produce una intensidad inversa (de secuencia negativa):

Por otro lado, se supone que con más del 60% de carga desequilibrada, existe un cortocircuito bipolar. La tem-porización T I2>> se coordina, por lo tanto, con el escalonamiento de la red para los cortocircuitos de fases.


149


Para transformadores, la protección de carga desequilibrada puede ser utilizada como protección sensitiva para faltas de baja intensidad mono- o bipolares. Aquí especialmente para transformadores, se pueden detec-tar al lado de baja tensión faltas monopolares, que al lado de alta tensión no producen ninguna componente simétrica en el sistema homopolar de intensidades, p.ej. el grupo vectorial Dy).

Ya que un transformador transfiere las intensidades simétricas de acuerdo a su relación de transformación RT, esta definición para líneas es también válida para faltas mono- y bipolares considerando RT:

Para un transformador con los datos:

se pueden detectar al lado de baja tensión las siguientes intensidades de falta:

Si se ajusta I2> = 0,1 A, se puede detectar con esto una intensidad de falta al lado de baja tensión de I = 3 · RTU · RTI · I2> = 3 · 110/20 · 100 · 0,1 A = 165 A con falta monopolar y √3 · RTU · RTI ·I2> = 95 A con falta bipolar. Esto corresponde al 36% ó al 20% de la intensidad del transformador La intensidad de carga no está incluida en este calculo simplificado.

Ya que no se puede reconocer con seguridad a que lado se encuentra la falta detectada de esta manera, se debe coordinar la temporización T I2> con los tiempos de los equipos de protección subalternos

Estabilización de arranque (S/I t.def.)

El arranque de un escalón de tiempo definido puede ser estabilizado mediante un tiempo de reposición parametrizable. El tiempo de reposición se ajusta en la dirección 4012 T RR I2>(>).

Característica de disparo de tiempo inverso

Si para su componente de planta es necesario utilizar una característica de disparo de tiempo inverso, se disponen de diferentes características IEC y ANSI. La selección se efectúa bajo la dirección 4006 CARACTER. IEC o alternativamente bajo la dirección 4007 CARACTER. ANSI.

Se debe considerar que en una Característica inversa a elegir ya existe entre el valor de arranque y el de ajuste un factor de seguridad de aprox. 1,1. Es decir, el arranque ocurre cuando la carga desequilibrada ha llegado al valor de 1,1 del valor de ajuste I2p (dirección 4008). La reposición se produce con una disminución por debajo del 95 % del valor de arranque. Si se selecciona para las características ANSI bajo la dirección 4011REPOSICIÓN la opción Emulación disco, entonces la reposición resulta de acuerdo a la característica de reposición indicada en la descripción funcional.

El factor de tiempo correspondiente es accesible bajo la dirección 4010, TI2p o bajo la dirección 4009TIME DIAL: D.

Este factor de tiempo también puede ser ajustado con ∞. En este caso el Escalón no efectúa ningún disparo después de un arranque pero sí un aviso. Si el Escalón inverso no es requerido, se selecciona en la configuración de las funciones de protección (sección 2.1.1.2) bajo la dirección 140 P.CARGAS DESEQU = independiente.

Potencia nominal aparente SNA = 16 MVATensión nominal primaria UN = 110 kV

(RTU = 110/20)Tensión nominal secundaria UN = 20 kVGrupos vectoriales Dy5Transformador de intensidad lado de alta tensión

100 A / 1 A (RTI = 100)


150







4001 PROT.CARG.DESEQ DesactivarActivar

Desactivar Prot. de cargas desequilibradas

4002 I2> 1A 0.10 .. 3.00 A 0.10 A Intensidad de arranque I2>

5A 0.50 .. 15.00 A 0.50 A

4003 T I2> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 1.50 s Temporización T I2>

4004 I2>> 1A 0.10 .. 3.00 A 0.50 A Intensidad de arranque I2>>

5A 0.50 .. 15.00 A 2.50 A

4005 T I2>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 1.50 s Temporización T I2>

4006 CARACTER. IEC InversaInversa altaExtrem. inversa

Extrem. inversa Característica disparo S/I t. inv (IEC)

4007 CARACTER. ANSI Extremada.invInversaModerad.inversaMuy inversa

Extremada.inv Característica disparo S/I t. inv (ANSI)

4008 I2p 1A 0.10 .. 2.00 A 0.90 A Intensidad de arranque I2p

5A 0.50 .. 10.00 A 4.50 A


4010 TI2p 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Factor de tiempo T I2p


instantanéo Relación de reposición

4012A T RR I2>(>) 0.00 .. 60.00 s 0.00 s Tiemp. retardo de reposición T RR I2>(>)


Explicación

5143 >Des.carg bloq. AI >Prot. carga deseq. bloquear5151 Des.carga desa. AS Prot. carga deseq. desactivada5152 Des.carga bloq. AS Prot. carga deseq. bloqueada5153 Des.carga acti. AS Prot. carga deseq. activada5159 Arranque I2>> AS Prot. carga deseq. arranque I2>>5165 Arranque I2> AS Prot. carga deseq. arranque I2>5166 Arranque I2p AS Prot. carga deseq. arranque I2p5170 Des.car DISPARO AS Prot. carga deseq. disparo5171 Des.carg.DISCO AS Prot. carga deseq. emulación disco


151

Funciones2.8 Protección de frecuencia

2.8 Protección de frecuencia

La protección de frecuencia tiene como objetivo detectar sobrefrecuencias o subfrecuencias en la red o en máquinas eléctricas. Si la frecuencia se encuentra fuera del rango permitido, se efectúan las operaciones de desconexión correspondientes, como p.ej. reducción de carga o separación del generador de la red.

Casos de aplicación• La subfrecuencia ocurre por causa de un elevado consumo de potencia activa en la red o por deficiencias

en la regulación de frecuencia o número de revoluciones. La protección de subfrecuencia también tiene aplicación en los generadores que trabajan (temporalmente) en redes aisladas ya que aquí, la protección contra inversión de potencia deja de trabajar debido a la pérdida de la potencia de accionamiento. El gene-rador puede ser desconectado de la red por medio de la protección de subfrecuencia.

• La sobrefrecuencia se origina por ejemplo por desconexión de cargas (en redes aisladas) o por fallos en la regulación de frecuencia. Aquí existe el riesgo de una autoexcitación de las máquinas que trabajan en líneas de gran longitud en vacío.

2.8.1 Descripción

Detección de frecuencia

La detección de frecuencia se realiza preferentemente utilizando la tensión de secuencia positiva. Si este valor es muy pequeño, se utiliza la tensión fase-fase UL1-L2 existente en el equipo. Si esta función no dispone de suficiente amplitud, se utiliza en su reemplazo otra tensión fase-fase.

Mediante la aplicación de funciones de filtro y de repeticiones de medida, las mediciones son prácticamente independientes de las influencias por parte de armónicos y alcanzan una gran exactitud.

Sobrefrecuencia/subfrecuencia

La protección de frecuencia dispone de cuatro escalones de arranque. Para que la protección se adapte de forma variable a todas las circunstancias de la instalación se ha previsto una aplicación de estos escalones opcionalmente para la protección de sobrefrecuencia o de subfrecuencia. Estos escalones son ajustables por separado e independientemente de manera que es posible activar diferentes funciones de control.

Campo de trabajo

La frecuencia puede ser determinada mientras exista en una conexión con un transformador de tensión trifásico un valor suficiente del sistema de secuencia positiva de las tensiones o respectivamente para una conexión con un transformador monofásico una tensión correspondiente. Si la tensión de medida se reduce por debajo de un valor ajustable U mín entonces se bloquea la protección de frecuencia, ya que aquí ya no se pueden calcular valores de frecuencia exactos con la señal actual.

Tiempos/Lógica

Con la etapa de tiempo conectada a continuación se pueden retrasar los disparos. Una vez transcurrido este tiempo se genera una orden de disparo. Una vez que se haya producido la recaída del elemento excitador se anula también inmediatamente la orden de disparo, pero se mantiene la orden de disparo por lo menos durante la duración mínima de la orden.

Cada uno de los cuatro niveles de frecuencia se puede bloquear individualmente mediante entradas binarias.

La figura siguiente muestra el diagrama lógico de la protección de frecuencia.


152


Figura 2-48 Diagrama lógico de la protección de frecuencia


Generalidades

La protección de frecuencia sólo puede ser efectiva y accesible, si ha sido parametrizada en la configuración bajo la dirección 154 PROT. FRECUENC. = disponible. Si no se necesita esta función, se ajusta no disponible. Bajo la dirección 5401 PROT.FRECUENCIA la función puede ser activada (Activar) o desactivada (Desactivar).

Con el ajuste de los parámetros 5421 hasta 5424 se determina para cada uno de los escalones Escalón f1 hasta Escalón f4 su función individual como protección de sobrefrecuencia o de subfrecuencia o se ajusta la opción Desactivar, si no se necesita este escalón.


153


Tensión mínima

Bajo la dirección 5402 U mín se ajusta la tensión mínima, bajo la cual se bloquea la protección de frecuencia.

Para una conexión trifásica el valor umbral debe ser ajustado como magnitud fase-fase. Para la conexión monofásica fase-tierra se debe ajustar el valor umbral como tensión de fase.

Valores de arranque

El ajuste como escalón de sobrefrecuencia o subfrecuencia depende de la parametrización de los valores umbrales en el escalón correspondiente. Es decir, un escalón trabaja p.ej. también como escalón de sobrefrecuencia si su valor de umbral es parametrizado menor que la frecuencia nominal y viceversa.

Si la protección de frecuencia se utiliza para desacoplamiento de redes y reducción de cargas los valores de ajuste dependen de las condiciones concretas de la red. Generalmente se procura para la reducción de cargas un escalonamiento según la importancia de los consumidores o grupos de consumidores.

Existen más casos de aplicación para las centrales eléctricas. Los valores de frecuencia que deben ser ajustados, se orientan en primer lugar a los requerimientos del usuario de las plantas y redes eléctricas. La protección de subfrecuencia tiene la función de asegurar la red de utilidad propia de la planta mediante una desconexión de la red principal. El turbo-regulador normaliza el número de revoluciones del generador al valor nominal de tal forma que la red de utilidad propia se mantenga suministrada con la frecuencia nominal.

Los turbo-generadores pueden funcionar permanentemente por lo general hasta con el 95% de la frecuencia nominal con la condición de que la potencia aparente sea reducida al mismo valor porcentual. Sin embargo, para los consumidores inductivos significa una disminución de la frecuencia no solamente un elevado consumo de intensidad sino también un riesgo para la estabilidad del funcionamiento. Por este motivo, generalmente, sólo se permite una breve disminución de frecuencia hasta 48 Hz (con fN = 50 Hz) así como 58 Hz (con fN = 60 Hz).

La elevación de frecuencia puede ocurrir por ejemplo por desconexión de carga o por fallos de regulación del número de revoluciones (por ejemplo en redes aisladas). Es decir, la protección de sobrefrecuencia sirve también, por ejemplo, como protección contra la elevación del número de revoluciones.

Umbrales de reposición

El umbral de reposición se define mediante la diferencia de reposición ajustable bajo la dirección 5415 Dif. Repos.. De esta manera se adapta el umbral a las condiciones de la red. La diferencia de reposición corresponde a la diferencia de los valores absolutos entre el umbral de arranque y el de reposición. El valor preajustado de 0,02 Hz generalmente no es modificado. Si, por el contrario, se deben considerar fluctuaciones mínimas de frecuencia, entonces este valor debe ser elevado.

Temporizaciones

Con las temporizaciones T f1 hasta T f4 (direcciones 5405, 5408, 5411 y 5414) se puede realizar un es-calonamiento de los umbrales de frecuencia, p.ej. para los dispositivos de reducción de cargas. Los tiempos ajustados son temporizaciones adicionales que no incluyen los tiempos regulares propios de la protección (tiempo de medida, tiempo de reposición).


154

5401 PROT.FRECUENCIA DesactivarActivar

Desactivar Protección de frecuencia

5402 U mín 10 .. 150 V 65 V Mínima Tensión

5402 U mín 20 .. 150 V 35 V Mínima Tensión

5403 Escalón f1 40.00 .. 60.00 Hz 49.50 Hz Valor de ajuste escalón f1


5405 T f1 0.00 .. 100.00 s; ∞ 60.00 s Temporización del escalón T f1










5415A Dif. Repos. 0.02 .. 1.00 Hz 0.02 Hz Diferencia de reposición

5421 FREC. F1 DesactivarON f>ON f<

Desactivar Escalón de frecuencia F1








155

Explicación

5203 >BLOQ. FRC AI >Bloqueo protección de frecuencia (FRC)5206 >Bloq. f1 AI >Prot frecuencia bloquear escalón f15207 >Bloq. f2 AI >Prot frecuencia bloquear escalón f25208 >Bloq. f3 AI >Prot frecuencia bloquear escalón f35209 >Bloq. f4 AI >Prot frecuencia bloquear escalón f45211 FRC desactivada AS Protección de frecuencia desactivada5212 FRC bloqu. AS Protección de frecuencia bloqueada5213 FRC activ. AS Protección de frecuencia activada5214 FRC bloq. U1< AS Prot.frecuencia bloqueo por subtensión5232 Arranque f1 AS Prot.de frecuencia arranque escalón f15233 Arranque f2 AS Prot.de frecuencia arranque escalón f25234 Arranque f3 AS Prot.de frecuencia arranque escalón f35235 Arranque f4 AS Prot.de frecuencia arranque escalón f45236 DISP f1 AS Protecc.de frecuencia disparo escalón f15237 DISP f2 AS Protecc.de frecuencia disparo escalón f25238 DISP f3 AS Protecc.de frecuencia disparo escalón f35239 DISP f4 AS Protecc.de frecuencia disparo escalón f4


156

Funciones2.9 Protección sobrecarga

2.9 Protección sobrecarga

La protección de sobrecarga tiene como función evitar daños en los equipos de planta producidos por sobrecargas térmicas. La función de protección establece una imagen térmica del objeto a proteger (protección de sobrecarga con función memoria). Aquí se considera los antecedentes de una sobrecarga como también la emisión de calor al medio ambiente.

Casos de aplicación• Especialmente en motores, generadores y transformadores se puede supervisar el estado térmico.

2.9.1 Descripción

Imagen térmica

El equipo calcula el exceso de temperatura de acuerdo con un modelo térmico monocuerpo de acuerdo con la ecuación diferencial térmica:

con

Θ exceso de temperatura actual, referida al exceso de temperatura final para la intensidad de fase máxima admisible k · IN

τth constante de tiempo térmica de calentamiento del objeto a proteger

I intensidad efectiva actual del conductor

k factor k, que expresa la intensidad máxima admisible permanente del conductor, referida a la intensidad nominal del objeto a proteger

IN Intensidad nominal del objeto a proteger

La función de protección establece con esto una imagen térmica del objeto a proteger (protección de sobrecarga con función memoria). El historial de una sobrecarga ya está considerado.

Después de alcanzar un primer nivel ajustable de sobretemperatura ALARMA Θ se emite un mensaje de advertencia, por ejemplo para provocar a tiempo una reducción de carga. Si se alcanza el segundo límite de sobretemperatura se puede desconectar de la red el medio de trabajo que se trata de proteger. El criterio que se aplica es la sobretemperatura mayor calculada a partir de las tres intensidades de fase.

La intensidad máxima permanente, térmicamente admisible Imax se expone como un múltiplo de la intensidad nominal del objeto IN Obj.:

Imáx = k · IN

Además de expresar este factor k (parámetro FACTOR-K) se deberá introducir la CONST.TIEMPO τth así como la temperatura de advertencia ALARMA Θ (como porcentaje de la temperatura de disparo ΘDESCONECTADO).

Cuando el equipo 7SJ80 no dispone más de una conexión para una unidad Thermobox, se establece la temperatura Θ actual siempre a cero.


157


La protección de sobrecarga tiene, además del nivel de advertencia relativo a la temperatura también uno relativo a la intensidad ALARMA I. Ésta puede comunicar de forma precoz una intensidad de sobrecarga, aunque la sobretemperatura no haya alcanzado todavía la sobretemperatura de advertencia o de disparo.

Prolongación de las constantes de tiempo

En la aplicación del equipo como protección para motores se puede evaluar correctamente el comportamiento térmico diferente en paro y en marcha del motor. En el proceso de paro y durante el paro de un motor sin ventilación externa, la máquina se enfría más lentamente; es decir, aquí se debe considerar una constante de tiempo térmica prolongada. Esto se tiene en cuenta en el 7SJ80 para la máquina desconectada, elevando el valor de la constante de tiempo τth con un factor de prolongación ajustable (factor kτ). Aquí se considera la máquina como desconectada, cuando la intensidad disminuye por debajo del umbral ajustable de intensidad mínima IP I> (ver título „Supervisión del flujo de intensidad“ en la sección 2.1.3). Para máquinas con ventilación externa, cables o transformadores es válido FACTOR Kτ = 1.

Bloqueos

Por una entrada binaria („Rep.IMAG.Térm.“) se puede efectuar una reposición de la memoria térmica, es decir, la elevación de temperatura dependiente de la intensidad es puesta a cero. Esto se logra también mediante la entrada binaria („>P.SOBRCAbloq“); en este último caso, se bloquea por completo la protección de sobrecarga, como también el escalón de alarma por intensidad.

Si por razones operacionales, se deben accionar las máquinas sobrepasando la temperatura máxima admisi-ble (arranque de emergencia), se puede bloquear individualmente la orden de disparo mediante una entrada binaria („>P.SC arr emerg“). Ya que después del arranque y la reposición de la entrada binaria, la imagen térmica puede sobrepasar la temperatura de arranque, se ha previsto en la función de protección un tiempo posterior parametrizable (T ARR. EMERG.) que se inicia con la desactivación de la entrada binaria y que sigue evitando la orden de disparo. Después del transcurso de este tiempo, la protección de sobrecarga puede efec-tuar un disparo. Esta entrada binaria solo tiene efecto para la orden de disparo, pero no tiene influencia en el protocolo de perturbaciones ni tampoco hace una reposición de la imagen térmica.

Comportamiento en caso de fallo de la tensión de alimentación

Dependiendo del ajuste del parámetro 235 ATEX100 en los datos de planta 1 (ver sección 2.1.3.2) el valor de la imagen térmica es reseteado a cero cuando se produce un fallo de la tensión de alimentación (ATEX100 = No) o guardado en forma cíclica en una memoria intermedia „no volátil“ (ATEX100 = Si), de manera que en caso de un fallo de la tensión de alimentación este valor sea salvado. En el último caso, la imagen térmica utiliza el valor memorizado en el cálculo y lo adapta a las condiciones funcionales. La primera opción se ha previsto como ajuste previo. Más indicaciones, ver por favor /5/.


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Figura 2-49 Diagrama lógico de la protección de sobrecarga


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Generalidades

La protección de sobrecarga sólo puede ser efectiva, si ha sido parametrizada en la configuración bajo la di-rección 142 SOBRECARGA = sin temper.amb.. Si no se necesita esta función, se ajusta no disponible.

Son especialmente los transformadores y los cables los que están expuestos a riesgos debido a sobrecargas de larga duración. Estas no pueden y no deben ser detectadas por la protección de cortocircuito. La protección temporizada de sobreintensidad se debería ajustar a un nivel tan alto que sólo detecte cortocircuitos, ya que como protección contra cortocircuitos solamente se le permiten temporizaciones breves. Las temporizaciones breves a su vez no permiten tomar medidas para descargar el medio de trabajo sobrecargado ni aprovechar su capacidad (limitada) de sobrecarga.

Los equipos de protección 7SJ80 disponen de una función de protección contra sobrecargas con característica de disparo térmica, que se puede adaptar a la capacidad de sobrecarga de los medios de trabajo que se trata de proteger (Protección de sobrecarga con función de memoria).

Bajo la dirección 4201 SOBRECARGA la dirección de sobrecarga Activar o Desactivar se puede desco-nectar o se puede ajustar a Sólo aviso. Estando conectada Activar la protección de sobrecarga es posible el disparo, el inicio de un caso de avería y el registro de la avería.

El ajuste Sólo aviso tiene como consecuencia que no se emite ninguna orden de disparo, no se abre ningún caso de avería y no aparece en la pantalla ninguna visualización espontánea de avería.

Cuando el equipo 7SJ80 no dispone más de una conexión para una unidad Thermobox, se establece la temperatura Θ actual siempre a cero.

Como aplicación de la protección de sobrecarga se ha previsto aquí una protección contra sobrecargas térmicas en líneas y cables.

Nota

Con las modificaciones de los parámetros funcionales se efectúa una reposición de la imagen térmica. La imagen térmica se mantiene inmóvil (con valor constante), en cuanto la intensidad sobrepase el valor de ajuste 1107 I.Arran.Motor.

Parámetro de sobrecarga Factor k

La protección de sobrecarga se ajusta en relación a valores de referencia. Como intensidad básica para determinar la sobrecarga se utiliza la intensidad nominal INObj. del objeto a proteger (cable). Con la intensidad permanente térmicamente admisible Imax se puede calcular un factor kprim:

La intensidad permanente térmicamente admisible del objeto a proteger generalmente es conocida en los datos del fabricante. Para los cables, la intensidad permanente admisible depende también de la sección, material de aislamiento, tipo de fabricación y modo de cableado. Estos datos, generalmente, se encuentran en tablas o en los datos técnicos del fabricante. Si no se disponen de estos datos se elige aproximadamente 1,1 de la intensidad nominal. Para líneas aéreas generalmente estos datos sólo existen para casos especiales, sin embargo aquí se puede considerar una sobrecarga admisible de 10%.


160


Ejemplo: Cable tipo cinta 10 kV, 150 mm2:

Constante de tiempo τ

Para líneas y cables solamente la constante de tiempo térmica es determinante para alcanzar la temperatura límite.

En la protección de cables la CONST.TIEMPO, dirección 4203 depende de los datos del cable y de las inmediaciones del cable. Si no existen datos referentes a la constante de tiempo, estos se pueden determinar con la capacidad de carga en tiempo breve del cable. Generalmente, se conoce el valor de intensidad-1-s, es decir la intensidad máxima admisible aplicada durante 1 s, este valor también se encuentra en una tabla de referencia. Entonces, la constante de tiempo se determina según la fórmula siguiente:

Si la capacidad de carga en tiempo breve está declarada para una duración distinta a 1 s, entonces se aplica en la fórmula anterior el valor de intensidad de tiempo breve correspondiente, en vez de la intensidad-1-s. El resultado se debe multiplicar por la duración indicada, p.ej. para la intensidad-0,5-s:

Sin embargo hay que tener en cuenta que el resultado va siendo cada vez más impreciso cuanto más largo sea el tiempo de actuación que se tome como base.

Ejemplo: Cable y transformador de intensidad con los datos siguientes:

Intensidad permanente admisible Imáx = 322 A para Θu = 40 °C

Intensidad máxima para 1 s I1s = 45 · Imáx = 14,49 kA

Con esto resulta:

Valor de ajuste Constante de tiempo térmica = 33,75 min

Limitación de intensidad

Para que la protección de sobrecarga no determine tiempos de disparo extremadamente cortos en caso de cortocircuitos de alta magnitud (y con selección de constantes de tiempo reducidas) y por lo tanto, ésta no intervenga en un eventual plan de escalonamiento de la protección de cortocircuitos, se mantiene la imagen térmica inmóvil (con valor constante), en cuanto la intensidad sobrepase el valor de ajuste 1107 I.Arran.Motor.

Intensidad permanente admisible Imáx = 322 AIntensidad nominal con factor k 1,1 IN Obj. = 293 A


161


Niveles de advertencia

Para ajustar el nivel de advertencia térmico ALARMA Θ (Dirección 4204) se puede emitir un aviso de adver-tencia antes de alcanzar la sobretemperatura de disparo, y por lo tanto evitar la desconexión, por ejemplo reduciendo la carga a tiempo. Este nivel de aviso representa al mismo tiempo el umbral de recuperación para la orden de disparo. Solamente cuando se desciende por debajo de este umbral desaparece la orden de disparo siendo posible volver a conectar de nuevo el objeto a proteger.

El nivel de advertencia térmico se expresa en % de la sobretemperatura de disparo.

También existe un nivel de advertencia relativo a la intensidad (Parámetro 4205 ALARMA I). Éste se debe indicar como intensidad secundaria en A, y se debería ajustar igual o algo menor de la intensidad permanente admisible k · IN sek. Se puede utilizar también en lugar del nivel de advertencia térmico; en ese caso el nivel de advertencia térmico se ajusta a 100% y de esta manera prácticamente resulta inactivo.

Tiempo de reposición después de arranque de emergencia

Esta funcionalidad no es aplicada en la protección de líneas y cables. La activación se efectúa mediante un aviso por entrada binaria, por lo tanto el parámetro T ARR. EMERG. (dirección 4208) no es efectivo. Se puede utilizar el preajuste de fábrica.





4201 SOBRECARGA DesactivarActivarSólo aviso

Desactivar Protección sobrecarga

4202 FACTOR-K 0.10 .. 4.00 1.10 Ajuste del factor K

4203 CONST.TIEMPO 1.0 .. 999.9 mín 100.0 mín Constante térmica de tiempo

4204 ALARMA Θ 50 .. 100 % 90 % Alarma térmica de sobrecarga

4205 ALARMA I 1A 0.10 .. 4.00 A 1.00 A Alarma sobrecarga de intensidad

5A 0.50 .. 20.00 A 5.00 A

4207A FACTOR Kτ 1.0 .. 10.0 1.0 Factor de tiempo Kt con motor parado

4208A T ARR. EMERG. 10 .. 15000 s 100 s T.reposición tras arranque de emergencia


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Explicación

1503 >P.SOBRCAbloq AI >Bloqueo de la protección de sobrecarga1507 >P.SC arr emerg AI >Pr.sobrecar. arranque emergencia motor1511 Pr.SBRCA.desact AS Protección sobrecarga desactivada1512 Pr.SBRCA.blo AS Protección de sobrecarga bloqueada1513 Pr.SBRCA.act. AS Protección de sobrecarga activa1515 SBRCA.alarm.I AS Protecc. sobrecarga escal.de alarma I>1516 SBRCA.alarm.Θ AS Protecc. sobrecarga escal.alarma theta1517 P.SBRCA.arrΘ AS Prot. sobrecarga arranque escal.disparo1521 DISPARO SBRCA AS Orden de disparo por sobrecarga1580 Rep.IMAG.Térm. AI >Reposición de la imagen térmica1581 Sobrc.RepImTérm AS Prot. Sobrecarga: Repos. imagen térmica


163

Funciones2.10 Funciones de supervisión

2.10 Funciones de supervisión

El equipo dispone de numerosas funciones de supervisión, tanto para el hardware como el software; también se controla permanentemente la plausibilidad de los valores de medida, incluyendo los circuitos de los transformadores de tensión e intensidad en la operación de supervisión.

2.10.1 Control de valores de medida

2.10.1.1 Generalidades

El equipo se supervisa desde las entradas de medida hasta los relés de salida. Mediante circuitos de supervisión y el procesador se comprueba, si existen en el hardware fallos o irregularidades.

Las supervisiones de hardware y software que se describen a continuación están permanentemente activas; los ajustes (incluida la posibilidad de conectar y desconectar la función de supervisión) se refieren a las super-visiones de los circuitos de los transformadores de medida o la detección de fallo de la tensión de medida.

2.10.1.2 Supervisiones de hardware

Tensiones

El equipo se pone fuera de servicio por pérdida o desconexión de la tensión auxiliar; un aviso ocurre por un contacto de reposo. Las pérdidas transitorias de tensión < 50 ms no influyen el funcionamiento del equipo (para tensión nominal auxiliar > 110 V–).

Batería de respaldo

La batería de respaldo, que asegura el funcionamiento del reloj interno y la memorización de valores numéricos y avisos durante la pérdida de la tensión auxiliar, es controlada cíclicamente en su capacidad de carga. Al disminuirse la tensión por debajo de un mínimo admisible se produce el aviso „Fallo batería“.

Elementos de memoria

Las memorias de trabajo (RAM) se controlan durante el inicio del sistema. Si aquí ocurre un fallo, se interrumpe el inicio y un LED hace señales intermitentes. Durante el funcionamiento las memorias son controladas por su suma chequeo. Para controlar la memoria del programa se forma cíclicamente la suma de dígitos y se compara con la suma de dígitos del programa que está registrada.

Para controlar la memoria de parámetros se forma cíclicamente la suma de dígitos y se compara con la suma de dígitos determinada nuevamente en cada proceso de parametrización.

El sistema del procesador se inicia nuevamente al ocurrir un fallo.

Muestreo

El muestreo y el sincronismo entre los elementos de memoria buffer internos se controlan permanentemente. Si no se puede corregir una eventual divergencia mediante una nueva sincronización, entonces se inicia nuevamente el sistema del procesador.


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Detección de valores de medida, intensidades

La supervisión de valores de medida interna del equipo para las intensidades se efectúa mediante detección de la suma de intensidades.

Para la conducción de intensidad existen cuatro entradas de medida. Si se han conectado al equipo las tres intensidades de fase y la intensidad a tierra del neutro del transformador de intensidad, entonces la suma de las cuatro intensidades digitalizadas debe ser igual a cero. Esto también es válido en caso de una saturación eventual del transformador. Por esta razón – para poder excluir una reacción debida a una saturación del trans-formador – esta función solamente está disponible en caso de una conexión Holmgreen (ver también 2.1.3.2). Un fallo en los circuitos de intensidad se reconoce cuando

IF = | iL1 + iL2 + iL3 + iE | > SUMA I LÍM + SUMA I FACT. · Imáx

SUMA I LÍM (dirección8106) y SUMA I FACT. (dirección 8107) son parámetros de ajuste. La componente SUMA I FACT. · Imáx. considera los errores de transformación admisibles, proporcionales a la intensidad de los transformadores de entrada, los cuales pueden ocurrir especialmente con intensidades de cortocircuito elevadas (figura 2-50). La relación de reposición es de aprox. 97 %.

Figura 2-50 Supervisión de la suma de intensidades

Un error en la suma de intensidades produce el aviso „Fallo ΣI“ (No. 162) y el bloqueo de las funciones de protección. Además se activa una perturbografía con una duración de 100 ms.

La supervisión puede ser desconectada.

La función de supervisión está disponoble bajo las condiciones siguientes:

• Las tres intensidades de fase están conectadas al equipo (dirección 251 L1, L2, L3, (E))

• A la cuarta entrada de intensidad (I4) se ha conectado la intensidad a tierra del neutro del transformador (conexión Holmgreen). Esto se comunica al equipo en los Datos de la planta bajo la dirección 280 Si.

• La cuarta entrada de intensidad debe estar conceptuada como transformador normal I4. La función de supervisión no está disponible con un tipo de transformador sensible.

• Los valores de ajuste T.I.Inom Primar (dirección 204) y IEN-Trafo Prim (dirección 217) deben ser iguales.

• Los valores de ajuste Inom Secun.Equi (dirección 205) y IEN-Trafo Secu (dirección 218) deben ser iguales.


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Figura 2-51 Diagrama lógico de la supervisión rápida de la suma de intensidades

Nota

Si se ha determinado la entrada de intensidad IE como transformador sensible o si para los transformadores de intensidad se ha ajustado bajo el parámetro 251 CT Connect. el modo de conexión L1,E2,L3,E;E>L2 o L1,E2,3,E;E2>L2, entonces no será posible efectuar una supervisión de la suma de intensidades.

Supervisión del convertidor AD

Los valores de muestreo digitalizados se supervisan en relación a su plausibilidad. Si el resultado no es plausible, se genera el aviso 181 „Fall.detecc.val“. La protección se bloquea para que no se produzcan reacciones innecesarias. Además se establece una perturbografía para señalizar los errores internos.

2.10.1.3 Supervisión de software

Watchdog

Para la supervisión continua del desarrollo de los programas está prevista una supervisión de tiempo en el hardware (Watchdog de hardware), que en caso de fallo del procesador o de que un programa haya perdido sincronismo, desarrolla y activa la reposición del sistema del procesador con un reinicio completo.

Otro Watchdog de software se encarga de descubrir los fallos en el tratamiento de los programas. Éste también provoca la reposición del procesador.

Si el error de software no es eliminado por el reinicio, se produce de nuevo una reposición. Después de tres intentos de reinicio sin éxito durante un período de 30 s, la protección se pone automáticamente fuera de servicio y se ilumina el LED rojo „Error“. El relé de disposición (Contacto Vivo) se desactiva y con su contacto de reposo señaliza „fallo del equipo“.


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Supervisión de Offset

Con esta supervisión se comprueban todos los canales de datos en la memoria intermedia recirculante mediante el empleo de filtros offset, en cuanto a la formación defectuosa del offset de los convertidores analógicos/digitales y de las vías de entrada analógicas. Mediante el empleo de filtros de tensión continua se detectan eventuales errores de offset y se corrigen hasta un cierto límite los correspondientes valores de ex-ploración. Si se supera este límite, se genera un aviso (191 „Error Offset“) que se incorpora en el mensaje colectivo de advertencias (mensaje 160). Dado que unos valores superiores de offset afectan a las medicio-nes, recomendamos que si aparece este mensaje de forma permanente se envíe el equipo a la fábrica para que corrijan la avería.

2.10.1.4 Supervisión de los circuitos transformadores de medida

Las interrupciones o cortocircuitos en el circuito secundario de los transformadores de medida de intensidad y de tensión así como los errores en las conexiones (¡Importante durante la puesta en marcha!) son detectados y comunicados en gran medida por el equipo. Para ello se comprueban cíclicamente los valores de medición en un segundo plano, mientras no se produzca ningún caso de avería.

Simetría de intensidades

Durante el funcionamiento de la red exenta de fallos hay que suponer una cierta simetría de las intensidades. Esta simetría se comprueba en el equipo mediante una supervisión de los valores. Para ello se establece la relación entre la intensidad de fase menor y la mayor. La asimetría se detecta si | Imín | / | Imáx | < SIM.I FACT. mientras sea Imáx / IN > SIM.I LÍM. / IN

Aquí es Imáx la mayor de las tres intensidades de fase e Imín la menor. El factor de simetría SIM.I FACT. (dirección 8105) es la medida para la asimetría de las intensidades de fase, el valor límite SIM.I LÍM. (dirección 8104) es el límite inferior del campo de trabajo de esta supervisión (ver figura 2-52). Ambos parámetros son ajustables. La relación de reposición es de aprox. 97 %.

Por lo tanto, esta perturbación se encuentra con todos los valores debajo de la característica y se señaliza con „Fallo Isim.“.

Figura 2-52 Supervisión de la simetría de intensidades


167

Simetría de tensiónes

En un funcionamiento libre de faltas de la red se puede suponer que existe un cierto estado de simetría de las tensiones. Ya que las tensiones fase-fase son insensibles frente a las faltas a tierra, éstas son utilizadas para la supervisión de la simetría de tensiones. Dependiendo del modo de conexión se utilizan las magnitudes medidas o las tensiones fase-fase calculadas. A partir de las tensiones fase-fase se determinan los valores medios rectificados, en los cuales se controla la simetría de los valores absolutos. Aquí se establece la relación de la menor tensión de fase con la mayor de las tensiones. Se reconoce asimetría, cuando

| Umín | / | Umáx | < SIM.U FACT. mientras que | Umáx | > SIM.U LÍM.. Aquí es Umáx la mayor de las tres tensiones y Umín la menor. El factor de simetría SIM.U FACT. (dirección 8103) es la medida para la asimetría de las tensiones, el valor límite SIM.U LÍM. (dirección 8102) es el límite inferior del campo de trabajo de esta supervisión (ver figura 2-53). Estos dos parámetros son ajustables. La relación de reposición es de aprox. 97 %.

Por lo tanto, esta perturbación se encuentra con todos los valores debajo de la característica y se señaliza con „Fallo U sim“.

Figura 2-53 Supervisión de la simetría de tensiones

Nota

Si se ha ajustado para los transformadores de tensión bajo el parámetro 213 CONEX.TT 3fases el modo de conexión ULE, Usyn, entonces no es posible efectuar una supervisión de la simetría de tensiones.

Secuencias de fases de tensiones e intensidades

Para detectar conexiones eventualmente intercambiadas en la conducción de las tensiones e intensidades, se comprueba el sentido de la secuencia de fases en las tensiones fase-fase y en las intensidades de fase controlando la secuencia de los pasos por cero (con signos matemáticos iguales) en las tensiones.

Para realizar medidas direccionales con tensiones ajenas a la falta, para seleccionar lazos en la localización de falta y para la detección de la carga desequilibrada se requiere una secuencia de fases positiva de las magnitudes medidas. El sentido de rotación vectorial de las tensiones de medida se comprueba controlando la secuencia de fases. Para esto, la supervisión de secuencia de fases utiliza las tensiones fase-fase UL12, UL23, UL31.


168


Tensiones: UL12 antes de UL23 antes de UL31 y

intensidades: IL1 antes de IL2 antes de IL3.

La comprobación de la secuencia de fases de tensiones tiene lugar cuando cada tensión de medida tiene un valor mínimo de

|UL12|, |UL23|, |UL31| > 40 V,

la comprobación de la secuencia de fases de intensidades exige una intensidad mínima de

|IL1|, |IL2|, |IL3| > 0,5 IN.

En el caso de secuencias de fases levógiras, se emiten los mensajes „Fall.sec.fa.U“ o „Fall.sec.fa.I“ y además la disyuntiva de estos mensajes„Fall.sec.fas“.

En casos de aplicación en los cuales se ha previsto para el funcionamiento una secuencia de fases negativa de las magnitudes de medida, se debe comunicar esto al equipo mediante los parámetros correspondientes SECUENCIA FASES (dirección) 209 o vía una entrada binaria asignada para esto. Con esta información se realiza un cambio interno en el equipo de las fases L2 y L3 para el cálculo de las componentes simétricas y con esto se producen un cambio entra la componente positiva y la negativa (ver también sección 2.18.2); los avisos de fases selectivas, los valores de perturbación y de medida no se ven afectados.

2.10.1.5 Detección de fallo de la tensión de medida

Condiciones

La función detección de fallo de la tensión de medida, denominada a continuación „Fuse Failure Monitor“ (FFM), solamente funciona si se ha ajustado el parámetro 213 CONEX.TT 3fases con U1E, U2E, U3E o U12, U23, UE. En los demás modos de conexión de los transformadores de tensión la función FFM no es efectiva.

En una conexión capacitiva de tensión no está disponible la función FFM ni tampoco la supervisión de rotura de hilo („Broken Wire“) de los circuitos del transformador de tensión.

Diagrama lógico de la función Fuse Failure Monitor (Fallo fusible)

Durante una pérdida de una tensión de medida por cortocircuito o ruptura de hilo en el sistema secundario del transformador de tensión, algunos circuitos de medida pueden ser simulados con una tensión cero.

Por esta causa, el escalón de tensión homopolar de la detección de faltas a tierra (sensible), la protección de sobreintensidad direccional y la protección de subtensión podrían obtener resultados de medida erróneos.

Un bloqueo de estas funciones por parte del FFM puede ser parametrizado.

La función FFM es efectiva tanto para redes puestas a tierra como también para redes aisladas, siempre y cuando se haya elegido el modo de conexión U1E, U2E, U3E o U12, U23, UE. Naturalmente, se pueden aplicar al mismo tiempo un interruptor automático de protección para transformadores de tensión y la función FFM para la detección de una pérdida de la tensión de medida.

Modo de función en red puesta a tierra

La aplicación del FFM en una red puesta a tierra se comunica al equipo bajo la dirección 5301 FALLO FUSIBLE U Red comp./aisl..


169


Nota

En las líneas en la cuales son posibles las faltas a tierra con una intensidad mínima o sin intensidad a tierra (p.ej. transformadores de alimentación no puestos a tierra), esta función debe ser desconectada o ajustada con Red comp./aisl..

El diagrama lógico del modo de función en la red puesta a tierra se muestra en la figura 2-54. Según la para-metrización y el código MLFB, la función FFM trabaja con las magnitudes medidas o determinadas por cálculo UE o IE. Si ocurre una caída a cero de la tensión, sin que se registre una intensidad a tierra al mismo tiempo, entonces se supone una falta asimétrica en el circuito secundario del transformador de tensión.

El escalón de tensión homopolar de la detección de faltas a tierra (sensible), la protección direccional de so-breintensidad (función para fases y tierra) y la protección de subtensión se bloquean, en cuanto el parámetro 5310 BLOQ. PROT. esté ajustado con la opción Si.

La función FFM reacciona con una tensión a tierra UE, que es mayor que el valor límite ajustado bajo la direc-ción 5302 FALLO FUS.3*U0 y con una intensidad a tierra IE, que es menor que el valor límite ajustado bajo la dirección 5303 FALLO FUS. IE.

El arranque ocurre con los valores parametrizados. Para la reposición se ha previsto una histéresis de 105% para IE y de 95% para UE. En caso de una falta asimétrica de baja intensidad en la red con fuente de alimentación débil, la intensidad a tierra producida por la falta podría estar por debajo del umbral de reacción del Fuse Failure Monitor. También, una reacción innecesaria del Fuse Failure Monitor podría causar una deficiencia funcional en la protección de la salida de línea, ya que aquí se bloquearían todas las funciones de protección que utilizan señales de tensión. Para evitar una reacción innecesaria del FFM se realiza adicional-mente una prueba de las intensidades de fase. Si al menos una de las intensidades de fase es superior al valor de reacción de 5303 FALLO FUS. IE, se puede suponer que la intensidad homopolar producida por un cortocircuito también supera este umbral.

Para reconocer inmediatamente una falta existente después de un cierre, es válido lo siguiente: Si después de detectarse el criterio de Fuse-Failure resulta durante un plazo de 10 segundos una intensidad a tierra IE mayor que el umbral de reacción de 5303FALLO FUS. IE, entonces se supone que existe un cortocircuito y se suspende el bloqueo por el Fuse Failure Monitor durante el tiempo de la falta. Si el criterio de caída de tensión se mantiene por un plazo mayor que 10 s, entonces el bloqueo continúa siendo activo. Después de transcurrir este tiempo se puede suponer que efectivamente existe un fallo (Fuse Failure). 10 segundos después de que el criterio de tensión haya desaparecido por eliminación de la falta en el circuito secundario, se suspende el bloqueo automáticamente con lo cual se autorizan nuevamente las funciones de protección anteriormente blo-queadas.

La generación de la señal interna „Alarma FFM R. aisl.“, para el modo de funcionamiento en redes aisladas, se muestra en la figura 2-55.


170


Figura 2-54 Diagrama lógico del Fuse Failure Monitor, para redes puestas a tierra

Modo de funcionamiento en red aislada

La función FFM también puede trabajar en redes aisladas y compensadas, en donde se esperan solamente valores de intensidad a tierra reducidos. Esto se comunica al equipo por medio de la dirección 5301 FALLO FUSIBLE U.

El diagrama lógico del modo de función en la red aislada se muestra en la figura 2-55. En la siguiente descrip-ción se aclaran los principios para las faltas mono-, bi- y tripolar en el sistema secundario del transformador de tensión. Si este sector de la lógica FFM reacciona, se genera la señal interna „Alarma FFM R. aisl.“, cuya elaboración posterior se muestra en la figura 2-54.


171


Figura 2-55 Diagrama lógico del Fuse Failure Monitors (fallo fusible), para redes aisladas

Fallo mono- y bipolar en los circuitos del transformador de tensión

La detección de fallo de la tensión de medida se basa en el hecho, de que en un fallo monopolar o bipolar se reconoce en la tensión un efecto considerable de secuencia negativa, lo cual no ocurre en la intensidad. Con este conocimiento se puede definir un límite para separar las asimetrías producidas por la red. Considerando el sistema de secuencia de fases negativa en el sistema positivo actual, es válido para un caso libre de fallos:


172

Si ocurre un fallo en el sistema secundario del transformador de tensión, entonces es válido para un fallo monopolar:

Si ocurre un fallo en el sistema secundario del transformador de tensión, entonces es válido para un fallo bipolar:

En caso de una fallo en una o dos fases conductoras del sistema de red primario, se establece en la intensidad igualmente un efecto de secuencia negativa con un valor de 0,5 ó 1, de manera que la supervisión de tensión consecuentemente no reacciona, ya que no existe ningún fallo en el transformador de tensión. Para que con un sistema de secuencia positiva muy pequeño, no se produzca por inexactitudes una reacción innecesaria en la detección de fallo de la tensión de medida, esta función se bloquea debajo de un umbral mínimo para el sistema de secuencia positiva de tensión (U1 < 0,1 UN) y de intensidad (I1 < 0,1 IN).

Fallo tripolar en los circuitos del transformador de tensión

Un fallo tripolar en el circuito secundario del transformador de tensión no puede ser reconocido mediante el sistema de secuencia positiva y negativa como ya se ha descrito anteriormente. Aquí es necesario observar el transcurso temporal de la intensidad y tensión. Si se produce una pérdida de tensión hasta casi cero (o realmente hasta cero) y al mismo tiempo, la intensidad permanece inalterada, entonces se puede deducir que existe un fallo tripolar en el circuito secundario del transformador de tensión. Para esto se utiliza como criterio el sobrepaso de un umbral de sobreintensidad (parámetro 5307 I>). Este valor umbral debe ser idéntico al valor en la protección S/I t.def. En caso de una superación del valor umbral se bloquea la supervisión de fallo de la tensión de medida. Igualmente, esta función se bloquea si ya existe un arranque de una función de protección (de sobreintensidad).

2.10.1.6 Supervisión de rotura de hilo (“Broken Wire”) de los circuitos del transformador de tensión

Condiciones

Esta función sólo está disponible en la versión de equipo „mundo“ (Datos de pedido Pos. 10 = B), ya que ésta es usual solamente en algunas regiones. Además es condición efectuar la medición de las tres tensiones fase-tierra (U1E, U2E, U3E). En caso que se midieran solamente dos tensiones fase-fase, no se podrían evaluar dos de los criterios requeridos.

Función

La función „Broken Wire“ comprueba que no exista un fallo en los circuitos del transformador de tensión del sistema secundario. Aquí se hace diferencia entre un fallo monopolar, bipolar y tripolar.


173


Modo de función / Lógica

A partir de la tensión homopolar calculada y de las intensidades de fase medidas se calculan los valores necesarios para los criterios respectivos y se concluye con una decisión. El aviso de alarma resultante puede ser temporizado. Aquí no se efectúa ningún bloqueo de las funciones de protección. De esto se encarga la detección de pérdida de la tension de medida.

La supervisión „Broken Wire“ también se mantiene activa durante una perturbación. La función puede ser conectada o desconectada.

El diagrama lógico muestra el modo de función de la supervisión „Broken Wire“.

Figura 2-56 Diagrama lógico de la supervisión Rotura de hilo


174



Supervisión de valores de medida

La sensibilidad de la supervisión de los valores de medida puede ser modificada. En el suministro de fábrica se han preajustado valores de experiencia, que son adecuados en la mayoría de casos. Si se deben conside-rar altas asimetrías en las intensidades o en las tensiones de servicio o si durante el funcionamiento normal, las funciones de supervisión reaccionan espontáneamente, entonces se deben ajustar la funciones menos sensibles.

La dirección 8102 SIM.U LÍM. determina la tensión límite (fase-fase), sobre la cual la supervisión de simetría de tensiones se activa. La dirección 8103 SIM.U FACT. es el factor de simetría perteneciente, o sea, la pendiente de la característica de simetría.

La dirección 8104 SIM.I LÍM. determina la intensidad límite, sobre la cual la supervisión de simetría de intensidades se activa. La dirección 8105 SIM.I FACT. es el factor de simetría perteneciente, o sea, la pendiente de la característica de simetría.

La dirección 8106 SUMA I LÍM determina la intensidad límite sobre la cual la supervisión de suma de intensidades se activa (componente absoluta, sólo en relación a IN). La componente relativa (en relación a la intensidad de fase máxima) para la reacción de la supervisión de suma de intensidades se ajusta bajo la dirección 8107 SUMA I FACT..

Nota

La supervisión de la suma de intensidades sólo es efectiva, si se ha conectado a las tres intensidades de fase y a la cuarta entrada de intensidad a tierra (IE), la intensidad a tierra de la línea a proteger (ver Datos de la planta). Además, la cuarta entrada de intensidad (IE) no debe ser sensible.

Nota

En los datos generales de la planta se da referencia sobre la conexión de las conducciones a tierra como también de los factores de ajuste. Un ajuste correcto aquí es condición previa para una correcta función de la supervisión de valores de medida.

La supervisión de valores medida puede ser activada o desactivada bajo la dirección 8101 SUPERVI VAL.MED conActivar o Desactivar.

Detección de fallo en la tensión de medida (FFM)

Mediante la dirección 5301 FALLO FUSIBLE U se selecciona bajo qué condiciones de red la función FFM debe trabajar. Independientemente de esto se efectúan para la red puesta a tierra los ajustes necesarios mediante los parámetros 5302, 5303 y 5307. Para la red compensada/aislada sólo tiene importancia el parámetro 5307.

Los valores de ajuste para "Fuse–Failure–Monitor" deben ser elegidos de tal manera que, por un lado, esta función reaccione en forma segura con un fallo de la tensión de fase y por otro lado, no reaccione errónea-mente con faltas a tierra en la red puesta a tierra. La dirección 5303 FALLO FUS. IE debe ser ajustada con la sensibilidad adecuada (debajo de la menor intensidad de falta con cortocircuitos).

La función FFM reacciona con una tensión a tierra UE, que es mayor que el valor límite ajustado bajo la dirección 5302 FALLO FUS.3*U0 y con una intensidad a tierra IE, que es menor que el valor límite registrado bajo la dirección 5303 FALLO FUS. IE.

Para reconocer un fallo tripolar se supervisa el transcurso temporal de la intensidad y tensión. Si la tensión se reduce por debajo de un valor umbral, sin que el valor de la intensidad se modifique, entonces se detecta un


175

fallo tripolar. Bajo la dirección 5307 I> se determina el umbral de reacción del escalón de intensidad. Este valor de umbral debe ser idéntico al valor en la protección S/I t.def.

Bajo la dirección 5310 BLOQ. PROT. se detemina, si la función de protección debe ser bloqueada cuando reaccione la función FFM.

Nota

El ajuste bajo la dirección 5310 BLOQ. PROT. no tiene efecto en la función de protección flexible. Aquí se puede seleccionar un bloqueo por separado.

Bajo 5301 FALLO FUSIBLE U esta función puede ser desconectada, p.ej. para pruebas asimétricas.




5201 - ActivarDesactivar

Desactivar -

5202 Σ U> 1.0 .. 100.0 V 8.0 V Valor umbral suma de tensiones

5203 Uph-ph máx< 1.0 .. 100.0 V 16.0 V Tensión fase-fase máxima

5204 Uph-ph mín< 1.0 .. 100.0 V 16.0 V Tensión fase-fase mínima

5205 Uph-ph máx-mín> 10.0 .. 200.0 V 16.0 V Simetría de las tensiones fase-fase

5206 I mín> 1A 0.04 .. 1.00 A 0.04 A Intensidad de línea mínima

5A 0.20 .. 5.00 A 0.20 A

5208 T RET. ALARMA 0.00 .. 32.00 s 1.25 s Tiempo de retardo de alarma

5301 FALLO FUSIBLE U DesactivarRed comp./aisl.Red comp./aisl.

Desactivar Fallo fusible (Fuse-Failure-Monitor)

5302 FALLO FUS.3*U0 10 .. 100 V 30 V Control fallo fusible límite 3*U0

5303 FALLO FUS. IE 1A 0.10 .. 1.00 A 0.10 A Control fallo fusible límite IE

5A 0.50 .. 5.00 A 0.50 A

5307 I> 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 1.00 A I> Umbral de arranque

5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 5.00 A

5310 BLOQ. PROT. NoSi

Si Bloqueo de la protección por FFM

8101 SUPERVI VAL.MED DesactivarActivar

Activar Supervisión de valores de medida,

8102 SIM.U LÍM. 10 .. 100 V 50 V Simetría U: Valor de reacción

8103 SIM.U FACT. 0.58 .. 0.90 0.75 Simetría U: Pendiente lín. caract.


176



2.10.2 Supervisión del circuito de disparo

El equipo 7SJ80 dispone de una función integrada para la supervisión de los circuitos de disparo. Dependiendo del número de entradas binarias disponibles sin contacto común, se puede elegir entre una supervisión con una o dos entradas binarias. Si la configuración de las entradas binarias requeridas no corresponde al modo de supervisión preajustado, se genera un aviso correspondiente („SCD sin EB“).

Casos de aplicación• Utilizando dos entradas binarias se pueden reconoces fallos en el circuito de disparo para cada estado de

conmutación;

• Utilizando sólo una entrada binaria no se pueden reconocer los fallos propios en el interruptor de potencia.

8104 SIM.I LÍM. 1A 0.10 .. 1.00 A 0.50 A Simetría I fases: Valor de reacción

5A 0.50 .. 5.00 A 2.50 A

8105 SIM.I FACT. 0.10 .. 0.90 0.50 Simetría I fases: Pendiente lín. caract.

8106 SUMA I LÍM 1A 0.05 .. 2.00 A; ∞ 0.10 A Suma I fases: Valor reacción

5A 0.25 .. 10.00 A; ∞ 0.50 A

8107 SUMA I FACT. 0.00 .. 0.95 0.10 Suma I fases: Pendiente lín.característ.

8109 Σ i SUPERV.RAP. DesactivarActivar

Activar Superv. rápida Suma Intensidades


Explicación

161 Contrl.Val.I AS Control de valores I, aviso central162 Fallo ΣI AS Fallo de valor de medida suma I163 Fallo Isim. AS Fallo simetría de intensidad167 Fallo U sim AS Fallo, simetría de valores de tensión169 Fall.Fusible AS Fallo, valor med. "fallo-fusible" (>10s)170 Fall.F-F inm AS Fallo, detecc. valor fallo-f.(inmediato171 Fall.sec.fas AS Fallo, valor de secuencia de fase175 Fall.sec.fa.I AS Fallo, secuencia de fase I176 Fall.sec.fa.U AS Fallo, secuencia de fase U197 Sup.Val.med.des AS Supervisión valores medida desactivada253 Circ.TT Interr. AS Fallo Circuit.Transf.Tens.: Interrupción255 Fallo circ. TT AS Fallo circuito transf. tensión256 Fallo TT monop. AS Fallo Circuit.TT: Interrupción monopolar257 Fallo TT bipol. AS Fallo Circuito TT: Interrupción bipolar258 Fallo TT tripol AS Fallo Circuito TT: Interrupción tripolar6509 >falt.TT lin. AI >Fallo transformador de tensión, línea6510 >falt.TT barr AI >Fallo transformador de tensión, barra



177


Condiciones

Condición previa para la aplicación de la supervisión de circuitos de disparo es, que la tensión de activación para el interruptor de potencia al menos debe ser el doble del valor mínimo de la tensión de activación para la entrada binaria (UCtrl > 2 · UEBmin).

Ya que para la entrada binaria se requiere un valor mínimo de 19 V, la supervisión sólo podrá ser efectuada con una tensión de activación mayor que 38 V disponible en la planta.


Supervisión con dos entradas binarias

Utilizando dos entradas binarias, éstas se conectan de acuerdo a la figura 2-57 por un lado, paralelo al con-tacto del relé de disparo perteneciente del equipo, y por otro lado, paralelo al contacto auxiliar del interruptor de potencia.

Figura 2-57 Principio de la supervisión del circuito de disparo con dos entradas binarias

La supervisión con dos entradas binarias no solamente reconoce las interrupciones en el circuito de disparo y el fallo de la tensión de activación, sino también ésta supervisa la reacción del interruptor de potencia según la posición de los contactos auxiliares del interruptor.

Según el estado de conexión del relé de disparo y del interruptor de potencia, se activan las entradas binarias (estado lógico "H" en la tabla 2-9) o no (estado lógico "L").

El estado en el cual ambas entradas binarias no están activadas ("L") sólo es posible, con los circuito de disparo intactos, durante un breve tiempo transitorio (el contacto del relé de disparo está cerrado pero el interruptor de potencia todavía no esta abierto). Si este estado permanece, entonces se trata de un cortocir-cuito o de una interrupción en el circuito de disparo, como también es presumible la pérdida de la tensión de batería o un fallo en el mecanismo del interruptor. Este estado sirve como criterio de falta y es supervisado.


178


Tabla 2-9 Tabla de estados de las entradas binarias dependiendo de RD y IP

Los estados de las entradas binarias se controlan periódicamente. Un ciclo de control se efectúa aprox. cada 600 ms. Cuando se reconoce tres veces seguidas (n = 3) el estado fallo (después de 1,8 s), se genera el aviso de fallo (ver figura 2-58). Con la repetición de las pruebas se determina el tiempo de retraso para el aviso y se evita un aviso de fallo durante fases de transición breves. Después de eliminarse el fallo en el circuito de disparo, se efectúa una reposición del aviso de fallo con el mismo tiempo.

Figura 2-58 Diagrama lógico de la supervisión del circuito de disparo con 2 entradas binarias

Supervisión con una entrada binaria

Según la figura siguiente la entrada binaria se conecta en paralelo al contacto del relé de disparo correspondiente al equipo del protección. El contacto auxiliar del interruptor de potencia tiene una resistencia de reemplazo R en conexión puente.

Figura 2-59 Principio de la supervisión del circuito de disparo con una entrada binaria

FNo. Relé de disparo Interruptor de potencia

AUX. AUX 2 EB 1 EB 2

1 abierto CERRADO cerrado abierto H L2 abierto ABIERTO abierto cerrado H H3 cerrado CERRADO cerrado abierto L L4 cerrado ABIERTO abierto cerrado L H


179


En un estado de funcionamiento normal, con el contacto del relé de disparo abierto y el circuito de disparo in-tacto, la entrada binaria está activada (estado lógico “H“), ya que el circuito de supervisión está cerrado por el contacto auxiliar (con interruptor de potencia cerrado) o por la resistencia de reemplazo. Sólo cuando el relé de disparo está cerrado, la entrada binaria está cortocircuitada y por consecuencia desactivada (estado lógico "L").

Si durante el funcionamiento la entrada binaria permanece desactivada, se supone una interrupción del circuito de disparo o un fallo de la tensión de activación (disparo).

Ya que la supervisión de los circuitos de disparo no trabaja durante una perturbación, el contacto de disparo cerrado no produce un aviso de fallo. Si también trabajan en paralelo contactos de disparo de otros equipos en el circuito de disparo, se debe retrasar el aviso de fallo (ver también figura 2-60). El tiempo de retardo se ajusta mediante el parámetro 8202 T.RET.AVISO CCD. Recién después de transcurrir este tiempo se genera un aviso. Después de eliminarse el fallo en el circuito de disparo, se efectúa automáticamente una reposición del aviso de fallo con el mismo tiempo.

Figura 2-60 Diagrama lógico de la supervisión del circuito de disparo con una entrada binaria

La figura siguiente muestra el diagrama lógico de los avisos generados por el circuito de disparo dependiendo de los parámetros de activación y de las entradas binarias.

Figura 2-61 Lógica de mensaje de la vigilancia del circuito de disparo


180



Generalidades

La función sólo puede ser efectiva y accesible, si ha sido parametrizada como disponible en la configuración bajo la dirección 182 (sección2.1.1.2) con alguna de las dos alternativas con 2 EB o con 1 EB, si se ha asignado un número correspondiente de entradas binarias para esto y si la función está conectada bajo la dirección 8201 SUPER.CIRC.DISP = Activar. Si la configuración de las entradas binarias requeridas no corresponde al modo de supervisión preajustado, se genera un aviso correspondiente („SCD sin EB“). Si la función de supervisión del circuito de disparo no debierá ser utilizada, se ajusta bajo la dirección 182 no disponible.

Para garantizar que la duración máxima de una orden de disparo sea superada con seguridad y que solamente se efectúe un aviso cuando el circuito de disparo realmente tenga una falta, se hace un retardo del aviso de la interrupción del circuito de disparo. El tiempo de retardo se ajusta bajo la dirección 8202 T.RET.AVISO CCD.

Supervisión con una entrada binaria

Nota: Si se utiliza una entrada binaria (EB) para la supervisión del circuito de disparo, entonces sólo se pueden detectar los fallos causados por una interrupción del circuito de disparo o por la pérdida de la tensión de batería, pero no un fallo cuando el relé de disparo se queda en posición cerrada. Por esta razón el proceso de medida debe ser superior a la duración máxima de cierre de los relés de disparo. Esto se logra con un número fijo de repeticiones de medición y también mediante el espacio de tiempo entre los ciclos de control.

Usando sólo una entrada binaria se interpone en el circuito, al lado de la instalación, una resistencia de reem-plazo R en lugar de la segunda entrada binaria que falta. Según las condiciones de la planta, generalmente se puede conectar una tensión de control de menos valor, utilizando una resistencia con dimensión adecuada.

Las indicaciones para dimensionar el valor de la resistencia R se encuentran en el capítulo “Montaje y puesta en marcha” bajo las indicaciones de configuración en la sección “Supervisión de circuitos de disparo”.




8201 SUPER.CIRC.DISP ActivarDesactivar

Activar Estado,Supervisión circuitos de disparo

8202 T.RET.AVISO CCD 1 .. 30 s 2 s Tiempo retardo de aviso


Explicación

6851 >SCD BLOQUEADA AI >Bloqueo supervisión circuito de disparo6852 >SCD rel.aux. AI >Relé aux. supervisión circuito disparo6853 >SCD aux. IP AI >Relé aux.interrup.pot.supervisión circ.6861 SCD desactivada AS Superv. circuito de disparo desactivada.6862 SCD bloqueado AS Supervisión circuito de diparo, bloque.6863 SCD activo AS Supervisión circuito de diparo, activo6864 SCD sin EB AS Superv.circu. disp.inactivo,EB sin ord.6865 SCD fallo AS Superv. de circuito de disparo: Fallo


181


2.10.3 Reacciones por fallos de los dispositivos de supervisión

A continuación se hace un resumen general de las reacciones por fallos de los dispositivos de supervisión.


Reacciones por fallos

Según el tipo de fallo detectado, se genera un aviso, se efectúa un reinicio del sistema del procesador o se pone el equipo fuera de servicio. Después de tres intentos de reinicio sin éxito, el equipo se pone igualmente fuera de servicio. El relé de señalización de la disponibilidad del equipo se desactiva y señaliza con su contacto de apertura el estado defectuoso del equipo. Además se enciende el LED rojo „ERROR“ en la tapa frontal y el LED verde „RUN“ se apaga. Si también hay una pérdida de la tensión auxiliar se apagan todos los LEDs. La tabla 2-10 muestra un resumen de las funciones de supervisión y las reacciones por fallos del equipo.


182


Tabla 2-10 Resumen de las reacciones por fallos del equipo

Supervisión Causa posible Reacción por fallo Aviso (No.) ReacciónPérdida de la tensión auxiliar

externa Tensión auxiliar(interna)(convertidor)

Equipo fuera de servicio todos los LEDs apagados

GOK2) caída

Batería de respaldo (interna)Batería de respaldo

Aviso „Fallo batería“ (177)

Watchdog de hardware interna(Fallo del procesador)

Equipo fuera de servicio 1) LED „ERROR“ GOK2) caída

Watchdog de software interna(Fallo del procesador)

Intento de reinicio 1) LED „ERROR“ GOK2) caída

Memoria de trabajo ROM

interna (Hardware)

Interrupción del inicio, equipo fuera de servicio

LED intermitente GOK2) caída

Memoria de programa RAM

interna(Hardware)

durante el inicio de sistema LED „ERROR“ GOK2) caídadurante servicio: Intento de reinicio 1)

LED „ERROR“

Memoria de parámetros interna (Hardware) Intento de reinicio 1) LED „ERROR“ GOK2) caídaFrecuencia de muestreo de señal

interna (Hardware) Equipo fuera de servicio LED „ERROR“ GOK2) caída

Fallo en los módulos I/O interna (Hardware) Equipo fuera de servicio „Fallo módul.E/S“ (178),LED „ERROR“

GOK2) caída

Supervisión de offset interna (Hardware) Equipo fuera de servicio „Error Offset“ (191) GOK2) caída Suma de intensidad interna

(Detección de valores de medida)

Aviso „Fallo ΣI“ (162) según configuración

Simetría de intensidades externa(Instalación o transformador de in-tensidad)

Aviso „Fallo Isim.“ (163) según configuración

Simetría de tensiones externa(Instalación o trans-formadores de ten-sión)

Aviso „Fallo U sim“ (167) según configuración

Secuencia de fases de las tensiones

externa (Instalación o conexión)

Aviso „Fall.sec.fa.U“ 176) según configuración

Secuencia de fases de las intensidades

externa (Instalación o conexión)

Aviso „Fall.sec.fa.I“ (175) según configuración

„Fuse–Failure–Monitor“ (Fallo fusible)

externa(Transformador de tensión)

Aviso „Fall.Fusible“ (169)„Fall.F-F inm“ (170)

según configuración

Supervisión del circuito de disparo

externa(Circuito de disparo o tensión de control)

Aviso „SCD fallo“ (6865) según configuración

Supervisión de los circuitos secundarios del transformador de tensión

externa(Circuito del transformador de tensión Interrupción)

Aviso “Circ.TT Interr.“ (253) según configuración


183


1) Después de tres reinicios sin éxito, el equipo se pone fuera de servicio2) GOK = "Equipo OK" = Relé de señalización de disponibilidad se desactiva; las funciones de protección y control se

bloquean.

Avisos colectivos

Determinados avisos de las funciones de supervisión están agrupados en avisos colectivos. Estos avisos colectivos y su distribución se muestran en el anexo A.10. En esta relación se debe tener en cuenta, que el aviso 160 „Alarm.central“ solamente será despachado, si las supervisiones de valores de medida (8101 SUPERVI VAL.MED) están activados.

Medición capacitiva de tensión

Parametrización errónea

Aviso „Err.Param.Capac“ (10036)


Fallo Datos de calibración

interna (Hardware) Aviso „Err.datos calib“ (193)


Supervisión Causa posible Reacción por fallo Aviso (No.) Reacción


184

Funciones2.11 Detección faltas a tierra (sensitivo)

2.11 Detección faltas a tierra (sensitivo)

El equipo multifuncional 7SJ80 puede ser equipado, según la variante, en su cuarta entrada de intensidad, bien con un transformador de entrada sensible, o con un transformador estándar para 1/5 A.

En el primer caso, debido a su alta sensibilidad, la función de protección conectada está determinada para la detección de faltas a tierra en redes aisladas o compensadas, es decir, ésta es menos apta para la detección de cortocircuitos a tierra de alta intensidad, ya que si se conectan los bornes sensibles del equipo para inten-sidad a tierra, el campo lineal termina aproximadamente con 1,6 A.

Equipando la entrada con un transformador estándar para 1/5 A, se podrá detectar correctamente también las altas intensidades.

La función puede ser utilizada en dos modos de funcionamiento. Como procedimiento estándar, la medición „cos-ϕ / sin-ϕ“ evalúa la componente de intensidad a tierra perpendicular a una característica direccional ajus-table.

Como segundo procedimiento, la medición „U0/I0-ϕ“ evalúa el ángulo entre la intensidad a tierra y la tensión homopolar. Con estos dos procedimientos se pueden parametrizar dos características direccionales diferen-tes.

Casos de aplicación• La detección de faltas a tierra sensible puede ser utilizada en redes aisladas o compensadas para la detec-

ción de faltas a tierra, para la determinación de la fase con falta a tierra y para la determinación direccional de los cortocircuitos a tierra.

• La función se aplica en redes puestas a tierra en forma efectiva (estática) o con baja resistencia (semiestática) para detectar faltas a tierra de alta impedancia.

• La función también puede ser utilizada como protección adicional de cortocircuitos a tierra.

2.11.1 Detección de faltas a tierra por medición cos-ϕ/ sin-ϕ (procedimiento estándar)

Escalón de tensión

El escalón de tensión comprende un arranque por la tensión homopolar Uen ó 3 · U0 y la determinación de la fase con la falta a tierra. Aquí se aplica directamente la tensión homopolar Uen o se calcula la tensión de suma 3 · U0 dependiendo del modo de conexión de los transformadores de tensión (ver también parámetro 213 CONEX.TT 3fases en la sección 2.1.3). Con el ajuste U1E, U2E, U3E se determina por cálculo la tensión de suma 3 · U0 a partir de las tres tensiones fase–tierra. Aquí, las tres entradas de tensión deben ser conec-tadas a los transformadores de tensión configurados en conexión estrella y puestos a tierra en el punto neutro. Con el ajuste U12, U23, UE se calculan las tres tensiones fase–tierra a partir de las dos tensiones fase-fase y la tensión homopolar conectadas. Si por el contrario, sólo se aplican tensiones fase-fase, entonces no se podrá determinar por cálculo ninguna tensión homopolar. Tampoco será posible efectuar una determinación direccional.

Para calcular la tensión homopolar es válido:

3 · U0 = UL1 + UL2 + UL3

Si se conecta la tensión homopolar directamente al equipo, entonces la tensión de los bornes es la tensión válida para Uen. Ésta tampoco es afectada por el parámetro Uf/Uen Transfor (dirección 206).

Con la medición capacitiva de tensión no se dispone del escalón de tensión.


185


El arranque por parte de la tensión homopolar es el criterio para el cortocircuito y es también la condición de autorización para la determinación direccional. Para lograr una estabilización en los valores de medida, se autoriza el arranque con retardo en relación a la aparición de la tensión homopolar. Este retardo de arranque es parametrizable (Tempor. ARR) y es por entrega de fábrica 1 s.

El arranque por la tensión homopolar puede iniciar una temporización (Tempo. DISP Uen) con reacción de disparo.

Se debe considerar, que el tiempo de mando total se compone del tiempo propio para la medición de la tensión homopolar (aprox. 50 ms) más la temporización de arranque Tempor. ARR más la temporización de disparo Tempo. DISP Uen.

Después del arranque por la tensión homopolar, se determina — si es posible — la fase con falta. Para esto se miden o se calculan las diferentes tensiones fase–tierra, dependiendo del modo de conexión de los trans-formadores de tensión. La fase afectada es aquella en la cual la tensión es inferior al umbral ajustable U FASE MÍN cuando las otras dos tensiones fase–tierra exceden simultáneamente un umbral máximo igualmente ajus-table U FASE MÁX.

Figura 2-62 Determinación de la fase afectada por una falta a tierra

Escalones de intensidad

Los escalones para faltas a tierra trabajan con los valores absolutos de la intensidad a tierra. Esto tiene sentido sobre todo, donde la magnitud de la intensidad a tierra es el principal criterio de las faltas a tierra. Esto es aplicable p.ej. en redes puestas a tierra (en forma directa por baja resistencia) o para máquinas eléctricas en conexión a barras colectoras en una red aislada donde, con una falta a tierra de la máquina, la capacidad total de la red produce una intensidad a tierra, pero debido a la baja capacidad de la máquina esta intensidad a tierra es insignificante. La protección de faltas a tierra se aplica generalmente como última protección de reserva para faltas a tierra de alta impedancia en redes puestas a tierra en forma efectiva (estática) o con baja resistencia (semiestática), cuando la protección principal de cortocircuito, dado el caso, no produzca un arranque.


186


Para la detección de la intensidad a tierra se puede ajustar una Característica de intensidad/tiempo con dos escalones. Igual que la protección de sobreintensidad se ha previsto un escalón de alta intensidad con IEE>> y T IEE>> con una característica independiente (S/I t.def.). El escalón de sobreintensidad trabaja opcional-mente con un tiempo de retardo independiente (IEE> y T IEE>) o con una Característica definida por el usuario (IEEp y T IEEp). Las características de estos escalones de intensidad son parametrizables. Cada escalón puede ser direccional o no direccional.

En la medición capacitiva de tensión los escalones de intensidad trabajan solamente de manera no direccional, ya que con la tensión U0 no es seguro efectuar una medición de ángulo exacta.

El arranque de los escalones de tiempo definido puede ser estabilizado mediante un retardo de reposición parametrizable (dirección 3121 T RR IEE>(>)).

Determinación direccional

En la determinación direccional de faltas a tierra sensible el valor absoluto de la intensidad no es determinante, sino, la componente de intensidad vertical a una característica direccional ajustable (eje de simetría). Una condición para la determinación direccional es la superación del escalón de la tensión homopolar UE y de un valor de intensidad determinante para la dirección también parametrizable (componente activa o reactiva).

La figura siguiente muestra un ejemplo en el diagrama vectorial complejo en el cual la tensión homopolar UE es la magnitud de referencia para el eje real. Aquí se calcula la componente activa IEEa de la intensidad IEE con relación a la tensión homopolar UE y se compara con el valor de ajuste IEE direcc. Este ejemplo es apropiado para la determinación direccional de faltas a tierra en una red compensada, donde el valor IEE · cos ϕ es determinante. El eje de simetría es idéntico con el eje IEEa.

Figura 2-63 Curva característica direccional en la medición de cos –ϕ–

El eje de simetría puede ser girado en un rango de ± 45° mediante una corrección de ángulo (parámetro ÁNG.CORREC). De esta manera es posible alcanzar, por ejemplo en redes puestas a tierra, mediante un giro de – 45° la mayor sensibilidad en la zona óhmica-inductiva, o con un giro de + 45° la mayor sensibilidad en la zona óhmica-capacitiva para máquinas eléctricas conectadas a una barra en una red aislada (ver la figura siguiente). Además, el eje de simetría puede ser girado en 90° para detectar las faltas a tierra y determinar su dirección en redes aisladas.


187

Figura 2-64 Curvas características en la medición de cos –ϕ–

La determinación direccional se efectúa con las magnitudes del sistema homopolar de la intensidad a tierra IEE y la tensión homopolar Uen ó 3 · U0. Con estos valores se determinan por cálculo la potencia activa a tierra y la potencia reactiva a tierra.

El algoritmo de cálculo usado filtra los valores de medida y se caracteriza por su alta precisión como también por su insensibilidad a la influencia de armónicos (particularmente al 3° y 5° armónico) que aparecen frecuen-temente en la intensidad (residual) de faltas a tierra. La determinación direccional se efectúa mediante el signo matemático de la potencia activa y reactiva.

Ya que para el arranque es determinante la componente activa y reactiva de la intensidad — no de la potencia — , se calculan con las componentes de intensidad. Para la determinación direccional de faltas a tierra se eva-lúan, para esto, la componente activa y reactiva de la intensidad a tierra en relación a la tensión homopolar, como también, la dirección de la potencia activa y reactiva.

Con la medición de sin–ϕ (para redes aisladas) es válido

• Falta a tierra hacia adelante , si QE < 0 e IEr > valor de ajuste (IEE direcc),

• Falta a tierra hacia atrás , si QE > 0 e IEr > valor de ajuste (IEE direcc).

Con la medición de cos–ϕ (para redes compensadas) es válido

• Falta a tierra hacia adelante, si PE > 0 e IEEa > valor de ajuste (IEE direcc),

• Falta a tierra hacia atrás , si PE < 0 e IEEa > valor de ajuste (IEE direcc).

Con ÁNG.CORREC diferente a 0° se establece el ángulo de la recta de simetría mediante la suma de las componentes de potencia activa y reactiva.

Lógica

La figura siguiente indica los criterios de activación de la protección de faltas a tierra sensible. Bajo la dirección 3101 se puede ajustar el modo de funcionamiento de la detección de faltas a tierra.

Con el ajuste Activar se posibilita el disparo, se establece un protocolo de perturbación.

Con el ajuste Sólo aviso no se posibilita el disparo, solamente se establece un protocolo de faltas a tierra.


188


El criterio para activar el protocolo de faltas tierra es el inicio de arranque del escalón de la tensión homopolar UE. El criterio para finalizar el protocolo es la reposición de arranque del Escalón UE (ver los diagramas lógicos en las figuras 2-66 y 2-67).

La función completa puede ser bloqueada bajo las siguientes condiciones:

• Se activa una entrada binaria,

• la función Fuse Failure Monitor (fallo fusible) o el interruptor de protección del transformador de tensión reaccionan y el parámetro 3130 DET.FALTA/tierr está ajustado con con UE y IEE,

• la función Fuse Failure Monitor (fallo fusible) o el interruptor de protección del transformador de tensión reaccionan, el parámetro 3130 DET.FALTA/tierr está ajustado con con UE o IEE y los dos escalones de intensidad trabajan de manera direccional.

Una desconexión o bloqueo significa que el sistema de medida que representa la lógica de avisos, está desactivado; los tiempos y los avisos de arranque son repuestos.

Todos los escalones pueden ser bloqueados individualmente vía entradas binarias. Aquí, se sigue señalizando los arranques y también pueden detectarse direcciones y fases con faltas, pero se impide un disparo, ya que los elementos de tiempo se bloquean.

Figura 2-65 Activación de la detección de faltas a tierra sensible con medición cos-ϕ/sin-ϕ

La señalización de un aviso de arranque de ambos escalones de intensidad depende de la opción direccional del Escalón respectivo y del ajuste del parámetro 3130 DET.FALTA/tierr. Si se ha ajustado el Escalón con no direccional y el parámetro DET.FALTA/tierr = con UE o IEE, entonces se produce un aviso de arranque inmediatamente al sobrepasarse el umbral de intensidad, independientemente del estado del Escalón UE. Si por el contrario, se ajusta el parámetro DET.FALTA/tierr = con UE y IEE, entonces el Escalón UE deberá haber reaccionado también en el modo no direccional.

Si se ha parametrizado una dirección, entonces se señaliza el aviso de arranque al sobrepasarse el umbral de intensidad y si ya existe un resultado de determinación direccional. Condición para un resultado direccional válido es que haya arrancado el Escalón UE.

Con el parámetro DET.FALTA/tierr se determina, si una perturbación debe ser generada mediante una vinculación lógica AND o OR entre la tensión de desplazamiento y el arranque por intensidad a tierra. El primer caso puede ser ventajoso, si el umbral de arranque de la función homopolar UE se ha elegido muy bajo.


189


Figura 2-66 Diagrama lógico del escalón UE> con medición cos-ϕ/sin-ϕ


190


Figura 2-67 Diagrama lógico de los escalones IEE con medición cos-ϕ/sin-ϕ

2.11.2 Detección de faltas a tierra con medición U0/I0 ϕ

Escalón de tensión

El escalón de tensión comprende un arranque por la tensión homopolar Uen ó 3 · U0 y la determinación de la fase con la falta a tierra. Aquí se aplica directamente la tensión homopolar Uen o se calcula la tensión de suma 3 · U0 dependiendo del modo de conexión de los transformadores de tensión (ver también parámetro 213 CONEX.TT 3fases en la sección 2.1.3). Con el ajuste U1E, U2E, U3E se determina por cálculo la tensión de suma 3 · U0 a partir de las tres tensiones fase–tierra. Aquí, las tres entradas de tensión deben ser conec-tadas a los transformadores de tensión configurados en conexión estrella y puestos a tierra en el punto neutro. Con el ajuste U12, U23, UE se calculan las tres tensiones fase–tierra a partir de las dos tensiones fase-fase y la tensión homopolar conectadas. Si por el contrario, sólo se aplican tensiones fase-fase, entonces no se podrá determinar por cálculo ninguna tensión homopolar. Tampoco será posible efectuar una determinación direccional.


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Para calcular la tensión homopolar es válido:

3 · U0 = UL1 + UL2 + UL3

Si se conecta la tensión homopolar directamente al equipo, entonces la tensión de los bornes es la tensión válida para Uen. Ésta tampoco es afectada por el parámetro Uf/Uen Transfor (dirección 206).

Con la medición capacitiva de tensión no se dispone del escalón de tensión.

El arranque por la tensión homopolar puede iniciar una temporización (Tempo. DISP Uen) con reacción de disparo.

Se debe considerar, que el tiempo de mando total se compone del tiempo propio para la medición de la tensión homopolar (aprox. 50 ms) más la temporización de arranque Tempo. DISP Uen.

Después del arranque por la tensión homopolar, se determina — si es posible — la fase con falta. Para esto se miden o se calculan las diferentes tensiones fase–tierra, dependiendo del modo de conexión de los trans-formadores de tensión. La fase afectada es aquella en la cual la tensión es inferior al umbral ajustable U FASE MÍN cuando las otras dos tensiones fase–tierra exceden simultáneamente un umbral máximo igualmente ajus-table U FASE MÁX.

Figura 2-68 Determinación de la fase afectada con falta a tierra


Existen dos escalones de intensidad. Ambos escalones trabajan en el modo direccional, pero se pueden ajustar individualmente las zonas de disparo para ambos escalones (ver título „Zona de disparo“).

En la medición capacitiva de tensión los escalones de intensidad trabajan solamente de manera no direccional, ya que con la tensión U0 no es seguro efectuar una medición de ángulo exacta.

Ambos escalones disponen de una característica independiente de la intensidad (S/I t.def). Con éstos se puede establecer una característica de intensidad/tiempo de dos escalones. Igual que en la protección de sobreintensidad se ha previsto un escalón de sobreintensidad IEE> y T IEE> y un escalón de alta intensidad con IEE>> y T IEE>>.

El arranque de los escalones de tiempo definido puede ser estabilizado mediante un retardo de reposición parametrizable (dirección 3121 T RR IEE>(>)).


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Zona de disparo

La característica U0/I0–ϕ se representa en el diagrama vectorial U0/I0 como sector circular (ver figura 2-69). Este sector circular corresponde a la zona de disparo. Si el vector de la intensidad a tierra se encuentra en esta zona, entonces la función produce un arranque.

La zona de disparo se define con diversos parámetros: mediante el ángulo ϕ (parámetro 3154 IEE> Phi o 3151 IEE>> Phi) se ajusta el centro de la zona, en relación a la tensión homopolar UE. Mediante el ángulo Δϕ (parámetro 3155 IEE> Delta Phi o 3152 IEE>> Delta Phi) se expande la zona hacia ambos lados del centro.

Además, la zona es limitada hacia abajo por valores mínimos de la tensión homopolar y la intensidad a tierra. Estos valores de arranque ajustables deben ser sobrepasados para que se produzca un arranque.

Los ajustes de ángulo negativo hacen girar la zona de disparo en dirección „inductivo“, es decir, la intensidad a tierra tiene fase atrasada frente a la tensión a tierra.

Figura 2-69 Zona de disparo con característica U0-I0-ϕ

Lógica

La figura siguiente indica los criterios de activación de la protección de faltas a tierra sensible. Bajo la dirección 3101 se puede ajustar el modo de funcionamiento de la detección de faltas a tierra.

Con el ajuste Activar se posibilita el disparo, se establece un protocolo de perturbación.

Con el ajuste ON c.Protoc.F/T se posibilita el disparo, se establece un protocolo de perturbación y un protocolo de faltas a tierra.

Con el ajuste Sólo aviso no se posibilita el disparo, solamente se establece un protocolo de faltas a tierra.

El criterio para activar el protocolo de faltas a tierra es el inicio de arranque del escalón de la tensión homopolar UE o el arranque del escalón IEE>> o el arranque del escalón IEE> o IEp. El criterio para finalizar el protocolo es la reposición de arranque del Escalón correspondiente (ver los diagramas lógicos en las figuras 2-71 y 2-72).


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La función completa puede ser bloqueada bajo las siguientes condiciones:

• Se activa una entrada binaria,

• la función Fuse Failure Monitor (fallo fusible) o el interruptor de protección del transformador de tensión reaccionan.

Una desconexión o bloqueo significa que el sistema de medida que representa la lógica de avisos, está desactivado; los tiempos y los avisos de arranque son repuestos.

Todos los escalones pueden ser bloqueados individualmente vía entradas binarias. Aquí, se sigue señalizando los arranques y también pueden detectarse direcciones y fases con faltas, pero se impide un disparo, ya que los elementos de tiempo se bloquean.

Figura 2-70 Activación de la detección de faltas a tierra sensible con medición U0/I0-ϕ


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Figura 2-71 Diagrama lógico con medición U0/I0 -ϕ, parte 1


195


Figura 2-72 Diagrama lógico con medición U0/I0-ϕ, parte 2

2.11.3 Localización de faltas a tierra


En la mayoría de los casos se puede localizar también la falta a tierra mediante la determinación direccional. En redes aisladas en forma de estrella, generalmente, la localización no es problemática. Ya que todas las salidas de una barra (figura 2-73) conducen parcialmente una intensidad capacitiva, se puede medir en la posición de la línea defectuosa en una red aislada casi toda la intensidad propia de falta a tierra de la red; en las redes compensadas, la intensidad residual de la bobina de Petersen circula por esta posición de medida. Por esta razón, para un cable afectado con falta a tierra, se toma una decisión evidente en dirección “hacia adelante”, mientras que en el resto de las salidas, se señaliza “hacia atrás” o probablemente no se puede efectuar una medición debido a la mínima intensidad a tierra. De todas maneras, el cable con falta es localizado de manera evidente.

Figura 2-73 Localización de faltas a tierra en red radial


196


En redes malladas o en anillo los puntos de medida del cable con falta a tierra reciben la máxima intensidad (residual) de falta a tierra. Sólo en este cable se señaliza, en los dos extremos “hacia adelante” (figura2-74). También las demás señalizaciones direccionales en la red pueden ser útiles en la localización de faltas a tierra. Pero también es posible que, según las circunstancias, alguna de las señalizaciones quede inactiva debido a una intensidad a tierra muy pequeña.

Figura 2-74 Localización de la falta a tierra partiendo de las indicaciones de dirección en la red mallada


Ajustes generales

En la configuración de las funciones de protección (sección 2.1.1), se ha determinado bajo la dirección 131 F/T SENS. con cuales de los parámetros debe funcionar la detección de faltas a tierra. Si se selecciona F/T SENS. = t.def sin t.inv, entonces los parámetros para S/I t.def son accesibles. Si se selecciona F/T SENS. = Caract.usuario se puede aplicar para los escalones de sobreintensidad IEE> o IEEp una Característica específica del usuario. En todos estos casos, el escalón de alta intensidad IEE>> está disponible. Si no se necesita esta función, se ajusta no disponible. La característica del usuario sólo está disponible si se ha ajustado bajo la dirección 130 el método de medición estándar cos ϕ / sin ϕ.

Bajo la dirección 130 Car.dir F/T se se determina la característica para la determinación direccional. Para ello puede elegir entre los métodos de medición estándar cos ϕ / sin ϕ o V0/I0 ϕ med. con una característica de sector circular.

Bajo la dirección 3101 F/T.SENSITIVA la función puede ser activada (Activar) o desactivada (Desactivar), o ajustada con ON c.Protoc.F/T o con Sólo aviso. En los ajustes Activar y ON c.Protoc.F/T también es posible efectuar un disparo, además se establece un protocolo de perturbaciones. Con las opciones ON c.Protoc.F/T y Sólo aviso se genera un protocolo de faltas a tierra. El ajuste ON c.Protoc.F/T sólo es disponible, si se ha seleccionado bajo la dirección 130 Car.dir F/T se la característica V0/I0 ϕ med..

Los parámetros 3111 Tempor. ARR y 3130 DET.FALTA/tierr solamente son visibles cuando se ajusta la característica direccional con el método de medición estándar cos ϕ / sin ϕ. Con este ajuste, el cortocir-cuito recién será reconocido y señalizado, si el valor de la tensión homopolar se mantiene al menos durante el tiempo Tempor. ARR. Con el parámetro 3130 DET.FALTA/tierr se determina, si una detección de faltas a tierra debe efectuarse con los dos arranques UE e IEE (con UE y IEE) o solamente con uno de los dos arranques (con UE o IEE).


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Para la detección de intensidad a tierra con característica S/I t.def. se puede estabilizar el arranque mediante un retardo de reposición parametrizable (dirección 3121 T RR IEE>(>)). Esta protección se aplica en redes con faltas intermitentes. Para las aplicaciones donde se utilizan relés electromecánicos se pueden adaptar los diferentes comportamientos de reposición y realizar escalonamientos temporales de equipos digitales y elec-tromagnéticos. El ajuste depende del retardo de reposición de los relés electromagnéticos. Si es necesaria una coordinación, se deja el valor de ajuste previo (Cero = sin retardo de reposición).

Nota

Por favor tenga en cuenta que aquí se ha ajustado bajo la dirección 213 CONEX.TT 3fases como tipo de conexión para los transformadores de tensión U1E, U2E, U3E o U12, U23, UE. Además se debe ajustar correctamente bajo la dirección 206 el factor de adaptación Uf/Uen Transfor para la tensión homopolar. Dependiendo del modo de conexión de los transformadores de intensidad se ajusta bajo 217 y 218 la inten-sidad nominal primaria y secundaria del transformador en la conducción a tierra y también, en caso dado, bajo la dirección 238 y 239 la intensidad nominal primaria y secundaria del segundo transformador de intensidad a tierra.

Escalones de sobreintensidad de tiempo definido/inverso

En las direcciones 3113 hasta 3120 se puede ajustar una Característica de intensidad/tiempo. Estos escalo-nes trabajan con los valores absolutos de la intensidad a tierra. Esto tiene sentido sobre todo, donde la mag-nitud de la intensidad a tierra y en caso dado, la dirección de la intensidad proporcionen un criterio de detec-ción. Esto es válido p.ej. para redes puestas a tierra (en forma efectiva o con baja resistencia) o para máquinas eléctricas en conexión a barras colectoras en una red aislada donde, con una falta a tierra de la máquina, la capacidad total de la red produce una intensidad a tierra, pero debido a la capacidad reducida de la máquina esta intensidad a tierra es insignificante.

Curva Característica (S/I t. inv.) especificada por el usuario.

Las características especificadas por el usuario solamente son utilizadas con la aplicación del método de medición estándar cos ϕ / sin ϕ (dirección 130 Car.dir F/T se). En la configuración de una curva Característica especificada por el usuario se debe observar que entre el valor de arranque y el valor de ajuste – habitual en todas las características dependientes – ya está previsto un factor de seguridad de 1,1. Es decir, un arranque se efectúa cuando circula una intensidad de 1,1 veces el valor de ajuste.

La introducción de pares de valores para la intensidad y tiempo se efectúa con un valor múltiple de los valores en la dirección 3119 IEEp y 3120 T IEEp. Por eso se recomienda ajustar respectivamente las direcciones con 1,00 para obtener una relación simple. Si después se desea desplazar la curva característica en la forma requerida, entonces se puede modificar posteriormente los valores de las direcciones 3119 y/o 3120.

Por estado de entrega de fábrica, todos los valores están preajustados con ∞ . De esta manera, los valores permanecen inválidos y no se puede efectuar mediante esta protección ningún arranque o disparo.

Bajo la dirección 3131 I/IEp ARR T/TEp pueden ser registrados hasta 20 pares de valores de intensidad y tiempo. El equipo hace una aproximación a la Característica mediante una interpolación lineal.


198


Aquí se debe observar lo siguiente:• Los pares de valores deben estar registrados en orden consecutivo. Se pueden utilizar menos de 20 pares,

en la mayoría de casos sólo bastan 10 pares de valores, para definir suficientemente exacta una Característica. Un par no utilizado deberá ser marcado como “no válido” parametrizando el valor límite "∞". Tenga en cuenta que la Característica debe ser continua y lógica.

Para determinar las intensidades se asumen los valores de la tabla 2-11 y luego se introducen los valores de tiempo correspondiente. Los valores divergentes I/Ip se corrigen con el valor vecino más cercano. Esto no es señalizado.

Las intensidades que son menores que el valor del punto mínimo de la curva característica, no producen ninguna prolongación del tiempo de disparo. La curva característica de arranque (ver figura 2-75) recorre hasta el punto mínimo de la característica, paralelamente al eje de la intensidad.

Las intensidades que son mayores que el valor del punto máximo de la curva característica, no producen ninguna reducción del tiempo de disparo. La curva característica de arranque (ver figura 2-75) recorre desde el punto máximo de la característica, paralelamente al eje de la intensidad.

Tabla 2-11 Valores preferentes para las intensidades normalizadas en las características de disparo especificadas por el usuario

Figura 2-75 Uso de una característica especificada por el usuario Característica

I/Ip = 1 hasta 1,94 I/Ip = 2 hasta 4,75 I/Ip = 5 hasta 7,75 I/Ip = 8 hasta 201,00 1,50 2,00 3,50 5,00 6,50 8,00 15,001,06 1,56 2,25 3,75 5,25 6,75 9,00 16,001,13 1,63 2,50 4,00 5,50 7,00 10,00 17,001,19 1,69 2,75 4,25 5,75 7,25 11,00 18,001,25 1,75 3,00 4,50 6,00 7,50 12,00 19,001,31 1,81 3,25 4,75 6,25 7,75 13,00 20,001,38 1,88 14,001,44 1,94


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Determinación de la fase afectada con falta a tierra

La fase con falta a tierra puede ser determinada en la red aislada o compensada, si el equipo está conectado a tres transformadores de tensión en conexión estrella y con el punto neutro puesto a tierra o si las tensiones fase-tierra son determinadas por cálculo. La fase con falta a tierra se reconoce, si la tensión perteneciente ha disminuido debajo del valor de ajuste U FASE MÍN (dirección 3106), mientras que simultáneamente las otras dos tensiones de fase superan el valor límite U FASE MÁX (dirección 3107). Por lo tanto, U FASE MÍN debe ser ajustado con un valor menor que la tensión fase-tierra mínima de funcionamiento. Este ajuste no es crítico, un valor de 40 V es usual. U FASE MÁX debe estar sobre la tensión fase–tierra máxima de funcionamiento, pero debajo de la tensión fase-fase mínima posible, para UN = 100 V, por ejemplo 75 V. En una red puesta a tierra estos parámetros no tienen ninguna relevancia.

Escalón de tensión homopolar Uen

La tensión homopolar Uen> MEDIDA (dirección 3109) así como 3U0> CALCULADA (dirección 3110) es el criterio de arranque para la detección de faltas a tierra y también una condición para autorizar la determinación direccional (para ajuste de la característica direccional con cos ϕ / sin ϕ). Si se ajusta la característica direccional con V0/I0 ϕ med., el escalón de la tensión homopolar es totalmente independiente de los escalones de intensidad. Según la configuración bajo la dirección 213 CONEX.TT 3fases sólo es accesible la dirección del valor límite correspondiente 3109 Uen> MEDIDA ó 3110 3U0> CALCULADA.

Si se conducen al equipo dos tensiones fase-fase y la tensión homopolar Uen, entonces se utiliza directamente la tensión homopolar medida para la detección de faltas a tierra. El valor límite para Uen se parametriza bajo la dirección 3109 Uen> MEDIDA y permite un ajuste más sensible que con una tensión homopolar calculada. Aquí se debe observar que conectando una tensión Uen, se utilizará el factor determinado en el parámetro 206 Uf/Uen Transfor (generalmente = 1,73; ver también sección 2.1.3.2). Para la señalización del parámetro 3109 Uen> MEDIDA en valores primarios es válida la fórmula de transformación siguiente:

Si se conectan las tres tensiones fase-tierra a las entradas de tensión del equipo, entonces se calcula la ten-sión homopolar 3 · U0 mediante la suma de los valores instantáneos de las tensiones fase-tierra y la dirección 3110 es determinante para el ajuste del valor límite. Para la señalización del parámetro 3110 en valores primarios es válido:

De esta manera se diferencian — con valores secundarios ajustados iguales (por ejemplo) de los parámetros 3109 y 3110 — sus valores primarios en el factor de adaptación Uf/Uen Transfor.

Ejemplo:

En la conversión a valores primarios es valido:

Parámetro 202 UnPRIMARIA = 12 kVParámetro 203 UnSECUNDAR = 100 VParámetro 206 Uf/Uen Transfor = 1,73

Parámetro 213 CONEX.TT 3fases = U12, U23, UEParámetro 3109 Uen> MEDIDA = 40 V


200


Con la siguiente parametrización

es válido en la conversión a parámetros primarios:

Ya que con un cortocircuito en una red aislada o compensada aparece prácticamente la tensión homopolar completa, el valor de ajuste por lo general no es crítico; éste debe estar entre 30 V y 60 V (para Uen> MEDIDA con conexión Uen normal) así como entre 50 V y 100 V (para 3U0> CALCULADA). Para las altas resistencias de transición a la falta puede ser necesario tener una sensibilidad más elevada (= valor de reacción más bajo).

En una red puesta a tierra se puede ajustar un valor más sensible (menor), pero superior a la tensión homopolar máxima a esperar en funcionamiento que se produce por las asimetrías de la red.

Mediante la tensión homopolar se puede efectuar un arranque con reacción a disparo temporizado, bajo la condición de que se haya parametrizado un disparo en la detección de faltas a tierra (dirección 3101 F/T.SENSITIVA = Activar o ON c.Protoc.F/T) y además se haya configurado correspondientemente el parámetro 3130 DET.FALTA/tierr = con UE o IEE. La temporización de disparo se ajusta bajo la dirección 3112 Tempo. DISP Uen. Tenga en cuenta que el tiempo de mando total se compone del tiempo propio de la medición de la tensión homopolar (aprox. 50 ms) más el tiempo de estabilización de arranque (dirección 3111 Tempor. ARR) más la temporización de disparo (dirección 3112 Tempo. DISP Uen).

Determinación direccional con cos-ϕ/ sin-ϕ

Para la determinación direccional son determinantes las direcciones 3115 hasta 3126.

Aquí, el parámetro 3115 DIRECCIÓN IEE>> es determinante para la dirección del escalón independiente de alta intensidad IEE>> y puede ser ajustado con adelante o atrás o no direccional, es decir, en ambas direcciones. Para la dirección del escalón de sobreintensidad IEE> o IEEp se puede parametrizar 3122 DIR. IEE>/IEEp = adelante o atrás o no direccional, es decir, en ambas direcciones.

En la medición capacitiva de tensión y en los modos de conexión de tensión con los cuales no es posible efectuar una medición o cálculo de UE ó 3U0, los escalones funcionan de manera no direccional. Indicaciones más detalladas se encuentran en el capítulo 2.1.3.2.

El valor de intensidad IEE direcc (dirección 3123) es el umbral de autorización para la determinación direc-cional. Aquí se trata de la componente de la intensidad que es perpendicular a la recta direccional. La posición de la recta direccional misma se determina a partir de los valores de ajuste en las direcciones 3124 y 3125 .

Para la determinación direccional con faltas a tierra es valido: La intensidad de arranque IEE DIR. (= IEE direcc dirección 3123) debe ser ajustada con un valor bastante elevado, para que el equipo no arranque indebidamente por causa de las intensidades asimétricas de la red y de los transformadores de intensidad (especialmente en conexión Holmgreen).

Si se utiliza la determinación direccional en combinación con uno de los escalones de intensidad a tierra tra-tados anteriormente (IEE>, direcciones 3117 y siguientes, ó IEEp, direcciones 3119 y siguientes), entonces sólo tiene sentido para IEE direcc un valor menor o igual al valor de arranque anterior.

Con la determinación direccional se produce un aviso correspondiente (atrás/ adelante o no definido). Para evitar intermitencias de los avisos con fluctuaciones intensivas de intensidad de cortocircuito, se inicia con la reposición de la determinación direccional una temporización de reposición T.rep.ESTAB.DIR (dirección 3126) durante la cual se retiene el aviso.

Parámetro 213 CONEX.TT 3fases = U1E, U2E, U3EParámetro 3110 3U0> CALCULADA = 40 V


201


Un ajuste en la dirección 3124 ÁNG.CORREC con 0,0° significa en la dirección 3125

• MODO MEDIDA = cos ϕ

que la componente activa de la intensidad a tierra en relación a la tensión homopolar es determinante para el valor de intensidad IEE direcc (IEE DIR),

MODO MEDIDA = sin ϕ

que la componente reactiva de la intensidad a tierra en relación a la tensión homopolar es determinante para el valor de intensidadIEE direcc (IEE DIR) (figura 2-76).

Figura 2-76 Curva característica direccional en la medición de sen–ϕ

• En esta relación se puede hacer girar la recta direccional dentro de un rango de ± 45° bajo la dirección 3124 ÁNG.CORREC. En la figura 2-64 „Característica direccional con medición de cos ϕ“ en la descripción de la detección sensible de faltas a tierra se da una explicación detallada.

Determinación direccional con medición U0/I0 ϕ

Con la tensión mínima IEE>> Umín, dirección 3150 y la amplitud de la intensidad de arranque IEE>>, direc-ción 3113 se determina el límite inferior del segmento circular del escalón de alta intensidad IEE>>. Los límites de la zona de disparo en relación a la tensión homopolar se definen con los ángulos de fase correspondientes IEE>> Phi, dirección 3151 y el ángulo IEE>> Delta Phi, dirección3152. El tiempo de retardo de disparo se ajusta bajo la dirección 3114 T IEE>>. Los ajustes concretos dependen de la aplicación específica.

La tensión mínima IEE> Umín del escalón de sobreintensidad IEE> se introduce bajo la dirección 3153 y la intensidad de arranque IEE> bajo 3117. El ángulo de fase correspondiente IEE> Phi se parametriza bajo la dirección 3154 y el ángulo IEE> Delta Phi se introduce bajo la dirección 3155. Se debe ajustar el ángulo con 180°, de esta manera el escalón funciona de forma no direccional. El tiempo de retardo de disparo se ajusta bajo la dirección 3118 T IEE>.

Los ajustes de ángulo positivos (dirección 3151 y 3154) hacen girar la zona de disparo en dirección „capacitiva“, es decir, la intensidad a tierra tiene fase adelantada frente a la tensión a tierra.

Los ajustes de ángulo negativo hacen girar la zona de disparo en dirección „inductivo“, es decir, la intensidad a tierra tiene fase atrasada frente a la tensión a tierra.


202


Compensación de error angular (Transformador I)

Una compensación del error angular del transformador toroidal de cables siempre es necesaria debido al alto contenido de intensidad reactiva en la red compensada y el entrehierro inevitable del transformador toroidal. Para la carga real conectada se ajusta bajo las direcciones 3102 hasta 3105 el error angular máximo TOROID. F1 y la intensidad secundaria perteneciente TOROID. I1 así como un punto de trabajo adicional TOROID. F2/I2sec,T.Toroida, a partir del cual el error angular ya no se altera significantemente. Con esto, el equipo se aproxima a la característica de transformación del transformador con bastante exactitud. En redes aisladas o puestas a tierra la compensación del error angular no es necesaria.

Red aislada

En caso de cortocircuito en un cable en una red aislada, circulan al punto de medida las intensidades de falta a tierra capacitivas de la red unida galvánicamente, con excepción de la intensidad a tierra producida en el cable con falta, ya que esta última circula directamente por el punto de la falta (es decir no por el punto de medida). Como valor de arranque se elige aproximadamente la mitad de esta intensidad de cortocircuito, como método de medición se utiliza sin ϕ, ya que aquí la intensidad capacitiva de cortocircuito es determinante.

Red compensada

En una red compensada, se dificulta la determinación direccional durante un cortocircuito, ya que la pequeña intensidad residual vatimétrica, determinante para la medición, generalmente se encuentra superpuesta por una intensidad reactiva de carácter capacitivo o inductivo mucho más grande. La intensidad a tierra conectada al equipo puede obtener, dependiendo de la configuración de la red y la posición de la bobina de compensa-ción, dimensiones totalmente diferentes en valor absoluto o posición de fase. El equipo debe evaluar solamen-te la componente activa de la intensidad a tierra es decir IEE · cos ϕ. Esto requiere una extrema exactitud de medida especialmente en la calidad de transformación en todos los transformadores. Por otro lado, el equipo no debe ser ajustado a un nivel sensible sin necesidad. En la aplicación para redes compensadas se reco-mienda, por ello, solamente la conexión de transformadores toroidales de cable, con el fin de obtener medidas direccionales fiables. Aquí también es válida la fórmula general: el ajuste de los valores de arranque es la mitad de la intensidad de medida esperada, con lo cual, solo se considera la intensidad residual de trabajo. Esta intensidad residual se origina en primer lugar por causa de las pérdidas en la bobina Petersen. Como método de medida se utiliza cos ϕ, ya que aquí es determinante la intensidad residual de trabajo óhmica.

Red puesta a tierra

En una red puesta a tierra se ajusta un valor menor que la intensidad de falta a tierra mínima esperada. Se debe observar que IEE DIR. (valor de intensidad IEE direcc) sólo detecta la componente de intensidad en dirección perpendicular a la recta direccional determinada por las direcciones 3124 y 3125. Como método de medida se elige cos ϕ ajustando un ángulo correccional de –45° ya que el cortocircuito a tierra es óhmico-inductivo (ver parte derecha de la figura 2-64 "Característica direccional con medición de cos ϕ“ en la descripción de la detección sensitiva de faltas a tierra).

Máquinas eléctricas

Para máquinas eléctricas en conexión a la barra colectora en una red aislada, se puede elegir cos ϕ como método de medida y un ángulo de corrección de aprox. +45°, ya que generalmente la intensidad a tierra contiene aquí la superposición de la intensidad capacitiva de cortocircuito de la red con la intensidad óhmica de una resistencia de carga (ver parte izquierda de la figura "Característica direccional con medición de cosϕ“ en la descripción de la detección sensitiva de faltas a tierra).


203


Indicación para la parametrización de los valores umbrales de intensidad

Fundamentalmente, en los equipos con entrada de intensidad a tierra sensible, también es posible efectuar un ajuste en valores primarios pero se debe tener en cuenta el valor de conversión del transformador de intensi-dad. Especialmente en la selección de valores de ajuste muy pequeños y valores de intensidad primarios bajos, podría resultar aquí un escalonamiento de valores sobredimensionado. Por lo cual recomendamos parametrizar la detección de faltas a tierra sensible con valores secundarios.





3101 F/T.SENSITIVA DesactivarActivarON c.Protoc.F/TSólo aviso

Desactivar Detección de faltas a tierra (sensit.)

3102 TOROID. I1 1A 0.001 .. 1.600 A 0.050 A Transformador toroidal, Int. secund. I1

5A 0.005 .. 8.000 A 0.250 A

3102 I1sec,T.Toroida 1A 0.05 .. 35.00 A 1.00 A I1,secundaria Transformador Toroidal

5A 0.25 .. 175.00 A 5.00 A

3103 TOROID. F1 0.0 .. 5.0 ° 0.0 ° Transformad.toroid.error ángul.F1 con I1

3104 TOROID. I2 1A 0.001 .. 1.600 A 1.000 A Transformador toroidal, Int. secund. I2

5A 0.005 .. 8.000 A 5.000 A

3104 I2sec,T.Toroida 1A 0.05 .. 35.00 A 10.00 A I2,secundaria Transformador Toroidal

5A 0.25 .. 175.00 A 50.00 A

3105 TOROID. F2 0.0 .. 5.0 ° 0.0 ° Transformad.toroid.error ángul.F2 con I2

3106 U FASE MÍN 10 .. 100 V 40 V Tensión de fase afectada por f/t Uf mín

3107 U FASE MÁX 10 .. 100 V 75 V Tensión de las fases sanas Uf máx

3109 Uen> MEDIDA 1.8 .. 200.0 V; ∞ 40.0 V Uen> medida

3110 3U0> CALCULADA 10.0 .. 225.0 V; ∞ 70.0 V Uen> calculada

3111 Tempor. ARR 0.04 .. 320.00 s; ∞ 1.00 s Temporización T para aviso de arranque

3112 Tempo. DISP Uen 0.10 .. 40000.00 s; ∞ 10.00 s Temporización T Uen> / 3U0> DISPARO

3113 IEE>> 1A 0.001 .. 1.600 A 0.300 A Intensidad de arranque IEE>>

5A 0.005 .. 8.000 A 1.500 A

3113 IEE>> 1A 0.05 .. 35.00 A 10.00 A Intensidad de Arranque IEE>>

5A 0.25 .. 175.00 A 50.00 A


204


3114 T IEE>> 0.00 .. 320.00 s; ∞ 1.00 s Temporización T IEE>>

3115 DIRECCIÓN IEE>> adelanteatrásno direccional

adelante Dirección IEE>>

3117 IEE> 1A 0.001 .. 1.600 A 0.100 A Intensidad de arranque IEE>

5A 0.005 .. 8.000 A 0.500 A

3117 IEE> 1A 0.05 .. 35.00 A 2.00 A Intensidad de Arranque IE>

5A 0.25 .. 175.00 A 10.00 A

3118 T IEE> 0.00 .. 320.00 s; ∞ 2.00 s Temporización T IEE>

3119 IEEp 1A 0.001 .. 1.400 A 0.100 A Intensidad de arranque IEEp

5A 0.005 .. 7.000 A 0.500 A

3119 IEEp 1A 0.05 .. 4.00 A 1.00 A Intensidad de Arranque IEp

5A 0.25 .. 20.00 A 5.00 A

3120 T IEEp 0.10 .. 4.00 s; ∞ 1.00 s Temporización T IEEp

3121A T RR IEE>(>) 0.00 .. 60.00 s 0.00 s Tiemp. retardo de repos. T RR IEE>(>)

3122 DIR. IEE>/IEEp adelanteatrásno direccional

adelante Dirección IEE> / IEEp

3123 IEE direcc 1A 0.001 .. 1.200 A 0.010 A Autotrización para decisión direcc. IEE

5A 0.005 .. 6.000 A 0.050 A

3123 Autoriz.Direcci 1A 0.05 .. 30.00 A 0.50 A Autorización decisión direccional IEE

5A 0.25 .. 150.00 A 2.50 A

3124 ÁNG.CORREC -45.0 .. 45.0 ° 0.0 ° Ángulo corrección Phi (adic. a DA 3125)

3125 MODO MEDIDA cos ϕsin ϕ

cos ϕ Modo medida (de-pend.pto.estrella de red)

3126 T.rep.ESTAB.DIR 0 .. 60 s 1 s Tiemp.reposición para estabilización dir

3130 DET.FALTA/tierr con UE o IEEcon UE y IEE

con UE o IEE Detección de faltas a tierra cuando

3131 I/IEp ARR T/TEp 1.00 .. 20.00 I/IEp; ∞0.01 .. 999.00 T/TEp

Caract.arranque IEE / IEEp-TIEE / TIEEp

3150 IEE>> Umín 0.4 .. 50.0 V 2.0 V IEE>>: Tensión mínima

3150 IEE>> Umín 10.0 .. 90.0 V 10.0 V IEE>>: Tensión mínima

3151 IEE>> Phi -180.0 .. 180.0 ° -90.0 ° IEE>>: Angulo Phi

3152 IEE>> Delta Phi 0.0 .. 180.0 ° 30.0 ° IEE>>: Angulo Delta-Phi

3153 IEE> Umín 0.4 .. 50.0 V 6.0 V IEE>: Tensión mínima

3153 IEE> Umín 10.0 .. 90.0 V 15.0 V IEE>: Tensión mínima

3154 IEE> Phi -180.0 .. 180.0 ° -160.0 ° IEE>: Angulo Phi

3155 IEE> Delta Phi 0.0 .. 180.0 ° 100.0 ° IEE>: Angulo Delta-Phi



205




Explicación

1201 >Bloq. Ue> AI >Bloquear prot. faltas a tierra Ue>1202 >Bloq. IEE>> AI >Detecc. F/T sensitiva: bloqueo IEE>>1203 >Bloq. IEE> AI >Detecc. F/T sensitiva: bloqueo IEE>1204 >Bloq. IEEp AI >Detecc. F/T sensitiva: bloqueo IEEp1207 >Bloqu. F/T AI >Bloquear detección faltas a tierra1211 F/T desactivada AS Detección faltas a tierra desactivada1212 F/T activada AS Detección faltas a tierra activada1215 Arranque UE AS Arranque protección faltas a tierra Ue>1217 Disparo UE AS Disparo protección faltas a tierra Ue>1221 IEE>> arranq. AS Arranque escalón IEE>> detección tierra1223 IEE>> disparo AS Disparo protección-EEE IEE>>1224 IEE> arranq. AS Arranque escalón IEE> detección tierra1226 IEE> disparo AS Disparo protección-IEE Iee>1227 IEEp arranq. AS Arranque escalón IEEp detección tierra1229 IEEp disparo AS Disparo protección-EEE IEEp1230 Det.F/T bloq. AS Detección faltas a tierra bloqueada1264 IEEa = AV Intens. tierra, corr.componente activa =1265 IEEr = AV Intens.tierra,corr.componente reactiva =1266 IEE = AV Intens. tierra, valor absoluto =1267 Ue, 3Uo = AV Tensión homopolar Ue, 3Uo =1271 Fallo/tierra AS Falta a tierra1272 F/T Fase L1 AS Falta a tierra en fase L11273 F/T Fase L2 AS Falta a tierra en fase L21274 F/T Fase L3 AS Falta a tierra en fase L31276 F/T adelante AS Falta a tierra dirección hacia adelante1277 F/T atras AS Falta a tierra dirección hacia atrás1278 F/T no direcc. AS Falta a tierra no direccional16029 IEEp BLQ ErrPar AS Detecc. F/T Bloqueo Error parámetro16030 ϕ(3U0,IEE) = AV Angulo entre 3U0 e IEE (sensible)


206

Funciones2.12 Reenganche automático

2.12 Reenganche automático

Según la experiencia, aproximadamente 85% de los cortocircuitos con arco eléctrico en las líneas aéreas se extinguen automáticamente después de la desconexión por parte de la protección. La línea puede ser conectada nuevamente. Esta función de reenganche se realiza con el automatismo de reenganche después de una pausa sin tensión.

Si el cortocircuito perdura después del arranque (el arco no ha sido extinguido o el cortocircuito es metálico) el relé de protección desconecta definitivamente. En algunas redes se efectúan también diversos intentos de reenganche.

Casos de aplicación• La función integrada de automatismo de reenganche en el 7SJ80 también puede ser activada por un relé

de protección externo (p.ej., segunda protección). Para este caso debe existir un intercambio de señales entre el 7SJ80 y el relé externo mediante entradas y salidas binarias.

• También es posible hacer trabajar el 7SJ80 junto con un equipo de reenganche externo.

• Opcionalmente la función de reenganche puede efectuarse también en relación a la función integrada de sincronización o a un verificador de sincronismo externo.

• Ya que el reenganche automático no tiene sentido en la aplicación del equipo 7SJ80 en motores, generadores, transformadores, cables, bobinas de reactancia etc., se debe desactivar esta función en la configuración para estos casos de aplicación.

2.12.1 Función del programa

En el equipo 7SJ80 se ha integrado una función de reenganche automático (RE) tripolar con uno o más ciclos. La figura 2-77 muestra un ejemplo del transcurso de tiempo de un reenganche doble, en el cual el segundo reenganche demuestra éxito.


207


Figura 2-77 Diagrama de secuencia: reenganche doble, 1º ciclo sin éxito, 2º ciclo con éxito

La siguiente figura muestra un ejemplo de las secuencias temporales de un reenganche doble, en el cual ambos ciclos permanecen sin éxito y no se ha parametrizado ningún reenganche posterior.

El número mandos de cierre ordenados por el automatismo de reenganche son contados. Se dispone para esto de un contador de estadística para el primer y para los demás reenganches.


208


Figura 2-78 Diagrama de flujo de un reenganche doble, sin éxito

Arranque

La activación del automatismo de reenganche puede efectuarse por una función interna o externamente mediante entradas binarias. Para cada escalón mencionado en la tabla 2-12 se puede determinar individualmente, si el automatismo de reenganche puede ser activado (Arranque RE) o no (Sin arranque RE) o si éste debe ser bloqueado (RE bloqueado):

Tabla 2-12 Arranque RE

Con la activación del automatismo de reenganche se señaliza que se ha efectuado una orden de disparo y que ahora deberá transcurrir el programa de reenganche correspondiente.

Las señales por entrada binaria 2715 „>DISP falt.tier“ y 2716 „>DISP falt.fase“ para arrancar un programa RE también pueden ser activadas mediante CFC (Elaboración PLC rápida). De esta manera es posible iniciar del programa RE con cualquier aviso (p.ej., arranque de una protección), si se ha ajustado el parámetro 7164 ENTRADA BINARIA con Arranque RE.

Activación no direccional Activación direccional Activación de otras funcionesI> I dir. FALTA/tier.sens

IE> IE> dir. PROT.CARG.DESEQI>> I>> dir. ENTRADA BINARIA

I>>>IE>> IE>> dir.

IE>>>Ip Ip dir.

IEp IEp dir.


209


Tiempo activo

Con el tiempo activo (dirección 7117) se supervisa el tiempo entre el inicio de un arranque entrante y el inicio de la orden de disparo de una función de protección parametrizada como iniciadora. El tiempo activo se inicia cuando se detecta el arranque de una función que ha sido determinada como origen para RE. Las funciones de protección que están parametrizadas con Sólo aviso o que por principio no corresponden a la función RE, no inician el tiempo activo.

Si durante el tiempo activo se efectúa una orden de disparo de una función de protección parametrizada como inicio del reenganche, entonces se activará la función RE. Los mandos de disparo de una función de protec-ción parametrizada como iniciadora que se generan en el tiempo entre finalización del tiempo activo y finaliza-ción del arranque, producen un bloqueo dinámico de la función RE. Los mandos de disparo de las funciones de protección que no han sido definidas como arranque, no tienen ninguna influencia en el tiempo activo.

Para el trabajo en conjunto de la función RE con un dispositivo de protección externo, se introduce la señal de arranque para iniciar el tiempo activo por medio de la entrada binaria 2711 „>ARR gen. ext“.

Temporización para el inicio del tiempo de pausa

Después de activarse la función RE se puede retrasar el inicio del tiempo de pausa mediante la entrada binaria 2754 „>Retardo T.paus“. Mientras esta entrada binaria se mantenga activada, no se inicia el tiempo de pausa. Al momento de desactivación de la entrada binaria se efectúa el inicio. Mediante el parámetro 7118 T PAUSA RETARDO se puede controlar el retraso para el inicio del tiempo de pausa. Si después de transcurrir este tiempo la entrada binaria sigue todavía activada, entonces la función Reenganche automático cambia al estado de bloqueo dinámico (2785 „RE BLOQdinINT“). Después de transcurrir el retraso máximo para iniciar del tiempo de pausa, se protocoliza el aviso 2753 „RE transc.T.ret“.

Programas de reenganche

Según el tipo de falta se aplican dos diferentes programas de reenganche. Aquí es válido:

• El programa Tierra es válido cuando en todas las funciones de protección de cortocircuito que activan el automatismo de reenganche, se señaliza una falta monofásica. El criterio es, que exclusivamente haya arrancado una fase o sólo una fase y tierra o sólo tierra. También por entrada binaria el programa puede ser iniciado.

• El programa Fase es válido en todos los otros casos. Es decir, con arranque multifásico, con o sin Tierra, o con arranque por otras funciones, como la protección de carga desequilibrada. También por entrada binaria el programa puede ser iniciado.

Para la selección del programa se evalúan solamente los inicios de arranque, ya que la finalización de arran-ques podría trasgiversar el resultado, si durante la apertura del interruptor de potencia los arranques finalizan en diferentes espacios de tiempo. Prácticamente sólo un arranque que ha sido monofásico hasta la apertura del interruptor de potencia, induce, por lo tanto, la selección del programa Tierra, los demás producen la selección del programa Fase.

Para cada programa se pueden parametrizar por separado hasta 9 reenganches, en los cuales los primeros 4 ciclos de interrupción también pueden tener tiempos de pausa diferentes. Para el quinto y los demás reenganches es válido el cuarto tiempo de pausa.

Reenganche antes de selectividad

Para que el ciclo de interrupción pueda ser efectuado con éxito, se deben desconectar las faltas en todo el campo completo de protección en todos los extremos alimentantes con el mismo tiempo — corto, si es posible. Por lo general, se desea en un reenganche automático una desconexión rápida de la protección de cortocircuito. Es decir, aquí se da preferencia a la eliminación rápida de falta antes que a la selectividad, ya que un reenganche es el intento de mantener la funcionalidad de la red. Por esta razón, las funciones de protección que pueden activar el automatismo de reenganche, se parametrizan de tal manera que éstas generen un disparo sin temporización o con una temporización muy corta, antes de un reenganche.


210


Sin embargo, en una desconexión definitiva, es decir, si no se espera ningún reenganche, la protección debe efectuar un disparo con una temporización según el plan de escalonamiento, ya que en este caso la selectividad tiene prioridad. Ver también las indicaciones respectivas bajo el título „Interacción con el reenganche automático“ en las indicaciones de ajuste de las funciones de protección de sobreintensidad.

Reenganche simple

Esta función se activa con la primera orden de disparo de la función que ha sido parametrizada con arranque del automatismo de reenganche. Después de la apertura del interruptor de potencia se inicia el tiempo de pausa correspondiente a la situación de falta (ver también título marginal "Programas de reenganche"). Después de transcurrir el tiempo de pausa respectivo, el interruptor de potencia recibe una orden de cierre. Al mismo tiempo se inicia el tiempo de bloqueo T.BLOQUEO. En este tiempo de bloqueo se comprueba, si el reenganche ha sido efectuado con éxito. Si durante este tiempo se produce nuevamente una falta, entonces se bloquea la función RE dinámicamente y se produce un disparo definitivo. El tiempo de pausa puede ser ajustado para ambos programas individualmente.

Los criterios para detectar la apertura del interruptor de potencia pueden ser: el estado de los contactos auxiliares del IP o la finalización del arranque general, si es que no se ha configurado ningún contacto auxiliar.

Si la falta ha sido eliminada, (reenganche con éxito), el tiempo de bloqueo finaliza y todas las funciones pasan a su posición de reposo. La perturbación termina.

Si la falta no ha sido eliminada, (reenganche sin éxito), se efectúa por parte de la protección una desconexión definitiva según el plan de escalonamiento.

Reenganche múltiple

7SJ80 permite hasta 9 ciclos de reenganche. Este número puede ser ajustado por separado para el programa fase y el programa Tierra.

El primer ciclo de reenganche funciona en principio como el reenganche simple. Si el primer reenganche no tiene éxito, no se efectúa ninguna desconexión definitiva, sino se hace una reposición del tiempo de bloqueo y se inicia otro ciclo más de interrupción con un tiempo de pausa adicional. Esto se puede repetir tantas veces hasta que el número de repeticiones permitido sea alcanzado en el programa de reenganche correspondiente.

Los tiempos de pausa para los cuatro primeros ciclos de interrupción y los dos programas, pueden ser ajusta-dos en forma diferente. A partir del quinto ciclo es válido el tiempo de pausa del cuarto ciclo correspondiente.

Si alguno de los ciclos demuestra éxito, es decir, después del reenganche la falta desaparece, el tiempo de bloqueo finaliza y todas las funciones pasan a posición de reposo. La perturbación termina.

Si ninguno de los ciclos tiene éxito, se efectúa después del último reenganche permitido del equipo, una des-conexión definitiva según el plan de escalonamiento. Todos los intentos de reenganche concluyen sin éxito.

Después de un reenganche sin éxito se bloquea en forma dinámica el automatismo de reenganche (ver más abajo).

Tiempo de bloqueo

La funcionalidad del tiempo de bloqueo ya se ha aclarado bajo los títulos "Reenganche simple/múltiple". Se produce una prolongación del tiempo de bloqueo bajo las siguientes condiciones.

El tiempo 211 TMax.Orden Disp define el transcurso máximo, en el cual se mantiene activa una orden de cierre. Si antes de finalizar el transcurso de este tiempo se produce nuevamente una orden de disparo, entonces se cancela la orden de cierre. Si el tiempo TMax.Orden Disp está ajustado mas largo que el tiempo T.BLOQUEOT, entonces el tiempo de bloqueo será prolongado por el tiempo restante de la orden de cierre, después del transcurso normal.

¡Si antes de transcurrir el tiempo de bloqueo ocurre un arranque de una de las funciones de protección parametrizadas como iniciadoras de RE, entonces el tiempo de bloqueo será prolongado de igual manera!


211


2.12.2 Bloqueo

Bloqueo estático

Un bloqueo estático significa que el automatismo de reenganche no está disponible para operaciones de reenganche y no puede ser activado, mientras perdure la señal de bloqueo. Se genera el aviso de salida „RE inactivo“ (FNo. 2784). Esta señal se utiliza también internamente para bloquear los escalones de protección que sólo serán efectivos cuando el reenganche automático está disponible (ver también título marginal "Selectividad antes del reenganche" más arriba).

El automatismo de reenganche se bloquea estáticamente, si

• la señal „>BLOQUEO RE“ (FNo.2703) de una entrada binaria es efectiva, sin que se active el automatismo de reenganche (aviso correspondiente: „>BLOQUEO RE“),

• la señal „>IP disponible“ (FNo. 2730) por entrada binaria desaparece, sin que se active el automatismo de reenganche (aviso correspondiente: „>IP disponible“),

• el número de ciclos admisibles de ambos programas de reenganche están ajustado con 0 (aviso correspondiente (aviso correspondiente: „RE Núm. RE=0“),

• ninguna función (parámetro7150 hasta 7163) o entrada binaria está parametrizada con arranque de automatismo de reenganche (aviso correspondiente: „RE par.sin Arr.“),

• el interruptor de potencia es señalizado como „abierto“ y no existe ninguna orden de disparo (aviso correspondiente: „RE: IP blq. RE“). Condición para esto es, que el 7SJ80 reciba información sobre el estado del interruptor mediante los contactos auxiliares.

Bloqueo dinámico

El bloqueo dinámico de la función RE entra en acción siempre, cuando la función RE está activa y se cumple una de las condiciones de bloqueo. El bloqueo dinámico se reconoce con el aviso „RE BLOQdinINT“. El bloqueo dinámico está ligado al tiempo parametrizable T.BLOQUEO din.. El tiempo de bloqueo se inicia generalmente con el inicio de las condiciones de bloqueo. Después de transcurrir el tiempo de bloqueo, se comprueba, si el bloqueo podrá ser cancelado. Si aún perduran condiciones de bloqueo o si durante el transcurso ha entrado otra condición de bloqueo, entonces el tiempo de bloqueo será iniciado nuevamente. Si, por el contrario, la causa del bloqueo ha desaparecido, después de finalizar el transcurso del tiempo de bloqueo, entonces el bloqueo dinámico es cancelado.

El bloqueo dinámico se produce,

• cuando se alcanza el número máximo de intentos de reenganche. Si ahora, dentro del tiempo de bloqueo, ocurre una orden de disparo, entonces la función RE será bloqueada dinámicamente (señalizado por el aviso „RE Núm. máx RE“).

• si una función de protección reconoce una falta trifásica y el equipo no debe efectuar reenganche, según sus ajustes para faltas trifásicas, (señalizado por el aviso „RE Blq.Arr.3fás“).

• si transcurre el tiempo máximo de espera T PAUSA RETARDO para la temporización del inicio del tiempo de pausa por entrada binaria, sin que la entrada binaria „>Retardo T.paus“ haya sido desactivada durante este período de tiempo.

• cuando el tiempo activo ha transcurrido, sin que se haya producido ninguna orden de disparo, entonces cada orden de disparo durante la finalización del tiempo de bloqueo y la reposición del arranque producirá un bloqueo dinámico (señalizado por el aviso „RE T.act. term.“).

• si una función de protección produce un disparo, el cual debe bloquear la función de reenganche (según ajuste); esto se efectúa independientemente del estado de la función RE (arrancado / no arrancado) cuando se realiza la orden de disparo de la función bloqueadora, (señalizado por el aviso „RE DISP blq. RE“).

• cuando la protección fallo del interruptor de potencia genera un disparo.


212


• si durante el tiempo parametrizado T. Superv. ARR. el interruptor de potencia no se desconecta, después de que se haya dado la orden de disparo, por lo cual se supone un fallo del interruptor. (Esta supervisión de fallo del interruptor está prevista, más que todo, para las puestas en marcha. La pruebas de puesta en marcha de las funciones de protección se efectúan generalmente con el interruptor de potencia desactivado. La supervisión de fallo del interruptor evita que se produzcan reenganches inesperados después de reconectar el interruptor de potencia; señalizado por el aviso „RE: Fin TS.ARR“).

• si después de transcurrir el tiempo de supervisión para el interruptor de potencia, éste no está disponible para una operación de conmutación, suponiendo que esta función de supervisión está activada (dirección 7113 ? IP antes RE = Antes cada REE, señalizado por el aviso „Tctrl.IPtrans“),

• si, después de transcurrir la prolongación máxima del tiempo de pausa PROLONG.T.PAUSA, el interruptor de potencia aún no está disponible. La supervisión de disponibilidad del interruptor de potencia y el verifi-cador de sincronismo puede producir una prolongación no deseada del tiempo de pausa. Para evitar que la función RE entre a un estado indefinido, se supervisa la prolongación del tiempo de pausa. El tiempo de prolongación se inicia cuando finaliza el tiempo de pausa regular. Al transcurrir este tiempo, se bloquea la función RE dinámicamente y se inicia el tiempo de bloqueo. La función RE regresa a su estado de reposo, cuando ha finalizado el tiempo de bloqueo y ya no existan más condiciones para un bloqueo (señalizado con el aviso „RE: Fin TP máx.“).

• cuando se reconoce un cierre manual (externamente) y se ha fijado mediante el parámetro T.BLQ.CIERR.MAN (T = 0) que la función RE debe reaccionar con un cierre manual,

• mediante una entrada binaria que ha sido configurada (FNo. 2703 „>BLOQUEO RE“). Si el bloqueo se efectúa durante el estado de reposo de la función RE, se produce un bloqueo estático („RE inactivo“). Este finaliza inmediatamente con la reposición de la entrada binaria y la función RE regresa a su estado de reposo. Si la función RE ya está activada en el momento de entrada del bloqueo, entonces se produce un bloqueo dinámico („RE BLOQdinINT“). En este caso, se inicia con activación de la entrada binaria el tiempo de bloqueo T.BLOQUEO din.. Después de transcurrir este tiempo se comprueba, si la entrada binaria todavía se mantiene activa. En este caso, la función RE cambia del bloqueo dinámico al bloqueo estático. Si finalizando este tiempo la entrada binaria ya no está activa y ya no existen más bloqueos, la función RE pasa a su estado de reposo.

2.12.3 Detección y supervisión del estado del interruptor de potencia

Estado del interruptor de potencia

La detección del estado del interruptor de potencia es importante para la función de reenganche automático. El estado de conmutación puede ser indicado al equipo mediante los contactos auxiliares del interruptor por las entradas binarias 4602 „>RPOS Q0 abie“ y 4601 „>IP cerrado“.


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Aquí es válido:

• Si se utiliza tanto la entrada binaria 4601 „>IP cerrado“ así como la entrada binaria 4602 „>RPOS Q0 abie“, entonces, la función RE puede reconocer de esta manera, si el interruptor está abierto, cerrado o en posición intermedia. Si utilizando ambos contactos auxiliares, se reconoce el interruptor de potencia como abierto, entonces se inicia el tiempo de pausa. Si se reconoce un interruptor de potencia en posición abierta o en posición intermedia, sin que exista una orden de disparo, entonces se bloquea la función RE dinámicamente, si es que ésta ha sido arrancada. Si aquí la función RE se encuentra en estado de reposo, entonces se efectúa un bloqueo estático. Para verificar una orden de disparo existente, se evalúan todas las salidas de disparo del equipo, independientemente si la función trabaja como función iniciadora o bloqueadora de RE.

• Si solamente se ha configurado la entrada binaria 4601 „>IP cerrado“, se reconoce el interruptor de potencia en estado abierto, si la entrada binaria está inactiva. Si la entrada binaria se desactiva cuando no existe ninguna orden de disparo (de cualquier función), la función RE se bloquea. Aquí se produce un bloqueo estático, si es que la función RE en ese momento se encuentra en el estado de reposo. Si la función RE está activa, se produce un bloqueo dinámico. El tiempo de pausa se inicia, cuando la entrada binaria detecta, después de la orden de disparo de una función iniciadora, un interruptor de potencia en estado abierto (4601 „>IP cerrado“ = inactivo). En esta configuración no se puede reconocer un estado intermedio del interruptor de potencia.

• Si solamente se ha configurado la entrada binaria 4602 „>RPOS Q0 abie“, se reconoce el interruptor de potencia en estado abierto, si la entrada binaria está inactiva. Si la entrada binaria está activa, cuando no existe ninguna orden de disparo (de cualquier función), entonces la función RE se bloquea dinámicamente, si es que la función RE ya está en acción. De otra manera se produce un bloqueo estático. Se inicia el tiempo de pausa, si la entrada binaria se activa después de una orden de disparo de una función inicio de reenganche. En esta configuración no se puede reconocer un estado intermedio del interruptor de potencia.

• Si las entradas binarias 4602 „>RPOS Q0 abie“ y 4601 „>IP cerrado“ no están configuradas, la función RE no puede reconocer el estado de conmutación del interruptor de potencia. El inicio del RE se efectúa entonces exclusivamente mediante arranques y órdenes de disparo. Entonces, una supervisión de "IP abierto sin disparo" y el inicio del tiempo de pausa dependiendo del retroaviso del interruptor no son posibles.

Supervisión del interruptor de potencia

La disponibilidad del interruptor de potencia para efectuar un ciclo completo de interrupción, puede ser supervisada en el 7SJ80. Se reconoce un fallo del interruptor:

Condición para que después de una desconexión por cortocircuito se produzca un reenganche, es que al momento del arranque del automatismo de reenganche (o sea al empezar una orden de disparo), el interruptor de potencia sea disponible por lo menos para un ciclo DISPARO-CIERRE-DISPARO. Esta disponibilidad del interruptor de potencia se comunica al equipo mediante la entrada binaria „>IP disponible“. En caso que esta señal no esté disponible, se puede suprimir la interrogación del interruptor de potencia, ya que sino no sería posible efectuar un reenganche.

• Especialmente para reenganches múltiples es ventajoso consultar la posición del interruptor de potencia, no solamente al momento de la primera orden de disparo, sino también antes de cada reenganche. El reenganche se bloquea, mientras el interruptor no señalice su disponibilidad para efectuar un ciclo CIERRE-DISPARO.

• El tiempo transcurrido hasta la disponibilidad del interruptor de potencia puede ser supervisado por el 7SJ80. El tiempo de supervisión T SUPERVIS. IP continúa transcurriendo, mientras el interruptor no señalice su disponibilidad por las entradas binarias „>IP disponible“ (FNo. 2730), es decir, con la desactivación de la entrada binaria „>IP disponible“ se inicia el tiempo de supervisión T SUPERVIS. IP. Si la entrada binaria se activa nuevamente antes de que transcurra el tiempo de supervisión, entonces el tiempo de supervisión es interrumpido y se continúa el reenganche. Si el tiempo de supervisión es más largo que el tiempo de pausa, entonces el tiempo de pausa se prolonga correspondientemente. Si el tiempo de supervisión finaliza, antes de que el interruptor de potencia señalice su disponibilidad, la función RE se bloquea dinámicamente.


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Por causa del trabajo interactivo con la función de sincronización puede ocurrir una prolongación inadmisible del tiempo de pausa. Para evitar que la función RE permanezca, dado el caso, en un estado indefinido, se supervisa la prolongación del tiempo de pausa. Mediante el parámetro PROLONG.T.PAUSA se puede deter-minar la prolongación máxima del tiempo de pausa. El tiempo de prolongación PROLONG.T.PAUSA se inicia cuando finaliza el tiempo de pausa regular. Si la reacción de la sincronización ocurre antes de transcurrir este tiempo, el tiempo de supervisión se interrumpe y se genera la orden de cierre. Si este tiempo finaliza antes de la reacción de la sincronización, la función RE se bloquea dinámicamente.

Se debe controlar que este tiempo no sea menor que el tiempo de supervisión T SUPERVIS. IP.

El tiempo de supervisión del interruptor 7114 T. Superv. ARR. sirve para coordinar el arranque de la función RE en caso de un fallo del interruptor. Este se activa al efectuarse la orden de disparo antes o durante un reenganche determinando el tiempo en el cual se espera la apertura del IP, después de una orden de disparo. Si este tiempo termina de transcurrir, entonces se supone una fallo del interruptor y se bloquea el RE dinámicamente. Si se ajusta el parámetro T. Superv. ARR. con ∞, se cancela la función de supervisión de arranque.

2.12.4 Control de escalones de protección

La función RE puede influenciar las temporizaciones y los valores umbrales de la protección de sobreintensi-dad direccional o no direccional (Control de escalones de protección). Para esto se hace diferencia entre tres mecanismos:

1. Con la función de control de ciclos de RE los escalones de sobreintensidad pueden producir un disparo según el ciclo RE en reacción rápida (T = 0 ) o quedar sin influencia del RE (T = T) o ser bloqueados (T = ∞). Ver descripción adicional bajo el titulo "Control de ciclos".

2. Según el estado del automatismo de reenganche "RE disponible" o "RE inactivo" se puede activar/ desactivar el cambio dinámico de parámetros. De esta manera se pueden cambiar los valores umbrales y las temporizaciones de los escalones de la protección de sobreintensidad (ver también sección 2.12.6 o sección 2.4).

3. Con los parámetros de la protección de sobreintensidad 1X14A I(E)>> ACTIVO ó 1X16A I(E)>>> ACTIVO se puede determinar, si los escalones I(E)>> o I(E)>>> deben estar activos siempre o solamente en la condición de "RE disponible" (ver sección 2.2).

Control de ciclos

La función de control para los escalones de la protección de sobreintensidad se activa con la autorización del ciclo designado por el parámetro correspondiente. La autorización de los ciclos se señaliza mediante los avisos „RE: Autor.1°cic“ hasta „RE: Autor.4°cic“. Los parámetros para el ciclo de arranque tienen validez si la función RE se encuentra en estado de reposo. Por lo tanto, los ajustes parametrizados aquí siempre son efectivos, cuando la función RE se encuentra en reposo.

La autorización de los parámetros para el siguiente ciclo respectivo se efectúa con la salida de una orden de cierre y el inicio del tiempo de bloqueo. Después de un RE con éxito (finalización del tiempo de bloqueo) o cuando se cancela un bloqueo, la función RE pasa al estado de reposo. Para la función de la protección son válidos nuevamente los parámetros correspondientes al ciclo de arranque.

La figura siguiente muestra un ejemplo para el control de los escalones de protección I>> e IE>>.


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Figura 2-79 Control de los niveles de protección en caso de AR doble satisfactorio

Ejemplo

Antes del primer reenganche se deben desconectar rápidamente las faltas con los escalones I>> o IE>>. Es decir, se da preferencia a una eliminación de falta rápida en vez de la selectividad, ya que el reenganche es un intento de mantener el funcionamiento de la red. Si la falta permanece, se debe efectuar otra vez un disparo rápido y proseguir con un segundo reenganche.

A partir del segundo reenganche los escalones I>> o IE>> deben ser bloqueados para que la falta sea eliminada según el plan de escalonamiento de la red con los escalones I> o IE>, ya que ahora la selectividad tiene preferencia.

Las direcciones 7202 antes1°.RE:I>>, 7214 antes2°.RE:I>> y 7203 antes1°.RE:IE>> y 7215 antes2°.RE:IE>> se ajustan con sin retardo T=0 para que estos escalones sean efectivos des-pués del primer reenganche. Por lo contrario, las direcciones 7226 antes3°.RE:I>> y 7227 antes3°.RE:IE>> se ajustan con bloqueado T= ∞, de manera que los escalones I>> e IE>> sean blo-queados con el segundo reenganche. Naturalmente, los escalones de reserva, p. ej. I> e IE> no deben ser bloqueados (dirección 7200, 7201, 7212, 7213, 7224 y 7225).


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El bloqueo sólo es válido después del reenganche según la dirección de ajuste. Es decir, aquí también es posible determinar de nuevo otras condiciones de bloqueo para un tercer reenganche.

Las condiciones de bloqueo son válidas para la coordinación de secuencias de zonas, si ésta está conectada (dirección 7140, ver también más bajo el título marginal "Coordinación de secuencias de zona (Zone Sequencing)".

2.12.5 Coordinación de secuencias de zona (Zone Sequencing, no para las versiones 7SJ8***-**A**-)

La coordinación de secuencias de zona tiene la tarea de organizar la función RE del equipo con la función RE de otro equipo en la misma red. Esta es una función adicional del automatismo de reenganche, con la cual se pueden efectuar interrupciones cortas colectivas en redes de configuración radial. Para efectuar reenganches múltiples, los grupos pueden estar configurados también en estructuras escalonadas en las cuales las protecciones de alta tensión pueden estar sobre- y subescalonadas.

La coordinación de secuencias de zonas funciona de tal manera que dependiendo del ciclo de reenganche actual, se bloquean determinados niveles de protección. Esto se logra mediante el control de escalones de protección (ver título "Control de escalones de protección").

Lo particular es que, el cambio de un ciclo de reenganche al próximo, también puede ser efectuado sin orden de disparo, solamente mediante la activación/desactivación del arranque del escalón I> o IE> (Escalón).

La figura siguiente muestra el ejemplo de una interrupción colectiva en la salida 3.

Con la falta F1 a la salida 5, se efectúan arranques en los equipos de protección en la alimentación de barra y en la salida 3. El Escalón I>> en la salida 3 subescalona, la protección de la salida 5 mediante disparo en tiempo rápido y produce un primer reenganche. Si la falta está despejada, las funciones entran a reposición después de transcurrir el tiempo de bloqueo y se termina la perturbación. Con esto "se cuida" también la protección.

Si la falta permanece, se efectúa un segundo intento de reenganche con el mismo procedimiento.

Ahora se bloquea el nivel rápido I en el equipo de la salida 3. Si todavía la falta permanece, entonces sola-mente el Escalón I> es efectivo en la salida 3 , el cual sobreescalona la protección con 0,4 s. Después de que la protección ha desconectado la falta, se hace una reposición en los equipos situados delante. Si la protección no despeja la falta, el Escalón I> sirve como protección de reserva en la salida 3.

El Escalón I>> del equipo en la alimentación de barra está temporizado (0,4 s), ya que éste debe sobreescalonar no solamente los escalones I>> de los equipos de la salida, sino también las unidades de protección de los equipos (cortacircuitos). En el segundo reenganche también se debe bloquear el Escalón I>> para dar preferencia al relé de salida (I> con 0,4 s). Para esto, el equipo en la alimentación de barra, debe “saber”, que ya se han efectuado dos ciclos de interrupción.

En este equipo se debe activar la función de coordinación de secuencias de zonas: Esto es efectivo para contar los ciclos de interrupción durante la reposición de arranque I> o IE>. Si permanece todavía una falta después del segundo reenganche, sólo es efectivo el Escalón I> con 0,9 s como protección reserva.

Para una falta en la alimentación de la barra colectora F2, el Escalón I>> es efectivo con 0,4s. Mediante la coordinación de secuencias de zonas, éste puede ser ajustado con un tiempo relativamente breve. El escalón I> (Escalón) sólo es necesario como protección reserva. Sin la coordinación de secuencias de zonas, sólo se podría utilizar el Escalón I> con su tiempo relativamente largo (0,9 s).


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Figura 2-80 Coordinación de secuencias en caso de averías en la salida 5 y en las barras colectoras


Ajustes generales

La función interna de automatismo de reenganche sólo puede ser efectiva y accesible, si ha sido parametriza-da en la configuración bajo la dirección 171 REENGANCHE AUTO = disponible. Si no se necesita esta función, se ajusta no disponible. Bajo la dirección 7101 REENG.AUTO la función puede ser activada (Activar) o desactivada (Desactivar).

Si en la salida en la cual se aplica el 7SJ80 no se utiliza ningún reenganche automático (p.ej. en cables, transformadores, o similares), se desconecta esta función mediante la configuración. Entonces, el reenganche automático queda completamente inactivo, es decir, los avisos pertenecientes no aparecen y las entradas binarias relacionadas a la función de reenganche son ignoradas. Todos los parámetros del bloque 71 no son accesibles y no tienen ningún significado.

Duración de bloqueo con detección de cierre manual

El parámetro 7103 T.BLQ.CIERR.MAN define la reacción de la función RE cuando se reconoce una señal de Cierre-Manual. Con éste se puede ajustar, cuanto tiempo la función RE permanece bloqueada dinámicamente al reconocerse una orden externa de cierre manual por la entrada binaria (356 „>Conex. manual“). Si el parámetro se ajusta con 0, la función RE no reacciona con una señal de cierre manual.

Tiempo de bloqueo y bloqueo dinámico

El tiempo de bloqueo T.BLOQUEO (dirección 7105) es el periodo de tiempo, que al transcurrir después de un reenganchecon éxito, finaliza la perturbación de la red. Un nuevo disparo por una función de protección para-metrizada con arranque de reenganche, dentro de este tiempo, hace que, con un reenganche múltiple, se inicie el siguiente ciclo de interrupción; si no es permitido ningún reenganche nuevo, se considera, con un nuevo disparo, el último reenganche sin éxito.

Por lo general son suficientes algunos segundos. En zonas climáticas con tormentas y tempestades, es reco-mendable un tiempo de bloqueo más corto para disminuir el riesgo de una desconexión definitiva por causa de las caídas de rayos sucesivos en corto tiempo o cruces de cables rotos.

Un tiempo de bloqueo prolongado se elige, si no existe ninguna posibilidad de supervisión para el interruptor de potencia en los reenganches múltiples (p.ej. cuando no existen contactos auxiliares o no se dispone de la información de disponibilidad del interruptor) (ver más abajo). Entonces el tiempo de bloqueo deberá ser más largo que el tiempo para la nueva disponibilidad del interruptor de potencia.

Si se ha activado un bloqueo dinámico del automatismo de reenganche, éste queda bloqueado, hasta que la causa de bloque haya desaparecido. Ver detalles en la descripción bajo el título "Bloqueo dinámico". El bloqueo dinámico está ligado al tiempo parametrizable T.BLOQUEO din.. El tiempo de bloque se inicia generalmente con la aparición de la condición de bloqueo.


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Supervisión del interruptor de potencia

Condición para que, después de una desconexión por cortocircuito, se produzca un reenganche, es que al momento del arranque del automatismo de reenganche (es decir, al iniciarse una orden de disparo), el interruptor de potencia esté disponible por lo menos para un ciclo DISPARO-CIERRE-DISPARO:

Esta disponibilidad del interruptor de potencia se comunica al equipo mediante la entrada binaria „>IP disponible“ (FNo. 2730).

• Es posible consultar la posición del interruptor de potencia antes de cada reenganche o desistir la consulta (dirección7113, ? IP antes RE):

? IP antes RE = Sin consulta, si la disponibilidad del interruptor no debe o no puede ser consultada,

? IP antes RE = Antes cada REE, si la disponibilidad del interruptor debe ser consultada antes de cualquier mando de cierre.

Normalmente, se debe consultar la posición del interruptor de potencia. En caso que esta señal no esté dis-ponible, se puede desactivar la interrogación del interruptor de potencia bajo la dirección 7113 ? IP antes RE, (Sin consulta), ya que de otra manera, no sería posible efectuarse un reenganche.

Para controlar la nueva disponibilidad del interruptor se puede ajustar bajo la dirección 7115 el tiempo de supervisión de la disponibilidad del interruptor T SUPERVIS. IP siempre que se haya parametrizado la interrogación del interruptor de potencia bajo la dirección 7113. Este tiempo se ajusta algo mas largo que el tiempo máximo para una nueva disponibilidad después de un disparo. Si, después de transcurrir este tiempo, el interruptor de potencia todavía no está disponible, no se realiza ningún reenganche y se activa el bloqueo dinámico. Con esto, el automatismo de reenganche queda bloqueado.

La función de tiempo PROLONG.T.PAUSA, dirección 7116 sirve para controlar la prolongación del tiempo de pausa. Una prolongación del tiempo de pausa puede ser causada por la supervisión del interruptor de potencia T SUPERVIS. IP, dirección 7115, así como por la función de sincronización.

Después de transcurrir el tiempo parametrizado de pausa, se inicia el tiempo de supervisión PROLONG.T.PAUSA.

Se debe controlar en los ajustes que este tiempo no sea menor que el tiempo de supervisión T SUPERVIS. IP. Si se utiliza el tiempo de supervisión T SUPERVIS. IP, entonces se debe ajustar PROLONG.T.PAUSA con un valor ≥ T SUPERVIS. IP para mayor seguridad.

Después de utilizar la sincronización como verificador de sincronismo se puede ajustar el tiempo de supervisión con un valor relativamente corto, p.ej. algunos segundos. La sincronización sólo tiene la función de “chequear” el sincronismo de las redes. En caso de sincronismo se efectúa inmediatamente una orden de cierre, en caso contrario no se efectúa un cierre.

De todas maneras, el tiempo de supervisión debe ser ajustado por lo general más largo que la duración máxima del proceso de sincronización (parámetros 6112).

El tiempo de supervisión de fallo del interruptor de potencia 7114 T. Superv. ARR. determina el tiempo que se deberá esperar después de un disparo (cierre de los contactos de mando) hasta la apertura del interruptor (retroaviso de los contactos auxiliares del IP o finalización del arranque del equipo, si no han sido configurados los contactos auxiliares). Este tiempo se inicia nuevamente con cada disparo. Si este tiempo termina de transcurrir, entonces se supone, que existe un fallo del interruptor de potencia y la función RE se bloquea dinámicamente.


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Tiempo activo

El tiempo activo supervisa el periodo entre el arranque general del equipo y la orden de disparo de una función de protección parametrizada como iniciadora, cuando la función RE es disponible pero todavía no está activa. Si durante el tiempo activo se efectúa una orden de disparo de una función de protección parametrizada como iniciadora, se activa la función RE. Si este tiempo sobrepasa el tiempo parametrizable T ACT (dirección 7117), entonces la función RE se bloquea dinámicamente. En características de disparo dependientes, generalmente el tiempo de disparo se determina según la localidad de la falta o la resistencia de fallo. Mediante el tiempo activo no se inicia ningún reenganche en caso de faltas muy remotas o faltas de alta impedancia con tiempos de disparo prolongados. Los mandos de disparo de las funciones de protección que no han sido definidas como iniciadoras, no tienen ninguna influencia en el tiempo activo.

Temporización para el inicio del tiempo de pausa

El inicio del tiempo de pausa puede ser retrasado mediante una señalización por la entrada binaria 2754 „>Retardo T.paus“. El tiempo máximo para esta función puede ser parametrizado bajo 7118 T PAUSA RETARDO. Dentro de este período de tiempo la entrada binaria debe ser desactivada nuevamente para que se inicie el tiempo de pausa. El transcurso exacto se explica detalladamente en la descripción funcional bajo el título "Temporización para el inicio del tiempo de pausa".

Número de intentos de reenganche

El número de reenganches puede ser parametrizado individualmente para los programas "Fase" (dirección 7136, NO. REE FASE) y "Tierra“ (dirección 7135 NO. REE TIERRA). La definición exacta de los programas se explica en la descripción funcional bajo el título "Programas de reenganche"

Orden de cierre: directa o por función de control

Mediante los parámetros 7137 CIERR.obj.MANDO se puede elegir, si la orden de cierre debe ser generada directamente por la función de automatismo de reenganche (ajuste CIERR.obj.MANDO = ninguno) o si la funcionalidad de control debe activar el cierre.

Si la función RE debe hacer operaciones de mando mediante la funcionalidad de control, entonces se debe suprimir el cierre manual durante la orden de cierre de la función RE. En este caso, el ejemplo expuesto en la sección 2.2.10 para la lógica de cierre manual con órdenes vía función de control integrada, deberá ser am-pliado (ver figura 2-81). Mediante los avisos 2878 „RE Prog.Tierra“ y 2879 „RE Prog. Fase“ se reconoce que la función RE ha sido activada y que después del tiempo de pausa, esta función realizará un reenganche. Los avisos activan el Flip-Flop y bloquean la señal de cierre manual hasta que la función RE haya finalizado los intentos de reenganche. Mediante vinculación lógica OR de los avisos 2784 „RE inactivo“, 2785 „RE BLOQdinINT“ y 2862 „RE efectuado“ se efectúa una reposición del Flip-Flop. Si la orden de cierre proviene de la función de control, entonces se genera un cierre manual.


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Figura 2-81 Lógica CFC para conexión manual en caso de AR a través de la función de control

La lista de selección para el parámetro 7137 se genera espontáneamente dependiendo de los elementos de mando configurados. Si se selecciona uno de los elementos de mando, por lo general el interruptor de potencia „Q0 INTERR.“, entonces se realizará el reenganche vía función de control. En este caso, la función del automatismo de reenganche no producirá ninguna orden de cierre, sino un requerimiento de cierre. Esto será transmitido a la función de control la cual a continuación asumirá la operación de cierre. Por lo tanto, las propiedades definidas para el objeto de mando como enclavamientos y tiempos de mando, serán validas en la operación de cierre. Esto significa, que también es posible, que una orden de cierre no sea efectuada por causa de una condición actual de enclavamiento.

Si esto no es deseado, entonces la función de automatismo de reenganche también puede generar directamente la orden de cierre „Orden.cierr.RE“ que debe estar configurada a un contacto. En este caso el plano CFC de la figura 2-81 no tiene aplicación.

Conexión a la función de verificación de sincronismo interna

La función de reenganche automático puede operar con la función interna de sincronización del equipo. Si esto es deseado, entonces el plano CFC indicado en la figura 2-81 es imprescindible, ya que la función de sincronismo siempre actúa en cooperación con la función de control. Además se debe seleccionar mediante el parámetro 7138 SINC interna el grupo de sincronización 1. De esta manera se determinan las condiciones de sincronización para el reenganche automático. En este caso, el objeto de mando a utilizar se define dentro del grupo funcional de sincronización elegido (generalmente el interruptor de potencia „Q0 INTERR.“). El objeto de mando definido aquí debe ser idéntico con el objeto de mando definido bajo 7137 CIERR.obj.MANDO. Mediante la orden de cierre „Orden.cierr.RE“ no es posible efectuar un reenganche síncronizado.

Si no se requiere ninguna interacción con la sincronización interna, entonces el plano CFC según la figura 2-81 no es necesario y el parámetro 7138 debe ser ajustado con ninguno.

RE con verificador de sincronismo externo

Con el parámetro 7139 SINC externa se puede determinar, si la función RE debe trabajar con un verificador de sincronismo externo. Una sincronización externa es posible, si el parámetro esta ajustado con Si y si el equipo está vinculado al dispositivo externo de verificación de sincronismo mediante el aviso 2865 „RE ctrl.sinc“ y la entrada binaria „>RE EXT.ACT.“.

Nota: Una conexión simultánea de la función RE al verificador de sincronismo interno y externo no es posible!


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Arranque y bloqueo de la función de reenganche por las funciones de protección (Configuración)

Con las direcciones 7150 hasta 7167 se puede determinar, qué funciones de protección deben colaborar con el reenganche automático. Estas establecen en cierto modo una conexión entre la protección y el reenganche automático. Cada dirección denomina una función de protección con su abreviatura, p.ej. I>> para el Escalón I>> de la protección de sobreintensidad no direccional (dirección 7152).

Aquí significan las opciones:

• Arranque RE el escalón de protección activa con su orden de disparo el automatismo de reenganche;

Sin arranque RE el escalón de protección no activa el automatismo de reenganche, pero éste puede ser activado por otras funciones

RE bloqueado la función de protección bloquea el automatismo de reenganche, éste tampoco puede ser activado por otras funciones; pero se activa un bloqueo dinámico.

Tiempos de pausa (1° RE)

Los parámetros 7127 y 7128 determinan la longitud de los tiempos de pausa del 1° ciclo. El tiempo definido por el parámetro se inicia con la apertura del interruptor de potencia (si se han configurado los contactos auxiliares) o con la finalización del arranque después de la orden de disparo por una unidad iniciadora. Bajo la dirección 7127 T PAUSA1 FASE se ajusta el tiempo de pausa para el primer reenganche del programa "Fase" y bajo la dirección 7128 T PAUSA1 TIERRA para el programa de reenganche "Tierra“. La definición exacta de los programas se explica en la descripción funcional bajo el título "Programas de reenganche". Este caso de aplicación es determinante para la duración de las pausas sin tensión. Para líneas de mayor longitud, éstas deben ser lo suficientemente largas, para que pueda extinguirse el arco eléctrico y se desionice el aire en las inmediaciones y así el reenganche tenga perspectivas de éxito (usual 0,9 s hasta 1,5 s). En líneas de alimentación múltiples, generalmente, lo mas importante es la estabilidad de la red. Ya que la línea desconec-tada no puede desarrollar ninguna magnitud sincronizante, en la mayoría de veces, se permite sólo una pausa sin tensión breve. Los valores usuales comprenden desde 0,3 s hasta 0,6 s. En redes de configuración de estrella se permiten, normalmente, pausas sin tensión más largas.

Control de ciclos de las funciones de protección por la función de reenganche automático

Las direcciones 7200 hasta 7211, 7248 y 7249 permiten el control de los ciclos de las diferentes funciones de protección para la función RE. De esta manera, cualquier escalón de protección puede ser bloqueado, tem-porizado o activado directamente de acuerdo a los tiempos de retardo parametrizados. Los ajustes siguientes están disponibles:

Son disponibles los ajustes siguientes:

• Valor ajust.T=T el escalón de protección es temporizado, como determina el parámetro, es decir, la función RE no influye el Escalón;

sin retardo T=0 el escalón de protección no es temporizado, si la función RE está disponible a efectuar tal ciclo;

bloqueado T= ∞ el escalón de protección es bloqueado, si la función RE llega al ciclo definido en el parámetro. El escalón efectúa un arranque, sin embargo, el transcurso de la temporización permanece bloqueado con este ajuste.


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Tiempos de pausa (2° hasta 4° RE)

Si se ha parametrizado más de un ciclo de reenganche, entonces se podrá ajustar para el 2° hasta 4° ciclo parámetros individuales de reenganche. Las posibilidades son las mismas que para el 1° ciclo.

para el 2° ciclo:

para el 3° ciclo:

para el 4° ciclo:

Quinto hasta noveno reenganche

Si se han ajustado más de cuatro ciclos, entonces los ciclos siguientes trabajarán con los valores de ajuste del cuarto ciclo.

Bloqueo con falta trifásica

Independientemente del programa de reenganche elegido, se puede bloquear un reenganche con cortocircuito trifásico (dirección 7165 DISP.3p.bloq.RE). El criterio es el arranque de todas las tres fases de cualquier escalón de sobreintensidad.

Bloqueo por órdenes internas de la función de control

La función de reenganche puede ser bloqueada con las órdenes provenientes de la función de control integra-da del equipo. Para esto se debe establecer por CFC (Nivel de desarrollo Protección fallo del interruptor) mediante un módulo funcional CMD_INF una vinculación interna de las informaciones (ver la siguiente figura).

Figura 2-82 Bloqueo del automatismo de reenganche mediante órdenes a través de la función de mando integrado del equipo

Dirección 7129 T PAUSA2 FASE Tiempo de pausa 2° RE Fase Dirección 7130 T PAUSA2 TIERRA Tiempo de pausa 2° RE TierraDirecciones 7212 hasta 7223 y 7250, 7251

Control de ciclos para las diferentes funciones de protección antes del 2° RE






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Coordinación de secuencias de zonas (Zone Sequencing)

No para las versiones 7SJ8***-**A**-

Con la dirección 7140 ZONAS SECUENC. se puede activar (Activar) o desactivar (Desactivar) la coordinación de secuencias de zonas.

En un reenganche múltiple se cuentan solamente los ciclos de reenganche efectuados por el equipo, cuando la coordinación de secuencia de zonas está desconectada. Si se conecta la coordinación de secuencias de zonas, entonces se registran en un contador adicional también las interrupciones que (en las redes radiales) se efectúan por el relé. El criterio para esto es que los escalones de arranque I>/IE> pasen a reposición, sin que ninguna función de protección activadora de reenganche, efectúe una orden de disparo. Mediante las direcciones 7200 hasta 7247 (ver abajo "Arranque y bloqueo de la función de reenganche por las funciones de protección" y "Control de los escalones S/I y S/I dir. S/I mediante el cambio dinámico de parámetros") se puede determinar en forma individual, en qué ciclo de interrupción, qué equipo de protección será efectivo o será bloqueado.

En el ejemplo de la figura "Coordinación de secuencias de zonas para faltas en la salida de línea 5 y en la barra colectora" (ver figura 2-80) de la descripción funcional se ha conectado la coordinación de secuencias a la unidad de la línea de alimentación. Además, se deben bloquear a partir del segundo reenganche los escalones I>> (también es válido para los escalones I>>>), es decir, se debe parametrizar la dirección 7214 antes2°.RE:I>> con bloqueado T= ∞. En los equipos de las salidas se desconecta la coordinación de secuencias de zonas, pero aquí también deben ser bloqueados los escalones I a partir del segundo reengan-che. Naturalmente, se debe asegurar que los escalones I>> del reenganche automático, hagan un arranque: Dirección 7152 I>> con Arranque RE.

Todos los ajustes mencionados para los escalones I>> y I>>> también son válidos de forma análoga para los escalones IE>> y IE>>>.

Control de los escalones de S/I y S/I dir mediante el cambio dinámico de parámetros

Una posibilidad adicional de controlar la protección por parte de la función RE se dispone mediante el cambio dinámico de parámetros (ver también sección 2.4). En esta función existe el parámetro 1702 INICIO CAMB.din. Éste determina, bajo qué condiciones de arranque los valores cambiados para intensidad y tiempo en el cambio dinámico, deben ser válidos para la protección de sobreintensidad direccional (S/I dir) y no direccional (S/I).

Si se selecciona el parámetro 1702 INICIO CAMB.din = RE disponible, las funciones S/I y S/I dir trabajan con el valor modificado siempre que la función RE esté disponible. Para controlar el cambio dinámico de pa-rámetros la función RE ofrece la señal RE disponible. La señal RE disponible solo se activa, si la función RE ha sido configurada como disponible, está activada y no bloqueada y si está disponible para otro ciclo más. El control del cambio dinámico de parámetros no depende de los ciclos.

Ya que el control sobre el cambio dinámico de parámetros y el control orientado por ciclos de RE pueden estar activos simultáneamente, las protecciones S/I y S/I dir deben coordinar las magnitudes de entrada de ambos interfaces. Esto se efectúa dándole al control orientado por los ciclos de RE la prioridad más alta de manera que sobrecubra la autorización del cambio dinámico de parámetros.

En el control de los escalones de protección por parte de la función RE se debe observar que un cambio de las magnitudes de control (p. ej., por bloqueo) no tendrá influencia en los escalones ya activados. Los escalones activos seguirán funcionando.

Indicación para la lista de parámetros del automatismo de reenganche

Las posibilidades de ajuste del parámetro 7137 CIERR.obj.MANDO se generan de forma dinámica de acuerdo a la parametrización actual.


224




7101 REENG.AUTO DesactivarActivar

Desactivar Reenganche automático

7103 T.BLQ.CIERR.MAN 0.50 .. 320.00 s; 0 1.00 s T. bloqueo en deteccion de cierre manual

7105 T.BLOQUEO 0.50 .. 320.00 s 3.00 s Tiempo de bloqueo para último ciclo REE

7108 T.BLOQUEO din. 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Tiempo de bloqueo tras bloqueo dina.ext.

7113 ? IP antes RE Sin consultaAntes cada REE

Sin consulta Interrogación del IP antes de RE

7114 T. Superv. ARR. 0.01 .. 320.00 s; ∞ 0.50 s Supervisión tiempo de arranque

7115 T SUPERVIS. IP 0.10 .. 320.00 s 3.00 s Tiempo de supervisión del inter.potencia

7116 PROLONG.T.PAUSA 0.50 .. 1800.00 s; ∞ 100.00 s Prolongación máx. de tiempo de pausa

7117 T ACT 0.01 .. 320.00 s; ∞ ∞ s Tiempo activo

7118 T PAUSA RETARDO 0.0 .. 1800.0 s; ∞ 1.0 s Retardo máx. de inicio de tiempo pausa

7127 T PAUSA1 FASE 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Pausa sin tensión 1 RE Fase

7128 T PAUSA1 TIERRA 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Pausa sin tensión 1 RE Tierra


7130 T PAUSA2 TIERRA 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Pausa sin tensión 2 RE Tierra


7132 T PAUSA3 TIERRA 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Pausa sin tensión 3 RETierra

7133 T PAUSA4 FASE 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Pausa sin tensión 4...n RE Fase

7134 T PAUSA4 TIERRA 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Pausa sin tensión 4...n RE Tierra

7135 NO. REE TIERRA 0 .. 9 1 Número de ciclos de reenganche, Tierra

7136 NO. REE FASE 0 .. 9 1 Número de ciclos de reenganche, Fase

7137 CIERR.obj.MANDO (posibilidades de ajuste según la aplicación)

ninguno Orden de cierre mediante objeto de mando

7138 SINC interna (posibilidades de ajuste según la aplicación)

ninguno Sincronización interna

7139 SINC externa SiNo

No Sicronización externa

7140 ZONAS SECUENC. DesactivarActivar

Desactivar Secuencias de zonas

7150 I> Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE I>


225


7151 IE> Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IE>

7152 I>> Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE I>>

7153 IE>> Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IE>>

7154 Ip Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE Ip

7155 IEp Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IEp

7156 I> dir. Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE I> dirreccional

7157 IE> dir. Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IE> direccional

7158 I>> dir. Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE I>> dirreccional

7159 IE>> dir. Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IE>> dirreccional

7160 Ip dir. Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE Ip dirreccional

7161 IEp dir. Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IEp direccional

7162 FALTA/tier.sens Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE Detecc. faltas a tierra alta (sensib.)

7163 PROT.CARG.DESEQ Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE Protección de cargas desequilibradas

7164 ENTRADA BINARIA Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE Entrada binaria (fase y tierra)

7165 DISP.3p.bloq.RE SiNo

No Disparo tripolar bloquea RE

7166 I>>> Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE I>>>

7167 IE>>> Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IE>>>



226


7200 antes1°.RE:I> Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T I> antes del 1°.RE

7201 antes1°.RE:IE> Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T IE> antes del 1°.RE

7202 antes1°.RE:I>> Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T I>> antes del 1°.RE

7203 antes1°.RE:IE>> Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T IE>> antes del 1°.RE

7204 antes1°.RE:Ip Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T Ip antes del 1°. RE

7205 antes1°.RE:IEp Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T IEp antes del 1°. RE

7206 antes1°.RE:I> d Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T I> direccional antes del 1°.RE

7207 ant.1°.RE:IE> d Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T IE>direccional antes del 1°.RE

7208 ant.1°.RE:I>> d Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T I>> direccional antes del 1°.RE

7209 ant.1°.RE:IE>>d Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T IE>> direccional antes del 1°.RE

7210 antes1°.RE:Ip d Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T Ip direccional antes del 1°. RE

7211 ant.1°.RE:IEp d Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T IEp direccional antes del 1°. RE











227









Valor ajust.T=T IE> direccional antes del 2°.RE



























228











Valor ajust.T=T I> antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T IE> antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T I>> antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T IE>> antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T Ip antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T IEp antes del 4°..n°. RE




Valor ajust.T=T IE> direccional antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T I>> direccional antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T IE>> direccional antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T Ip direccional antes del 4°..n.°. RE


Valor ajust.T=T IEp direccional antes del 4°..n°. RE



229



7248 antes1°.RE:I>>> Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T I>>> antes del 1°.RE

7249 ant.1°.RE:IE>>> Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T IE>>> antes del 1°.RE










Valor ajust.T=T I>>> antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T IE>>> antes del 4°..n°. RE


Explicación

127 RE act/des IntI RE por IEC60870-5-103 (activar/desact.)2701 >RE.activar AI >Activar función de reenganche2702 >RE. desactivar AI >Desactivar función de reenganche2703 >BLOQUEO RE AI >Reenganche int.bloqueado exteriormente2711 >ARR gen. ext AI >Arranque general para reenganche int.2715 >DISP falt.tier AI >RE: disparo falta a tierra2716 >DISP falt.fase AI >RE: disparo falta de fase2722 >Act.COOR-DIS AI >Activar coordinación de disparo2723 >Desac.COOR-DIS AI >Desactivar coordinación de disparo2730 >IP disponible AI >Interruptor de potencia disponible2731 >RE EXT.ACT. AI >Activación Reeng. por unidad externa2753 RE transc.T.ret AS RE: Retardo máx. inicio de pausa transc.2754 >Retardo T.paus AI >RE: Inicio de tiempo de pausa retardado2781 RE desactivado AS Reenganche desactivado2782 RE activado IntI Reenganche activado2784 RE inactivo AS Reenganche inactivo2785 RE BLOQdinINT AS Reenganche,bloqueo dinám. interno2788 Tctrl.IPtrans AS RE: Tiempo control del IP transcurrido



230


2801 RE activo AS Reenganche activado2808 RE: IP blq. RE AS RE: IP abierto y ningún disparo2809 RE: Fin TS.ARR AS RE: T. supervis. de arranque sobrepasado2810 RE: Fin TP máx. AS RE: T máx. de pausa sobtrepasado2823 RE par.sin Arr. AS RE: No se ha parametrizado arrancador2824 RE Núm. RE=0 AS RE: Número ciclos = 02827 RE DISP blq. RE AS RE: Bloqueo por DISPARO2828 RE Blq.Arr.3fás AS RE: Bloqueo por arranque trifásico2829 RE T.act. term. AS RE: Tiempo act. terminado antes del DISP2830 RE Núm. máx RE AS RE: Número máx. de ciclos excedido2844 RE: 1°. ciclo AS RE: 1°. ciclo en proceso2845 RE: 2°. ciclo AS RE: 2°. ciclo en proceso2846 RE: 3°. ciclo AS RE: 3°. ciclo en proceso2847 RE: >3°. ciclo AS RE: Ciclo > 3°. en proceso2851 Orden.cierr.RE AS Orden de cierre por reenganche2862 RE efectuado AS Función reenganche efectuada2863 RE DISP.fin. AS Disparo final de reenganche2865 RE ctrl.sinc AS RE: Req. para controlar sincronismo2878 RE Prog.Tierra AS RE: Programa falta a tierra en proceso2879 RE Prog. Fase AS RE: Programa falta de fases en proceso2883 COOR.DISP en pr AS Coordinación de disparo en proceso2884 COOR-DISP.acti. AS Coordinación de disparo, activada2885 COOR-DISP.desa. AS Coordinación de disparo, desactivada2889 RE: Autor.1°cic AS RE: Autorización de zona en 1° ciclo2890 RE: Autor.2°cic AS RE: Autorización de zona en 2° ciclo2891 RE: Autor.3°cic AS RE: Autorización de zona en 3° ciclo2892 RE: Autor.4°cic AS RE: Autorización de zona en 4° ciclo2899 RE Req. Cierre AS RE: Requerimiento de cierre por control


Explicación


231

Funciones2.13 Localizador de faltas

2.13 Localizador de faltas

La determinación de la distancia a la falta durante cortocircuitos es una función adicional importante para las funciones de protección. La disponibilidad de la línea para transmisión de energía en la red puede incremen-tarse mediante una rápida identificación de la localización de la falta, y la reparación de cualquier daño resul-tante.

2.13.1 Descripción

Generalidades

El localizador de faltas es una función propia e independiente que utiliza los parámetros de la línea y de la instalación. Esta función es activada en caso de una falta por las funciones de protección existentes en el equipo 7SJ80.

El objeto a proteger puede estar compuesto por una línea no homogénea. Para las operaciones de cálculo, la línea puede ser dividida en varios tramos, p.ej., un cable corto seguido por una línea aérea. Para este tipo de objetos a proteger se pueden parametrizar individualmente cada tramo por separado. Sin esta información el localizador de faltas utiliza los datos de línea generales (ver sección 2.1.6.2).

La localización de faltas determina por cálculo también las faltas dobles con diferentes puntos de base, faltas hacia atrás y faltas que se presentan más allá de los tramos parametrizados. Para las faltas que no están dentro de los tramos parametrizados, el localizador de faltas aplica los datos de línea generales.

La localización de faltas puede ser iniciada por la orden de disparo de la protección de sobreintensidad direc-cional o no direccional o también por su arranque. En el último caso, también es posible realizar el cálculo de la localización de la falta, cuando otro equipo de protección despeja la falta. Además, la localización de faltas puede ser activada por una entrada binaria. Aquí, es condición un arranque simultáneo de la protección de sobreintensidad (direccional o no direccional).

Nota

Según el tipo de conexión de tensión utilizado (ver tabla 2-1) y con medición capacitiva de tensión el localizador de faltas no es efectivo.

Determinación del lugar de la falta

El principio de medición del localizador de faltas se basa en el cálculo de las impedancias.

Los pares de valores de las intensidades y tensiones de falta registrados en una memoria circulante (en inter-valos de 1/20 de periodo) son asegurados de manera estable inmediatamente después de la orden de disparo. En este lapso de tiempo no ha ocurrido todavía ninguna distorsión de los valores de medida a causa de la apertura del interruptor, incluso con interruptores muy rápidos. El proceso de filtrado de los valores de medida y el número de las operaciones de cálculo de impedancia se adaptan automáticamente al número de pares de valores ya estabilizados en la ventana de datos captada. Si se no pudo determinar una ventana de datos su-ficiente con valores estabilizados para la localización de la falta, se genera el aviso „LOC.falt.invál.“.

El localizador de faltas evalúa los bucles de cortocircuito y utiliza el bucle con la menor impedancia de falta (ver también el título „Selección de bucle“).

Selección de bucle

Los bucles de medida válidos para el cálculo de la reactancia de falta son seleccionados en relación a los arranques de la protección de sobreintensidad (direccional o no direccional).


232


La tabla 2-13 muestra la asignación de los bucles evaluados a las posibles situaciones de arranque de la protección de cortocircuito.

Tabla 2-13 Asignación Arranque — bucles evaluados

Señalización del lugar de la falta

Como resultado de la localización de la falta se señaliza:

• el bucle de cortocircuito con el cual se ha evaluado la reactancia de falta,

• la reactancia de falta X en Ω primario y Ω secundario,

• la resistencia de falta R en Ω primario y Ω secundario,

• la distancia a la falta d en km o millas proporcional a la reactancia en la línea, calculada con base al valor parametrizado de reactancia por longitud de la línea.

• La distancia a la falta d en % de la longitud de la línea, calculada en relación al valor de reactancia por longitud parametrizado y a la longitud de la línea parametrizada.

Tramos de la línea

Con los parámetros para los tramos de la línea se determina el tipo de línea. Si se trata p.ej. de una configu-ración de cable y línea aérea, entonces se debe parametrizar dos tipos diferentes. Aquí se puede diferenciar hasta tres tipos diferentes de línea. En la parametrización de los datos de línea se debe considerar, que las hojas de ajuste para los tramos de línea sólo aparecen, si se ha parametrizado en la capacidad funcional (dirección181) más de un tramo de línea. Los parámetros para un tramo individual de línea, se registran en una hoja de ajuste .


Generalidades

La localización de faltas sólo es efectiva, si se ha ajustado en la configuración de la capacidad funcional la dirección 180 con disponible.

Arranque por Tipo de falta Bucle medido Bucle señalizadoL1 L2 L3 E

x L1 L1-E L1-Ex L2 L2-E L2-E

x L3 L3-E L3-Ex E L1-E, L2-E, L3-E Impedancia mínima

x x L1-E L1-E L1-Ex x L2-E L2-E L2-E

x x L3-E L3-E L3-Ex x L1-L2 L1-L2 L1-L2x x L1-L3 L1-L3 L1-L3

x x L2-L3 L2-L3 L2-L3x x x L1-L2-E L1-L2, L1-E, L2-E Impedancia mínima x x x L1-L3-E L3-L1, L1-E, L2-E Impedancia mínima

x x x L2-L3-E L2-L3, L2-E, L3-E Impedancia mínima x x x L1-L2-L3 L1-L2, L2-L3, L3-L1 Impedancia mínima x x x x L1-L2-L3-E L1-L2, L2-L3, L3-L1, L1-E, L2-E, L3-E Impedancia mínima


233


Seleccione bajo la dirección 181 SECT.Lín.LOC.F el número de secciones de línea que son necesarias para una descripción precisa de la línea. Si se ajusta este número con 2 Secciones o con 3 Secciones, se visualizan en la opción Datos Generales de planta 2 en DIGSI otras hojas de ajuste. El preajuste es 1 Sección.

Datos de la línea

Para el cálculo de la distancia a la falta en kilómetros o millas el equipo necesita el valor de reactancia por longitud en Ω/km o Ω/milla. Además se requiere la longitud de la línea en km o millas, el ángulo de la impe-dancia de línea y la relación de resistencia y reactancia. Estos parámetros ya han sido ajustados en los Datos Generales de planta 2 para un máximo de 3 secciones de línea (ver sección 2.1.6.2 bajo „Adaptación de la impedancia a tierra“ y „Reactancia por longitud“).

Inicio de la medición

Normalmente, la localización de la falta se inicia con la orden de disparo de la protección de sobreintensidad direccional o no direccional (parámetro 8001 ACTIV.LOC.FALTA = Disparo). Ésta también puede ser iniciada con la reposición de arranque de esta función (parámetro 8001 ACTIV.LOC.FALTA = Arranque), si por ejemplo la desconexión de la falta es efectuada por otra protección. Independientemente, el cálculo de localización puede ser activado externamente mediante una entrada binaria. (FNo. 1106 „>LOC.falt.act“), si el equipo ha efectuado un arranque.




8001 ACTIV.LOC.FALTA ArranqueDisparo

Arranque Activar localizador de falta


Explicación

1106 >LOC.falt.act AI >Activar localizador de faltas1114 Rpri= AV Resistencia de falta primaria =1115 Xpri= AV Reactancia de falta primaria =1117 Rsec= AV Resistencia de falta secundaria =1118 Xsec= AV Reactancia de falta secundaría =1119 d = AV Distancia de falta =1120 d[%] = AV Distancia de falta en % longitud línea =1122 d = AV Distancia de falta =1123 LOC. lazo L1E AS Lazo L1E1124 LOC. lazo L2E AS Lazo L2E1125 LOC. lazo L3E AS Lazo L3E1126 LOC. lazo L12 AS Lazo L121127 LOC. lazo L23 AS Lazo L231128 LOC. lazo L31 AS Lazo L311132 LOC.falt.invál. AS LOC. faltas no puede calcular valores


234

Funciones2.14 Protección fallo del interruptor

2.14 Protección fallo del interruptor

La protección fallo del interruptor sirve para supervisar la apertura correcta del interruptor de potencia asignado.

2.14.1 Descripción

Generalidades

Si después de una orden de disparo efectuada, el interruptor de potencia no desconecta durante un tiempo parametrizable, entonces la protección fallo del interruptor producirá la desconexión por medio de un interruptor de prioridad superior (ver también el ejemplo en la figura siguiente).

Figura 2-83 Principio funcional de la protección fallo del interruptor

Arranque

La protección fallo del interruptor puede ser activada por dos diferentes fuentes:

• Órdenes de disparo de las funciones de protección internas del 7SJ80,

• Órdenes de arranque externas por entrada binaria („>FALLO IP ini.“).

Para cada una de ambas fuentes se produce un aviso de arranque propio, se inicia una temporización propia y se genera una orden de disparo propia. Los valores de parámetro para umbral de intensidad y temporización son comunes.

Criterios

Para reconocer un fallo del interruptor se disponen de dos criterios:

• Comprobación si después de haber sido despachada una orden de disparo, la intensidad realmente desaparece,

• Evaluación de los contactos auxiliares del interruptor de potencia.


235


Los criterios que deben producir el arranque son seleccionables y dependen también de la función de protec-ción que genera la orden de disparo. En un disparo sin intensidad de cortocircuito, p.ej. mediante la protección de tensión, una intensidad inferior al umbral I> Superv.Flujo no es un criterio seguro para reconocer la reacción del interruptor. Por esta razón, en estos casos el arranque depende solamente del criterio del contac-to auxiliar. En las funciones de protección que miden la intensidad (en todas las protecciones de cortocircuito) se da preferencia al flujo de intensidad frente a los contactos auxiliares como criterio, debido a su mayor eva-luación. Si se reconoce un flujo de intensidad con un valor mayor que el umbral o umbrales ajustados (con exist. con 3I0>), entonces, la protección fallo del interruptor también efectuará un disparo, aún cuando el criterio del contacto auxiliar señalice „Contacto abierto“.

Supervisión del flujo de intensidad

Mediante la dirección 170 PROT. FALLO se puede determinar, si el criterio de intensidad podrá ser cumplido solamente por una intensidad de fase (ajuste disponible) o si se debe utilizar otra intensidad más para una prueba de plausibilidad (ajuste exist. con 3I0>), ver figura 2-84.

Las intensidades se filtran con funciones numéricas de tal manera que solamente se evalúa la onda fundamental. Las intensidades se supervisan y se comparan con el valor límite ajustado. Aparte de las tres intensidades de fase, se han previsto dos intensidades adicionales, para posibilitar una prueba de plausibilidad. Para esta prueba de plausibilidad se puede utilizar, con la correspondiente configuración, un valor umbral independiente (ver figura 2-84).

La intensidad a tierra se utiliza preferentemente como intensidad de plausibilidad IE (3·I0). Mediante los parámetros 613 se decide, si se deben aplicar los valores medidos ((medido)) o los valores calculados (3I0 (calculado)). En las perturbaciones de red sin contacto a tierra no circula ninguna intensidad elevada a tierra o por el punto neutro, por lo tanto, se utiliza como intensidad de plausibilidad también la intensidad triple de secuencia negativa calculada 3·I2 u otra intensidad de fase.


236


Figura 2-84 Supervisión del flujo de intensidad

Supervisión de los contactos auxiliares del interruptor

La evaluación de los contactos auxiliares del interruptor depende de los contactos que están disponibles y del modo de asignación de las entradas binarias:

• los contactos auxiliares para interruptor „abierto“ (4602 „>RPOS Q0 abie“) y „cerrado“ (4601 „>IP cerrado“) están asignados,

• sólo el contacto auxiliar para interruptor „abierto“ está asignado (4602 „>RPOS Q0 abie“),

• sólo el contacto auxiliar para interruptor „cerrado“ está asignado (4601 „>IP cerrado“),

• ninguno de los dos contactos está asignado.

Dependiendo de esta configuración se evalúan los retroavisos del (de los) contacto(s) auxiliar(es) del interrup-tor. El objetivo es que después de producirse una orden de disparo, se reconozca la posición cerrada o inter-media del interruptor mediante los retroavisos de sus contactos auxiliares — siempre que sea posible — y con-siderar este criterio para efectuar un arranque de la protección fallo del interruptor.

En diagrama lógico muestra la supervisión de los contactos auxiliares del interruptor.


237


Figura 2-85 Diagrama lógico: Protección fallo del interruptor, Supervisión de los contactos auxiliares del interruptor

Lógica

Cuando la protección fallo del interruptor realiza un arranque, se genera un aviso correspondiente y se inicia una temporización parametrizable. Si después de transcurrir este tiempo, perduran los criterios que producen el arranque, entonces se decide efectuar una desconexión de la falta mediante un interruptor de potencia a nivel superior. Para esto se asigna la orden de disparo de la protección fallo del interruptor a uno de los relés de salida.

La figura siguiente muestra el diagrama lógico de la protección fallo del interruptor. Mediante parámetros la protección completa puede ser conectada o desconectada, como también ser bloqueada dinámicamente mediante una entrada binaria.

Si uno de los criterios (valor de intensidad, contacto auxiliar) que causaron el arranque, ya no es válido durante el transcurso de la temporización, se efectúa una reposición y no se produce ninguna orden de disparo por parte de la protección fallo del interruptor.

Como protección contra posibles impulsos de interferencia se ha previsto una estabilización de la entrada binaria para una señal externa de arranque. Esta señal debe mantenerse durante el transcurso completo de la temporización, ya que en caso contrario se produciría una reposición de tiempo y no se podría efectuar una orden de disparo.


238


Figura 2-86 Diagrama lógico de la protección fallo del interruptor


Generalidades

La protección fallo del interruptor de potencia sólo puede ser efectiva y accesible, si en la configuración se ha ajustado bajo la dirección 170 PROT. FALLO disponible o exist. con 3I0>. Con el ajuste disponible se consideran para la supervisión del flujo las tres fases de intensidad. Con el ajuste exist. con 3I0>, si existe sólo una fase de intensidad, se evalúa adicionalmente la intensidad a tierra o también la intensidad de secuencia negativa.

Si no se necesita esta función, se ajusta no disponible. Bajo la dirección 7001 PROT. FALLO INT la función puede ser activada (Activar) o desactivada (Desactivar).


239


Criterios

Con la dirección 7004 CRIT.COaux se determina si los contactos auxiliares del interruptor, acoplados por entrada binaria, deben ser considerados en el criterio de arranque o no. Si este parámetro está ajustado con Activar, se utilizan el criterio de intensidad y/o el criterio por contacto auxiliar. Este ajuste debe ser seleccio-nado, si la protección fallo del interruptor es activada por funciones en las cuales el flujo de intensidad no es siempre un criterio seguro para detectar el interruptor abierto, p.ej. en la protección de tensión.

Tiempo de retardo

La temporización en la dirección 7005 Tdisp.F.FalloIP comprende el tiempo máximo de desconexión del interruptor de potencia, el tiempo de reposición de la detección de sobreintensidad así como un margen de seguridad el cual considera también la dispersión de tiempo en las temporizadores. La figura 2-87 aclara los transcursos de tiempo.

Figura 2-87 Secuencia de tiempo en el despeje normal de la falta y con fallo del interruptor

Valores de reacción

Bajo la dirección 7006 I> Superv.Flujo se ajusta el valor de reacción para la supervisión del flujo de intensidad y bajo la dirección 7007 3I0> FALLO IP el valor de reacción para la supervisión del flujo de intensidad a tierra. Se elige los valores de ajuste de tal manera que la supervisión del flujo de intensidad reaccione todavía con la intensidad de cortocircuito mínima a esperar. Para esto, el valor debe ser ajustado por lo menos 10% más bajo que el valor mínimo de cortocircuito. El valor de arranque no debe ser elegido menor que lo necesario, ya que un ajuste demasiado sensible trae el riesgo de que los procesos de compensación en el circuito secundario del transformador de intensidad, en la desconexión de intensidades extremamente altas produzcan una prolongación del tiempo de reposición.


240






7001 PROT. FALLO INT DesactivarActivar

Desactivar Protección de fallo del interruptor

7004 CRIT.COaux DesactivarActivar

Desactivar Criterio contacto aux. del interruptor

7005 Tdisp.F.FalloIP 0.06 .. 60.00 s; ∞ 0.25 s Tiempo disp. prot. fallo interruptor

7006 I> Superv.Flujo 1A 0.05 .. 20.00 A 0.10 A Valor reacción supervis. flujo intens.

5A 0.25 .. 100.00 A 0.50 A

7007 3I0> FALLO IP 1A 0.05 .. 20.00 A 0.10 A Valor de reacción de la supervisión 3I0

5A 0.25 .. 100.00 A 0.50 A


Explicación

1403 >FALLO IP bloq. AI >Prot.fallo interrup. de pot.bloqueada1431 >FALLO IP ini. AI >Arranque Prot.fallo inte. por ord.exter1451 FALLO IP Desact AS Prot. fallo interruptor desactivada1452 FALLO IP bloq. AS Prot. fallo interruptor bloqueada1453 FALLO IP act. AS Prot. fallo interruptor activada1456 FALLO IP arrINT AS Arr.prot.fallo interr.por arranq. int.1457 FALLO IP arrEXT AS Arr.prot.fallo interr.por arranq. ext.1471 FALLO IP DISP. AS Prot. fallo interruptor,orden de disparo1480 F. IP DISP. int AS Disparo prot.fallo interr.arranq. int.1481 F. IP DISP. ext AS Disparo prot.fallo interr.arranq. ext.


241

Funciones2.15 Función flexible

2.15 Función flexible

La función de protección flexible es una función de aplicación general que puede ser utilizada según su parametrización en los diferentes métodos de protección. Se pueden establecer máximo 20 funciones de protección flexibles. Cada función puede ser aplicada como función individual de protección, como escalón suplementario en otra función existente o como lógica universal, p. ej. en las funciones de supervisión.

2.15.1 Descripción

Generalidades

La función se basa en la conexión de una función lógica estándar a un valor característico a elegir mediante parámetros (valor de medida o valor calculado). Se disponen de los valores característicos indicados en la tabla 2-14 y de las funciones de protección realizables con estos valores.

Se debe considerar que en una conexión capacitiva de tensión no se disponen de los valores de potencia.

Tabla 2-14 Funciones de protección realizables

Grupo de valores ca-

racterísticos

Valor característico / Valor de medida Función de protección ANSI-No. Modo de trabajotrifásico monofá-

sicoIntensidad I Valor efectivo de la onda

fundamental Protección de sobreintensidadSupervisión de mínimo de tensión

50, 50G37

X X

Irms True RMS (Valor efectivo) Protección de sobreintensidadProtección de sobrecargaSupervisión de mínimo de intensidad

50, 50G

37

X X

3I0 Sistema homopolar Protección de sobreintensidad, tierra

50N X

I1 Componente de secuencia de fases positiva

X

I2 Componente de secuencia de fases negativa

Protección de carga desequilibrada

46 X

I2/I1 Relación entre componentes de secuencia de fases positiva y negativa

X

Frecuencia f Frecuencia Protección de frecuencia 81U/O sin referencia de fasedf/dt Variación de frecuencia Protección de variación de

frecuencia81R

Tensión U Valor efectivo de la onda fundamental

Protección de tensiónTensión de desplazamiento

27, 59, 59G X X

Urms True RMS (Valor efectivo) Protección de tensiónTensión de desplazamiento

27, 59, 59G X X

3U0 Sistema homopolar Tensión de desplazamiento 59N XU1 Componente de secuencia de

fases positivaProtección de tensión 27, 59 X

U2 Componente de secuencia de fases negativa

Asimetría de tensión 47 X


242


En el capítulo 2.16 se indica un ejemplo de aplicación para la función „Protección de inversión de potencia“.

Las funciones de protección son configurables hasta un máximo de 20 y son independientes la una de la otra. La descripción a continuación pone como referencia una función y es válida correspondientemente para las demás funciones flexibles. El diagrama lógico en la figura 2-88 describe la función en detalle.

Control de funciones

Esta función puede ser activada o desactivada (Activar / Desactivar). Además puede ser parametrizada en el estado de Sólo aviso. En este estado no se inicia, en caso de un arranque, ningún evento de falta ni tampoco las temporizaciones de disparo. Tampoco será posible efectuar un disparo.

Si se efectúan modificaciones en los datos de planta 1, después de haber configurado las funciones flexibles, entonces puede ser posible que las funciones ahora no estén correctamente parametrizadas. Esto se señaliza con el aviso (FNo. „$00 adec.inv.“). En este caso, la función está desactivada y la parametrización de la función debe ser adaptada.

Bloqueos de función

Esta función puede ser bloqueada por la entrada binaria (FNo. 235.2110 „>$00 bloq.“) por operación de servicio local („Mando“ -> „Marcas“ -> „Establecer“). En el estado de bloqueo el sistema de medición de la fun-ción se reinicia como también las funciones de tiempo y los avisos. El bloqueo mediante servicio local puede tener importancia en caso que la función se mantenga en un arranque permanente y por lo tanto no fuera posible hacer un cambio de parámetros. En caso de perdida de la tensión de medida se puede bloquear la función, si ésta elabora magnitudes características dependientes del valor de la tensión. La supervisión para esto se efectúa mediante la función interna del equipo „Detección de fallos en la tensión de medida“ (FNo. 170 „Fall.F-F inm“; ver capítulo 2.10.1) o mediante los contactos auxiliares del interruptor de seguridad del transformador de tensión (FNo. 6509 „>falt.TT lin.“ y FNo. 6510 „>falt.TT barr“). Este mecanismo de bloqueo puede ser activado o desactivado por parámetro. EL parámetro correspondiente BLQ. TENS. MED. sólo está disponible, si las magnitudes características dependen de la medición de la tensión.

En la versión como función de protección de potencia o como función de supervisión de potencia se efectúa un bloqueo cuando los valores de intensidad son menores que 0,03· IN.

Potencia P Potencia activa Protección de inversión de potenciaProtección de potencia

32R, 32, 37 X X

Q Potencia reactiva Protección de potencia 32 X Xcos ϕ Factor de potencia Factor de potencia 55 X X

Entrada binaria

– Entrada binaria Acoplamiento directo sin referencia de fase

Grupo de valores ca-

racterísticos

Valor característico / Valor de medida Función de protección ANSI-No. Modo de trabajotrifásico monofá-

sico


243

Modo de trabajo, Valores de medida, Procedimiento de medida

La asignación de la función flexible a una función de protección específica para una aplicación concreta se realiza mediante los parámetros MODO DE FUNCIÓN, VALOR MED., PROCED. MED. y ARRANQUE CON. Me-diante el parámetro MODO DE FUNCIÓN se puede elegir el modo de elaboración de la función: trifásica, monofásica o sin referencia, es decir, sin referencia de fase (fija). En el modo de elaboración trifásico se evalúan paralelamente las tres fases. Esta elaboración se efectúa por fase selectiva y en paralelo compren-diendo el valor umbral, los avisos de arranque y la temporización de la orden de disparo. Este procedimiento es típico, por ejemplo, en una protección trifásica de sobreintensidad. En el modo monofásico la función trabaja con la magnitud de medida de una fase que debe estar definida explícitamente (p.ej. sólo la intensidad de la fase IL2), o con el valor medido de la intensidad a tierra IE o con la tensión homopolar medida UE. Si el valor característico se basa en la frecuencia o si se debe utilizar la funcionalidad de acoplamiento directo, entonces el modo de evaluación no tiene referencia de fase (fija). Con los demás parámetros se determinan el VALOR MED. así como el PROCED. MED. a utilizar. Para elaborar los valores de medida de intensidad y tensión, el PROCED. MED. determina si la función debe trabajar con el valor efectivo de la onda fundamental o con el valor efectivo real (True RMS) que considera también las oscilaciones armónicas. Todas las demás magnitu-des características se elaboran con el valor efectivo de la onda fundamental. Además, mediante el parámetro ARRANQUE CON se determina, si el arranque debe efectuarse cuando el valor umbral (Escalón >) es superado o cuando el valor característico disminuye a un valor debajo del valor umbral (Escalón <).

Curva característica

La curva característica de la función siempre es „independiente“, es decir, la temporización no es influenciada por la magnitud de medida.

Lógica de función

La figura 2-88 muestra el diagrama lógico de una función con elaboración trifásica. En el procedimiento con elaboración monofásica o sin referencia de fase no tiene aplicación la selectividad de fase ni tampoco los avisos específicos de fase.


244


Figura 2-88 Diagrama lógico de las funciones de protección flexibles


245


Según la parametrización se supervisa, si la magnitud característica sobrepasa el valor umbral ajustado o si disminuye debajo de este valor en sentido contrario. Al ser sobrepasado el valor umbral (Escalón >) se inicia la temporización de arranque parametrizada. Después de transcurrir la temporización y si el valor umbral con-tinúa siendo superado, se señaliza la fase excitada (por ejemplo FNo. 235.2122 „$00 Arr L1“) así como el arranque de la función (FNo. 235.2121 „$00 Arr“). Si el valor ajustado de la temporización es cero, entonces se efectúa el arranque inmediatamente después de detectarse la superación del valor umbral. Si la función está activada, entonces se inician con el arranque la temporización de disparo y el registro del evento de falta. Si la función está parametrizada con "solo avisos", no se efectúa esta acción. Si el valor umbral se mantiene sobrepasado durante el transcurso de la temporización, se genera a continuación la orden de disparo (FNo. 235.2126 „$00 DISP“). La temporización finalizada se señaliza con un aviso (FNo. 235.2125 „$00 trans. T“). El transcurso de la temporización de disparo puede ser bloqueado por la entrada binaria (FNo. 235.2113 „>$00 BlqTiemp“). Si la entrada binaria permanece activa, no se inicia la temporización, por lo tanto no se efectúa un disparo. La temporización se inicia, si la entrada binaria está desactivada y si existe un arranque. Aparte, se puede cancelar la temporización activando la entrada binaria (FNo. 235.2111 „>$00 inmed.“). Si esta entrada binaria está activada y si ya existe un arranque, se produce inmediatamente una orden de dispa-ro. La salida de la orden de disparo puede ser bloqueada mediante la entrada binaria (FNo. 235.2115 „>$00 BlDISPL1“) y (FNo. 235.2114 „>$00 Blq.DISP“). Un bloqueo de disparo selectivo por fase es necesario para la interacción con la función de estabilización de cierre (ver „Interacción con otras funciones“). La relación de reposición de la función es parametrizable. Si después del arranque, la magnitud característica disminuye a un valor menor que el valor de reposición ajustado (Escalón >), se inicia un retardo de reposición. Durante este tiempo se mantiene el arranque activo y la temporización de disparo continúa funcionando. Si después de transcurrir la temporización de disparo, aún no ha finalizado el retardo de reposición, entonces sólo se genera una orden de disparo, si el valor umbral es sobrepasado actualmente. El arranque se normaliza des-pués de transcurrir el retardo de reposición. Si se ha parametrizado aquí el valor cero, entonces la reposición se efectúa inmediatamente cuando el valor característico disminuye a un valor debajo del valor umbral.

Acoplamiento directo

En el diagrama lógico no se indica explícitamente el acoplamiento directo, ya que la funcionalidad es analógi-ca. Si la entrada binaria es activada para el acoplamiento directo (FNo. 235.2112 „>$00 Acopl.“), entonces esto será considerado en la lógica como superación del valor umbral, es decir, la activación inicia la tempori-zación de arranque. Si el valor de temporización es cero, entonces se señaliza inmediatamente el arranque y se inicia la temporización de la orden de disparo. Además de esto, la lógica se activa de la manera indicada en la figura 2-88.

Interacción con otras funciones

Las funciones de protección flexibles trabajan en interacción con otras funciones, por ejemplo

• Con la protección fallo del interruptor:

La protección fallo del interruptor se activa automáticamente, si la función genera una orden de disparo. Sin embargo, un disparo resulta solamente, si en este momento, se cumple con el criterio de intensidad, es decir, el umbral mínimo de intensidad 7006 I> Superv.Flujo está sobrepasado.

• Con la función de reenganche automático (RE):

El arranque de la función RE no se efectúa automáticamente. Para realizar una interacción con la función RE se debe conectar la orden de disparo de la función flexible mediante CFC a la entrada binaria FNo. 2716 „>DISP falt.fase“ o FNo. 2715 „>DISP falt.tier“. Si se desea trabajar con un tiempo activo, se debe conectar el arranque de la función flexible a la entrada binaria FNo. 2711 „>ARR gen. ext“.

• Con la detección de fallos de la tensión de medida (ver descripción bajo „Bloqueo de funciones“)


246


• Con la estabilización de cierre (Inrush):

No es posible efectuar un interacción directa con la función de estabilización de cierre. Si se debe bloquear una función flexible por la estabilización de cierre, entonces este bloqueo debe ser efectuado mediante CFC. Para establecer un modo de trabajo selectivo la función flexible ofrece tres entradas binarias de bloqueo selectivo de disparo (FNo. 235.2115 hasta 235.2117). Estas deben estar conectadas a los avisos selectivos por fase para detectar estados con Inrush de cierre (FNo. 1840 hasta 1842). Si se debe realizar un bloqueo Cross, entonces se deben vincular en lógica OR los avisos Inrush selectivos por fase y conectarlos a la entrada binaria para bloqueo de la orden de disparo (FNo. 235.2114 „>$00 Blq.DISP“). Además se debe observar que la función flexible debe ser temporizada al menos 20 ms, para que la estabilización por Inrush de cierre reaccione con seguridad antes que la función flexible.

• Con la lógica general del equipo:

El aviso de arranque de la función flexible se conecta al criterio de arranque general y el aviso de disparo correspondientemente al criterio de disparo general del equipo (ver también capitulo2.19). Por lo tanto, todas las funcionalidades enlazadas al arranque y disparo general están vinculadas también a la función flexible.

Las órdenes de disparo de las funciones de protección flexibles se mantienen activas después de una reposición de arranque al menos por el tiempo mínimo parametrizado 210 TMin.Orden Disp.


En la capacidad funcional se determina el número de funciones de protección flexibles que deben ser utilizadas (ver también capítulo 2.1.1). Retirando una función flexible de la capacidad funcional parametrizada (cancelar el signo de afirmación), se desactivan todos los ajustes y configuraciones de esta función o se restablecen sus valores iniciales preajustados.

Generalidades

En el cuadro de diálogo en DIGSI „Generalidades“ se puede ajustar el parámetro FUNC. FLEX. con Desactivar, Activar ó Sólo aviso. Si la función trabaja en el modo de funcionamiento Sólo aviso, entonces no se registran eventos de perturbación, no se generan los avisos de función „activa“, no se produ-cen órdenes de disparo y por lo tanto la protección fallo del interruptor tampoco será aplicada. Este modo de funcionamiento debe ser elegido, cuando una función flexible no debe trabajar como función de protección. Además, el MODO DE FUNCIÓN es parametrizable con:

trifásico – Las funciones evalúan el sistema de medición trifásico, es decir, se elaboran paralelamente las tres fases. Un ejemplo típico es la protección de sobreintensidad en aplicación trifásica.

monofásico – Las funciones evalúan sólo el valor de medida simple. Este puede ser un valor de fases simple (p.ej. UL2) o Ux o una magnitud a tierra (UE, IE o IE2 ).

Con el ajuste sin referencia se evalúan los valores de medida sin estimar, si existe una conexión monofásica o trifásica de intensidad o tensión. La tabla 2-14 muestra la relación de los valores característicos y sus modos de funcionamiento.

Magnitudes de medida

En el diálogo de ajuste „Valor de medida“ se selecciona la magnitud de medida que debe ser evaluada por la función de protección flexible, que puede ser un valor calculado o medido directamente. Las posibilidades de ajuste a elegir dependen del modo de elaboración de los valores de medida, previsto bajo el parámetro MODO DE FUNCIÓN (ver la tabla siguiente).


247


Tabla 2-15 Parámetros “Modo de elaboración” y “Valor de medida”

Si se utiliza una conexión capacitiva de tensión o si se ha seleccionado bajo la dirección 213 CONEX.TT 3fases como modo de conexión de los transformadores de tensión el ajuste U12, U23 o U12,U23,USYN o U12, U23, Ux o ULE, Usyn, entonces las magnitudes de potencia no están disponibles.

Procedimiento de medidas

Para los valores de intensidad, tensión y potencia se pueden parametrizar los procedimientos de medida indicados en las tablas a continuación. Además, se indican los procedimientos de medida disponibles en relación al modo de elaboración parametrizado y al valor de medida.

Parámetro MODO DE FUNCIÓNAjuste

Parámetro VALOR MED.Selección de ajuste

monofásico trifásico

Intensidad Tensión P adel. Pa atrás Pr adel. Pr atrás. Factor de pot.

sin referencia Frecuencia Df/dt ascenden. Df/dt descenden Entrada binaria


248


Tabla 2-16 Parámetro en el diálogo de ajuste "Procedimiento de medida", modo de trabajo trifásico

Modo de trabajo

Magnitud de medida

Notas

trifásico Intensidad,Tensión

Parámetro PROCED. MED.Selección de ajusteOnda fundamental Sólo se evalúa la onda fundamental, las ondas armónicas son

suprimidas. Este es el procedimiento de medida estándar de las funciones de protección. Atención: El valor umbral de tensión se parametriza siempre independientemente del parámetro SISTEMA TENSIÓN como tensión fase-fase.

True RMS Se determina el valor efectivo "real", es decir, se evalúan los armó-nicos. Este procedimiento se aplica por ejemplo, cuando se debe realizar una función de protección de sobrecarga simple a base de una medición de la intensidad, ya que las ondas armónicas también producen un calentamiento térmico.

Atención: El valor umbral de tensión se parametriza siempre inde-pendientemente del parámetro SISTEMA TENSIÓN como tensión fase-fase.

Sistema de secuencia positiva, Sistema de secuencia negativa, Sistema homopolar

Para poder realizar algunas aplicaciones, se pueden parametrizar como procedimiento de medición el sistema de secuencia positiva o el sistema de secuencia negativa. Ejemplos para esto:

- I2 (Protección de carga desequilibrada)

- U2 (Asimetría de tensión)

Con la opción del sistema homopolar se pueden establecer más funciones para la intensidad o la tensión homopolar que funcionan independientemente de los valores con referencia a tierra IE y UE medidos directamente mediante transformadores.

Atención: El valor umbral de tensión se parametriza siempre inde-pendientemente del parámetro SISTEMA TENSIÓN según la definición de las componentes simétricas.

Intensidad Relación I2/I1 Se evalúa la relación de la intensidad del sistema de secuencia negativa con la intensidad del sistema de secuencia positiva

Tensión Parámetro SISTEMA TENSIÓN Selección de ajuste Fase-Fase Fase-Tierra

Si se ha ajustado bajo la dirección 213 CONEX.TT 3fases U1E, U2E, U3E o U12, U23, UE, entonces se puede determinar si una función de tensión con aplicación trifásica debe evaluar la tensión fase-tierra o fase-fase. Seleccionando fase-fase, estos valores se determinan por cálculo a base de las tensiones fase-tierra. Esta selección es im-portante, p.ej. en caso de faltas monopolares. Si la tensión en la fase con falta cae a cero, entonces la tensión fase-tierra correspondiente también se reduce a cero, mientras que la tensión fase-fase respec-tiva sólo baja a un valor equivalente a una tensión fase-tierra.

En la conexión de tensiones fase-fase este parámetro no se visualiza.


249


Nota

En la protección de tensión trifásica con magnitudes fase-fase (medidas o calculadas) se comportan los avisos de arranque selectivos de manera especial, ya que un aviso selectivo por fase “Flx01 Arr Lx” está asignado al canal de medición correspondiente "Lx".

Faltas monopolares:

Si por ejemplo la tensión UL1 cae de tal manera que las tensiones UL12 y UL31 se reducen por debajo de su valor umbral respectivo, entonces el equipo señaliza los arranques “Flx01 Arr L1” y “Flx01 Arr L3”, ya que la reducción por debajo del valor de arranque ha ocurrido en el primer y tercer canal de medida.

Faltas bipolares:

Si por ejemplo la tensión UL12 cae a un valor inferior a su valor umbral, entonces el equipo señaliza el arranque “Flx01 Arr L1” ya que se ha registrado la reducción en el primer canal de medida.


250


Tabla 2-17 Parámetro en el diálogo de ajuste "Procedimiento de medida", modo de trabajo monofásico

Modo de trabajo

Magnitud de medida

Notas

monofásico Intensidad,Tensión

Parámetro PROCED. MED.Selección de ajusteOnda fundamental Sólo se evalúa la onda fundamental, las ondas armónicas son

suprimidas. Este es el procedimiento de medida estándar de las funciones de protección.

True RMS Se determina el valor efectivo „real“, es decir, las ondas armónicas son evaluadas. Este procedimiento se aplica por ejemplo, cuando se debe realizar una función de protección de sobrecarga simple a base de una medición de la intensidad, ya que las ondas armónicas también producen un calentamiento térmico.

Intensidad Parámetros INTENSIDAD Opción de ajuste IL1IL2IL3IEIEE IE2

Se determina qué canal de medida de intensidad debe ser evalua-do por la función. Según la variante de equipo se ofrecen IE (entrada de intensidad a tierra de sensibilidad normal), IEE (entrada de intensidad a tierra de alta sensibilidad) e IE2 (segunda intensidad a tierra conectada al equipo). Si el parámetro 251 está ajustado con L1,E2,3,E;E2>L2, entonces el ajuste IE se refiere a la intensidad de la segunda entrada (IE2). El ajuste IEE se refiere a la intensidad a tierra sensible de la cuarta entrada de intensidad. Si el parámetro 251 está ajustado con L1,E2,L3,E;E>L2, entonces el ajuste IE2 se refiere a la intensidad de la segunda entrada (IE2). Los ajustes para IE y para IEE corresponden respectivamente para la intensidad a tierra de sensibilidad normal y para la intensidad a tierra de alta sensibilidad en la cuarta entrada de intensidad.

Tensión Parámetros TENSIÓN Opción de ajuste U12 U23 U31 U1E U2E U3E UE Ux

Se determina qué canal de medida de tensión debe ser evaluado por la función. Seleccionando la opción de tensión fase-fase, se debe ajustar el valor umbral también como valor fase-fase y para la opción fase-tierra correspondientemente una tensión fase-tierra. El volumen de los textos de ajuste depende de la conexión de los transformadores de tensión (ver dirección 213 CONEX.TT 3fases).

P hacia adelante,P hacia atrás, Q hacia adelante, Q hacia atrás

Parámetros POTENCIA Opción de ajuste IL1 U1E IL2 U2EIL3 U3E

Se determina qué canal de medida de potencia (intensidad y tensión) debe ser evaluado por la función. El volumen de los textos de ajuste depende de la conexión de los transformadores de tensión (ver dirección 213 CONEX.TT 3fases). Si se ha seleccionado el ajuste U12, U23, UE, se calcula para la selección „fase-tierra“ las tensiones fase-tierra, y para la selección „fase-fase“ se utilizan las tensiones fase-fase conectadas y se calcula U31 a partir de U12 y U23.


251


Nota

Si se ha seleccionado bajo CONEX.TT 3fases el ajuste ULE, Usyn, entonces la tensión fase-tierra conectada podrá ser elaborada. Si se selecciona como magnitud de medida TENSIÓN, entonces será utilizada automáticamente esta tensión conectada.

EL sentido hacia adelante de las potencias (P adelante, Q atrás) es en dirección a la línea. El parámetro (1108 SIGNO MAT. P,Q) para la inversión de signo en la señalización de potencia en los valores de servicio es ignorado por la función flexible.

Con el parámetro ARRANQUE CON se determina si la función debe efectuar un arranque por sobrepaso del valor umbral o disminución por debajo de este valor.

Ajustes

El umbral de arranque, la temporización y la relación de reposición para la función de protección flexible se determinan en el diálogo de ajuste de DIGSI „Configuración“.

Mediante el parámetro UMBRAL ARRANQUE se ajusta el umbral de arranque de la función. La temporización para la orden de disparo se ajusta con el parámetro RETARDO DISP. Ambos valores de ajuste deben ser elegidos de acuerdo a la aplicación prevista.

EL arranque puede ser temporizado mediante el parámetro RETARDO ARR. Este parámetro, generalmente, se ajusta a cero en las aplicaciones de protección (preajuste), ya que una función de protección debe arrancar lo más rápido posible. Un ajuste diferente a cero puede ser necesario, cuando la función no debe accionar la apertura de un evento de falta con cualquier superación momentánea del umbral de arranque, p.ej. como protección de potencia o cuando la función no trabaja como protección sino como función de supervisión.

Para ajustar umbrales de potencia con pequeño valor se debe considerar que para el cálculo de potencia es necesario un valor mínimo de intensidad de 0,03 IN. Con valores menores de intensidad el cálculo de la potencia se bloquea.

La reposición de arranque puede ser temporizada con el parámetro RATARDO REPOS.. Este parámetro también está ajustado por estándar a cero (preajuste). Un ajuste diferente a cero puede ser necesario para las aplicaciones del equipo con unidades electromecánicas que funcionan con tiempos de reposición más prolon-gados que los del equipo digital (ver también capítulo 2.2). Para parametrizar el retardo de reposición se reco-mienda ajustar un valor menor que la temporización de la orden de disparo para evitar conflictos de tiempos.

Mediante el parámetro BLQ. TENS. MED. se puede determinar, si una función con magnitudes dependientes de la tensión (valores de medida: tensión, P adelante, P atrás, Q adelante, Q atrás y factor de potencia), debe ser bloqueada en caso de una pérdida de la tensión de medida (ajuste Si) o no (ajuste No).

La relación de reposición de la función se determina con el parámetro REL. REPOSIÓN. La relación de repo-sición estándar de las funciones de protección es 0,95 (preajuste). Si la función es utilizada como protección de potencia, se debe ajustar una relación de reposición mínima de 0,9. Lo mismo es válido en la aplicación de las componentes simétricas de intensidad y tensión. Si se reduce la relación de reposición, entonces es necesario controlar el arranque de la función para que no se produzcan inestabilidades.

Para las magnitudes de medida de frecuencia (f) se ajusta una diferencia de reposición (parámetro Dif. Repos.). Generalmente se mantiene el valor preajustado con 0,02 Hz. En redes débiles con presencia mayor de fluctuaciones de frecuencia de corta duración se debe ajustar una diferencia de reposición más grande para evitar inestabilidades funcionales.

El escalón de variación de frecuencia (df/dt) funciona con una relación de reposición de ajuste fijo.


252


Cambio de nombres de avisos, comprobar las configuraciones

Después de parametrizar una función flexible se debe tener en cuenta los siguientes pasos:

• Abrir la matriz de DIGSI.

• Renombrar los textos de avisos de acuerdo a la aplicación.

• Chequear la configuración de contactos y registros para datos de servicio y perturbación de acuerdo a los requerimientos.

Otras indicaciones

Se debe observar adicionalmente lo siguiente:

• Ya que el factor de potencia no hace diferencia entre valor capacitivo o inductivo, se puede introducir el signo matemático de la potencia reactiva mediante CFC en caso necesario como criterio adicional.





0 FUNC. FLEX. DesactivarActivarSólo aviso

Desactivar Función flexible

0 MODO DE FUNCIÓN trifásicamonofásicasin referencia

trifásica Modo de función

0 VALOR MED. Selec.por favorIntensidadTensiónP adel.Pa atrásPr adel.Pr atrás.Factor de pot.FrecuenciaDf/dt ascenden.Df/dt descendenEntrada binaria

Selec.por favor Selección del valor de medida

0 PROCED. MED. Onda fundament.True RMSSistem.sec.pos.Sistem.sec.neg.Sistema homopolRelación I2/I1

Onda fundament. Selección del procedimiento de medida

0 ARRANQUE CON SuperaciónDisminución

Superación Arranque con


253


0 INTENSIDAD IL1IL2IL3IEIEEIE2

IL1 Intensidad

0 TENSIÓN Selec.por favorU1EU2EU3EU12U23U31UEUx

Selec.por favor Tensión

0 POTENCIA IL1 U1EIL2 U2EIL3 U3E

IL1 U1E Potencia

0 SISTEMA TENSIÓN fase-fasefasr-tierra

fase-fase Sistema de tensión

0 UMBRAL ARRANQUE 0.05 .. 40.00 A 2.00 A Umbral de arranque

0 Umbral arranque 1A 0.05 .. 40.00 A 2.00 A Umbral de arranque

5A 0.25 .. 200.00 A 10.00 A

0 UMBRAL ARRANQUE 1A 0.001 .. 1.500 A 0.100 A Umbral de arranque

5A 0.005 .. 7.500 A 0.500 A

0 UMBRAL ARRANQUE 2.0 .. 260.0 V 110.0 V Umbral de arranque


0 UMBRAL ARRANQUE 40.00 .. 60.00 Hz 51.00 Hz Umbral de arranque

0 UMBRAL ARRANQUE 50.00 .. 70.00 Hz 61.00 Hz Umbral de arranque

0 UMBRAL ARRANQUE 0.10 .. 20.00 Hz/s 5.00 Hz/s Umbral de arranque

0 UMBRAL ARRANQUE 1A 2.0 .. 10000.0 W 200.0 W Umbral de arranque

5A 10.0 .. 50000.0 W 1000.0 W

0 UMBRAL ARRANQUE -0.99 .. 0.99 0.50 Umbral de arranque

0 UMBRAL ARRANQUE 15 .. 100 % 20 % Umbral de arranque


0 RETARDO DISP 0.00 .. 3600.00 s 1.00 s Retardo de orden de DISPARO

0A RETARDO ARR 0.00 .. 60.00 s 0.00 s Retardo de arranque

0 RETARDO ARR 0.00 .. 28800.00 s 0.00 s Retardo de arranque

0A RATARDO REPOS. 0.00 .. 60.00 s 0.00 s Retardo de reposición

0A BLQ. TENS. MED. NoSi

Si Bloqueo por fallo de la tensión med.

0A REL. REPOSIÓN 0.70 .. 0.99 0.95 Relación de reposición



254



0A REL. REPOSÓN 1.01 .. 3.00 1.05 Relación de reposición

0 Dif. Repos. 0.02 .. 1.00 Hz 0.03 Hz Diferencia de reposición


Explicación

235.2110 >$00 bloq. AI > Función $00 bloquear235.2111 >$00 inmed. AI >Función $00 DISP inmediato235.2112 >$00 Acopl. AI >Función $00 Acoplamiento235.2113 >$00 BlqTiemp AI >Función $00 bloquear tiempo235.2114 >$00 Blq.DISP AI >Función $00 bloquear DISP235.2115 >$00 BlDISPL1 AI >Función $00 bloquear DISP L1235.2116 >$00 BlDISPL2 AI >Función $00 bloquear DISP L2235.2117 >$00 BlDISPL3 AI >Función $00 bloquear DISP L3235.2118 $00 bloq. AS Función $00 está bloqueado235.2119 $00 descon. AS Función $00 está desconectado235.2120 $00 activa AS Función $00 está activa235.2121 $00 Arr AS Función $00 Arranque235.2122 $00 Arr L1 AS Función $00 Arranque L1235.2123 $00 Arr L2 AS Función $00 Arranque L2235.2124 $00 Arr L3 AS Función $00 Arranque L3235.2125 $00 trans. T AS Función $00 transcurso de tiempo235.2126 $00 DISP AS Función $00 Disparo235.2128 $00 adec.inv. AS Función $00 adecuatión inválido235.3000 $00 Pert. I2/I1 AS Función $00 Valor med. perturb. I2/I1236.2127 BLQ. func.flex. IntI Bloquear funciones flexibles



255

Funciones2.16 Protección direccional de potencia-Aplicación con función de protección flexible

2.16 Protección direccional de potencia-Aplicación con función de protección flexible

2.16.1 Descripción

Con las funciones de protección flexibles se puede realizar una protección direccional de potencia de uno o varios escalones. Cada escalón direccional de potencia puede tener aplicación monofásica o trifásica. Los es-calones pueden utilizar como magnitud de medida opcionalmente la potencia activa hacia adelante, la poten-cia activa hacia atrás, la potencia reactiva hacia adelante o la potencia reactiva hacia atrás. El arranque de los escalones de protección puede ocurrir por sobrepaso de un valor umbral o disminución por debajo de un valor umbral. En la tabla 2-18 se muestran posibles aplicaciones para la protección direccional de potencia.

Tabla 2-18 Visión general de las aplicaciones Protección direccional de potencia

A continuación se muestra un ejemplo de aplicación en la práctica de la protección contra inversión de potencia sirviéndose de la función de protección flexible.

Dispositivo de desacoplamiento

La figura 2-89 muestra un ejemplo de una subestación industrial con alimentación propia mediante un gene-rador. Todas las líneas representadas y las barras colectoras están realizadas de forma trifásica (con excep-ción de las conexiones a tierra y la conexión de medida para la tensión del generador). Las dos salidas de línea 1 y 2 alimentan los consumidores de la parte del cliente. En la aplicación estándar, el cliente industrial recibe electricidad por parte del suministrador de energía. El generador solamente rota de forma síncrona sin generar potencia. Si la empresa eléctrica ya no distribuye con la calidad de suministro necesaria, se separa la subes-tación de la red distribuidora y se conmuta el generador de alimentación propia. En este ejemplo se debe des-acoplar la subestación de la red distribuidora, cuando la frecuencia abandona el rango nominal (p. ej. 1 - 2% de divergencia en relación a la frecuencia nominal), cuando la tensión sobrepasa un valor umbral o disminuye debajo de un valor dado o cuando el generador realimenta potencia activa en la red distribuidora. Según la filosofía de aplicación, también se entrelazan algunos de estos criterios. Esto puede ser realizado mediante CFC.

En este ejemplo se muestra la realización de una protección contra inversión de potencia mediante las funcio-nes de protección flexibles. La protección de frecuencia y la protección de tensión se describen en los capítulos 2.8 y 2.6.

Clase de evaluaciónDirección Sobrepaso Disminución por

debajoP Hacia

adelanteSupervisión de los límites de potencia hacia adelante de los componentes de planta (transformadores, líneas)

Detección de motores con marcha en vacío

Hacia a atrás

Protección de una red industrial local contra la realimentación a la red de suministro de energía Detección de realimentación de motores

Q Hacia adelante

Supervisión de los límites de potencia reactiva de los componentes de planta (transformadores, líneas)Conexión de un banco de condensadores para compensación de potencia reactiva

Hacia a atrás

Supervisión de los límites de potencia reactiva de los componentes de planta (transformadores, líneas)Desconexión de un banco de condensadores


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Figura 2-89 Ejemplo de una subestación con alimentación propia por generador

Configuración de la subestación

La subestación está conectada por el lado de alta tensión a la red distribuidora mediante una línea de 110 kV. El interruptor de potencia IP1 es parte de la red distribuidora. Mediante el seccionador de carga se realiza, en caso dado, el desacoplamiento de la subestación de la red distribuidora. El transformador, con una relación de transformación de 10:1, convierte el nivel de tensión a 11 kV. Al lado de baja tensión, el transformador, el ge-nerador y las dos salidas de línea están conectados entre si mediante una barra colectora. Los interruptores IP2 hasta IP5 separan los consumidores y los componentes de planta de la barra colectora.


257

Tabla 2-19 Datos de planta para el ejemplo de aplicación

Funcionalidad de protección

Con el equipo de protección 7SJ80 se desacopla la subestación de la red distribuidora en caso de realimen-tación del generador a la red (Función de protección P atrás>). Esta funcionalidad se realiza mediante una función de protección flexible. Además, se efectúa el desacoplamiento en caso de fluctuaciones de frecuencia y de tensión en la red distribuidora (Funciones de protección f<, f>, , U>, I>dir., IE>dir.). El equipo de protección obtiene los valores de medida correspondientes a través de un grupo trifásico de transformadores de intensi-dad y tensión. Durante el desacoplamiento se acciona el interruptor de potencia IP2.

El transformador es protegido por una protección diferencial y por funciones de protección de sobreintensidad de tiempo inverso y definido para las intensidades de fase. En caso de una falta se acciona – mediante una conexión remota – el interruptor IP1 al lado de la planta. Adicionalmente se acciona el interruptor de potencia IP2.

Mediante funciones protección de sobreintensidad se protegen las salidas de línea 1 y 2 contra los cortocircui-tos y sobrecarga producidos por los consumidores conectados . Tanto las intensidades de fase como también las intensidades homopolares de las salidas de línea pueden ser protegidas por escalones de protección de sobreintensidad de tiempo inverso y definido. En caso de una falta, se accionan los interruptores de potencia IP4 y respectivamente IP5.

La barra colectora se podría proteger adicionalmente con la protección diferencial de varios extremos 7UT635. Los transformadores de intensidad necesarios para esta aplicación se muestran también en la figura 2-89.

Esquema de conexión, dirección de potencia

La figura 2-90 muestra la conexión del equipo para la protección contra inversión de potencia. El flujo de potencia en dirección positiva o hacia adelante se desplaza desde la barra colectora al lado de alta tensión (no representada) a través del transformador hacia la barra colectora al lado de baja tensión.

Datos de plantaPotencia nominal del generador SN,Gen = 38,1 MVA Potencia nominal del transformador SN,transfo = 38,1 MVA Tensión nominal al lado de alta tensión UN = 110 kV Tensión nominal al lado de la barra colectora UN = 11 kV Tensión nominal primaria de los transformadores de intensidad al lado de la barra colectora

IN,prim = 2000 A

Tensión nominal secundaria de los transformadores de intensidad al lado de la barra colectora

IN,sec = 1 A

Tensión nominal primaria de los transformadores de tensión al lado de la barra colectora

UN,prim = 11 kV

Tensión nominal secundaria de los transformadores de tensión al lado de la barra colectora

UN,sec = 100 V


258


Figura 2-90 Esquema de conexión para un 7SJ80 como protección de inversión de potencia

2.16.2 Realización de la protección de potencia de retorno

Generalidades

Los parámetros de la función de protección flexible 01 utilizada aquí en el ejemplo se identifican mediante PFx1. Las designaciones de los mensajes se pueden editar en DIGSI y están debidamente adaptadas para este ejemplo. Las designaciones de los parámetros son fijas.

Determinación de la potencia de retorno

La protección contra inversión de potencia determina la potencia activa a partir de los componentes simétricos de las ondas fundamentales de las tensiones e intensidades. La evaluación de los sistemas de secuencia po-sitiva posibilita una determinación de la inversión de potencia independiente de las asimetrías en las intensi-dades y tensiones y permite representar la situación de carga real en el lugar de accionamiento. El valor cal-culado de potencia activa corresponde al valor total de potencia activa. En la conexión indicada en el ejemplo, el equipo mide como positiva la potencia proveniente de las barras colectoras en dirección al transformador.

Lógica de la función

El siguiente diagrama lógico representa la lógica funcional de la protección de potencia de retorno.


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Figura 2-91 Diagrama lógico de la potencia de retorno con función de protección flexible

La protección de inversión de potencia reacciona cuando se supera el umbral de arranque parametrizable. Si el arranque persiste durante la temporización del mismo, que también se puede parametrizar, se transmite el mensaje de arranque P. arran. retorno.. De esta manera se inicia el retardo de la orden de disparo. Si durante el retardo de la orden de disparo en transcurso no ocurre ninguna reposición de arranque, se genera el aviso de disparo P ret. DESCONECTADO y el aviso de transcurso de tiempo P. retorno Abl. (éste último no está representado). La reposición de arranque ocurre por disminución por debajo del umbral de reposición. La entrada de bloqueo >P ret. bloq bloquea la función completa, es decir, aquí se reinician el arranque, la orden de disparo y las funciones de tiempo en transcurso. Cuando se cancela el bloqueo, la potencia de inversión debe sobrepasar el umbral de arranque y ambos tiempos deben haber transcurrido antes de que la protección efectúe un disparo.

Valor de respuesta, relación de retorno

El valor de respuesta de la protección de potencia de retorno se elige con el 10% de la potencia nominal del generador. En este ejemplo se parametriza el valor de ajuste como potencia secundaria expresada en watios. Entre la potencia primaria y la potencia secundaria existe la relación:

Con los datos indicados se calculan los valores de respuesta teniendo en cuenta Pprim = 3,81 MW (10% de 38,1 MW) en el nivel primario, respecto a

en el nivel secundario. La relación de recuperación se parametriza con 0,9. De esta manera se obtiene un umbral de recuperación secundario de Psec, recuperación = 15,6 W. Si se reduce el umbral de excitación a un valor próximo al nivel de ajuste inferior de 0,5 W, también se debería reducir la relación de reposición aproximada-mente a 0,7.

Temporización, reposición y disparo

La protección contra potencia de retorno no necesita tiempos de disparo cortos como protección contra la rea-limentación indeseada. En el caso del presente ejemplo es razonable retardar el arranque y la reposición de la excitación aproximadamente en 0,5 s, y el disparo aproximadamente en 1 s. La temporización el arranque reduce al mínimo el número de protocolos de falta abiertos, si la potencia de retorno oscila alrededor del valor umbral.

Si se utiliza la protección de potencia de retorno para poder desconectar rápidamente la subestación de la red en caso de una falta en la red de distribución eléctrica, es conveniente utilizar un valor de arranque mayor (p. ej. 50% de la potencia nominal) y valores de temporización más cortos.


260


2.16.3 Parametrización de la protección contra inversión de potencia mediante DIGSI

En el Administrador DIGSI se establece primero un equipo 7SJ80 que luego se abre. Para este ejemplo se configura en la capacidad de funciones una función de protección flexible (Función flexible 01).

Figura 2-92 Configuración de una función de protección flexible

Bajo „Parámetros“ se visualiza después de seleccionar „Otras funciones“ la función flexible. Las posibilidades de selección de los parámetros para las funciones de protección flexible dependen esencialmente de los ajustes, que se han elegido en los Datos de la planta para la conexión de los transformadores de tensión e intensidad (direcciones 213 y 251 ).


261


Figura 2-93 Configuración de una función de protección flexible

Bajo „Ajustes --> General “ se debe activar primero la función como también seleccionar el modo de trabajo „trifásico“.

Figura 2-94 Selección del modo de elaboración trifásico


262


En los puntos de menú „Valor med.“ y „Procedim. med.“ se deben ajustar „Potencia activa hacia atrás“ como también „Superación“. Si se activa en el punto de menú „Ajustes“ la ventana „Mostrar otros parámetros“, se pueden parametrizar el valor umbral, la temporización de arranque y la temporización de la orden de disparo. Ya que la dirección de la potencia en caso de un fallo de la tensión de medida no puede ser determinada, es conveniente aquí efectuar un bloqueo de protección.

Figura 2-95 Posibilidades de ajuste de la función flexible

Configuración de la protección contra inversión de potencia

En la matriz de configuración de DIGSI se observan primero (después de seleccionar „Sólo avisos y comandos“ y „Sin filtro“) los siguientes avisos.

Figura 2-96 Información de la función flexible — Preajuste

Haciendo un clic sobre los textos se pueden editar los textos cortos y largos de acuerdo a la aplicación.


263


Figura 2-97 Avisos de la función flexible — orientados a la aplicación, ejemplo

La configuración de los avisos se realiza de forma análoga a la configuración de los avisos de otras funciones de protección.


264

Funciones2.17 Función de sincronización

2.17 Función de sincronización

La función de sincronización comprueba, para efectuar una conexión entre dos sistemas de red, si un cierre del interruptor es admisible y puede efectuarse sin peligro para la estabilidad de la red.

Casos de aplicación• La aplicación típica es la sincronización de una línea de alimentación y una barra colectora o la

sincronización de dos barras por acoplamiento transversal.

2.17.1 Generalidades

Con redes síncronas existen sólo mínimas diferencias respecto a la frecuencia y valores absolutos de tensión. Antes del cierre se debe comprobar, si las condiciones de red son o no síncronas: Un cierre se efectúa solamente bajo condiciones síncronas, en caso asíncrono no se efectúa el cierre. Aquí, el tiempo propio de reacción del interruptor de potencia no es relevante. La función de sincronización se activa bajo la dirección 161 CONTROL SINCRO.

Para la comparación de las dos tensiones de red a sincronizar la función de sincronización emplea la tensión de referencia U1 y una tensión adicional a conectar U2.

Si entre ambos transformadores de tensión está conectado un transformador intermedio (figura 2-98), se podrá adaptar su grupo vectorial en el 7SJ80 de manera que no serán necesarios otros medios de adaptación.

Figura 2-98 Línea de alimentación


265


Figura 2-99 Acoplamiento transversal

La función de sincronización del 7SJ80 trabaja en general en interacción con la función integrada de reengan-che automático y la función de mando. Sin embargo, también existe la posibilidad de trabajar en coordinación con un relé de reenganche automático externo. En este caso se realiza el intercambio de señales entre los equipos mediante entradas y salidas binarias.

Mediante parametrización se determina, si la prueba de sincronismo deberá ser efectuada sólo para el reenganche automático o sólo para la operación de mando al interruptor de potencia o para ambos casos. Para un cierre por automatismo o para un cierre por orden de mando se pueden parametrizar diferentes criterios de autorización. Una operación de cierre sincronizado se efectúa siempre mediante la función de control integrada.

La orden de autorización de cierre, al cumplirse las condiciones de sincronismo, puede ser desactivada por el parámetro 6113 SINC sincronis.. Para aplicaciones especiales, esta funcionalidad puede ser activada mediante entrada binaria incluso con una autorización de cierre desconetada („>Sinc Sincron“) (ver „Operaciones de cierre en estado sin tensión“).

Con una conexión capacitiva de tensión la función de verificación de sincronismo no está disponible.

Conexión multifásica

Para la comparación de las dos tensiones la función de sincronización emplea la tensión de referencia U1 y una tensión adicional a conectar U2. Para una conexión multifásica se ajusta en los Datos de planta bajo 213 U12,U23,USYN. Con este ajuste se instala el equipo en conexión V y se utiliza como tensión de referencia U1 las tensiones fase-fase UL12 y UL23. La tensión a sincronizar U2 está asignada a la conexión monofásica y puede ser cualquier tensión fase–fase. Bajo la dirección 6123 se ajusta cual de las tensiones está conectada.

Además se debe tener en cuenta que en una conexión V no se puede determinar ninguna tensión homopolar. Las funciones „Detección direccional de faltas a tierra“ y „Detección de fallo de la tensión de medida (FFM)“ deben ser suprimidas o desconectadas. La función „Protección direccional de sobreintensidad a tierra“ trabaja en este caso con las magnitudes del sistema de secuencia negativa. Indicaciones sobre el efecto de la conexión del transformador de tensión se muestran en el capítulo 2.1.3.2, tabla 2-1.

Conexión monofásica

Si se dispone para la tensión de referencia U1 sólo de una tensión fase-tierra, entonces esto debe ser comunicado al equipo en los Datos de planta, dirección 213 ULE, Usyn. La función de sincronización, en este caso, también es efectiva en su funcionalidad. Para la tensión a sincronizar U2 se debe conectar la misma tensión fase-tierra como para U1.


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Se debe considerar que en este modo de conexión algunas funciones de protección no pueden funcionar o solamente pueden funcionar parcialmente. Indicaciones sobre el efecto de la conexión del transformador de tensión se muestran en el capítulo 2.1.3.2, tabla 2-1.

2.17.2 Transcurso funcional

Pruebas de plausibilidad de la parametrización

Ya durante el inicio del equipo se realiza una prueba de plausibilidad de la parametrización. En caso de error se emite el aviso „Sinc.Err.parám.“. Si se reconoce una situación implausible después de un requeri-miento de medición, se señaliza esto mediante „Sinc Fallo“. En este caso no se activa la medición.

Respecto a la parametrización se comprueba, si el parámetro de planta 213 ha sido ajustado con U12,U23,USYN o ULE, Usyn. Además se comprueba los valores umbrales y ajustes del grupo funcional seleccionado. Si el estado actual no es plausible, entonces se generará adicionalmente el aviso de error „Sinc.Err.parám.“. Aquí se debe tener en cuenta que el valor de la dirección 6106 (umbral U1, U2 con tensión) debe ser ajustado menor que el valor de la dirección 6103 (límite inferior de tensión Umín). Un cierre directo de la sincronización por entrada binaria no es posible.

SINC Fallo

La sincronización no es activada, si el equipo señaliza un fallo en el transformador de tensión (caída del relé automático) por las entradas binarias 6509 „>falt.TT lin.“ o 6510 „>falt.TT barr“. Se señaliza el aviso „Sinc Fallo“. Un cierre directo de la sincronización por entrada binaria no es posible en este caso.

Autorización

La función de sincronización se activa solamente si es que recibe un requerimiento de medición. Éste puede provenir de la función de control, del reenganche automático o externamente vía entrada binaria, p.ej. de un dispositivo automático de reenganche.

Para autorizar un cierre bajo condiciones de red asíncronas, se comprueban las siguientes condiciones:

• ¿Se encuentra la tensión de referencia U1 por encima del valor de ajuste Umín, pero también por debajo del valor de tensión máximo Umáx?

• ¿Está la tensión a sincronizar U2 por encima del valor de ajuste Umín, pero por debajo de la tensión máxima Umáx?

• ¿Está la diferencia de los valores absolutos de la tensión U2 – U1 dentro del límite admisible dU CNTSIN U2>U1?

• ¿Está la diferencia de los valores absolutos de la tensión U2 – U1 dentro del límite admisible dU CNTSIN U2<U1?

• ¿Están ambas frecuencias f1 y f2 dentro del campo de trabajo admisible fN ± 3 Hz?

• ¿Está la diferencia de la frecuencia f2 – f1 dentro del límite admisible df CNTSIN f2>f1?

• ¿Está la diferencia de la frecuencia f1 – f2 dentro del límite admisible df CNTSIN f2<f1?

• ¿Está la diferencia angular α2 – α1 dentro del límite admisible dα CNTSIN α2>α1?

• ¿Está la diferencia angular α1 – α2 dentro del límite admisible dα CNTSIN α2<α1?

Si el estado actual no es plausible, entonces se genera el aviso „Sinc Fallo“ y no se efectúa la medición. Si las condiciones son plausibles, entonces se inicia la medición (aviso „Sinc1 proc“) y se comprueban las condiciones de autorización parametrizadas.


267

Aquí se comunica explícitamente cada condición cumplida (Avisos „Sinc Udiff ok“, „Sinc fdiff ok“, „Sinc αdiff ok“). También las condiciones no cumplidas son señalizadas explícitamente, es decir si la diferencia de los valores absolutos de tensión (avisos „Sinc U2>U1“, „Sinc U2<U1“) o la diferencia de frecuencia (avisos „Sinc f2>f1“, „Sinc f2<f1“) o la diferencia angular (avisos „Sinc α2>α1“, „Sinc α2<α1“) se encuentran fuera de los valores límites. Condición para estos avisos es que ambas tensiones se encuentren dentro del campo de trabajo de la función de sincronización (ver „Campo de trabajo“).

Si se cumplen con las condiciones, entonces la función de sincronización genera por su parte una señal de autorización para la operación de cierre („Sinc autor.CIER“). Esta señal de autorización solamente es efectiva durante el tiempo parametrizado para la orden de CIERRE y es generada por la función de control del equipo como orden de cierre al interruptor de potencia (ver también título „Interacción con la función de con-trol“). Aquí, el aviso „Sinc síncrono“ mantiene su señalización durante el tiempo en el que se cumplan las condiciones síncronas.

La medición de las condiciones de sincronización puede estar limitada a un tiempo de supervisión máximo T sinc máx. Si no se cumplen con las condiciones dentro de T sinc máx, no se produce ninguna autorización (Aviso „Sinc. Trans.Tsv“). Una sincronización nueva sólo es posible con un requerimiento de medición nuevo.

Rango de trabajo

El campo de trabajo de la función de sincronización está definido por los límites de tensión parametrizables Umín y Umáx, como también por la banda de frecuencia predeterminada fN ± 3 Hz.

Si se inicia la medición y si una o ambas tensiones se encuentran fuera del campo de trabajo o si una de las tensiones abandona el campo de trabajo, entonces esto será señalizado por los avisos correspondientes („Sinc f1>>“, „Sinc f1<<“, „Sinc U1>>“, „Sinc U1<<“).

Valores de medida

Los valores de medida de la función de sincronización se visualizan en sus propias ventanas de valores primarios, secundarios y en tanto por ciento. La señalización y la actualización de los valores de medida se efectúan sólo durante un llamada de la función de sincronización.

Se visualizan individualmente:

• Valor de la tensión de referencia U1

• Valor de la tensión a sincronizar U2

• Valores de frecuencia f1 y f2• Diferencias de tensión, frecuencia y ángulo.

2.17.3 Operación de cierre en estado sin tensión

El acoplamiento de dos sistemas de red puede ser efectuado también en un estado sin tensión en al menos una de las dos redes, si la tensión medida es mayor que un valor umbral 6106 U>. En una conexión multifásica, todas las tensiones conectadas al lado U1 deben estar por encima del valor umbral U> para que el lado U1 sea reconocido en estado con tensión. En una conexión monofásica, naturalmente, sólo la tensión correspondiente debe sobrepasar al valor umbral.


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Para el control de la orden de cierre se pueden seleccionar aquí las siguientes condiciones adicionales de autorización que pueden ser determinadas juntas con la autorización de sincronismo:

SINC U1>U2< = Autorización bajo la condición que la red U1 esté en estado con tensión y la red U2 sin tensión.

SINC U1<U2> = Autorización bajo la condición que la red U1 esté sin tensión y la red U2 con tensión.

SINC U1<U2< = Autorización bajo la condición que la red U1 y la red U2 estén en estado sin tensión.

Cada una de estas condiciones puede ser activada o desactivada individualmente mediante parámetros o por entrada binaria, es decir, también son posibles las combinaciones (p.ej. autorización cuando se cumplen con las condiciones SINC U1>U2< o SINC U1<U2>).

Por lo tanto, la sincronización también es adecuada p.ej. para efectuar un cierre con un seccionador a tierra, teniendo en cuenta el parámetro adicional 6113 SINC sincronis. (parametrizado con No). En este caso, sólo se puede efectuar un cierre, si al lado de la salida de la línea no existe ninguna tensión.

El umbral debajo del cual se considera una red en estado sin tensión, está determinado por el parámetro U<. Una red es considerada en estado con tensión, si el valor de la tensión medida es superior al umbral U>. En una conexión multifásica, todas las tensiones conectadas al lado U1 deben estar por encima del valor umbral U> para que el lado U1 sea reconocido en un estado con tensión. En una conexión monofásica, naturalmente, sólo la tensión correspondiente debe sobrepasar al valor umbral.

Por ejemplo, para dar una autorización de cierre entre la red con tensión U1 y la red sin tensión U2, se deben cumplir las con siguientes condiciones:

• ¿Se encuentra la tensión de referencia U1 por encima del valor de ajuste Umín y U>, pero también por debajo del valor de tensión máximo Umáx?

• ¿Está la tensión a sincronizar U2 por debajo del valor de ajuste U<?

• ¿Está la frecuencia f1 dentro del campo de trabajo admisible fN ± 3 Hz?

Después de un resultado positivo de las pruebas se genera la autorización de cierre.

Para la conexión de la red 1 en estado sin tensión a la red 2 en estado con tensión o para la conexión de la red 1 en estado sin tensión a la red 2 en estado sin tensión, las condiciones son correspondientes.

Los avisos pertenecientes que señalizan la autorización con la condición respectiva son: „Sinc U1>U2<“, „Sinc U1<U2>“ y „Sinc U1<U2<“.

Mediante las entradas binarias „>Sinc U1>U2<“, „>Sinc U1<U2>“ y „>Sinc U1<U2<“ se pueden fijar las condiciones de autorización también externamente, si la sincronización es activada externamente.

Bajo el parámetro T.supervis.Tens (dirección 6111) se puede determinar un tiempo de supervisión durante el cual las condiciones adicionales de autorización mencionadas anteriormente para un cierre en un estado libre de tensión, deberán haberse cumplido antes de que se autorice el cierre.

2.17.4 Cierre directo/ Bloqueo

Con el parámetro 6110 CIERRE DIRECTO se puede permitir una autorización sin que se realice ninguna prueba. Para esto sólo se requiere un impulso de activación de la función de sincronización, para permitir un cierre inmediato. Una combinación de CIERRE DIRECTO con otras condiciones de autorización, naturalmente, no tiene sentido.

Si la función de sincronización tiene un fallo, entonces según el tipo de fallo se podrá efectuar o no un cierre directo (ver para esto "Prueba de plausibilidad” y „SINC Fallo“).


269


Mediante la entrada binaria „>Sinc Cierr.dir“ se puede establecer la autorización también externemente.

Es posible bloquear la función de sincronización completa a través de la entrada binaria „>Sinc1bloq“. Este estado es señalizado por el aviso „Sinc1 bloq“. Con el bloqueo se finaliza la medición y se reinicia la función total. Una medición nueva es posible recién mediante un requerimiento de medición nuevo.

Mediante la entrada binaria „>Blq.Autor.Sinc“ es posible bloquear solamente la señal de autorización de cierre („Sinc autor.CIER“). La medición sigue trabajando durante este bloqueo. El bloqueo se confirma mediante el aviso „Autor.Sinc bloq“. Si el bloqueo finaliza y las condiciones de autorización todavía son válidas, entonces se genera la señal de autorización para la orden de cierre.

2.17.5 Interacción con la función de control, la función RE y función externa de control

Con la función de control

La función de sincronización trabaja primordiamente en interacción con la función de control del equipo. Mediante un parámetro se selecciona el interruptor que deberá ser sincronizado. Cuando se genera una orden de mando, entonces la función de control registra que este interruptor está configurado para ser sincronizado. La función de control envía un requerimiento de medición („Sinc Req. med“) a la función de sincronización con lo cual ésta es activada. Después de efectuarse las operaciones de prueba por parte de la función de sincronización, se generará un aviso de autorización („Sinc autor.CIER“) con el cual la función de control finaliza la operación de mando de forma positiva o negativa.

Figura 2-100 Interacción de la función de control y la función de sincronización


270


Con la función RE

También la función de reenganche automático (RE) puede trabajar en interacción con la función de sincroni-zación. La conexión se realiza mediante la función de control del equipo. La selección se efectúa mediante parametrización en la función RE y en la sincronización. En los parámetros de la función RE (7138 SINC interna) se determina si se deberá trabajar con el grupo funcional SINC 1 o en caso de una sincronización externa sin grupo funcional SINC. En el grupo funcional 1 se define el interruptor a utilizar. El objeto de mando indicado en los parámetros de la función RE (7137 CIERR.obj.MANDO) y en el grupo funcional SINC deben ser idénticos. Si el ajuste es diferente, el ajuste del grupo funcional SINC sobrescribe el ajuste de la función RE. Si en los parámetros de la función RE no se introduce ningún grupo funcional SINC, entonces la orden de cierre de la función RE será ejecutada sin sincronización para el objeto de mando indicado en los parámetros de la función RE. Igualmente, mediante la orden de CIERRE „Orden.cierr.RE“ (aviso 2851) se efectuará solamente una conmutación no sincronizada. Si se ha parametrizado, p.ej. el interruptor de potencia Q0 como objeto de mando a conectar con sincronización, entonces en caso de una orden de cierre de la función RE, este interruptor será registrado y reservado para la orden de cierre, que será siendo procesada por la función de control. Ya que aquí se trata de un interruptor que debe ser sincronizado, la función de control activa la función de sincronización y espera la autorización. Si se cumplen con las condiciones parametrizadas del grupo funcional SINC, entonces se otorgará la autorización y la función de control efectuará la orden de CIERRE (ver figura ).

Figura 2-101 Conexión de la función RE a la función de sincronización

Con función externa de control

Además existe la posibilidad de activar la función de sincronización mediante un requerimiento de medición externo. La función de sincronización se inicia a través de un requerimiento de medición activando una entrada binaria („>Sinc Req. med“ o con impulsos de arranque y paro „>Sinc Inicio“, „>Sinc Stop“). Una vez efectuada la prueba con éxito por la función de sincronización, ésta genera la señal de autorización („Sinc autor.CIER“) (ver figura ). Se finaliza la medición, en cuanto se haya desactivado el requerimiento de medición por medio de la entrada binaria. No es necesario parametrizar en este caso un objeto de mando a sincronizar.


271


Figura 2-102 Interacción de la función de sincronización con la función externa de control


Generalidades

La función de sincronización sólo trabaja, si se ha activado en la configuración de la capacidad de funciones (ver sección 2.1.1.2) bajo la dirección 161 SINC Función 1 con CONTROL SINCRO. Si no se necesita esta función, se ajusta no disponible.

En el ajuste de los datos de planta 1 (ver sección 2.1.3.2) ya se ha registrado en el equipo, cuales de estos son de importancia para las magnitudes de medición y para el procedimiento de trabajo de la función de sincronización. Estos datos corresponden a los parámetros:

202 UnPRIMARIA tensión nominal primaria de los transformadores de tensión U1 (fase-fase) en kV;

203 UnSECUNDAR tensión nominal secundaria de los transformadores de tensión U1 (fase-fase) en V;

213 CONEX.TT 3fases determina, como está conectado el transformador de tensión.

Utilizando la función de sincronización, se aplica el ajuste U12,U23,USYN, si se han conectado dos tensiones fase-fase en conexión V al equipo. Como tensión de referencia USIN se utiliza cualquier tensión fase-fase.

Se utiliza el ajuste ULE, Usyn, si se dispone solamente de tensiones fase-tierra. Una de éstas se conecta al primer transformador de tensión, mientras que la tensión de referencia USIN debe ser conectada al tercer transformador de tensión. U1 en el primer transformador de tensión y U2 en el tercer transformador de tensión deben ser cada uno del mismo tipo de tensión (UL1E o UL2E o UL3E).

Ejemplos de conexión se encuentran bajo el título „Conexiones“ y en el anexo A.3).

Si se ha ajustado U12,U23,USYN o ULE, Usyn, entonces no se puede determinar ninguna tensión homopo-lar. Por lo tanto, las funciones „Detección direccional de faltas a tierra“, „Protección direccional de sobreinten-sidad a tierra“ y „Detección de fallo de la tensión de medida (FFM)“ ya no son efectivas. Indicaciones respecto a los efectos de los diferentes tipos de conexión de tensión se muestran en el capítulo 2.1.3.2, tabla 2-1.

El rango de trabajo de la función de sincronización (fN ± 3 Hz) se relaciona a la frecuencia nominal de la red, dirección 214 FRECUENCIA NOM..

Para IEC 60870–5–103 (VDEW) sólo están preparametrizados los avisos correspondientes al grupo funcional SINC.

Si se selecciona en DIGSI el grupo funcional SINC, entonces aparece un cuadro de diálogo estructurado con diversas páginas de ajuste en las cuales se pueden ajustar los parámetros correspondientes.

Parámetros generales

Los valores límite generales para el control de sincronismo, se ajustan bajo las direcciones 6101 a 6112.

Bajo la dirección 6101 SINC Grupo se puede habilitar (Activar) o deshabilitar (Desactivar) el grupo funcional de sincronización completo. Si se ha desconectado el control de sincronismo, entonces no se comprueban las condiciones de sincronismo y no se efectúa ninguna autorización.


272

Con el parámetro 6102 Unidad de mando se selecciona un objeto de mando, al cual son aplicados los pa-rámetros de sincronización. Si en este parámetro se selecciona la opción ninguno, entonces la función puede ser utilizada como función para sincronización externa. Entonces ésta será activada por los avisos de entrada binaria.

Los parámetros 6103 Umín y 6104 Umáx limitan el rango de control para las tensiones U1 y U2 hacia abajo y hacia arriba y determinan así el campo en el cual debe trabajar la función de sincronización. Con valores fuera de este campo se genera un aviso.

La dirección 6105 U< determina la tensión por debajo de la cual la salida de la línea o la barra puede ser considerada con seguridad como desconectada (para el control de una línea o barra libre de tensión).

La dirección 6106 U> determina la tensión por encima de la cual la salida de la línea o la barra puede ser considerada con seguridad como conectada (para el control de una línea o barra bajo tensión). Este valor debe ser ajustado debajo del valor mínimo de subtensión operacional a esperar.

El ajuste para estos valores mencionados se efectúa en Voltios secundarios. En la parametrización mediante DIGSI se pueden introducir también estos valores como magnitudes primarias. Según la conexión de las tensiones, se utilizan las tensiones fase-tierra o a las tensiones fase-fase.

Bajo las direcciones 6107 a 6110 se ajustan las condiciones de autorización para el control de cierre. Aquí significan:

6107 SINC U1<U2> = La fuente U1 debe estar libre de tensión, la fuente U2 debe estar bajo tensión (cierre a una referencia libre de tensión, Dead Line);

6108 SINC U1>U2< = La fuente U1 debe estar bajo tensión, la fuente U2 debe estar libre de tensión (cierre a una salida de línea libre de tensión, Dead Bus);

6109 SINC U1<U2< = La fuenteU1 y la fuente U2 deben estar ambas libres de tensión (cierre a una referencia libre de tensión y una salida de línea libre de tensión, Dead Bus/Dead Line);

6110 CIERRE DIRECTO = la orden de cierre se autoriza sin controlar.

Las posibles condiciones de autorización mencionadas son independientes entre si y también pueden ser combinadas. Una combinación de CIERRE DIRECTO con otras condiciones de autorización, naturalmente, no tiene sentido.

Bajo el parámetro T.supervis.Tens (dirección 6111) se puede determinar un tiempo de supervisión durante el cual las condiciones adicionales de autorización mencionadas anteriormente para un cierre en un estado libre de tensión, deberán haberse cumplido antes de que se autorice el cierre. El valor preajustado de 0.1s considera los fenómenos de compensación y puede ser utilizado sin modificación.

La autorización por parte del control de sincronismo puede ser limitada por un tiempo de supervisión de sincronismo ajustable T sinc máx (dirección6112). Dentro de este periodo de tiempo, se deben cumplir con todas las condiciones parametrizadas. En caso contrario, no se efectuará ninguna autorización de cierre y se interrumpe el proceso de sincronización. Si se ajusta este tiempo con ∞, las condiciones serán controladas hasta que sean cumplidas.

Para aplicaciones especiales (p.ej. un cierre de un seccionador a tierra), se puede activar o desactivar la autorización de cierre, si se cumplen las condiciones de sincronismo, mediante el parámetro 6113 SINC sincronis..

Datos de planta

Los datos referentes a la planta para la función de sincronización se ajustan bajo las direcciones 6121 a 6125.

Con el parámetro FACTOR U1/U2 (dirección 6121) se pueden considerar las diferentes relaciones de los transformadores de tensión en ambas redes (ver ejemplo en la figura ).

Si se ha instalado un transformador entre las redes a sincronizar, entonces se puede considerar su grupo vectorial mediante una adaptación angular, de manera que no será necesario ningún medio externo de adaptación. Esto se efectúa con el parámetro ADAPT. ANGULAR (dirección6122 ).


273


Aquí se evalúa el ángulo de fase U1 hacia U2 como positivo.

Ejemplo: (ver también figura ):

Barra colectora 400 kV primario; 100 V secundario

Salida de línea 220 kV primario; 110 V secundario

Transformador 400 kV/220 kV; Grupo vectorial Dy(n) 5

El grupo vectorial de un transformador está definido como desplazamiento de fase desde el lado de alta tensión hacia el lado de baja tensión. Los transformadores de medida de la tensión de referencia (U1) en este ejemplo, son los que están al lado de alta tensión del transformador, entonces el ángulo corresponde a 5 · 30° (según el grupo vectorial), es decir 150°:

Dirección 6122 ADAPT. ANGULAR = 150°.

Ya que los transformadores de tensión de referencia, bajo condiciones funcionales nominales primarias, trasmiten 100 V al lado secundario, mientras que la tensión nominal de los transformadores de salida de línea conducen 110 V secundarios, se debe adaptar esta diferencia correspondientemente:

Dirección 6121 FACTOR U1/U2 = 100 V/110 V = 0,91.

Figura 2-103 Tensión de barra colectora medida mediante transformador

Conexiones

En el 7SJ80 se disponen para la conexión de la tensión U1 de dos entradas y para la tensión U2 de una entrada de tensión (ver los ejemplos siguientes).

Si al lado de U1 se conectan dos tensiones fase-fase en configuración V como tensión de referencia, entonces se debe conectar y parametrizar para la tensión adicional a sincronizar U2 una tensión fase-fase.

Para poder comparar correctamente la tensión fase-fase de referencia U1 con la tensión adicional U2, se debe informar al equipo el modo de conexión de la tensión U2. Para esto sirve el parámetro CONEXION U2 (parámetro 6123).


274


Para el cálculo interno de transformación a valores primarios se debe introducir al equipo mediante el parámetro 6125 U2N-TT PRIMARIA la tensión nominal primaria del transformador de la magnitud de medida U2, si es que entre las redes a sincronizar se encuentra un transformador.

Figura 2-104 Conexión de tensión fase-fase (conexión V)

Si se disponen solamente de tensiones fase-tierra, entonces se conecta la tensión de referencia U1 al primer transformador de tensión, mientras que la tensión adicional U2 se conecta al tercer transformador de tensión.


275

Figura 2-105 Conexión de tensión fase-tierra

Diferencia de tensión

Con los parámetros 6150 dU CNTSIN U2>U1 y 6151 dU CNTSIN U2<U1 se pueden ajustar las diferencias de tensión admisibles también de forma asimétrica. Ya que se disponen de dos parámetros, se puede ajustar un campo de cierre asimétrico.




6101 SINC Grupo ActivarDesactivar

Desactivar Grupo de función de sincronización

6102 Unidad de mando (posibilidades de ajuste según la aplicación)

ninguno Unidad de mando a sincronizar

6103 Umín 20 .. 125 V 90 V Límite inferior de tensión: Umín

6104 Umáx 20 .. 140 V 110 V Límite superior de tensión: Umáx

6105 U< 1 .. 60 V 5 V Umbral U1,U2 libre de tensión

6106 U> 20 .. 140 V 80 V Umbral U1,U2 con tensión

6107 SINC U1<U2> SiNo

No Cierre con U1< y U2>

6108 SINC U1>U2< SiNo

No Cierre con U1> y U2<

6109 SINC U1<U2< SiNo

No Cierre con U1< y U2<


276

6110A CIERRE DIRECTO SiNo

No Cierre directo

6111A T.supervis.Tens 0.00 .. 60.00 s 0.10 s Tiempo supervisión de U1>;U2> ó U1<;U2<

6112 T sinc máx 0.01 .. 1200.00 s; ∞ 30.00 s Duración máx. proceso de sincronización

6113A SINC sincronis. SiNo

Si Conexión con sincronismo

6121 FACTOR U1/U2 0.50 .. 2.00 1.00 Factor de adaptación U1/U2

6122A ADAPT. ANGULAR 0 .. 360 ° 0 ° Adaptación angular (Gr. vectorial Trafo)

6123 CONEXION U2 L1-L2L2-L3L3-L1

L1-L2 Conexión de U2

6125 U2N-TT PRIMARIA 0.10 .. 800.00 kV 20.00 kV Tensión nom. prim. del transformador U2

6150 dU CNTSIN U2>U1 0.5 .. 50.0 V 5.0 V Diferencia de tensión admisible U2>U1

6151 dU CNTSIN U2<U1 0.5 .. 50.0 V 5.0 V Diferencia de tensión admisible U2<U1

6152 df CNTSIN f2>f1 0.01 .. 2.00 Hz 0.10 Hz Diferencia de frecuencia admisible f2>f1

6153 df CNTSIN f2<f1 0.01 .. 2.00 Hz 0.10 Hz Diferencia de frecuencia admisible f2<f1

6154 dα CNTSIN α2>α1 2 .. 80 ° 10 ° Diferencia angular admis. alpha2>alpha1

6155 dα CNTSIN α2<α1 2 .. 80 ° 10 ° Diferencia angular admis. alpha2<alpha1


Explicación

170.0001 >Sinc1 act AI >Sinc. grupo func.1, activar170.0043 >Sinc Req. med AI >Sinc.: Requerim. de med. Sincronización170.0049 Sinc autor.CIER AS Sinc.: Autorización Cierre170.0050 Sinc Fallo AS Sinc.: Fallo de función170.0051 Sinc1 bloq AS Grupo de sincronización 1 bloqueado170.2007 Sinc Req. med AI Sinc.: Requerim.de med. de función Mando170.2008 >Sinc1bloq AI >Bloquear grupo de sincronización 1170.2009 >Sinc Cierr.dir AI >Sinc.: Cierre directo170.2011 >Sinc Inicio AI >Sinc.: Inicio de la sincronización170.2012 >Sinc Stop AI >Sinc.: Teminar la sicronización170.2013 >Sinc U1>U2< AI >Sinc.: Autorizar la condición U1>U2>170.2014 >Sinc U1<U2> AI >Sinc.: Autorizar la condición U1<U2>



277

170.2015 >Sinc U1<U2< AI >Sinc.: Autorizar la condición U1<U2<170.2016 >Sinc Sincron AI Sinc: Autorización de la condición Sinc.170.2022 Sinc1 proc AS Sinc. func.1: función med. en proceso170.2025 Sinc. Trans.Tsv AS Sinc.: Transcurso de tiempo de supervis.170.2026 Sinc síncrono AS Sinc.: Condiciones des sinc. cumplidas170.2027 Sinc U1>U2< AS Sinc.: Condición U1>U2< cumplida170.2028 Sinc U1<U2> AS Sinc.: Condición U1<U2> cumplida170.2029 Sinc U1<U2< AS Sinc.: Condición U1<U2< cumplida170.2030 Sinc Udiff ok AS Sinc.: Diferencia de tensión (Udif) OK170.2031 Sinc fdiff ok AS Sinc.: Diferenc. de frecuencia (fdif) OK170.2032 Sinc αdiff ok AS Sinc.: Diferenc. ángulo (alpha dif) OK170.2033 Sinc f1>> AS Sinc.: Frecuencia f1>fmáx admisible170.2034 Sinc f1<< AS Sinc.: Frecuencia f1<fmín admisible170.2035 Sinc f2>> AS Sinc.: Frecuencia f2>fmáx admisible170.2036 Sinc f2<< AS Sinc.: Frecuencia f2<fmín admisible170.2037 Sinc U1>> AS Sinc.: Tensión U1>Umáx admisible170.2038 Sinc U1<< AS Sinc.: Tensión U1<Umín admisible170.2039 Sinc U2>> AS Sinc.: Tensión U2>Umáx admisible170.2040 Sync U2<< AS Sinc.: Tensión U2<Umín admisible170.2050 U1 = VM U1 =170.2051 f1 = VM f1 =170.2052 U2 = VM U2 =170.2053 f2 = VM f2 =170.2054 dU = VM dU =170.2055 df = VM df =170.2056 dα = VM dalpha =170.2090 Sinc U2>U1 AS Sinc.: Udif muy grande (U2>U1)170.2091 Sinc U2<U1 AS Sinc.: Udif muy grande (U2<U1)170.2092 Sinc f2>f1 AS Sinc.: fdif muy grande (f2>f1)170.2093 Sinc f2<f1 AS Sinc.: fdif muy grande (f2<f1)170.2094 Sinc α2>α1 AS Sinc.: alpha-dif muy grande (a2>a1)170.2095 Sinc α2<α1 AS Sinc.: alpha-dif muy grande (a2<a1)170.2096 Sinc Err. grupo AS Sinc.: Selección múltiple de grupo sinc.170.2097 Sinc.Err.parám. AS Sinc.: Parámetros no son plausibles170.2101 Sinc1desac AS Grupo de sincronización 1 desactivado170.2102 >Blq.Autor.Sinc AI >Bloquear autorización función Sinc.170.2103 Autor.Sinc bloq AS Autorización función Sinc. bloqueada


Explicación


278

Funciones2.18 Cambio de la secuencia de fases

2.18 Cambio de la secuencia de fases

En el equipo 7SJ80 se dispone de una función para cambio de secuencia de fases mediante entradas binarias y parámetros.

Casos de aplicación• Mediante la conmutación del sentido de la secuencia de fases se tiene la posibilidad de que todas las

funciones de protección y vigilancia trabajen correctamente incluso en el caso de una secuencia de fases levogira, sin que para ello fuera necesario realizar una sustitución entre dos conductores.

2.18.1 Descripción

Generalidades

Diferentes funciones del 7SJ80 sólo trabajan correctamente, si la secuencia de fases de las intensidades y tensiones es conocida, como la protección de carga desequilibrada, de subtensión (elaboración de secuencia positiva), la protección direccional de sobreintensidad (dirección con tensiones ajenas a la falta) y algunas supervisiones de los valores de medida.

Si hay permanentemente una secuencia de fases levógira, ésta se ajusta al parametrizar los datos de la instalación.

Si la secuencia de fases puede ser modificada durante el funcionamiento, sólo se necesita una señal de con-mutación a la entrada binaria designada para esto, para comunicar a la protección el cambio de la secuencia de fases.

Lógica

El sentido de la secuencia de fases se ajusta en forma permanente mediante un parámetro en los datos de la subestación (planta) bajo la dirección 209 SECUENCIA FASES. La entrada binaria „>Cambio secuenc“ invierte por medio del elemento OR-exclusivo la secuencia de fases con relación al parámetro aplicado.

Figura 2-106 Lógica de mensajes de la conmutación del campo giratorio

Influencia sobre las funciones de protección y vigilancia

Los conductores intercambiados se reconocen exclusivamete mediante el cálculo de la secuencia de fases positiva y negativa y el cálculo de valores fase-fase mediante substracción de dos valores fase-tierra y vice-versa, de tal manera que los avisos selectivos por fase, los valores de perturbación y los valores de medida no sean adulterados. Por lo tanto, esta función tiene influencia en la protección de carga desequilibrada, en la protección direccional de sobreintensidad, en la protección de tensión, en las funciones de protección flexibles y también en algunas de las funciones de supervisión que emiten avisos, cuando no coinciden la secuencia de fases determinada y la calculada.


279

Funciones2.18 Cambio de la secuencia de fases


Ajuste del parámetro de función

El sentido de secuencia en funcionamiento normal se ajusta con el parámetro 209 (ver sección 2.1.3). Al efectuarse cambios temporales de la secuencia de fases, se debe dar información al equipo mediante la entrada binaria „>Cambio secuenc“ (5145).


280

Funciones2.19 Control de funciones

2.19 Control de funciones

El programa control de funciones coordina la secuencia de las funciones de protección y funciones adicionales y elabora sus resultados así como también las informaciones que llegan de la instalación. Esto comprende en particular:

– Sistema lógico de arranque,

– Sistema lógico de disparo.

2.19.1 Sistema lógico de excitación del conjunto del equipo

Arranque

Las señales de arranque de todas las funciones de protección en el equipo se enlazan mediante OR y dan lugar al arranque general del equipo. Se inicia con el primer arranque que se reciba, y se concluye con el último arranque que se genera y se comunica con 501 „Arranque Relé“.

El arranque general es condición necesaria para una serie de funciones subsiguientes internas y externas. Entre las funciones internas que son controladas por el arranque general se incluyen:

• Inicio de un caso de perturbación: Desde el inicio del arranque general hasta la reposición se anotan todos los mensajes de los casos de perturbación en el protocolo de casos de falta.

• Inicialización del registro de los valores de falta: El registro y la retención de los valores de perturbación se puede hacer depender adicionalmente de que se produzca una orden de disparo.

Excepción: Algunas funciones de protección se pueden ajustar no sólo para Activar o Desactivar sino también para Sólo aviso. El ajuste Sólo aviso tiene como consecuencia de que no se otorga ninguna orden de disparo, no se abre ningún caso de perturbación, no se inicia ningún registro de perturbación y no aparecen en la pantalla visualizaciones espontáneas de casos de perturbación.

Las funciones externas se pueden controlar a través de un contacto de salida. Como ejemplo se pueden citar:

• Equipos de reenganche,

• Inicio de otros equipos adicionales, o similares

2.19.2 Lógica de disparo del equipo total

Disparo general

Las señales de disparo de todas las funciones de protección se enlazan mediante OR y dan lugar al mensaje 511 „DISP.gen Relé“.

Este mensaje se puede configurar sobre LED o sobre relé de salida igual que los distintos mensajes de disparo.

Anulación de la orden de disparo

Una orden de disparo de una función de protección que se haya emitido una vez se registra como mensaje „DISP.gen Relé“ (véase la figura 2-107). Al mismo tiempo se inicia un tiempo de orden de disparo mínimo TMin.Orden Disp. Éste trata de asegurar que la orden se emite al interruptor de potencia durante un tiempo suficientemente largo, incluso si la función de protección que la activa se repone muy rápidamente. Solamente cuando haya desaparecido la última función de protección (ya no está arrancada ninguna función) y haya transcurrido el tiempo de orden de disparo mínimo se pueden anular las órdenes de disparo.


281

Funciones2.19 Control de funciones

Por último, existe la posibilidad de retener una orden de disparo una vez emitida, hasta que se anule manual-mente (función Lockout). De este modo se puede bloquear el interruptor de potencia para impedir su reengan-che hasta que se haya aclarado la causa de la falta y se haya anulado el bloqueo mediante una reposición manual intencionada. La reposición se efectúa o bien pulsando la tecla LED-Reset o activando una entrada binaria debidamente configurada („>Reposic.LED“). Para esto es condición necesaria naturalmente que la bobina de conexión en el interruptor de potencia esté bloqueada — como es usual — cuando esté presente una orden de disparo y que la intensidad de la bobina sea interrumpida por el contacto auxiliar del interruptor de potencia.

Figura 2-107 Anulación de la orden de disparo


Duración de la orden de disparo

El ajuste para la duración mínima de la orden de disparo TMin.Orden Disp ya ha sido explicado detallada-mente en la sección 2.1.3. Este tiempo es válido para todas las funciones de protección que pueden efectuar un disparo.


282

Funciones2.20 Funciones adicionales

2.20 Funciones adicionales

En el capítulo de funciones adicionales se describen las funciones generales del equipo.

2.20.1 Elaboración de avisos

Las informaciones respecto al arranque de la protección y a los valores de medida concernientes a una falta de red son de importancia para el análisis exacto después del evento. Para esto, el equipo dispone de una función de elaboración de avisos.

El procedimiento para la configuración de las informaciones se explica detalladamente en la descripción del sistema SIPROTEC 4.

Casos de aplicación• Señales luminosas y salidas binarias

• Informaciones por el panel frontal del equipo o por PC

• Informaciones a la central

Condiciones

En la descripción de sistema SIPROTEC 4 se explican detalladamente los procedimientos para la configuración (ver /1/).

2.20.1.1 Señalización y salidas binarias (Relés de salida)

Los eventos importantes y estados de función se indican con señales ópticas (LEDs) en la parte frontal del equipo. Además el equipo dispone de relés de salida para la señalización remota. La mayoría de los avisos y señalizaciones se pueden configurar, es decir, asignar de manera distinta a la preajustada en el suministro. En el anexo de este manual se muestra en detalle el estado de suministro y las posibilidades de configuración.

Los relés de salida y los LEDs pueden ser activados con o sin memorización (cada uno parametrizable).

Las memorias están aseguradas contra pérdidas de la tensión auxiliar. La reposición se efectúa

• localmente pulsando la tecla LED del equipo,

• por remoto mediante entrada binaria correspondientemente configurada,

• por uno de los interfaces serie,

• automáticamente con cada inicio de un arranque nuevo.

Los avisos de estado no deben ser memorizados. Estos tampoco pueden ser reiniciados, hasta que el criterio de aviso desaparezca. Esto se refiere p.ej. a los avisos de las funciones de supervisión o similar.

Un LED verde indica la disposición de servicio (“RUN”); no puede ser reiniciada. Se apaga cuando la autosupervisión del microprocesador reconoce un fallo o cuando se pierde la tensión auxiliar.

Si la tensión auxiliar permanece, y el equipo tiene un fallo interno, se encienda el LED rojo („ERROR“) y se bloquea el equipo.


283


2.20.1.2 Informaciones por pantalla o por PC

Los sucesos y estados se pueden leer en la pantalla, en el panel frontal del equipo. Por el interface operacional en el frontal o por el puerto B en la parte inferior del equipo se puede conectar un PC al cual se pueden transmitir las informaciones.

El equipo dispone de diferentes registros buffer para eventos, como avisos de servicio, estadística de conexio-nes, etc. los cuales están asegurados contra perdida de la tensión auxiliar mediante batería de respaldo. Estos avisos pueden ser visualizados en cualquier momento en el panel frontal mediante el teclado o pueden ser transmitidos al PC por el interface serie de servicio. La lectura de avisos se aclara detalladamente en la descripción de sistema SIPROTEC 4.

Estructuración de los mensajes

Los mensajes están estructurados de la siguiente manera:

• Mensajes de operación; se trata de mensajes que pueden aparecer durante el funcionamiento del equipo: Informaciones relativas al estado de las funciones del equipo, datos de medición, datos de la instalación, protocolización de órdenes de control y similares.

• Mensajes de casos de falta; se trata de mensajes de las 8 últimas perturbaciones de la red que han sido tratadas por el equipo.

• Mensajes de los protocolos de faltas a tierra, en la medida en que el equipo disponga de determinación de faltas a tierra.

• Mensajes relativos a la estadística de conexión; se trata de contadores para las órdenes de desconexión provocadas por el equipo, eventuales órdenes de conexión así como valores de las intensidades desconec-tadas y intensidades de cortocircuito acumuladas.

Mensajes relativos a la estadística de conexión; se trata de contadores para las órdenes de desconexión pro-vocadas por el equipo, eventuales órdenes de conexión así como valores de las intensidades desconectadas y intensidades de cortocircuito acumuladas. Allí se indica también para cada mensaje hacia donde se puede comunicar. Cuando en una versión menos equipada no estén presentes determinadas funciones o si figuran como no disponible, entonces sus mensajes naturalmente no pueden aparecer.

Avisos de operación

Los mensajes de trabajo son aquellas informaciones que el aparato genera durante el funcionamiento y sobre la operación. En el equipo se registran en orden cronológico hasta 200 mensajes de operación. Cuando se generan mensajes de operación nuevos, entonces se van añadiendo. Si se agota la capacidad máxima de la memoria, se va perdiendo respectivamente el mensaje más antiguo.

Mensajes de casos de falta

Después de una perturbación de la red se pueden leer p. ej. informaciones importantes sobre el transcurso de la perturbación, como arranque y disparo. El inicio de la falta se ha registrado con el tiempo absoluto del reloj de sistema interno. El desarrollo de la falta se emite con un tiempo relativo, referido al momento de la excita-ción, de manera que se pueda reconocer también la duración hasta el disparo y hasta la recuperación de la orden de disparo. La resolución de las indicaciones de tiempo es de 1 ms.

Señalización espontánea en el frontal del equipo

Después de un evento de falta se señalizan automáticamente los datos más importantes del evento en el display del equipo sin accionamiento operacional. Estos avisos aparecen después de un arranque general del equipo sucesivamente según el orden indicado en la figura 2-108.


284


Figura 2-108 Señalización de avisos espontáneos en la pantalla del equipo

Mensajes recuperables

Se pueden recuperar y leer los mensajes de las ocho últimas averías de la red. La definición de avería en la red comprende también el que un proceso de cortocircuito se contemple como una avería de la red hasta que esté definitivamente aclarado. Si se efectúa un reenganche, la avería en la red termina una vez transcurrido el último tiempo de bloqueo, es decir, después de un reenganche con o sin éxito. De esta manera, todo el proceso de supresión de la avería, incluyendo todos los ciclos de reenganche, ocupa un solo protocolo de avería. Dentro de una avería de la red pueden aparecer varios casos de avería (desde la primera excitación de una función de protección hasta la anulación de la última excitación). Si no hay reenganche entonces cada caso de avería es una avería en la red.

En total se pueden almacenar hasta 600 mensajes. En el caso de que se produzcan más mensajes de avería, se van borrando respectivamente los más antiguos de la serie.

Mensajes de falta a tierra

Para las faltas a tierra, en los equipos con detección sensible se dispone de protocolos especiales de faltas a tierra. Los protocolos registran datos si la detección de faltas a tierra no está configurada para disparo sino con Sólo aviso (dirección3101 = Sólo aviso) o si se ha seleccionado el ajuste ON c.Protoc.F/T. Con la opción ON c.Protoc.F/T se efectúa adicionalmente a la apertura del protocolo de faltas a tierra también un disparo.

En la medición cos-ϕ– / sin-ϕ el momento de arranque del Escalón UE> es un criterio para la apertura del pro-tocolo de faltas a tierra. En la „medición U0/I0-ϕ“ se inicia el protocolo de faltas a tierra al momento de arranque del Escalón UE> o cuando un escalón de intensidad reacciona y se cumple con la condición de ángulo. (Ver detalles en los diagramas lógicos de detección de faltas a tierra, capítulo 2.11). El criterio para finalizar el pro-tocolo de faltas a tierra es la reposición del arranque. El protocolo de faltas a tierra se inicia con la entrada del aviso 1271 „Fallo/tierra“ (entrante) y se finaliza con la salida del aviso.

Para las 8 últimas faltas a tierra se pueden memorizar hasta un total de 45 mensajes de falta a tierra. En el caso de que se produzcan más mensajes de falta a tierra, se van borrando respectivamente los más antiguos en la serie.

Consulta general

La interrogación general producida por DIGSI ofrece la posibilidad de consultar el estado actual del equipo SIPROTEC 4. Todos los avisos pertenecientes a la interrogación general son señalizados con su valor actual.

Mensajes espontáneos

Los mensajes espontáneos que se pueden leer mediante DIGSI representan la protocolización de los mensajes actuales entrantes. Todo mensaje nuevo que entra aparece inmediatamente sin que sea necesario esperar a una actualización o activar ésta.


285


2.20.1.3 Informaciones a la central

Las informaciones registradas pueden ser transmitidas adicionalmente a una unidad central de control y memorización, si el equipo esta conectado a ésta por el puerto B. La transmisión puede ser efectuada con diferentes protocolos de transmisión.

2.20.2 Estadística

Se cuenta el número de desconexiones producidas por el 7SJ80, el número de las órdenes de cierre producidas por la función RE y las horas de funcionamiento en carga. Otro contador permite determinar el número de horas durante las cuales el interruptor de potencia se encuentra en estado „abierto“. Con los procedimientos de mantenimiento del interruptor de potencia se pueden obtener datos estadísticos que permiten optimizar los intervalos de mantenimiento para los contactos del interruptor.

Los contenidos de los contadores y memorias están protegidos contra pérdida de tensión auxiliar.

En el primer inicio del equipo de protección los valores de estadísticas están puestos a cero.


Número de disparos

Para poder contar el número de desconexiones producidas por el 7SJ80, se debe conducir al 7SJ80 la posición de los contactos auxiliares del interruptor de potencia mediante entradas binarias. Para esto se debe configurar el contador de impulsos interno en la matriz a una entrada binaria la cual debe ser incrementada por la posición OFF del interruptor de potencia. El valor de recuento de impulsos „No.desc. IP" se ubica en el grupo "Estadística", si se ha seleccionado en la matriz la opción "Sólo valores de medida y de contaje".

Número de órdenes de conexión del AR

El número de órdenes de conexión provocadas por el automático de reconexión se suma por separado según 1º y ≥ 2º ciclo, cada cual en un contador.

Funcionamiento

Además se suman acumulando las horas de trabajo en carga (= Valor de intensidad de por lo menos una fase mayor que el valor límite parametrizado en la dirección 212 IP I>).

Contador de horas "Interruptor de potencia abierto"

Como aplicación CFC se puede realizar un contador acumulador, de forma semejante al contador de horas de trabajo, para el número de horas en el estado „interruptor de potencia abierto“. El contador de horas universal está asignado a una entrada binaria correspondiente y se incrementa cada vez cuando se activa esta entrada. Alternativamente se puede utilizar como criterio para iniciar el contador también la disminución por debajo del valor del parámetro 212 IP I>. El contenido del contador puede ser puesto a un valor o también puede ser reiniciado. Un ejemplo de aplicación CFC para un contador de este tipo es disponible en Internet (SIPROTEC Download Area).


286


2.20.2.2 Mantenimiento del interruptor de potencia

Generalidades

Con ayuda del procedimiento para realizar el mantenimiento del interruptor de potencia se pueden ajustar los intervalos de mantenimiento de los contactos del interruptor de potencia (IP) necesarios, de acuerdo con su grado de desgaste efectivo. La utilidad de esta función consiste principalmente en la reducción de los costes de mantenimiento o conservación.

El mantenimiento universal del interruptor de potencia acumula las intensidades de desconexión en las desconexiones provocadas por las funciones de protección y comprende las siguientes funciones parciales que trabajan independientes entre sí:

• Suma de intensidades de desconexión (Procedimiento ΣI)

• Suma de las potencias de intensidad de desconexión (Procedimiento ΣIx)

• Procedimiento de dos puntos para calcular el período de vida residual (Procedimiento 2P)

• Suma de todas las integrales del cuadrado de la intensidad de desconexión (Procedimiento (I2t);

La determinación y tratamiento de los valores de medición trabaja para todas estas funciones parciales de forma selectiva por fases. La evaluación de los tres resultados respectivos se efectúa a través de sendos valores límites específicos del procedimiento (véase la Figura 2-109.).

Figura 2-109 Representación esquemática de los procedimientos para el mantenimiento del interruptor de potencia

El procedimiento ΣI siempre está disponible y activo como funcionalidad básica. En cambio, los demás procedimientos (Ix 2P e I2t) pueden ser seleccionados mediante un parámetro de configuración común.


287


Dado que para la solicitación del interruptor son determinantes la magnitud de la intensidad y la duración durante el proceso de conexión propiamente dicho, incluida la extinción del arco eléctrico, tiene gran importancia la determinación de los criterios inicial y final. Los procedimientos ΣIx, 2P e I2t utilizan para esto los mismos criterios. La lógica del criterio inicial y final está representada en la figura 2-110.

El criterio inicial se cumple en el caso de un disparo de protección interno mediante el mensaje colectivo "Equipo DESCONECTADO". Las desconexiones generadas a través de la funcionalidad de mando interno se tienen en cuenta para el mantenimiento del interruptor de potencia, si a través del parámetro 265 MIP OBJ. MANDO se indica la orden correspondiente. Una orden de desconexión emitida exteriormente se puede tener en cuenta si al mismo tiempo se da a través de una entrada binaria el mensaje „>MIP arranque“. Otro criterio que puede utilizarse es el flanco del mensaje saliente „>IP cerrado“ ya que con esto se señaliza que se ha puesto en movimiento el mecanismo del interruptor de potencia para separar los contactos.

Si se cumple con el criterio inicial, se inicia el tiempo propio de desconexión del interruptor de potencia. De esta manera se determina el momento en el cual los contactos del interruptor de potencia empiezan a separarse. Con otra magnitud característica (tiempo de desconexión del IP) entregada por el fabricante del interruptor de potencia, se determina el momento final del proceso de desconexión, incluyendo la extinción del arco eléctrico.

Para que en el caso de un fallo de conmutación no se adulteren los procedimientos de cálculo se comprueba, mediante el criterio de intensidad 212 IP I>, si después de dos períodos adicionales la intensidad ha bajado efectivamente a cero. Si el criterio de intensidad cumple la autorización lógica selectiva por fases, se activan los métodos de cálculo y evaluación de los distintos procedimientos. Una vez que hayan concluido éstos, queda cumplido el criterio final del mantenimiento del interruptor de potencia, y éste está listo para una nueva activación.

Se debe tener en cuenta que en el caso de una parametrización errónea, se bloquea el mantenimiento del interruptor de potencia. Este estado se señaliza mediante los avisos „MIPblqT err.par“, „MIPblq NoACCpar“ o „MIPblq Ierr.par“ (ver capítulo 2.1.6.2, „Datos de planta 2“). Estos dos últimos avisos sólo pueden ser efectivos con la configuración del procedimientos 2P.


288


Figura 2-110 Lógica de criterio inicial y final


289


ΣI

El procedimiento ΣI como funcionalidad básica no se ve influenciado por la configuración y por lo tanto no necesita parámetros específicos de procedimiento. Todas las intensidades de desconexión que aparecen 1½ períodos después de un disparo de protección se suman de forma selectiva por fases. En el caso de estas intensidades de desconexión se registran los valores efectivos de la onda fundamental.

La intensidad desconectada con cada orden de disparo se determina para cada polo, se visualiza en los mensajes de avería y se suma acumulándola en una memoria de los mensajes estadísticos. Los valores de medición indicados son valores primarios.

El procedimiento ΣI no ofrece ninguna consideración integrada del valor límite. Sin embargo existe la posibili-dad de realizar a través del CFC un valor límite que enlace entre sí y evalúe las tres intensidades suma a través de un OR lógico. En cuanto la intensidad suma rebasa el valor límite se emite el mensaje correspondiente.

Procedimiento ΣIx

Mientras que el procedimiento ΣI siempre está presente y activo, la aplicación del procedimiento ΣIx depende de la configuración de la función de mantenimiento del interruptor (MIP). Este procedimiento trabaja esencial-mente igual que el procedimiento ΣI. Aquí, las diferencias se refieren al valor potenciado de las intensidades de desconexión y a su relación al valor potenciado de la intensidad nominal de servicio del interruptor. Hacien-do referencia a Ir

x se obtiene como resultado una aproximación al número máximo de maniobras de conexión indicado por el fabricante del interruptor de potencia. Los valores señalizados se pueden interpretar por lo tanto como número de desconexiones con la intensidad nominal de servicio del interruptor de potencia. La señaliz-ación se realiza con los valores estadísticos sin unidad de dimensión y con dos posiciones decimales.

Las intensidades de desconexión empleadas para el cálculo se obtienen de los valores efectivos de las ondas fundamentales, que se calculan nuevamente en cada período.

Si llega a cumplirse el criterio inicial (tal como se describe en el apartado „Generalidades“), se comprueban de modo selectivo por fases y una vez transcurrido el tiempo propio de desconexión, los valores efectivos actua-les, para determinar si cumplen el criterio de intensidad. Si uno de los valores no cumple el criterio, para el cálculo se emplea el valor anterior. Si hasta el predecesor del punto inicial que se marca por el criterio inicial no hay ningún valor efectivo que cumpla el criterio, se trata de una desconexión que solamente repercute en la vida útil mecánica del interruptor y por lo tanto no está cubierta por este procedimiento.

Si después de transcurrir el tiempo de desconexión el criterio de intensidad otorga la autorización lógica, se potencian las intensidades de desconexión primarias determinadas (Ib), y se relacionan a la intensidad noninal de servicio potenciada del interruptor. Estos valores se suman entonces a los valores estadísticos existentes del procedimiento ΣIx. A continuación se efectúa la comparación del valor umbral con el valor límite „ΣI^x>“ y la señalización de los nuevos valores potenciados de intensidad de desconexión en suma. Si alguno de los nuevos valores estadísticos supera el valor límite, se genera el aviso „Val. lím. ΣI^x>“.

Procedimiento 2P

La aplicación del procedimiento de dos puntos para determinar el tiempo de vida residual depende de la configuración de la función de mantenimiento del interruptor (MIP). Los datos del interruptor suministrados por el fabricante son convertidos por cálculo de manera que midiendo las intensides de desconexión, se pueda determinar concretamente el número de maniobras todavía posible. Como base inicial sirven los diagramas con los números de maniobras en representación doble logarítmica de los fabricantes de los interruptores de potencia y los valores de las intensidades de desconexión medidas en el momento de la separación de contactos. La determinación de las intensidades de desconexión se efectúa según el método descrito en la sección anterior para el procedimiento ΣIx.

Se muestran los tres resultados del tiempo de vida residual calculado, como valor estadístico. Los resultados representan el número de desconexiones que todavía son posibles si se desconecta con una intensidad equivalente a la intensidad nominal de servicio. Esta señalización se efectúa sin unidad de dimensión y sin posiciones decimales.


290


Igual que en los demás procedimientos, un valor límite enlaza entre sí y evalúa los tres resultados „del tiempo de vida residual“, por medio de un OR lógico. Al hacerlo forma el „límite inferior“, ya que el tiempo de vida residual se reduce en el correspondiente número de ciclos de conmutación cada vez que se efectúa una desconexión. En el caso de bajar del valor límite de uno de los tres valores de fase, se emite el mensaje correspondiente.

Los fabricantes de los interruptores de potencia suministran un diagrama doble logarítmico que muestra la re-lación entre el número de maniobras y la intensidad de desconexión (ver ejemplo en la figura 2-111). A partir de esta figura se pueden determinar las conexiones que todavía son posibles (si se realizan las maniobras con la misma intensidad de desconexión). Según el ejemplo se podrían efectuar por lo tanto aprox. 1000 desco-nexiones con una intensidad de desconexión de 10 kA. La curva característica está determinada por dos puntos extremos y la recta que los une. El punto P1 está determinado por el número de maniobras permitidas con la intensidad nominal de servicio Ir, y el punto P2 por el número máximo de desconexiones con la inten-sidad nominal de cortocircuito Isc. Los cuatro valores correspondientes se pueden parametrizar.

Figura 2-111 Diagrama de ciclo de conexión para el procedimiento 2P

Dado que en la figura 2-111 se trata de una representación doble logarítmica, la recta entre P1 y P2 se puede describir mediante la siguiente función potencial:

n = b·Ibm

con n el número de maniobras, b para las maniobras con Ib = 1A, Ib para la intensidad de desconexión y m para el coeficiente direccional.


291

A partir de la función potencial se puede deducir la ecuación general de la recta para la representación doble logarítmica, a partir de la cual se obtienen los coeficientes b y m.

Nota

Dado que un coeficiente direccional m < -4 no es técnicamente relevante, pero por principio podría resultar de una parametrización defectuosa, se limita a -4. Si se llegara a un coeficiente inferior a -4 se desactiva la función potencial en el diagrama de ciclos de conmutación y, en su lugar, es decir, en su gama de intensidad de des-conexión definida, se emplea el número máximo de ciclos de conmutación para Isc (263 No.ACC. con Isc) como resultado del cálculo del número de ciclos de conexión actuales, véase la figura 2-112.

Figura 2-112 Limitación del valor del coeficiente direccional

Si la autorización lógica selectiva por fases se da mediante el criterio de intensidad descrito en la sección „Generalidades“, se calculan los números de maniobras actuales a partir de las intensidades de desconexión determinadas al transcurrir el tiempo propio de desconexión del interruptor. Éstos se compensan con el tiempo de vida residual existente en cada caso, de manera que se puedan señalizar los valores estadísticos actuales y se pueda efectuar la evaluación con el valor límite que está ajustado. Si alguno de los nuevos valores esta-dísticos está por debajo del valor límite, se genera el aviso„Val.ím.VRdurac<“.


292


Para determinar la proporción de las desconexiones puramente mecánicas dentro de los resultados del tiempo de vida residual, se han previsto otros tres valores estadísticos selectivos por fase (p. ej., para la fase L1: „Descon. m L1 =“). Éstos tienen la función de contadores que registran únicamente las desconexiones en las que las intensidades de desconexión están por debajo del valor del criterio de intensidad.

Procedimiento-I2t

En el procedimiento I2t se acumula por fase selectiva en cada desconexión la integral del cuadrado de las in-tensidades de disparo. La integral se determina con los valores instantáneos al cuadrado de las intensidades que se producen durante la formación del arco eléctrico en el interruptor de potencia. Ésta resulta ser:

T arco eléctrico LS = (Parámetro 266 T IP DISP) – (Parámetro 267 T IP DISP prop.).

Se representan las tres sumas de las integrales calculadas como valor estadístico con referencia al cuadrado de la intensidad nominal del equipo (In

2). Igual que en los demás procedimientos, aquí existe un valor límite que relaciona y evalúa las tres sumas mediante una viculación lógica OR.

La integral del cuadrado de intensidades de desconexión calculada se suma a los valores estadísticos exis-tentes. A continuación se efectúa la comparación del valor umbral con el valor límite „ΣI^2t>“ y la señaliz-ación de los nuevos valores estadísticos. Si alguno de los nuevos valores estadísticos está por encima del valor límite, se emite el aviso „Val.lím. ΣI^2t>“.

Puesta en marcha

Para la puesta en marcha no se necesitan normalmente medidas algunas. Ahora bien, si se lleva a cabo una sustitución del aparato de protección (es decir interruptor de potencia antiguo y aparato de protección nuevo), hay que determinar los valores iniciales de los respectivos valores límites o estadísticos por medio de la esta-dística de conmutaciones del interruptor de potencia en cuestión.


Lectura/posición/reposición de un contador

La lectura de los contadores por el frontal del equipo o mediante DIGSI se aclara detalladamente en la descripción de sistema SIPROTEC 4. Para escribir o borrar los contadores de estadística mencionados anteriormente se procede en el menú AVISOS —> ESTADÍSTICA sobreescribiendo los valores de contaje visualizados.


Para el mantenimiento del interruptor se puede ajustar en la configuración bajo la dirección172 MANTENIMIEN. IP una de las alternativas: Procedimiento ΣIx, procedimiento 2P, procedimiento I2t o no disponible. Todos los parámetros relevantes para esta función se encuentran en el bloque de parámetros Datos de planta (ver capítulo 2.1.3).

Los valores de parámetros indicados a continuación representan valores de entrada importantes para lograr un funcionamiento correcto de las funciones parciales:

El tiempo de desconexión del IP es un valor que viene en los datos de fabricación del interruptor de potencia. Este tiempo incluye el proceso completo de desconexión producido por una orden de disparo (activación de la energia auxiliar para el disparador del interruptor de potencia) hasta la extincion del arco voltaico en todos los polos. Este tiempo se ajusta bajo la dirección 266 T IP DISP.


293


El tiempo propio de desconexión del IP T IP DISP prop. es igualmente un valor característico que se indica en los datos de fabricación del interruptor de potencia. Este tiempo comprende el período entre la orden de disparo (desconexión de la energía auxiliar para el disparador del interruptor) y el momento de la separación de los contactos del interruptor de potencia en todos los polos. Este tiempo se parametriza bajo la dirección 267 T IP DISP prop..

El diagrama siguiente muestra la relación entre los tiempos característicos del interruptor de potencia.

Figura 2-113 Representación de los tiempos de los interruptores de potencia

Como criterio de intensidad homopolar se utiliza la supervisión del flujo de intensidad 212 IP I>, la cual también es utilizada por algunas funciones de protección para reconocer el estado cerrado del interruptor de potencia. Su valor de ajuste es por lo tanto actual para diferentes funciones del equipo (ver también el título „Supervisión del flujo de intensidad (IP)“ en la sección 2.1.3.2.

Procedimiento-ΣI

Independiente de la configuración efectuada bajo la dirección 172 MANTENIMIEN. IP la funcionalidad básica ΣI del cálculo de la suma de intensidades es efectiva y no requiere un ajuste de parámetros. Este procedimien-to no efectúa una análisis integral de valores límite. Esto se podría realizar, sin embargo, mediante CFC.


294


Procedimiento-ΣIx

Con el parámetro de configuración 172 MANTENIMIEN. IP se activa el Procedimeinto ΣIx. Para que la eva-luación de la suma de todas las potencias de la intensidades desconectadas sean representadas de una manera más simple, los valores son relacionados a la intensidad característica en funcionamiento del interrup-tor de potencia. Este valor se obtiene de los datos generales del interruptor de potencia y se parametriza como valor primario bajo la dirección 260 Ir-IP en los Datos de planta. Mediante esta referencia se puede orientar el valor límite del procedimiento ΣIx al número de maniobras de conexión máximo. Es decir, para un interruptor cuyos contactos hasta ahora no han sufrido ningún desgaste, se puede introducir como valor límite directamente el número máximo de maniobras de conexión. El exponente para la potenciación de la intensidad característica en funcionamiento y de las intensidades de desconexión se parametrizan bajo la dirección 264 EXPONENTE Ix. Para una adaptación a los diferentes requerimientos del cliente se puede elevar este expo-nente 264EXPONENTE Ix desde 1,0 (preajuste = 2,0) hasta el valor de 3,0.

Para que el procedimiento desempeñe su función prevista se deben introducir los datos temporales del interruptor de potencia por los parámetros 266 T IP DISP y 267 T IP DISP prop..

Los valores sumados pueden ser interpretados como número de desconexiones con la intensidad característica de funcionamiento del interruptor de potencia. La señalización en los valores estadísticos se efectúa sin unidad con dos posiciones decimales.

Procedimeinto-2P

Con el parámetro de configuración 172 MANTENIMIEN. IP se activa el Procedimiento-2P. La relación entre el número de maniobras de conexión y la intensidad desconectada se indican en los datos de fabricación mediante un diagrama de numero de maniobras (ver diagrama de ejemplo en la descripción funcional del pro-cedimiento-2P). Los dos puntos de esquina de esta característica con dimensión logaritmíca doble determinan la parametrización de las direcciones 260 hasta 263:

El punto P1 esta determinado por el número de maniobras de conexión permitidas (parámetro 261 No.ACCIONAM. Ir) con intensidad caracteristica en funcionamiento Ir (parámetro 260 Ir-IP).

El punto P2 esta determinado por el número de maniobras de conexión permitidas (parámetro 263 No.ACC. con Isc) con intensidad caracteristica en funcionamiento Isc (parámetro 262 Isc-IP).

Para que el procedimiento desempeñe su función prevista se deben introducir los datos temporales del interruptor de potencia por los parámetros 266 T IP DISP y 267 T IP DISP prop..

Procedimiento-I2t

Con el parámetro de configuración 172 MANTENIMIEN. IP se activa el procedimiento I2t. La integral del cuadrado de las intensidades desconectadas está en referencia a la intensidad nominal del equipo al cuadrado. Para determinar el tiempo de arco voltaico se deben introducir al equipo el tiempo de desconexión del IP T IP DISP así como el tiempo propio del IP T IP DISP prop.. Para la detección del último paso por cero (extinción de arco voltaico) de las intensidades después de la desconexión se requiere el criterio „Intensidad homopolar“.


295



2.20.3 Valores de medida

Para una visualización local o para la transmisión de datos se encuentran disponibles en todo momento una serie de valores de medida y valores calculados a partir de éstos.

Casos de aplicación• Información relativa al estado instantáneo de la instalación

• Conversión de valores secundarios en valores primarios y porcentuales

Condiciones

Además de los valores secundarios, el equipo también puede visualizar los valores primarios y porcentuales de las magnitudes de medida.

Para una visualización correcta de los valores primarios y porcentuales es condición necesaria la introducción íntegra y correcta de las magnitudes nominales de los transformadores de medida y de los medios de trabajo así como de las relaciones de transmisión de los transformadores de medida de intensidad y tensión en las vías a tierra, durante el proyecto del equipo. La siguiente tabla relaciona las fórmulas en que se basa la conversión de los valores secundarios en primarios y porcentuales.

En la conexión capacitiva de tensión no se diponen de los valores de medida para potencia (P, Q, S), factor de potencia y los valores derivados de éstos, como valores medios etc.


Explicación

- No.desc.IP VCI Número de desconexiones del IP409 >Bloq. horas IP AI >Bloq. contador de horas servicio del IP1020 HoraServ= AV Horas servicio de la instalación prim.1021 ΣIL1= AV Suma de intensidades fase L11022 ΣIL2= AV Suma de intensidades fase L21023 ΣIL3= AV Suma de intensidades fase L32896 RE: 3pol,1°cic. AV RE: Orden de cierre trás ciclo tripolar2898 RE 3p,>=2°cic= AV RE: Orden cierre a partir 3° ciclo 1pol.16001 ΣI^xL1= AV Suma potencia de intens. fase L1 a Ir^x16002 ΣI^xL2= AV Suma potencia de intens. fase L2 a Ir^x16003 ΣI^xL3= AV Suma potencia de intens. fase L3 a Ir^x16006 VR-L1= AV Tiempo de vida residual fase L116007 VR-L2= AV Tiempo de vida residual fase L216008 VR-L3= AV Tiempo de vida residual fase L316011 Descon. m L1 = AV No. de las desconexiones mecán. puras L116012 Descon. m L2 = AV No. de las desconexiones mecán. puras L216013 Descon. m L3 = AV No. de las desconexiones mecán. puras L316014 ΣI^2tL1= AV Suma de integral intens.al cuadr. fas.L116015 ΣI^2tL2= AV Suma de integral intens.al cuadr. fas.L216016 ΣI^2tL3= AV Suma de integral intens.al cuadr. fas.L3


296


2.20.3.1 Señalización de valores de medida

Tabla 2-20 Formulas de conversión entre valores de medida secundarios, primarios y en tanto por ciento

Valores de medida

secun-darios

primarios %

IL1, IL2, IL3,I1, I2

Isec.

IE = 3 ·I0(calculado)

Ie sec.

IE = Valor de medida de la entrada IE

Ie sec.

IEE(IEE_ef, IEE_a,IEE_r)

Iee sec.

IE2 = Valor de medida de la entrada IE2

Isec.

UL1, UL2, UL3,U0, U1, U2,Usin

UL-E sec.

UL1–L2, UL2–L3, UL3–L1

UPh-Ph sec.

Uen Uen sec.

Ux Ux sec.

P, Q, S (P y Q separados por fases)

ningún valor de medida secundario

Factor de poten-cia (separado por fases)

cos ϕ cos ϕ cos ϕ · 100 en %

Frecuencia f en Hz f en Hz


297

Tabla 2-21 Leyenda para las fórmulas de conversión

De acuerdo a la denominación de pedido y a la conexión del equipo sólo serán disponibles parcialmente los valores de servicio indicados en la lista a continuación. Las tensiones fase-tierra se miden directamente, si las entradas de tensión están conectadas en configuración fase-tierra o se calculan a partir de las tensiones fase-fase conectadas UL1–L2 y UL2–L3 y de la tensión de desplazamientoUen.

Las tensiones de desplazamiento se miden Uo bien directamente o se calculan a partir de las tensiones fase-tierra de los conductores:

Se debe tener en cuenta que en los valores de servicio se señaliza el valor U0.

La intensidad a tierra IE se mide directamente o se calcula con las intensidades de fase:

Los valores de potencia y trabajo están definidos en el suministro de tal manera que la potencia se considera positiva en el sentido de la línea. Los componentes activos en la dirección de la línea y los componentes reactivos inductivos en la dirección de la línea también son positivos. Esto mismo es aplicable para el factor de potencia cos ϕ. En algunas circunstancias es deseable definir como positivo el consumo de potencia procedente de la línea (por ejemplo visto desde el consumidor). Mediante el parámetro 1108 SIGNO MAT. P,Q se pueden invertir los signos para estos componentes.

El cálculo de los valores de medida se efectúa también durante una perturbación actual. La actualización de los valores se efectúa a intervalos de tiempo > 0,3 s y < 1 s.

Parámetro Dirección Parámetro DirecciónUnPRIMARIA 202 IEN-Trafo Prim 217UnSECUNDAR 203 IEN-Trafo Secu 218T.I.Inom Primar 204 IEN2-TI PRIM 238Inom Secun.Equi 205 IEN2-TI SEC 239Uf/Uen Transfor 206 UN-FUNC. PRIM. 1101UXnPRIMARIA 232 IN-FUNC. PRIM. 1102UXnSECUNDAR 233


298


2.20.3.2 Transmisión de valores de medida

Los valores de medida pueden ser transmitidos por el puerto B a una unidad central de control y memorización.

El rango de medida para la transmisión de valores depende del protocolo y en caso dado de otros ajustes.


Protocolo Rango de medida transmisible, formatoIEC 60870–5–103 0 hasta 240 % del valor de medida.IEC 61850 Se transmiten los valores de servicio primarios.

Los valores de medida como también su formato de unidades se describen detalladamente en el manual PIXIT 7SJ.Los valores de medida se transmiten en formato „Float“. De esta manera el rango de medida transmisible no es limitado y corresponde al rango de los valores de servicio.

PROFIBUS, Modbus, DNP 3.0

El formato de unidades de los valores de medida al lado del equipo resulta, en primer lugar, automáticamente de los valores nominales de intensidad y tensión elegidos en los datos de planta. El formato de unidades actual puede ser localizado con DIGSI o en el equipo mediante el menú Valores de servicio.El usuario puede elegir mediante DIGSI cual de los valores de servicio (primario, secundario o en porcentaje) deben ser transmitidos.Los valores de medida se transmiten por principio como valor de 16 Bit incluyendo el signo matemático (rango ± 32768). El usuario puede definir la escala de los valores de servicio a transmitir. De esta manera se establece el rango de medida transmisible correspondiente.Ver informaciones más detalladas en las descripciones de los perfiles de protocolos.


Explicación

601 IL1 = VM Valor de medida IL1602 IL2 = VM Valor de medida IL2603 IL3 = VM Valor de medida IL3604 IE = VM Intensidad a tierra IE =605 I1 = VM Intensidad de secuencia positiva I1 =606 I2 = VM Intensidad de secuencia negativa I2 =621 UL1E= VM Valor med. UL1E622 UL2E= VM Valor med. UL2E623 UL3E= VM Valor med. UL3E624 UL12= VM Valor med. UL12625 UL23= VM Valor med. UL23626 UL31= VM Valor med. UL31627 Uen = VM Tensión UE =629 U1 = VM Tensión secuencia positiva U1 =630 U2 = VM Tensión secuencia negativa U2 =632 Usin= VM Valor med. Usin (tensión de barras)641 P = VM Valor med. P (potencia activa)642 Q = VM Valor med. Q (potencia reactiva)644 f = VM Valor med. f (frecuencia)645 S = VM Valor med. S (potencia aparente)


299


2.20.4 Valores medios

Se calculan y se emiten los valores medios a largo plazo de 7SJ80.


Valores medios a largo plazo

Se establecen, dentro de un espacio de tiempo determinado, los valores medios a largo plazo de las tres intensidades de fase ILx, de la componente de secuencia de fases positiva I1 para las tres intensidades y de la potencia activa P, de la potencia reactiva Q y de la potencia aparente S (en valores primarios).

Para los valores medios a largo plazo se pueden ajustar la longitud de la ventana temporal de valores medios y la frecuencia de la actualización.


Determinación de valores medios

La selección del espacio de tiempo para la determinación del promedio de los valores de medida se efectúa bajo la dirección 8301 PERIOD V.MEDIOS en los grupos de parámetros correspondientes A hasta D bajo AJUST.VALOR.MED.. El primer número indica la longitud de la ventana temporal de los valores medios en minutos, el segundo número indica la frecuencia de actualización dentro de la ventana temporal.

680 Phi L1= VM Ángulo UL1-IL1681 Phi L2= VM Ángulo UL2-IL2682 Phi L3= VM Ángulo UL3-IL3701 IEEa= VM Componente activa int. a tierra IEEa =702 IEEr= VM Componente reactiva int. a tierra IEEr807 Θ/Θdisp = VM Valor de sobrecarga =830 IEE= VM Int. a tierra (alta sensibilidad) IEE =831 3I0= VM Intensidad sistema homopolar 3I0832 U0 = VM Tensión sistema homopolar U0901 COS PHI= VM Factor de potencia cos (PHI)16031 ϕ(3U0,IEE) = VM Angulo entre 3U0 e IEE (sensible)30701 PL1 = VM Valor med. PL1 (potencia activa en L1)30702 PL2 = VM Valor med. PL2 (potencia activa en L2)30703 PL3 = VM Valor med. PL3 (potencia activa en L3)30704 QL1 = VM Valor med. QL1 (potencia reactiva en L1)30705 QL2 = VM Valor med. QL2 (potencia reactiva en L2)30706 QL3 = VM Valor med. QL3 (potencia reactiva en L3)30707 cosϕL1 = VM Factor de potencia cos(PHI) en L130708 cosϕL2 = VM Factor de potencia cos(PHI) en L230709 cosϕL3 = VM Factor de potencia cos(PHI) en L330800 UX = VM Valor de medida UX30801 Uph-e = VM Tensión fase-tierra


Explicación


300


15MIN,3SUBPERIO significa por ejemplo: Determinación del valor medio para todos los valores de medida que se encuentran dentro de una ventana temporal de 15 minutos. Cada 15/3 = 5 minutos se actualiza la señalización del valor medio.

Bajo la dirección 8302 Sinc.MEDIO se puede determinar, si el espacio de tiempo elegido para el cálculo del valor medio en la dirección 8301 debe ser activado a cada hora completa (a hora compl.) o ser sicronizado con otra referencia de tiempo (1cuarto después, media hora o 1 cuarto antes).

Si se modifican los ajustes de los valores medios, se borran los valores de medida registrados en los buffer y los nuevos resultados de la determinación de valores medios están disponibles después de transcurrir el periodo de tiempo parametrizado.



2.20.5 Valores mínimos y máximos

Los valores mínimos y máximos los calcula el 7SJ80 y se pueden leer con los datos de tiempo (fecha y hora de la última actualización).


8301 PERIOD V.MEDIOS 15MIN,1SUBPERIO15MIN,3SUBPERIO15MIN,15SUBPERI30MIN,1SUBPERIO60MIN,1SUBPERIO60MIN,10SUBPERI5MIN,5SUBPERIOD

60MIN, 1SUBPERIO

Periodo para cálculo de valores medios

8302 Sinc.MEDIO a hora compl.1cuarto despuésmedia hora1 cuarto antes

a hora compl. Tiempo sinc. para valores medios


Explicación

833 I1dmd= VM Valor medio I1 con T. parametrizable=834 Pdmd= VM Valor medio P =835 Qdmd= VM Valor medio Q =836 Sdmd= VM Valor medio S =963 IL1 dmd= VM Valor medio con T. parametrizable IL1=964 IL2 dmd= VM Valor medio con T. parametrizable IL2=965 IL3 dmd= VM Valor medio con T. parametrizable IL3=


301



Valores Mín/Máx

Se determinan los valores máximos y mínimos de las tres intensidades de fase Ix, de las tres tensiones de fase Ux-E, de las tensiones fase-fase Uxy, de las componentes de secuencia positiva I1 y U1, de la tensión UE, de la potencia activa P, potencia reactiva Q y potencia aparente S como también de la frecuencia y del factor de potencia cos ϕ (con referencia del día y de la hora de la última actualización) en valores primarios.

Además se forman los valores mínimos y máximos de los valores medios de larga duración que se indicaron en el capítulo anterior.

Los valores mín/máx se pueden poner a cero en todo momento a través de entradas binarias o mediante maniobra en el panel de mandos integrado o mediante el programa de maniobra DIGSI. Además de esto se puede efectuar la puesta a cero también de forma cíclica, comenzando en un momento preseleccionado.


Valores Min/Max

La reposición puede ser efectuada automáticamente para un momento previsto. Esta reposición programada para un tiempo definido puede ser activada bajo la dirección 8311 RESET Min/Max con Si. Bajo la dirección 8312 RESETMinMaxMIN. se define el momento preciso (es decir el minuto del día, en que debe efectuarse la reposición), bajo la dirección 8313 RESETMin/MaxDÍA el ciclo de la reposición (en días) y bajo la dirección 8314 RESETMin/MaxINI el inicio del proceso cíclico a partir del momento de la parametrización (en días).



8311 RESET Min/Max NoSi

Si Reposición cíclica de valores mín/máx

8312 RESETMinMaxMIN. 0 .. 1439 mín 0 mín Reposi. cícl.Min/Max diaría cada X min

8313 RESETMin/MaxDÍA 1 .. 365 días 7 días Reposi.. cícl.Min/Max cada X días

8314 RESETMin/MaxINI 1 .. 365 Días 1 Días Inicio reposición. Mín/Máx en X días


302




Explicación

- BorrMínMáx IntI_P Borrar valores de medida mín./máx.395 >Reset MínMáx I AI >Reset indicador Max/Min para IL1-IL3396 >Reset MíMá I1 AI >Reset indicador Max/Min de I1 sec. pos397 >Reset MíMá ULE AI >Reset indicador Max/Min de tensión LE398 >Reset MíMá ULL AI >Reset indicador Max/Min de tensión LL399 >Reset MíMá U1 AI >Reset indicador Max/Min U1 sec. pos400 >Reset MíMá P AI >Reset indicador Max/Min de P401 >Reset MíMá S AI >Reset indicador Max/Min de S402 >Reset MíMá Q AI >Reset indicador Max/Min de Q403 >Res. MíMá Idmd AI >Reset indicador Max/Min de Idmd404 >Res. MíMá Pdmd AI >Reset indicador Max/Min de Pdmd405 >Res. MíMá Qdmd AI >Reset indicador Max/Min de Qdmd406 >Res. MíMá Sdmd AI >Reset indicador Max/Min de Sdmd407 >Reset MínMáx f AI >Reset indicador Max/Min de f408 >Res. MíMá cosϕ AI >Reset indicador Max/Min de cosPHI412 Res. Θ Min/Max AI >Reset del Indicador de Arrastre Theta837 ILdmín= VMT Mín. del valor medio de L1 =838 IL1dmáx= VMT Máx. del valor medio de L1 =839 IL2dmín= VMT Mín. del valor medio de L2 =840 IL2dmáx= VMT Máx. del valor medio de L2 =841 IL3dmín= VMT Mín. del valor medio de L3 =842 IL3dmáx= VMT Máx. del valor medio de L3 =843 I1dmín = VMT Mín. del valor medio de I1 =844 I1dmáx = VMT Máx. del valor medio de I1 =845 Pdmín= VMT Mín. del valor medio de P=846 Pdmáx= VMT Máx. del valor medio de P =847 Qdmín= VMT Mín. del valor medio de Q=848 Qdmáx= VMT Máx. del valor medio de Q=849 Sdmín= VMT Mín. del valor medio de S=850 Sdmáx= VMT Máx. del valor medio de S=851 IL1mín= VMT Mín. de la intensidad de fase L1 =852 IL1máx= VMT Máx. de la intensidad de fase L1 =853 IL2mín= VMT Mín. de la intensidad de fase L2 =854 IL2máx= VMT Mín. de la intensidad de fase L2 =855 IL3mín= VMT Mín. de la intensidad de fase L3 =856 IL3máx= VMT Máx. de la intensidad de fase L3 =857 I1mín = VMT Mín. de la int. secuencia positiva I1 =858 I1máx = VMT Máx. de la int secuencia positiva I1 =859 UL1Emín= VMT Mínimo de la tensión L1-E =860 UL1Emáx= VMT Máximo de la tensión L1-E =861 UL2Emín= VMT Mínimo de la tensión L2-E =862 UL2Emáx= VMT Máximo de la tensión L2-E =863 UL3Emín= VMT Mínimo de la tensión L3-E =864 UL3Emáx= VMT Máximo de la tensión L3-E =


303


2.20.6 Límites para valores de medida

Los equipos SIPROTEC permiten establecer valores límites para algunas magnitudes de medida y de conta-dores. Si alguno de estos valores límites es alcanzado o sobrepasado por elevación o disminución durante el funcionamiento, el equipo genera una señal de alarma que puede ser utilizada como aviso de servicio. Éste puede ser configurado a LEDs o salidas binarias, ser transmitido por los interfaces y puede ser vinculado con CFC mediante DIGSI. Los valores límite pueden ser configurados por DIGSI CFC y asignados mediante la matriz de equipo DIGSI.

Casos de aplicación• Este programa de supervisión funciona con repetición múltiple de medición y con menor prioridad que las

funciones de protección. Por esta razón es posible, que en caso de alteraciones rápidas en las magnitudes de medida durante un evento de falta, esta función, dadas las circunstancias, no reaccione hasta que se hayan efectuado los arranques y disparos de las funciones de protección. Por lo tanto, este programa de supervisión fundamentalmente no es apropiado para bloquear las funciones de protección.

865 UL12mín= VMT Mínimo de la tensión L1-L2 =867 UL12máx= VMT Máximo de la tensión L1-L2 =868 UL23mín= VMT Mínimo de la tensión L2-L3 =869 UL23máx= VMT Máximo de la tensión L2-L3 =870 UL31mín= VMT Mínimo de la tensión L3-L1 =871 UL31máx= VMT Máximo de la tensión L3-L1 =872 Uen mán= VMT Mínimo de la tensión UE =873 Uen máx= VMT Máximo de la tensión UE =874 U1mín = VMT Mínimo de la tensión U1 =875 U1máx = VMT Máximo de la tensión U1 =876 Pmín= VMT Mínimo de la potencia activa Q =877 Pmáx= VMT Máximo de la potencia activa Q =878 Qmín= VMT Mínimo de la potencia reactiva Q =879 Qmáx= VMT Máximo de la potencia reactiva Q =880 Smín= VMT Mínimo de la potencia aparente S =881 Smáx= VMT Máximo de la potencia aparente S =882 fmín= VMT Mínimo de frecuencia f =883 fmáx= VMT Máximo de frecuencia f =884 cosϕmáx= VMT Máximo del factor de potencia cos(PHI) =885 cosϕmín= VMT Mínimo del factor de potencia cos(PHI) =1058 Θ/ΘMaxSob= VMT Valor Máximo de medida Sobrecarga1059 Θ/ΘMinSob= VMT Valor Mínimo de medida Sobrecarga


Explicación


304

Valores límite para los valores de medida

El ajuste se efectúa con DIGSI bajo Parámetros, Ordenación en la matriz de configuración. Se debe elegir el filtro "Sólo valores de medida y numéricos" y seleccionar el grupo de configuración "Valores límite".

Aquí, mediante el catálogo de informaciones se añaden nuevos valores límite que entonces deberán ser vinculados mediante CFC al valor de medida a supervisar.

En este nivel se pueden modificar también bajo la opción Propiedades los ajustes previos de los valores límite.

Los ajustes para los valores límite se deben efectuar en tanto por ciento y se relacionan generalmente a los valores nominales del equipo.

Más detalles al respecto se muestran en la descripción de sistema SIPROTEC 4 y en el manual DIGSI CFC.

2.20.7 Valores límites para estadística


Se pueden establecer valores límite para los contadores de estadística de conexiones que al ser alcanzados producirán un aviso, el cual es configurable a un relé de salida o señal luminosa.


Valores límite para contadores estadística

El establecimiento de valores límite para los contadores de estadística se efectúa por DIGSI bajo Avisos → Estadística en el submenú Valores límite para estadística. Haciendo doble clic se visualiza el contenido res-pectivo en una ventana adicional de manera que al sobreescribir los valores preajustados se pueda determinar un nuevo valor límite (ver también la descripción de sistema SIPROTEC 4).



Explicación

- Horas> VL Valor límite super.del contador horas IP272 Horas IP > lím. AS Horas funcion. del IP > valor límite16004 ΣI^x> VL Valor lím.superior de sumas pot. intens.16005 Val. lím. ΣI^x> AS Valor lím. suma pot. de intens sobrepas.16009 VR-duración< VL Val. lím. inferior vida residual del IP16010 Val.ím.VRdurac< AS Val. lím. vida residual del IP dismin.16017 ΣI^2t> VL Val.lím. super.intergral intens.al cuadr16018 Val.lím. ΣI^2t> AS Val.lím. integr.intens.al cuadr.sobrepas


305


2.20.8 Contador de energía

Los valores de contadores para la energía activa y reactiva se determinan por parte del equipo. Estos valores pueden ser visualizados en el display del equipo como también ser leídos a través del interface operacional con DIGSI o ser transmitidos por el puerto B a una unidad central.


Valores de recuento para energía activa y reactiva

Se determinan los valores de recuento para energía activa (Wp) y energía reactiva (Wq) en Kilowatios hora, Megawatios hora o Gigawatios hora primarios o en kVARh, MVARh o GVARh primarios, separados según ob-tención (+) y entrega (–), o capacitivos e inductivos. La resolución del valor de medición se puede parametrizar. Los signos de los valores de medición dependen del ajuste de la dirección 1108 SIGNO MAT. P,Q (véase el apartado„Visualización de los valores de medición“).


Ajuste del parámetro de la resolución de contadores

Con el parámetro 8315 Escal.ContEnerg se es posible ampliar la resolución de los contadores de energía con el Escala 10 o Escala 100 con base al ajuste Escala Standard.




8315 Escal.ContEnerg Escala StandardEscala 10Escala 100

Escala Standard Escala del Contador de Energia


Explicación

- BorrContad IntI_P Borrar contadores de energía888 Ea Imp= VCI Contador impulsos Energía activa Ea=889 Er Imp= VCI Contador impulsos Energía reactiva Er=916 Ea - Energía activa Ea917 Er - Energía reactiva Er924 Ea aport= VCVM Energía activa aportada=925 Er aport= VCVM Energía reactiva aportada =928 Ea consu= VCVM Energía activa consumida=929 Er consu= VCVM Energía reactiva consumida=


306


2.20.9 Soporte de puesta en marcha

En el modo de prueba o durante la puesta en marcha es posible influenciar las informaciones del equipo que son transmitidas a una estación central de control o de memorización. Para esto, se disponen de diferentes medios auxiliares para efectuar pruebas del interface de sistema (puerto B) y de las entradas y salidas binarias del equipo.

Casos de aplicación• Modo de prueba

• Puesta en marcha

Condiciones

Para poder utilizar los medios auxiliares de puesta en marcha descritos a continuación, el equipo debe estar conectado por el puerto B con una estación central de control.


Control de las informaciones a la estación central durante una operación de prueba

Algunos de los protocolos disponibles permiten caracterizar, durante la prueba local del equipo, todos los avisos y valores de medida que se transmiten a la estación central con el atributo "Modo de prueba" como causa de aviso. De este modo se puede reconocer que no se trata de avisos de falta reales. Además se puede activar durante la prueba un bloqueo de transmisión con el cual se interrumpe la transmisión de avisos a la estación central de control.

Esta activación puede ser efectuada por entrada binaria o por operación de servicio mediante el interface del frontal del equipo utilizando un PC.

La manera de activar o desactivar el modo de prueba y el bloqueo de transmisión, se explica detalladamente en la descripción de sistema SIPROTEC 4.

Prueba de la conexión a la estación central de control

Mediante el procesamiento de equipos de DIGSI se puede comprobar si los avisos son transmitidos correcta-mente.

Para esto se señalizan en un cuadro de diálogo los textos de display de todos los avisos, que han sido confi-gurados en la matriz al interface de sistema (puerto B). En una columna adicional del cuadro de diálogo se puede determinar un valor para los avisos a chequear (p.ej. aviso entrante/aviso saliente). Después de intro-ducir la contraseña Nº 6 (para los menús de prueba de hardware) se transfiere el aviso correspondiente que puede ser registrado en los avisos de servicio del equipo SIPROTEC 4 y en la estación central de la instala-ción.

La manera de proceder se aclara detalladamente en el capítulo "Montaje y puesta en marcha".

Comprobar los Estados de Conmutación de las Entradas/Salidas Binarias

Mediante DIGSI se pueden activar individualmente de forma selectiva las entradas binarias, los relés de salida y los diodos luminosos del equipo SIPROTEC 4. Así, por ejemplo, se pueden comprobar durante la fase de puesta en marcha las conexiones correctas con la instalación.


307


En una ventana de diálogo están representadas todas las entradas y salidas binarias existentes en el equipo así como los diodos luminosos, con su estado de conmutación momentáneo. Además se señaliza qué órdenes o qué avisos están configurados para el componente de hardware respectivo. En otra columna de la ventana de diálogo se tiene la posibilidad de conmutar al estado antivalente respectivo, después de introducir el código de acceso nº 6 (para menús de prueba de hardware). De esta manera se puede activar p.ej. individualmente cada relé de salida y chequear así el cableado entre el equipo de protección y la instalación, sin necesidad de generar avisos configurados.

La forma de proceder se explica detalladamente en el capítulo "Montaje y Puesta en Marcha".

Establecimiento de un listado de medición de prueba

Para comprobar la estabilidad de la protección también durante los procesos de conexión se pueden realizar pruebas de conexión durante la puesta en marcha. Las máximas informaciones relativas al comportamiento de la protección las suministran los listados de medición.

Además de la posibilidad de registrar un listado de valores de falta por arranque de la protección, 7SJ80 permite también activar un listado de valores de medición a través del programa de maniobra DIGSI, a través de los interfaces seriales y por medio de entradas binarias. En este último caso es preciso que la información „>Inic.perturb“ haya sido configurada para una entrada binaria. La activación del listado tiene lugar en-tonces, por ejemplo, a través de entrada binaria, al conectar el objeto a proteger.

Esta clase de listados de medición de prueba iniciados desde el exterior (es decir, sin arranque de protección), los trata el equipo como anotaciones normales de valores de falta, es decir que para cada lista de medición se abre un protocolo de falta con número propio, con el fin de crear una correspondencia unívoca. Ahora bien, estos listados de medición no se relacionan en la pantalla en la memoria intermedia de mensajes de avería, puesto que no representan ninguna falta en la red.

La forma de proceder se explica detalladamente en el capítulo "Montaje y Puesta en Marcha".


308

Funciones2.21 Procesamiento de órdenes de mando

2.21 Procesamiento de órdenes de mando

En el equipo SIPROTEC 7SJ80 se ha integrado una función para el procesamiento de órdenes de mando con la cual se pueden efectuar operaciones de conmutación en la instalación.

Estas operaciones de mando provienen de cuatro fuentes de orden:

• Operaciones locales a través del panel de servicio del equipo

• Operaciones mediante DIGSI

• Servicio remoto por el sistema de control central (p.ej. SICAM)

• Función de automatismo (p.ej. vía entrada binaria)

La función se aplica en instalaciones de barras colectoras simples y múltiples. El número de componentes de planta a controlar está limitado solamente por el número de entradas y salidas binarias disponibles. Se garantiza una alta seguridad contra fallos de mando por medio de las pruebas de enclavamiento y una gran variabilidad respecto a los tipos de interruptores y modos de funcionamiento.

2.21.1 Unidades de conmutación

Las operaciones de control para las unidades de mando también pueden ser efectuadas mediante el panel de servicio del equipo, por DIGSI o mediante una conexión al sistema de control de subestaciones.

Casos de aplicación• Subestaciones con barras colectoras simples y dobles

Condiciones

El número de los componentes de planta a controlar está limitado por las:

– entradas binarias disponibles

– salidas binarias disponibles


Operaciones mediante el panel de servicio del equipo

Para las operaciones de control desde el equipo se disponen de dos teclas independientes de diferentes colores ubicadas debajo del display gráfico. Desde cualquier posición del sistema de menú fuera del submenú para las operaciones de control, se puede acceder al modo de control mediante una de estas teclas.

Con las teclas de navegación se selecciona entonces la unidad de mando a controlar. La dirección de conmu-tación se determina pulsando la tecla I o la tecla O. La dirección de conmutación seleccionada es señalizada a continuación con una pregunta de seguridad en la última línea de manera intermitente.

La contraseña y las preguntas de seguridad evitan operaciones de mando erróneas. Con ENTER se confirman las operaciones de entrada.

Una interrupción antes de la autorización del mando o durante la selección de interruptor puede ser efectuada en cualquier momento con la tecla ESC.

Se señalizan el final de la orden, el retroaviso o una eventual infracción de las condiciones enclavamiento.

Informes más detallados respecto a las operaciones de servicio del equipo se encuentran en el capítulo 2.22.


309


Operación de servicio mediante DIGSI®

Las operaciones de control para las unidades de mando pueden ser efectuadas por el interface operacional mediante un PC y el programa de servicio DIGSI. La manera de proceder se aclara en la descripción de sistema SIPROTEC 4 (Operaciones de control en la subestación).

Operación de servicio por el interface de sistema

Las operaciones de control para unidades de mando pueden ser efectuadas por el interface serie de sistema y una conexión al sistema de control de subestaciones. Para esto es imprescindible la existencia física de las unidades periféricas correspondientes tanto en el equipo como tambíen en la instalación. Además, se deben efectuar determinados ajustes en el equipo para el interface serie (ver descripción de sistema SIPROTEC 4).


2.21.2 Tipos de orden

Respecto a las operaciones de mando en la subestación mediante el equipo se debe diferenciar entre los siguientes tipos de órdenes:


Órdenes al proceso

Estos incluyen todas todas las órdenes enviadas directamente a los elementos de mando de la instalación y provocan un cambio en el estado del proceso:

• Órdenes de mando para el control de los interruptores de potencia (sin sincronización), seccionadores y seccionadores a tierra

• Órdenes de posición, p. ej., para elevar o bajar la toma de transformadores

• Órdenes de impulso con transcurso de tiempo parametrizable, p.ej., para control de la bobina de compensación


Explicación

- Q0 INTERR. CR_D12 Interruptor de potencia Q0- Q0 INTERR. AD Interruptor de potencia Q0- Q1 SECCIO. CR_D2 Seccionador Q1- Q1 SECCIO. AD Seccionador Q1- Q8 SECC.TI CR_D2 Seccionador a tierra Q8- Q8 SECC.TI AD Seccionador a tierra Q831000 Q0 CntOp= AV Q0 contador de accionamiento=31001 Q1 CntOp= AV Q1 contador de accionamiento=31008 Q8 CntOp= AV Q8 contador de accionamiento=


310


Órdenes internas del equipo

Estos no provocan la emisión directa de órdenes en el proceso. Sirven para iniciar funciones internas, comunicar al equipo el reconocimineto de cambios de estado o para confirmarlos.

• Órdenes adicionales para "retroalimentar" el valor de información de elementos acoplados al proceso como mensajes y condiciones de conexión, p. ej. si falta el acoplamiento del proceso. La retroalimentación aparece registrada en el estado de información y puede indicarse en correspondencia.

• Cancelar / preajustar órdenes de marcar (para "ajustar") el valor de información de elementos internos, p. ej. jerarquía de cambio (remoto/local), cambio de parámetros, bloqueos de transmisión y valores de recuento.

• Órdenes de confirmación y recuperación para fijar/recuperar memorias internas o estados de datos.

• Órdenes del estado de la información para establecer / cancelar la información adicional "Estado de la información" para el valor de la información de un elemento del proceso:

– Bloqueo de detección

– Bloqueo de salida

2.21.3 Secuencia de las órdenes

Mediante los mecanismos de seguridad en las secuencia de órdenes, una orden de conmutación sólo puede ser efectuada, si las pruebas previas de los criterios determinados son positivos. Además de las pruebas generales previstas obligatorias se pueden configurar para cada elemento de subestación enclavamientos adicionales. La ejecución de la operación de mando se controla a continuación. La secuencia completa de una operación de mando se describe en forma breve a continuación:


Pruebas para una orden de mando

Los siguientes puntos deben ser observados:

• Introducción de orden, p.ej. vía el panel integrado

– Verificar contraseña → Autorización de acceso

– Verificación del modo de mando (con / sin enclavamiento) → Selección de la características de enclavamiento

• Pruebas configurables de mando

– Autoridad de mando

– Control de la dirección de mando (comparación estado teórico/real)

– Protección contra fallo de mando, enclavamiento de zona/campo (lógica por CFC)

– Protección contra fallo de mando, enclavamiento de planta/subestación (por sistema central de control SICAM)

– Bloqueo para accionamiento doble (Enclavamiento de operaciones de mando paralelas)

– Bloqueo de protección (Bloqueo de operaciones de mando por parte de las funciones de protección)

• Pruebas fijas para órdenes

– Supervisión temporal (se controla el tiempo entre salida de orden y elaboración de orden)

– Parametrización en proceso (durante un proceso de parametrización se rechaza o se retarda una orden)

– Componente de subestación no existente como salida (si el componente está configurado, pero no está asignado a una entrada binaria, se rechaza la orden)


311


– Bloqueo de salida (si existe un bloqueo de salida para un objeto y el bloqueo está activo al momento de la elaboración de orden, se rechaza la orden)

– Fallo del hardware del equipo

– Un orden para un componente de subestación que ya está en proceso (para un componente de plata solamente se puede elaborar una orden en un tiempo determinado, bloqueo de doble accionamiento para un objeto)

– Control 1–de–n (para las conexiones múltiples como relé de raíz común, se comprueba, si una orden ya ha sido iniciada para el relé de salida en mando).

Supervisión del proceso de órdenes

Se supervisan las siguientes secuencias:

• Fallo del transcurso de la orden por causa de una interrupción

• Supervisión del tiempo transcurrido (Tiempo de supervisión de retroavisos).

2.21.4 Protección contra fallo de conmutación

Puede realizarse una protección contra fallo de mando mediante la lógica definible por el usuario (CFC).


Las comprobaciones de fallos de mando se subdividen normalmente dentro de una instalación SICAM/ SIPROTEC 4 en

• bloqueo de la instalación, basada en la reproducción del proceso en el equipo central

• bloqueo del campo, basado en la imagen del objeto (retroavisos) en el aparato de campo

• enclavamientos de campo mediante mensajes GOOSE directamente entre los equipos de campo y de protección (la intercomunicación entre equipos con GOOSE se realiza mediante el módulo EN100)

El volumen de las comprobaciones de bloqueo viene determinada por la parametrización. Pueden verse más detalles relativos al tema GOOSE en la descripción del sistema SIPROTEC.

Los elementos de mando que están sujetos a un bloqueo de la instalación en el equipo central se identifican debidamente en el equipo de campo por medio de un parámetro (en la matriz de configuración).

En todas las órdenes se puede determinar si se debe conmutar enclavado (normal) o no enclavado (Interlocking OFF):

• las órdenes de mando locales por reparametrización con verificación de contraseña,

• en las órdenes automáticas procedentes del tratamiento de la orden a través de CFC mediante identificaciones de desbloqueo,

• en órdenes próximas/remotas mediante orden de desbloqueo adicional a través de Profibus.

Mando con/sin enclavamiento

Las comprobaciones de órdenes que se pueden proyectar se denominan en los equipos SIPROTEC 4 tam-bién como “Bloqueo estándar“. Estas comprobaciones se pueden activar (conmutación/marcado enclavado) o desactivar (no enclavado) a través de DIGSI.

Conmutar desbloqueado o no enclavado significa que no se comprueban las condiciones de enclavamiento configuradas.


312


Conmutar bloqueado significa que dentro de la comprobación de la orden se comprueban todas las condicio-nes de bloqueo configuradas. Si no se cumple una condición, se rechaza la orden con un mensaje seguido de un signo menos (p. ej., „MA“) y la correspondiente respuesta de maniobra.

En la tabla siguiente figuran las posibles modalidades de orden para un equipo de conmutación y sus corres-pondientes mensajes. En este caso, los mensajes marcados con *) solamente aparecen en la forma represen-tada en la pantalla del aparato en los mensajes de trabajo, mientras que en DIGSI, en cambio, en los mensajes espontáneos.

En el mensaje el signo más significa la confirmación de la orden: El resultado de la orden emitida es positivo, es decir tal como se espera. De forma correspondiente, el signo menos significa un resultado negativo, no pre-visto, y se ha rechazado la orden. En la descripción del sistema SIPROTEC 4 se indican posibles respuestas de trabajo y se señalan sus causas. La imagen siguiente muestra a título de ejemplo en los mensajes de trabajo la orden y el retroaviso de una operación de conmutación del interruptor de potencia que transcurre positivamente.

La comprobación de los bloqueos se puede proyectar de forma independiente para todos los aparatos de conmutación y marcas. Otras órdenes internas tales como seguimiento o aborto no se comprueban, es decir, que se ejecutan con independencia de los bloqueos.

Figura 2-114 Ejemplo de un aviso de servicio al conmutar el desconectador de potencia Q0

Enclavamiento estándar (programación fija)

Los bloqueos estándar están programados de manera fija por cada elemento de mando las siguientes comprobaciones que se pueden conectar o desconectar individualmente por medio de parámetros:

• Comprobación del sentido de conmutación (teórica = real): La orden de mando se rechaza, produciendo un aviso correspondiente, si el interruptor ya se encuentra en la posición teórica. Cuando se aplica esta comprobación, ésta es valida tanto para la conmutación enclavada como para la no enclavada.

• Bloqueo de la instalación: Para comprobar el bloqueo de la instalación se conduce al equipo central una orden generada localmente con su autoridad de mando = Local. Un equipo de mando que esté sujeto al bloqueo de la instalación no se puede conmutar desde DIGSI.

• Enclavamiento de campo: En operaciones de mando con enclavamiento se comprueban y se consideran las vinculaciones lógicas específicas del usuario establecida por CFC.

• Bloqueo de protección: Las órdenes de CIERRE se rechazan en operaciones con enclavamiento, si es que una de las funciones de protección del equipo ha iniciado una perturbación. Por el contrario, las órdenes de disparo siempre pueden ser ejecutadas. Se debe tener en cuenta que también los arranques de la protección de sobrecarga o de la supervisión de intensidad a tierra sensible pueden activar y mantener un evento de perturbación, y por lo tanto esto produciría un rechazo a una orden de cierre.

Clase de orden Orden Causa MensajeOrden de emisión del proceso Conmutar MA MA +/–Orden de seguimiento Seguimiento PI PI+/–Orden de estado de información, bloqueo de determi-nación

Bloqueo de determi-nación

BD EE+/– *)

Orden de estado de información, bloqueo de salida Bloqueo de salida BS EE+/– *)Orden de aborto Aborto IN IN+/–


313


• Bloqueo de doble accionamiento: Las maniobras de mando paralelas están bloqueadas mutuamente; mientras se lleva a cabo una operación de mando no se puede realizar una segunda.

• Autoridad de mando LOCAL: Una orden de mando local (orden con fuente de origen LOCAL) solo es aceptada, si en el equipo están autorizadas (por parametrización) las operaciones de mando local.

• Autoridad de mando DIGSI: Una orden de mando vía conexión local o remota por DIGSI (orden con fuente de origen DIGSI) sólo es aceptada, si en el equipo están autorizadas (por parametrización) las operaciones de mando remoto. Si un PC con DIGSI se anuncia al equipo, entonces se registra aquí su “Virtual Device Number” (VD). El equipo acepta únicamente órdenes con este VD (con autoridad de mando = REMOTO). Las órdenes de mando vía remoto son rechazadas.

• Autoridad de mando REMOTO: Una orden de mando vía conexión remota (orden con fuente de origen REMOTO) sólo es aceptada, si en el equipo están autorizadas (por parametrización) las operaciones de mando remoto.

Figura 2-115 Bloqueos estándar

La parametrización de las condiciones de bloqueo mediante DIGSI muestra la imagen siguiente.


314


Figura 2-116 Ventana de diálogo DIGSI características del objeto para la parametrización de las condiciones de bloqueo

En la pantalla del equipo se pueden leer las causas de enclavamiento configuradas. Estas están caracterizadas por letras cuyo significado se explica en la tabla siguiente.

Tabla 2-22 Clases de órdenes y mensajes correspondientes

Lógica de autorización a través de CFC

Para el bloqueo en el campo se puede establecer una lógica de autorización a través del CFC. A través de las correspondientes condiciones de autorización se facilita con esto la información “libre” o “bloqueado en el campo” (p. ej. objeto “Autorización SG CONECTADO” y “Autorización SG DESCONECTADO” con los valores de información: ENTRANTE / SALIENTE).

Identificaciones de desbloqueo Identificación (forma abre-viada)

Presentación en la pan-talla

Autoridad de mando AM LBloqueo de la instalación EP EBloqueo remoto EC CTEÓRICO = REAL (comprobación del sentido de conmutación)

TR R

Bloqueos de protección BP B


315


Autoridad de mando

Para la selección de la autorización de mando existe la condición de enclavamiento "Autoridad de mando", con la cual se puede elegir la fuente de mando autorizada. Se definen los siguientes campos de autoridad de mando en el siguiente orden de prioridad:

• LOCAL (Local)

• DIGSI

• REMOTO (Remote)

El objeto "Autoridad de mando" sirve para el enclavamiento o autorización del servicio local frente a órdenes remotas y a DIGSI. En el 7SJ80 se puede cambiar la autoridad de mando entre “Remoto” y “Local” en el panel de servicio después de introducir un código de acceso o mediante CFC como también por entrada binaria y tecla de función.

El objeto "Autoridad de mando DIGSI” sirve para el enclavamiento o la autorización del servicio frente a DIGSI. Aquí se considera correcta una conexión local o remota a DIGSI. Cuando se conecta al equipo un PC con DIGSI (local o remoto), éste se anuncia con su “Virtual Device Number VD”. Sólo las órdenes con este VD (con autoridad de mando = DISP o REMOTO) serán aceptadas por el equipo. Si se finaliza la comunicación del PC con DIGSI, se retira igualmente este VD.

La orden de mando se comprueba dependiendo de su fuente de origen PO y la configuración del equipo res-pecto al valor/estado actual de información del objeto “Autoridad de mando” y “Autoridad de mando DIGSI".

Configuración

Tabla 2-23 Lógica de enclavamiento

1) también „libre” con: “Autoridad mando LOCAL (prueba con órdenes locales): n”2) también „libre” con: “Autoridad REMOTO (pruebas con órdenes LOCAL, REMOTO o DIGSI): n”3) VQ = Punto de origen

Autoridad de mando existente sí/no (generar el objeto correspondiente)Autoridad de mando DIGSI existente sí/no (generar el objeto correspondiente) Objeto concreto (p.ej. unidad de mando) Autoridad LOCAL (prueba con orden local: sí/no Objeto concreto (p.ej. unidad de mando) Autoridad de mando "REMOTO" (verificar en

caso de mando LOCAL, REMOTO o DIGSI): sí/no

Valor de informa-ción actual Autori-

dad de mando

Autoridad de mando DIGSI

Mando con

VQ3) =LOCAL

Orden con VQ=LOCAL o REMOTO

Orden con VQ=DIGSI

LOCAL (CIERRE) no anunciada libre enclavado 2) "enclavamien-to, por operación en modo LOCAL"

enclavado "DIGSI no está anunciado"

LOCAL (CIERRE) anunciada libre enclavado 2) "enclavamiento, por operación en modo LOCAL"

enclavado 2) "enclavamiento, por operación en modo LOCAL"

REMOTO (DISP) no anunciada enclavado 1) "encla-vamiento, por ope-ración en modo REMOTO"

libre enclavado "DIGSI no está anunciado"

REMOTO (DISP) anunciada enclavado 1) "encla-vamiento, por ope-ración con DIGSI"

enclavado 2) "enclavamiento, por operación con DIGSI"

libre


316


VQ = automático:

Las órdenes internas resultantes (órdenes generadas vía CFC), no están sometidas a la autoridad de mando y siempre se declaran como „libre”.

Modo de mando

El modo de mando sirve para activar o desactivar las condiciones de enclavamiento configuradas en el momento de la operación de mando.

Los siguientes modos (local) están definidos:

• Para órdenes locales (VQ = LOCAL)

– mando con enclavamiento (“Normal”) o

– mando sin enclavamiento.

En el 7SJ80 se puede cambiar el modo de mando entre „enclavado“ y „no enclavado“ en el panel de servicio después de introducir un código de acceso o mediante CFC como también por entrada binaria y tecla de función.

Los siguientes modos de mando (remoto) están definidos:

• Para órdenes por remoto o DIGSI (VQ = LOCAL, REMOTO o DIGSI)

– mando con enclavamiento, o

– mando sin enclavamiento. Aquí se efectúa el desenclavamiento por orden independiente.

– Para órdenes por CFC (VQ = Auto), se deben observar las indicaciones en el manual CFC (Elemento: BOOL a orden).

Enclavamiento de campo

La consideración de los bloqueos de campo (por ejemplo a través de CFC) comprende los bloqueos de estado de proceso relevantes para el mando para evitar conmutaciones erróneas (por ejemplo seccionador con respecto a toma de tierra, toma de tierra sólo en caso de ausencia de tensión, etc.), así como el empleo de los bloqueos mecánicos en el campo de conmutación (por ejemplo, conectar puerta HS abierta con respecto al interruptor de potencia).

Se puede proyectar un bloqueo por equipo de conmutación por separado para el sentido de conmutación CONECTAR y/o DESCONECTAR.

Se puede facilitar la información de autorización por el valor informativo “el equipo de conmutación está bloqueado (ENTR/NB/PERTUB.) o autorizado (ENTR)”,

• directamente por aviso simple, doble o aviso interno (marca), o

• con una lógica de autorización a través del CFC.

El estado actual se consulta igual que en el caso de una orden de conmutación y se actualiza de modo cíclico. La correspondencia se realiza a través de “Objeto de autorización orden CONECTADO/orden DESCONECTADO”.

Bloqueo de la instalación

Se tienen en cuenta los bloqueos de la instalación (configuración a través del equipo central).

Bloqueo de doble accionamiento

Se efectúa el bloqueo de operaciones de conmutación paralelas. Al generarse una orden de mando se comprueba en todos los objetos de mando, que también están sometidos al bloqueo, si en éstos se está procesando una orden de mando. Durante la ejecución de la orden, el bloqueo vuelve a estar activo para otras órdenes.


317


Bloqueos de protección

Se lleva a cabo el bloqueo de las maniobras de mando mediante funciones de protección. Las funciones de protección bloquean determinadas órdenes de mando por separado para cada elemento de mando, en sentido de CONEXIÓN y DESCONEXIÓN.

Si se desea el bloqueo de protección, un "Bloqueo en sentido de mando CONECTAR" da lugar a que se bloquee una orden de mando de CONEXIÓN y un "Bloqueo en sentido de mando DESCONECTAR", al bloqueo de una orden de conmutación de DESCONEXIÓN. Al activarse un bloqueo de protección se interrumpe inmediatamente un proceso de mando que ya esté en curso.

Comprobación del sentido de mando (teórico = real)

Para las órdenes de mando se comprueba si el equipo de mando respectivo se encuentra ya, respecto al re-troaviso, en la posición teórica (comparación TEÓRICO/REAL), es decir que cuando un interruptor de potencia se encuentra en estado CONECTADO y se intenta efectuar una orden de CONEXIÓN ésta es rechazada con la respuesta de maniobra "Estado teórico igual a estado real". Los equipos de conmutación en posición de avería no se bloquean en cuanto a software.

Desenclavamientos

El desbloqueo de los enclavamientos configurados, en el momento de producirse la operación de mando, se realiza en el equipo internamente mediante las características de desenclavamiento de la orden de mando o en forma general por los modos de mando ya nombrados.

• VQ=LOCAL

– Se puede cambiar en el panel de servicio entre el modo de conmutación "enclavado" y "desenclavado", después de introducir un código de acceso o por medio de CFC también a través de una entrada binaria y a través de una tecla de función.

• REMOTO y DIGSI

– Las órdenes procedentes de SICAM o DIGSI se desbloquean a través de un modo de conmutación global REMOTO. Para el desbloqueo se debe transmitir al respecto una orden independiente. El desbloqueo es válido en cada caso solamente para una maniobra de conmutación y sólo para órdenes procedentes de la misma fuente causante.

– Orden: Orden al objeto “Modo de conmutación REMOTO”, CONECTADO

– Orden: Orden de conmutación al “Equipo de conmutación”

• órdenes derivadas a través de CFC (orden automática, VQ=Auto SICAM):

– El comportamiento se establece en el módulo CFC (“Bool según orden”) por proyecto

2.21.5 Protocolo de órdenes

Durante la elaboración de una orden se transfieren los retroavisos de la orden y del proceso a la función de elaboración de avisos, independientemente de la configuración y la elaboración de los demás avisos. En estos avisos está incluida la denominada causa del aviso. Correspondiendo a la configuración, estos avisos serán registrados en el protocolo de avisos de servicio.

Condiciones

Una lista de las respuestas de servicio posibles y sus significados, como también los tipos de órdenes para conectar y desconectar unidades de mando o efectuar ordenes para subir o bajar las tomas de transformadores se indican en la descripción de sistema SIPROTEC 4.


318



Confirmación de la orden al sistema de maniobra integrado

Todos los mensajes que tengan como origen de causa VQ_REMOTO se convierten en la correspondiente respuesta de maniobra y se visualizan en el campo de texto de la pantalla.

Confirmación de órdenes a próximo/remoto/Digsi

Los avisos con origen PO_LOCAL/REMOTO/DIGSI deben ser transferidos al origen causante, independientemente de la configuración (configuración al interface serie).

De este modo, la confirmación de la orden no se realiza a través de una respuesta de maniobra, tal como en la orden local, sino a través de la protocolización normal de órdenes y retroavisos.

Supervisión de retroavisos

La elaboración de las órdenes realiza para cada proceso de orden con retroaviso una vigilancia de tiempo. Simultáneamente a la orden se inicia un tiempo de supervisión (supervisión del tiempo de transcurso de la orden), que comprueba si la unidad de mando ha alcanzado la posición final deseada dentro de este tiempo. Con la recepción del retroaviso se detiene el tiempo de supervisión. Si no aparece el retroaviso entonces aparece una respuesta de maniobra „T.confirm.cancelad“ y se da por concluido el proceso.

En los mensajes de trabajo también se protocolizan las órdenes y sus retroavisos. La finalización normal de un proceso de orden es la llegada del retroaviso (RM+) del elemento de mando correspondiente, o en el caso de órdenes sin retroaviso de proceso, un mensaje después de haberse concluido la emisión de la orden.

En el retroaviso, el signo más significa una confirmación de la orden. La orden ha sido concluida positivamente, es decir en la forma esperada. De forma similar, el signo menos significa un resultado negativo, no esperado.

Emisión de órdenes/activación de relés

Los tipos de órdenes que se precisan para la conexión y desconexión de los equipos de conmutación o para un ajuste más alto o más bajo de los niveles de un transformador se describen en la configuración en /1/.


319

Funciones2.22 Indicaciones para la operacion de servicio del equipo

2.22 Indicaciones para la operacion de servicio del equipo

La operación de servicio del equipo 7SJ80 difiere insignificantemente de los otros equipos SIPROTEC 4. Las divergencias se describen a continuación. Indicaciones generales referentes al servicio y a la configuración de los equipos SIPROTEC 4 se encuentran en la descripción de sistema SIPROTEC 4.

2.22.1 Operaciones de servicio divergentes

Teclas de los interfaces de usuario

Introducción de signos negativos

Sólo pocos parámetros pueden aceptar valores negativos. Es decir, solamente a éstos se puede asignar un signo negativo.

Si un signo negativo es admisible, entonces aparece en una modificación del parámetro en la última línea del texto de servicio -/+ --> v/^. Con las teclas de cambio de página se puede determinar el signo matemático: hacia abajo = signo negativo, hacia arriba = signo positivo.

Display

La descripción de sistema SIPROTEC 4 es válida para los equipos con display ASCII de 4 líneas. Aparte existen equipos con un display gráfico y con una capacidad de 30 líneas. El equipo 7SJ80 hace uso del display gráfico, pero con 6 líneas. Aqui difiere la representación de display eventualmente frente a la representación en la Descripción de Sistema.

Por principio, el equipo se diferencia en su representación de display en los puntos siguientes:

La selección actual se muestra con representación inversa (no con el signo > previo)

Tecla Función/Significado Confirmar la entrada y navegar hacia adelante en los menús

Navegar al menú principal (en caso dado pulsar repetidamente),navegar hacia atrás en los menús, Rechazar la entrada Prueba de los LEDsReposición de los LEDs, memorias y salidas binariasTecla funcional Fn para visualizar la distribución de las teclas funcionales. Si se han asignado varias teclas de función, se cambia a una segunda página para observar la distribución. Teclas de combinación con teclas númericas para navegación rápida (p.ej. Fn + 1 aviso de servicio)Navegar al menú principal con Fn en combinación con la tecla numérica 0Para ajustar el contraste mantener presionada la tecla aprox. 5 segundos. Ajustar en el menú el contraste con la tecla de cambio de página (hacia abajo: disminuir el contraste, hacia arriba: elevar el contraste).


320


Figura 2-117 Representación inversa de la selección actual

En parte se utiliza la sexta línea para representar p.ej. el grupo de parámetros activo.

Figura 2-118 Indicación del grupo de parámetros activo (línea 6)

■


321



322

Montaje y Puesta en Marcha 3Este capítulo está dirigido al técnico de puesta en marcha con experiencia. Debe estar familiarizado con la puesta en marcha de equipos de protección y control, con el funcionamiento de la red y con las reglas y normas de seguridad. Eventualmente será necesario hacer algunas adaptaciones del hardware a los datos de la ins-talación. Para las pruebas primarias es necesario conectar el elemento a proteger (línea, transformador, etc.).

3.1 Montaje y Conexión 324

3.2 Control de las conexiones 340

3.3 Puesta en Servicio 345

3.4 Montaje del equipo en su ubicación (panel/armario) 368


323

Montaje y Puesta en Marcha3.1 Montaje y Conexión

3.1 Montaje y Conexión

Generalidades

AdvertenciaAdvertencia contra errores en el transporte, almacenamiento, colocación o montaje.

Si no se tienen en cuenta estas instrucciones pueden ocasionarse la muerte, lesiones corporales o grandes daños materiales.

El funcionamiento perfecto y seguro del equipo presupone que el transporte se ha realizado de manera adecuada al objeto, el almacenamietno ha sido profesionalmente correcto así como la instalación y el montaje, teniendo en cuenta las advertencias e instrucciones del manual del equipo.

En particular se deberán tener en cuenta las normas generales de instalación y seguridad para el trabajo con instalaciones de intensidades fuertes (por ejemplo, normas DIN, VDE, EN, IEC u otras normas nacionales e internacionales).

3.1.1 Indicaciones para la Configuración

Condiciones

Para el montaje y la conexión se deberán cumplir con las siguientes condiciones y restricciones:

Se han efectuado las comprobaciones de los datos nominales del equipo que se recomiendan en el manual descripción de sistema SIPROTEC® 4, y se ha comprobado su coincidencia con los datos de la instalación.

Diagramas generales

Los diagramas generales para la distribución física de los bornes del equipo 7SJ80 se muestran en el anexo A.2. Ejemplos de conexión para los circuitos de los transformadores de intensidad y tensión se encuentran en el anexo A.3.

Variantes de conexión de tensión

En el anexo A.3 se muestran las variantes de conexión posibles para los transformadores de tensión. Se debe comprobar, que la parametrización de los Datos de planta 1 (sección 2.1.3.2) coincidan con las conexiones.

Para una conexión normal se ajusta bajo la dirección 213 CONEX.TT 3fases = U1E, U2E, U3E.

Para la conexión de un devanado e-n del grupo de transformadores de tensión se debe ajustar bajo la dirección 213 CONEX.TT 3fases = U12, U23, UE .

Para la función de sincronización se debe ajustar la dirección 213 = U12,U23,USYN ó ULE, Usyn.

Un ejemplo adicional muestra el modo de conexión 213 = U12, U23, Ux. La tensión conectada al tercer transformador Ux sólo es utilizada por las funciones de protección flexible.

Aparte de esto, se muestran ejemplos de los modos de conexión U12, U23 y ULE, Usyn.

Entradas y salidas binarias

Las posibilidades de configuración de las entradas y salidas binarias, o sea la forma de proceder para la adaptación individual a la instalación, se explican en la descripción del sistema SIPROTEC® 4. De acuerdo con esto se establecen las conexiones del lado de la instalación. Los preajustes a la entrega del equipo se encuentran en el Anexo A.5. Compruebe también que las etiquetas de rotulación en el frente se corresponden con las funciones de aviso configuradas.


324


Cambio de grupos de parámetros

Si se ha de efectuar la conmutación de los grupos de ajuste por medio de entradas binarias, se deberá tener en cuenta lo siguiente:

• Para el control de 4 posibles grupos de ajuste se deberán facilitar 2 entradas binarias. Éstas están designadas por „>Par.selec.1“ y „>Par.selec.2“ y deben estar configuradas para 2 entradas binarias físicas y controlables por éstas.

• Para el control de 2 grupos de ajuste basta con una entrada binaria, concretamente „>Par.selec.1“, dado que la entrada binaria „>Par.selec.2“ que no está configurada no se considera entonces como excitada.

• Las señales de control deben estar presentes permanentemente para que el grupo de ajuste seleccionado esté y se mantenga activo.

La relación de las entradas binarias a los grupos de parámetros A hasta D se indica en la siguiente tabla, mientras que la figura siguiente muestra un ejemplo de conexión simplificado. En el ejemplo se supone que las entradas binarias están configuradas en conexión de intensidad de trabajo, es decir se activan con tensión (High–activo).

Aquí significa:

no = no activado

sí = activado

Tabla 3-1 Elección del parámetro (conmutación de los grupos de ajuste) a través de entradas binarias

Figura 3-1 Esquema de conexiones (Ejemplo) para la conmutación de grupos de ajuste a través de entradas binarias

La entrada binaria indica activo>Elección

parámetro1>Parámetro. Selección2

no no Grupo Así no Grupo Bno sí Grupo Csí sí Grupo D


325



Debe tener en cuenta que están conectadas en serie 2 entradas binarias ó 1 entrada binaria y una resistencia equivalente R. El umbral de conmutación de las entradas binarias debe quedar por lo tanto claramente por debajo de la mitad del valor nominal de la tensión continua de control.

En caso de utilizar una entrada binaria se deberá intercalar una resistencia equivalente R (véase la figura siguiente). Esta resistencia R se intercala en el circuito del segundo contacto auxiliar del interruptor de potencia (AUX 2) para poder reconocer una avería incluso cuando el contacto auxiliar del interruptor de potencia 1 (AUX 1) esté abierto y el relé de disparo ya esté en reposición. El valor de la resistencia se deberá dimensionar de tal manera que estando abierto el interruptor de potencia (por lo tanto está abierto AUX1 y está cerrado AUX2), la bobina del interruptor de potencia (IP) ya no se excite, y al estar abierto al mismo tiempo el relé de mando, se excite todavía la entrada binaria (EB1).

Figura 3-2 Principio de la supervisión del circuito de disparo con una entrada binaria

De ahí resulta para el dimensionado un valor límite superior Rmáx y un valor límite inferior Rmín, de entre los cuales se debería elegir como valor óptimo la media aritmética R:


326

Para asegurar la tensión mínima para la activación de la entrada binaria se obtiene para Rmáx:

Para que no permanezca excitada la bobina del interruptor de potencia para el caso antes citado, se obtiene para Rmín:

Si en la operación de cálculo resulta Rmax < Rmin, entonces se debe repetir el cálculo con el siguiente umbral más bajo UEB mín. Este umbral se determina mediante los parámetros 220 Umbral EB 1 hasta 226 Umbral EB 7. Aquí son posibles los ajustes Umbral EB 176V, Umbral EB 88V, Umbral EB 19V.

Para el consumo de potencia de resistencia se aplica:

Ejemplo

IEB (HIGH) Intensidad constante con EB activada (= 0,25 mA)UEB mín Tensión de activación mínima para EB (= 19 V por entrega para tensiones nomina-

les de 24 V/ 48V/ 60V; 88 V por entrega para tensiones nominales de 110 V/ 125 V/ 220 V/ 250 V)

UCtrl Tensión de accionamiento para el circuito de disparoRBIP Resistencia óhmica de la bobina del IPUBIP (LOW) Tensión máxima en la bobina del IP, que no produce un disparo

IEB (HIGH) 0,25 mA (de SIPROTEC® 47SJ80)UEB mín 19 V por entrega para tensiones nominales de 24 V/ 48 V/ 60 V; 88 V por entrega

para tensiones nominales de 110 V/ 125 V/ 220 V/ 250 V UCtrl 110 V (de la instalación/ circuito de disparo)RBIP 500 Ω (de la instalación/ circuito de disparo)UBIP (LOW) 2 V (de la instalación/ circuito de disparo)


327


Se elige el valor normalizado más cercano 200 kΩ; para la potencia es válido:

3.1.2 Adaptación de Hardware

3.1.2.1 Desmontaje

Trabajos en las tarjetas de circuitos

Nota

Los pasos siguientes presuponen que el equipo no se encuentra en estado de funcionamiento.

Nota

Aparte de los módulos de comunicación y del seguro, en el interior del equipo no existen más componentes ajustables u operables por parte del usuario. La operaciones de servicio, aparte del montaje o cambio de módulos de comunicación, sólo pueden ser efectuadas por Siemens.

Para preparar el puesto de operaciones se necesita una superficie apropiada para trabajar con elementos expuestos al peligro electrostático.

Además se necesitan las siguientes herramientas:

• un destornillador, con un ancho de hoja de 5 a 6 mm,

• un destornillador de estrella Pz tamaño 1,

• una llave mecánica de encaje con un ancho de 5 mm.

Para desmontar el equipo, éste debe ser retirado primero de la instalación de la subestación. Para esto se debe proceder en pasos al revés como se indican en los capítulos para montaje empotrado y superficial en paneles y montaje empotrado en armarios.


328


Nota

Aquí se debe observar:

Retire las conexiones de comunicación en la parte inferior del equipo (Puertos A y B). La no observación puede producir grandes daños materiales en las líneas de comunicación y/o del equipo.

Nota

El equipo sólo puede ser puesto en función, si están insertadas todos los bloques de bornes.

CuidadoSe debe tener cuidado con las descargas electrostáticas

Si no se tienen en cuenta estas instrucciones pueden causarse menores daños personales o materiales.

Se deben evitar descargas electrostáticas durante las operaciones en el bloque de electrónica. Se recomienda un equipamiento de protección para componentes expuestos al riesgo electrostático (banda metálica de puesta a tierra, calzado de protección aislante frente a riesgos eléctricos, vestuario de protección antiestática, etc.). Preventivamente se pueden evitar descargas electrostáticas mediante un contacto previo a superficies metálicas puestas a tierra.

Nota

Para reducir el trabajo de reconexión del equipo, se deben extraer del equipo los bloques de bornes con el cableado fijo completo. Para esto se abren en pares los soportes flexibles de los bloques de bornes utilizando un destornillador plano y extrayendo los bloques hacia atrás. Para remontar el equipo se introducen nueva-mente los bloques de bornes como bloques de conexión confeccionados (capítulos para montaje empotrado y superficial en paneles y montaje empotrado en armarios).

Para montar o reemplazar los módulos de comunicación o cambiar el fusible proceda a la siguiente manera:

Retire las 2 tapas de cubierta de arriba y abajo. De esta manera se acceden a los tornillos de fijación de la carcasa. Afloje primero solamente el tornillo inferior hasta que no se vea la punta del tornillo en el riel angular de soporte (los tornillos son no extraibles, estos permanecen, aún destornillados, en la placa frontal).

Afloje todos los tornillos que fijen los módulos de comunicación eventualmente existentes en el portamódulos en la parte inferior del equipo. Afloje ahora también los 4 tornillos planos que fijan el portamódulos en la parte inferior del equipo. Extraiga el portamódulos con cuidado y por completo del equipo.

Afloje ahora por completo los dos tornillos de la carcasa arriba y abajo en la tapa de cubierta y extraiga con cuidado el bloque electrónico completo de la carcasa (figura 3-3).

Nota

Si no se han retirado los bloques de bornes en la parte dorsal, será necesario un mayor esfuerzo para des-montar y montar posteriormente el bloque electrónico, lo cual podría ocasionar un daño al equipo. Por lo tanto, se recomienda indispensablemente retirar los bloques de bornes antes de desmontar el bloque electrónico.


329


Figura 3-3 Bloque de electrónica sin carcasa

Cambio del fusible

El soporte del fusible se encuentra al borde del módulo Basic-I/O cerca a la conexión de alimentación.

Figura 3-4 Posición del fusible


330


Retire el fusible defectuoso. Coloque en el soporte un fusible nuevo con los siguientes datos técnicos:

Fusible de protección del equipo 5 mm * 20 mm

Característica T

intensidad nominal 2,0 A

Tensión nominal 250 V

Capacidad de interrupción 1500 A / 300 VDC

Sólo se pueden utilizar fusibles con autorización UL.

Estos datos son válidos para todos los tipos de equipo (24 V/48 V/60 V y 110 V/125 V/220 V/ 250 V).

Compruebe que con el fallo del fusible no se ha producido ningún daño evidente en el equipo. En caso que el fusible reaccione nuevamente después que el equipo haya sido puesto otra vez en servicio, entonces no intente efectuar más reparaciones y envíe el equipo a Siemens para su reparación.

Ahora el equipo puede ser montado nuevamente (ver capítulo Montaje)

3.1.2.2 Conexión de los bornes de intensidad

Elementos de fijación

Los elementos de fijación para la conexión de transformadores son parte de los bornes de intensidad (parte inferior del equipo). Estos consisten de una aleación libre de fisuras y corrosión. La forma de la cabeza de los tornillos es apropiada para utilizar destornilladores planos (5,5 x 1,0) o de tipo Phillips (PZ2). Se recomienda PZ2.

Elementos de conexión y secciones de cable

Para la conexión existen dos posibilidades disponibles, la conexión de conductores simples y la conexión con terminal de cables de anillo. Sólo se deben utilizar conductores de cobre.

Los terminales de anillo a utilizar tienen las siguientes dimensiones:

Figura 3-5 Terminal de cables de anillo

Para cumplir con las distancias de aislamiento, se deben utilizar terminales de cable aislados. De lo contrario, se deberá aislar la zona Crimp mediante otros métodos (p.ej. manguito de tubo).

Se recomiendan terminales de cables de la serie PIDG de la empresa Tyco Electronics.

Por cada conexión se pueden montar 2 terminales de cables.


331


Figura 3-6 Conexión de transformador de intensidad

Como conductores simples se pueden conectar tanto conductores rígidos como flexibles con o sin terminales. En cada conexión se pueden insertar 2 conductores simples con la misma sección.

Alternativamente se pueden agrupar en los puntos de conexión sobrepuestos un conductor simple y un puente de conexión (No. de pedido C73334A-1C-93-1). Si se utilizan puentes, sólo son admisibles los terminales de cable de anillo.

Para conectar conductores simples se pueden aplicar las siguientes secciones de conductor:

Condiciones mecánicas

Los elementos de fijación y los componentes complementarios cumplen con los siguientes requerimientos mecánicos:

3.1.2.3 Conexión de los bornes de tensión

Elementos de fijación

Los elementos de fijación para la conexión de transformadores de tensión son parte de los bornes de tensión (parte de la carcasa). Estos consisten de una aleación libre de fisuras y corrosión. La forma de la cabeza de los tornillos es apropiada para utilizar destornilladores planos (4,0 x 0,8) o de tipo Phillips (PZ1). Se recomienda PZ1.

Sección de conductor: AWG 14-10 (2,0 mm2 hasta 4,0 mm2) Longitud de cable desnudo: (aplicación sin terminales de cable)

15 mm Sólo se deben utilizar conductores fabricados en cobre.

Momento de apriete admisible en los tornillos de los bornes

2,7 NmPara conductores rígidos el momento de apriete máx. admisible es de 2 Nm.

Fuerza de tracción admisible por cada cable conectado

80 N en conformidad a IEC 60947-1 (VDE 660, parte 100)


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Elementos de conexión y secciones de cable

El modo de conexión disponible es para líneas simples. Como conductores simples se pueden utilizar tanto conductores rígidos como flexibles con o sin terminales. Para utilizar conexiones con dos líneas simples se recomienda terminales de cable tipo Twin. Se recomiendan terminales de cable tipo Twin de la serie PN 966 144 de la empresa Tyco Electronics.

Para conectar conductores simples se pueden aplicar las siguientes secciones de conductor:

En los puntos de conexión sobrepuestos se pueden agrupar conductores simples y puentes de conexión (No. de pedido C73334A-1C-94-1) sin restricciones. Se debe tener encuenta que los puentes vecinos son montados en ambos sentidos.

Condiciones mecánicas

Los elementos de fijación y los componentes complementarios cumplen con los siguientes requerimientos mecánicos:

3.1.2.4 Módulos de interface

Generalidades

El equipo 7SJ80 se suministra con interfaces preconfigurados de acuerdo al MLFB. No es necesario efectuar adaptaciones respecto al hardware (p.ej. insertar puentes), con excepción del montaje o cambio de los módulos de comunicación.

La utilidad de los módulos de interface RS232, RS485 y ópticos se puede determinar mediante el parámetro 617 ServiProt. Este parámetro sólo es visible, si es que se ha seleccionado en MLFB la posición 11 = 1 para RS232, 2 para RS485 ó 3 para óptico.

Montaje o reemplazo del módulo de interface Ethernet

Se deben cumplir con las siguientes condiciones:

Todavía no se ha montado ningún módulo de comunicación SIPROTEC 4. En caso contrario éste debe ser retirado antes del montaje propio del módulo de interface Ethernet (ver más abajo).

El módulo de interface Ethernet se inserta en el puesto de montaje correspondiente, preferentemente por la parte inferior insertable abierta, es decir, detrás del emplazamiento de la batería. El módulo se inserta en el conector de 50 polos de la tarjeta CPU inclinándolo levemente en dirección al módulo Basis-I/O. La placa de soporte se expande en esta parte un poco hacia afuera. Ahora el módulo puede ser insertado verticalmente por completo. A continuación se presiona la placa de soporte por el lado del gancho de encaje hasta que esté insertado el borde superior de la tarjeta del módulo Ethernet.

Secciones de conductor: AWG 20-14 (0,5 mm2 hasta 2,5 mm2) Longitud de cable desnudo: (aplicación sin terminales de cable)

12 mm Sólo se deben utilizar conductores fabricados en cobre.

Momento de apriete admisible en los tornillos de los bornes

1,0 Nm

Fuerza de tracción admisible por cada cable co-nectado

50 N en conformidad a IEC 60947-1 (VDE 660, parte 100)


333


Figura 3-7 Montaje del interface Ethernet

Ahora se puede montar un módulo de comunicación SIPROTEC 4 (ver capítulo Montaje o cambio de un módulo de comunicación SIPROTEC 4). En caso contrario, el equipo puede ser montado nuevamente (ver capítulo Montaje).

Montaje o cambio de un módulo de comunicación SIPROTEC 4

En la descripción siguiente se supone el caso normal que se deba implementar al equipo un módulo de comunicación SIPROTEC 4 todavía no existente.

Si se debe desmontar o cambiar un módulo de comunicación SIPROTEC 4, se procede con los pasos en secuencia inversa.

Nota

El módulo de comunicación se monta individualmente sin otros componentes o después de haber montado el módulo Ethernet.

El módulo de comunicación SIPROTEC 4 se introduce por la ventana grande de la placa de soporte de plás-tico. No se puede introducir en cualquier dirección. El módulo se sostiene en su riel angular de montaje. El lado extremo del módulo se coloca en la misma dirección a la ventana debajo de la placa de soporte o Extension-I/O eventualmente existente. El riel angular del módulo es girado en dirección al gancho de encaje del módulo Ethernet en la placa de soporte. De esta manera los elementos de conexión más largos del módulo de comu-nicación también pueden ser movidos en este espacio intermedio entre el refuerzo de la placa de soporte y el gancho de encaje en dirección al módulo del convertidor. Ahora se desplaza el riel de montaje del módulo com-pletamente en dirección al refuerzo inferior de la placa de soporte. De esta manera los conectores de 60 polos en el módulo y en el módulo Basis-I/O quedan alineados uno sobre el otro. La alineación debe ser controlada por el orificio en la parte inferior de la unidad insertable.


334


Figura 3-8 Montaje de un módulo de comunicación SIPROTEC 4

Ahora el equipo puede ser montado nuevamente (ver capítulo Montaje)

3.1.2.5 Montaje

El montaje del equipo se efectúa en los siguientes pasos:

Introduzca con cuidado el bloque electrónico completo en la carcasa. Tenga en cuenta las indicaciones siguientes:

Las conexiones de los módulos de comunicación están orientadas en dirección a la parte inferior de la carcasa. Si no existe ningún módulo de comunicación, puede orientarse según las conexiones de los bornes de inten-sidad. Estas conexiones se encuentran al lado de la tarjeta impresa que está en dirección hacia la parte inferior del equipo.

Se debe encajar el margen de la tapa frontal (aprox. 1 cm) sobre la carcasa de manera que los contactos flexibles ubicados al lado interior de la tapa, tengan contacto con la carcasa y que la cubierta de plástico por afuera cubra el cuerpo de la carcasa.

Asegure la capa frontal sobre la carcasa mediante los tornillos del medio en la parte superior e inferior de la capa frontal. Ahora se pueden colocar nuevamente ambas tapas de cubierta o esperar con esto hasta que el equipo este instalado de nuevo. Instale ahora el equipo según la disposición para montaje empotrado en paneles, armarios o montaje superficial

Nota

Introduzca nuevamente los bloques de bornes para intensidad y tensión hasta que éstos queden encajados.


335


3.1.3 Montaje

3.1.3.1 Generalidades

El equipo 7SJ80 dispone de una carcasa tamaño 1/6. Esta carcasa contiene 2 tapas de cubierta y 4 orificios de fijación, correspondientemente arriba y abajo (ver figura 3-9 y figura 3-10).

Figura 3-9 Carcasa con tapa de cubierta

Figura 3-10 Carcasa con orificios de fijación (sin tapas de cubierta)


336


3.1.3.2 Montaje empotrado en panel de control

La carcasa (de tamaño 1/6) contiene dos tapas de cubierta y 4 orificios de fijación.

• Retirar las dos tapas de cubierta de arriba y abajo. Así se accede a los 4 orificios para su fijación.

• Introducir el equipo en la ventana de montaje del panel de control y fijarlo con 4 tornillos. Ver dimensiones en la sección 4.22.

• Colocar nuevamente las 2 tapas de cubierta.

• Realizar una conexión a tierra maciza de bajo valor óhmico a los bornes de conexión a tierra del equipo. La sección del conductor utilizado aquí debe estar dimensionada de acuerdo a la sección máxima del conductor conectado, la dimensión mínima debe ser de 2,5 mm2.

• Establecer las conexiones mediante bornes de tornillo en la parte posterior del equipo, según esquema de conexión. Se deben observar necesariamente las indicaciones para la técnica de conexión de los módulos de comunicación en la parte inferior del equipo (Puerto A y Puerto B) según la descripción del sistema SIPROTEC 4 y las indicaciones para la técnica de conexión de los bornes de intensidad y tensión en la parte inferior del equipo en los capítulos „Conexión de los bornes de intensidad“ y „Conexión de los bornes de tensión“.

Figura 3-11 Montaje empotrado de un 7SJ80

3.1.3.3 Montaje empotrado en armarios

Para instalar un equipo en un bastidor o en un armario se necesitan 2 perfiles angulares. Los números de pedido figuran en el anexo, en el apartado A.1.

La carcasa (de tamaño 1/6) contiene dos tapas de cubierta y 4 orificios de fijación.

• Atornillar ambos rieles angulares en el bastidor o armario respectivamente con 4 tornillos primero sin apretar.

• Retirar las dos tapas de cubierta de arriba y abajo. Así se accede a los 4 orificios para su fijación.

• Fijar el equipo con 4 tornillos en los rieles angulares.

• Colocar nuevamente las 2 tapas de cubierta.

• Ajustar los 8 tornillos de los rieles angulares en el bastidor o armario.


337


• Realizar una conexión a tierra maciza de bajo valor óhmico a los bornes de conexión a tierra del equipo. La sección del conductor utilizado aquí debe estar dimensionada de acuerdo a la sección máxima del conduc-tor conectado, la dimensión mínima debe ser de 2,5 mm2.


Figura 3-12 Montaje de un 7SJ80 en bastidor o armario como ejemplo

3.1.3.4 Montaje superficial en panel de control

En el pedido del equipo con carcasa superficial (MLFB posición 9 = B), se suministra el bastidor de montaje como se indica más abajo.

El montaje se efectúa según los siguientes pasos:

• Se debe perforar los orificios para el bastidor de montaje en el panel de control.

• Ajuste el bastidor de montaje con 4 tornillos en el panel de control (la parte abierta del bastidor de montaje está prevista para el cableado y puede estar arriba o abajo según el pedido del cliente).

• Retire los bloques de bornes para efectuar el cableado, conecte los bloques de bornes y encájelos a continuación nuevamente.

• Realizar una conexión a tierra maciza de bajo valor óhmico a las bornas de conexión a tierra del equipo. La sección del conductor utilizado aquí debe estar dimensionada de acuerdo a la sección máxima del conductor conectado, la dimensión mínima debe ser de 2.5 mm2.


338



• Introduzca el equipo en el bastidor de montaje (se debe observar, que no queden prensados los cables).

• Fijar el equipo con 4 tornillos en los rieles angulares. Ver dimensiones en los Datos Técnicos bajo la sección 4.22.

Figura 3-13 Rieles para montaje superficial en paneles de control


339

Montaje y Puesta en Marcha3.2 Control de las conexiones

3.2 Control de las conexiones

3.2.1 Control de las conexiones de datos en los interfaces

Distribución de pins

Las siguientes tablas muestran la distribución de pins para los diferentes interfaces. La posición de las conexiones se indica en la figura siguiente.

Figura 3-14 Interface USB frontal

Figura 3-15 Conexiones Ethernet al lado inferior del equipo

Figura 3-16 Interface serie al lado inferior del equipo


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Interface USB

Mediante el interface USB se puede establecer una conexión entre el equipo de protección y su PC. Para la comunicación se utiliza el controlador USB de Microsoft Windows, que debe ser instalado junto con DIGSI (a partir de la versión V4.81). El interface se establece como Puerto COM serie virtual. Aquí se recomienda utilizar un cable USB comercial con una longitud máximo de 5 m.

Tabla 3-2 Distribución del enchufe USB

Conexiones al Puerto A

Si se utiliza el interface para la comunicación con el equipo, entonces se debe controlar la conexión de los datos.

Tabla 3-3 Distribución del enchufe Puerto A

Conexiones al Puerto B

En las variante con interface serie a una estación central de control se debe controlar la conexión de datos. Es importante controlar visualmente la correspondencia entre los canales de transmisión y de recepción. En los interfaces RS232 y los de fibras ópticas, cada conexión esta designada para una dirección de transmisión. Para esto, se debe conectar la salida de datos de un equipo con la entrada de datos del otro y viceversa.

Pin-No. 1 2 3 4 CarcasaUSB VBUS

(sin uso)D- D+ GND Apantallado

Pin-No. Interface Ethernet1 Tx+2 Tx-3 Rx+4 —5 —6 Rx-7 —8 —


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Tabla 3-4 Distribución de los enchufes Puerto B

1) El pin 7 conduce también en funcionamiento como interface RS485 la señal RTS con nivel RS232. ¡Por esta razón, el pin 7 no debe ser conectado!

En los cables de datos, las conexiones están designadas basándose en las normas DIN 66020 e ISO 2110.

• TxD = Salida de datos

• RxD = Entrada de datos

• RTS = Petición de transmisión

• CTS = Autorización de transmisión

• GND = Tierra de señal/trabajo

El blindaje de la línea se pone a tierra en ambos extremos de la línea. En un entorno con una carga CEM, se puede acompañar la GND en una pareja de hilos independiente con blindaje individual, para mejorar la resistencia a las interferencias.

Conductor de fibra óptica

Advertencia¡Radiación láser!

¡No mirar directamente dentro de los elementos conductores de fibra óptica!

La transmisión por conductores de fibra óptica es especialmente insensible a las interferencias electromagnéticas y garantiza por sí misma el aislamiento galvánico de la conexión. La conexión de transmisión y la conexión de recepción están identificadas por medio de símbolos.

La posición de reposo de las señales para la conexión a través del conductor de fibra óptica está preajustada con “luz apagada”. Si se desea modificar la posición de reposo de la señal, ésto se puede efectuar mediante el programa de maniobra DIGSI, tal como se explica en la “descripción del sistema SIPROTEC 4/1/”.

Pin-No. RS232 RS485 Profibus DP, RS485

Modbus RS485 Ethernet

EN 100

IEC 60870–5–103

redundanteDNP3.0 RS485

1 Apantallado (conectado eléctricamente con el terminal de apantallado) Tx+ B/B’ (RxD/TxD-P) 2 RxD – – – Tx– A/A’ (RxD/TxD-N) 3 TxD A/A’ (RxD/TxD-

N)B/B’ (RxD/TxD-P) A Rx+ –

4 – – CNTR-A (TTL) RTS (Nivel TTL) — –5 GND C/C’ (GND) C/C’ (GND) GND1 — –6 – – +5 V (resistente

para <100 mA)VCC1 Rx– –

7 RTS – 1) – – — –8 CTS B/B’ (RxD/TxD-

P)A/A’ (RxD/TxD-N) B — –

9 – – – – no disponible no disponible


342


3.2.2 Control de las conexiones de la instalación

AdvertenciaAdvertencia de tensiones peligrosas

Si no se tienen en cuenta las siguientes instrucciones pueden ocasionarse la muerte, lesiones corporales o grandes daños materiales:

Las fases de control solamente deben ser realizadas por personas debidamente cualificadas, que estén familiarizadas con las disposiciones de seguridad y las medidas de precaución, y las cumplan.

CuidadoPrecaución al trabajar el equipo sin batería, conectado a un dispositivo de carga de baterías

Si no se tienen en cuenta las siguientes instrucciones pueden ocasionarse tensiones excesivamente altas y producirse así la destrucción del equipo.

No se debe trabajar con el equipo conectado a un dispositivo de carga de baterías sin tener conectada la batería. (Ver también valores límite en los Datos técnicos, sección 4.1).

Si se ha configurado y activado en el equipo la protección de subtensión y además está desconectado el criterio de intensidad, entonces el equipo activará inmediatamente un arranque después de conectar la tensión de alimentación, ya que todavía no existe ninguna tensión de medida. Para poder parametrizar el equipo se debe suspender el arranque, es decir la tensión de medida debe estar conectada o se debe bloquear la protección de tensión. Esto puede hacerse a través del panel de operación.

Antes de conectar por primera vez el equipo a la tensión deberá haber estado por lo menos durante dos horas en el lugar de su instalación para lograr una compensación de temperaturas y evitar la humedad y las conden-saciones. Las pruebas de conexión se realizan en el equipo terminado de montar, estando la instalación desconectada y puesta a tierra.

Para controlar las conexiones de la instalación proceda de la manera siguiente:

• Los interruptores de protección de la tensión auxiliar y de la tensión de medida deben estar desconectados.

• Medir todas las líneas de entrada de los transformadores de intensidad y tensión de acuerdo a los planos de instalación y conexión:

– ¿Están los transformadores de intensidad correctamente puestos a tierra?

– ¿Tienen las conexiones de los transformadores de intensidad polaridades homogéneas?

– ¿Es correcta la asignación de fases de los transformadores de intensidad?

– ¿Están los transformadores de tensión correctamente puestos a tierra?

– ¿Es idéntica y correcta la polaridad de las conexiones de los transformadores de tensión?

– ¿Es correcta la asignación de fases de los transformadores de tensión?

– ¿Es correcta la polaridad para la entrada de intensidad IE, IEE (si se utiliza)?

– ¿Es correcta la polaridad para la entrada de tensión U3 (si se utiliza, por ejemplo para un devanado delta abierto o para una tensión de barra)?


343


• En caso que la medición de tensión se efectúe mediante capacidades de paso, debe estar disponible exclusivamente para el 7SJ80 la capacidad de paso. Conexiones en paralelo, como p.ej. CAPDIS no son admisibles.

Para la medición de tensión mediante capacidades de paso, se debe conocer aproximadamente el valor de las capacidades correspondientes C1 y C2 para las tres fases (ver también capítulo 2.1.3.2,„ Medición capacitiva de tensión“). Estos valores de capacidad son parametrizados bajo las direcciones de parámetro 241 Tran.Tens.L1:C1 hasta 246 Tran.Tens.L3:C2 en los Datos de la planta. El valor de las capacidades de paso (C1) por lo general varía entre 5 pF y 10 pF. Los valores de las capacidades de la línea (C2), en las cuales también se encuentran las capacidades parásitas, dependen esencialmente del tipo y la longitud del cable utilizado para la conexión de la tensión de medida. En la parametrización de C2 se debe incrementar el valor de la capacidad de la entrada de tensión. Esta capacidad de entrada puede ser estimada con 2200 pF. Los valores de capacidad parametrizados sin exactitud producen divergencias en la medición de la amplitud de tensión y de los ángulos de fase.

Si las tensiones selectivas por fase al lado primario son conocidas (por lo general la tensión nominal de la instalación dividida por √3), entonces se podrán optimizar posteriormente los valores para las capacidades C1. También se pueden optimizar los valores parametrizados de C2, si se conocen los ángulos de fase entre las tensiones fase-tierra y las intensidades de fase. En el capítulo 2.1.3.2,„ Medición capacitiva de tensión“ se da una explicación referente al procedimiento para optimizar las capacidades de entrada.

• Si se utilizan conmutadores de prueba para los tests secundarios del equipo, se debe comprobar también su funcionamiento, en particular, que los circuitos secundarios del transformador de intensidad queden cortocircuitados automáticamente con la posición „Prueba“.

• Intercalar un amperímetro en el cable de alimentación de tensión auxiliar; campo aprox. 2,5 A a 5 A.

• Conectar el relé de protección para la tensión auxiliar (protección de la alimentación), comprobar el valor de la tensión y eventualmente la polaridad en los bornes del equipo y en los módulos de conexión.

• El consumo de intensidad debe corresponder al consumo de la potencia en reposo del equipo. El movimiento transitorio del indicador de intensidad no es de importancia, éste sólo indica la intensidad de carga de los condensadores acumuladores.

• Desconectar el automático para la tensión auxiliar de alimentación.

• Quitar el amperímetro; volver a restablecer la conexión normal de la tensión auxiliar.

• Conectar el automático para la tensión auxiliar de alimentación.

• Conectar el interruptor de protección del transformador de medida de tensión.

• Compruebe la secuencia de fases en los bornes del equipo.

• Desconectar el automático para la tensión del transformador de medida y la tensión auxiliar de alimentación

• Comprobar los conductores de disparo y de conexión que van a los interruptores de potencia.

• Comprobar los conductores de control desde y hacia otros equipos.

• Comprobar los conductores de comunicación.

• Volver a conectar el automático.


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Montaje y Puesta en Marcha3.3 Puesta en Servicio

3.3 Puesta en Servicio

AdvertenciaAdvertencia, tensiones peligrosas durante el funcionamiento de los equipos eléctricos

Si no se tienen en cuenta estas instrucciones pueden ocasionarse la muerte, lesiones corporales o grandes daños materiales:

En este equipo sólo deberá trabajar personal cualificado. Éste deberá estar bien familiarizado con las normas de seguridad aplicables y las medidas de precaución así como con las instrucciones de advertencia que figuran en este manual.

Antes de conectar alguna de las conexiones es preciso poner a tierra el equipo en la conexión del conductor de protección.

Puede haber tensiones peligrosas en todas las piezas de conmutación que están conectadas a la alimentación de tensión y unidas a las magnitudes de medida o prueba.

También después de separar la tensión de alimentación puede haber tensiones peligrosas en el equipo (Condensador acumulador).

Después de desconectar la tensión auxiliar y para conseguir unas condiciones iniciales definidas se deberá esperar por lo menos durante 10 s antes de volver a conectar la tensión auxiliar.

No se deben rebasar los valores límites indicados en las características técnicas, tampoco durante las pruebas y durante la puesta en marcha.

Al efectuar pruebas con un dispositivo de prueba secundario se debe comprobar que no estén conectadas otras magnitudes de medida y que estén interrumpidas las órdenes de disparo y eventualmente de cierre que van a los interruptores de potencia, salvo que se indique otra cosa.

¡PELIGRO!Tensiones peligrosas en caso de interrupciones en los circuitos secundarios de los transformadores de medida de intensidad


Cortocircuitar las conexiones secundarias de los transformadores de intensidad antes de que la conducción de intensidad al equipo sea interrumpida.

Para la puesta en marcha es preciso realizar también maniobras de conmutación. En las pruebas descritas se presupone que éstas se pueden realizar sin peligro. Por eso no están pensadas para las comprobaciones de taller.

AdvertenciaAdvertencia ante riesgos causados por intentos primarios incorrectos

La no observancia de las siguientes medidas puede tener como consecuencia la muerte, lesiones físicas o daños materiales considerables.

Los ensayos primarios solamente deberán ser efectuados por personas cualificadas que estén familiarizadas con la puesta en marcha de sistemas de protección, con el funcionamiento de la instalación y con las reglas y normas de seguridad (conmutar, poner a tierra, etc.).


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3.3.1 Régimen de prueba/Bloqueo de transmisión

Conectar y desconectar

Si el equipo está conectado a un sistema central de conducción o almacenamiento, se puede influir, en algunos de los protocolos ofrecidos, sobre las informaciones que son transmitidas al centro de mando (véase la tabla „Funciones dependientes del protocolo“ en el Anexo A.6).

Si está conectado el Modo de prueba, los avisos transmitidos por un equipo SIPROTEC 4 a la central se marcan con un bit de prueba adicional, que permite identificar que no se trata de avisos de fallos reales. Además se puede determinar activando el Bloqueo de transmisión, que durante un modo de prueba no se transmitan ningún aviso por el interface de sistema.

La forma en que se pueda activar o desactivar el régimen de ensayo y el bloqueo de transmisión se explica en la descripción del sistema SIPROTEC 4. Es preciso tener en cuenta que durante el tratamiento del equipo con DIGSI, es condición necesaria el régimen de funcionamiento Online para poder utilizar estas funciones de ensayo.

3.3.2 Prueba del interface de sistema (en el Puerto B)

Notas previas

Si el equipo dispone de un interface de sistema y éste es utilizado para la comunicación con la estación central, entonces se podrá comprobar con el programa de DIGSI Procesamiento de equipos, si los avisos son trans-mitidos correctamente. Esta posibilidad de prueba no debe ser utilizada de ninguna manera durante el funcio-namiento „activo“.

¡PELIGRO!Peligro debido a la conmutación de los medios de trabajo (por ejemplo, interruptores de potencia, seccionadores) por parte de la función de prueba


Los componentes de planta conmutables (p.ej. interruptor de potencia, seccionador) sólo pueden ser contro-lados por transmisión o recepción de avisos vía interface de sistema durante la puesta en marcha y de ninguna manera durante las condiciones „reales“ de funcionamiento.

Nota

Una vez terminado el modo de prueba el equipo realizará un primer arranque. Con esto se borran todas las memorias intermedias de mensajes. Eventualmente se deberían leer y guardar previamente las memorias intermedias de mensaje mediante DIGSI.

Las pruebas de los interfaces se efectúan con DIGSI en el modo Online:

• Abrir el fichero Online haciendo doble clic; aparecen las funciones de maniobra para el equipo.

• Haciendo clic en Test; en el lado derecho de la figura, aparece su selección de funciones.

• Hacer doble clic en la vista del listado en Generar avisos. Se abre la ventana de diálogo Generar avisos (véase la figura siguiente)


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Estructura de la ventana de diálogo

En la columna Aviso se indican los textos de pantalla de todos los avisos que han sido configurados en la matriz al interface de sistema. En la columna Estado TEÓRICO se establece un valor fijo para los avisos a comprobar. Según el tipo de aviso se ofrecen para ésto diferentes campos de introducción (por ejemplo, aviso „entra“/aviso„sale“). Haciendo un clic sobre un área se selecciona de la lista desplegada el valor deseado.

Figura 3-17 Prueba de interfaces con el cuadro de diálogo: Generación de avisos — Ejemplo

Cambiar el estado de funcionamiento

Al pulsar por primera vez una de las teclas en la columna Acción se le pide el código de acceso nº 6 (para menús de prueba de Hardware). Una vez introducida correctamente la clave de acceso se pueden ir descar-gando individualmente los mensajes. Para ello haga clic sobre el botón de mando Envair, dentro de la línea correspondiente. Se emite el mensaje correspondiente, que se puede leer ahora tanto en los mensajes de trabajo del equipo SIPROTEC 4 como también en la central de control de la instalación.

Persiste la utilización para otras pruebas hasta que se cierre la ventana de diálogo.


347


Prueba en el sentido del mensaje

Para todas las informaciones que se deban transmitir a la central de control deben probarse las posibilidades ofrecidas bajo Estado TEÓRICO en la lista desplegable:

• Es preciso asegurarse de que las maniobras de conmutación eventualmente provocadas por las pruebas se puedan realizar sin peligro (¡véase más arriba en PELIGRO!).

• En la primera función que trate de probar, haga clic en enviar y compruebe que la información correspon-diente llega a la central y que eventualmente tiene el efecto deseado. Las informaciones que normalmente se acoplan a través de entradas binarias (primer carácter „>“) también se comunican en este procedimiento a la central. La función de las entradas binarias propiamente dichas se prueba por separado.

Terminación del proceso

Para finalizar las pruebas del interface de sistema, haga clic sobre Cerrar. Se cierra el cuadro de diálogo, el equipo entonces, brevemente, no estará disponible durante el primer inicio efectuado a continuación.

Prueba en el sentido de la orden

Las informaciones en el sentido de la orden deberán ser emitidas por la central. Se comprobará la reacción correcta en el equipo.

3.3.3 Configuración de los módulos de comunicación

Ajustes necesarios en DIGSI® 4

Generalmente es válido:

Para el primer montaje como también para reemplazar un módulo de comunicación no se requiere ninguna modificación de la denominación de pedido (MLFB). Se puede dejar el mismo número de pedido. Por lo tanto todos los juegos de parámetros establecidos anteriormente continúan siendo válidos.

Modificaciones en el Administrador DIGSI

Para que el equipo de protección pueda acceder al nuevo módulo de comunicación, se debe efectuar una modificación en el juego de parámetros dentro del Administrador DIGSI.

Marque en el Administrador DIGSI 4 en su proyecto el equipo SIPROTEC® y seleccione el registro de menú „Elaborar” - „Propiedades del objeto...”, para abrir la ventana de diálogo „Propiedades - Equipo SIPROTEC 4” (ver figura 3-18). En la hoja de propiedades „Módulos de comunicación” se debe selec-cionar un interface para „11. Puerto B” (parte inferior del equipo, atrás) o para „12. Puerto A” (parte inferior del equipo, adelante) mediante el botón Pull-Down, se debe elegir el registro „otros protocolos, ver complemento L” para Profibus DP, Modbus o DNP3.0.

El tipo de módulo de comunicación para puerto B debe ser determinado en la ventana de diálogo „Datos adicionales”, accesible mediante el botón „L: ...”.


348


Figura 3-18 DIGSI 4.3: Selección de protocolo Profibus DP (ejemplo)

Archivo Mapping

Para Profibus DP, Modbus, DNP3.0 y VDEW Redundante se debe seleccionar adicionalmente un Mapping de bus adecuado.

Para seleccionar el archivo Mapping se debe abrir el equipo SIPROTEC® en DIGSI y elegir bajo „Parámetros” la función „Interfaces” (ver figura 3-19).

La ventana de diálogo „Parámetros de interface” ofrece en la hoja de propiedades „otros protocolos en el equipo” los siguientes elementos de diálogo:

• la señalización del módulo de comunicación seleccionado,

• el cuadro de selección „Archivo Mapping”, en el cual se alistan todos archivos Mapping para Profibus DP, Modbus, DNP3.0 y VDEW Redundante disponibles para el tipo de equipo correspondiente con nombre e indicación al documento Mapping de Bus respectivo,

• el área editable „Ajustes especiales de módulo” para modificar parámetros específicos de bus


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Figura 3-19 DIGSI 4.3: Selección de un archivo Mapping y ajuste de los parámetros específicos de bus

Nota

Si se ha modificado la asignación del archivo Mapping para un equipo SIPROTEC®, entonces esto general-mente está en relación a una modificación de las configuraciones de los objetos SIPROTEC® en el interface de sistema.

Después de seleccionar un archivo Mapping nuevo en la Matriz de configuración DIGSI se debe comprobar las configuraciones para „Destino Interface de sistema” como también “Origen Interface de sistema”.

Área editable „Ajustes especiales de módulo”

Se debe modificar en el área editable „Ajustes especiales de módulo” solamente los números en las líneas que no empiezan con „//” y también se debe observar el punto y coma al final de la línea.

Otro tipo de modificaciones en el área editable producen, en caso dado, un aviso de error al cerrar la ventana de diálogo „Parámetros del interface”.

Seleccione el Mapping de bus que corresponde a sus requerimientos. La documentación de los diferentes Mappings de bus se ofrecen en el Internet (www.siprotec.de, en el área Download)

Después de seleccionar el Mapping de bus se visualiza en la ventana de servicio el ámbito del archivo Mapping en el cual se pueden efectuar ajustes específicos del equipo (ver figura 3-20). El modo de este ajuste depende del protocolo utilizado y está descrito en la documentación del protocolo. Introduzca solamente en la ventana de ajustes la modificación descrita y confirme este paso con "OK"


350


Figura 3-20 Ajustes específicos del módulo

A continuación transfiera los datos al equipo de protección (ver la siguiente figura).

Figura 3-21 Transmitir datos


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Prueba final de equipo

El interface de sistema (EN 100) está preajustado con el valor inicial cero, por lo tanto el módulo se encuentra en el modo DHCP. La dirección IP puede ser ajustada en el Administrador DIGSI (Propiedades del objeto... / Parámetros de comunicación / Interface de sistema [Ethernet]).

El interface Ethernet está preajustado con la siguiente dirección IP y puede ser modificado en el equipo en cualquier momento (Elaboración de equipos DIGSI / Parámetros / Interfaces / Servicio Ethernet):

Dirección IP: 192.168.100.10

Máscara de red 255.255.255.0

Aquí existen, sin embargo, las siguiente limitaciones:

Para máscara de subred: 255.255.255.0 el IP Band 192.168.64.xx no está disponible

Para máscara de subred 255.255.255.0 el IP-Band 192.168.1.xx no está disponible

Para máscara de subred: 255.255.0.0 el IP Band 192.168.xx.xx no está disponible

Para máscara de subred: 255.0.0.0 el IP Band 192.xx.xx.xx no está disponible.

3.3.4 Comprobar los estados de conmutación de las entradas/salidas binarias

Observaciones previas

Mediante DIGSI se pueden activar individualmente de forma selectiva las entradas binarias, relés de salida y diodos luminosos del equipo SIPROTEC 4. Así se comprueban, por ejemplo, durante la fase de puesta en marcha, las conexiones correctas con la instalación. Sin embargo no se debería hacer uso de ninguna manera de esta posibilidad de prueba durante el funcionamiento "activo".

¡PELIGRO!Peligro debido a la conmutación de los medios de trabajo (por ejemplo, interruptores de potencia, seccionadores) por parte de la función de prueba


Los componentes de planta conmutables (p.ej. interruptor de potencia, seccionador) sólo pueden ser contro-lados por transmisión o recepción de avisos vía interface de sistema durante la puesta en marcha y de ninguna manera durante las condiciones „reales“ de funcionamiento.

Nota

Una vez terminadas las pruebas de hardware, el equipo realizará un primer arranque. Con esto se borran todas las memorias intemedias de mensajes. Eventualmente se deberían leer y guardar previamente las normas intermedias de mensajes, mediante DIGSI.

La prueba de hardware se puede realizar con DIGSI en régimen de funcionamiento Online:

• Abrir el índice Online haciendo doble clic; aparecerán las funciones de maniobra para el equipo.

• Haciendo clic en Test; a la derecha en la imagen aparece su selección de funciones.

• Haga doble clic en la vista del listado en Entradas y salidas del equipo. Se abre la ventana de diálogo del mismo nombre (véase la figura siguiente).


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Estructura de la ventana de diálogo

La ventana de diálogo está subdividida en tres grupos EB para entradas binarias, SB para salidas binarias y LED para diodos luminosos. Cada uno de estos grupos tiene asignado a la izquierda un botón de mando de-bidamente rotulado. Haciendo clic en estos botones se pueden sacar o introducir informaciones individuales para el grupo correspondiente.

En la columna Real se visualiza el estado actual del respectivo componente de hardware. La representación es simbólica. Los estados físicos reales de las entradas binarias y de las salidas binarias se representan mediante los símbolos de contactos de interruptor abiertos o cerrados, y los estados de los diodos luminosos mediante el símbolo de un LED apagado o encendido.

El estado antivalente respectivo está representado en la columna Teórico. La presentación se realiza en texto legible.

La columna extrema derecha indica qué órdenes o mensajes están configurados para el respectivo componente de hardware.

Figura 3-22 Chequeo de las entradas y salidas

Modificar el estado de funcionamiento

Para modificar el estado de funcionamiento de un componente de hardware, haga clic en el botón de mando correspondiente en la columna Teórico.


353


Antes de ejecutar el primer cambio de estado de funcionamiento se consulta el código de acceso nº 6 (en la medida en que haya sido activado al efectuar la configuración). Después de introducir la clave de acceso correcta se ejecuta el cambio de régimen. La utilización para nuevos cambios de estado persisten hasta que se cierre la ventana de diálogo.

Prueba de los relés de salida

Se puede activar cada uno de los relés de salida y de este modo comprobar el cableado entre los relés de salida del 7SJ80 y la instalación, sin necesidad de generar para esto avisos configurados. Tan pronto se haya accionado el primer cambio de estado en algún relé de salida, se desacoplan todos los relés de la funcionali-dad del equipo y éstos sólo son accionables por la función de prueba de hardware. Esto significa, p.ej. que una orden de mando producida por una función de protección o por una orden de la función de control, no será conducida a un relé de salida.

Para efectuar la prueba del relé de salida se deberá proceder en la forma siguiente:

• Es preciso asegurarse de que las maniobras de conmutación provocadas por los relés de salida se pueden realizar sin peligro (¡véase más arriba en PELIGRO!).

• Ensaye cada relé de salida a través del correspondiente campo Teórico de la ventana de diálogo

• Terminar el proceso de prueba (véase bajo el subtítulo „Terminar el proceso“), para que en otras pruebas no se activen inadvertidamente maniobras de conmutación.

Prueba de las entradas binarias

Para comprobar el cableado entre la instalación y las entradas binarias del 7SJ80 se debe accionar en la instalación la causa para el acoplamiento y observar el efecto en el propio equipo.

Para esto, abra nuevamente el cuadro de diálogo Probar entradas y salidas de equipos, para registrar el estado físico de la entrada binaria. No es necesario un código de acceso (contraseña).

Para la prueba de las entradas binarias se procederá de la forma siguiente:

• Deberá accionarse en la instalación cada una de las funciones que sean causa de las entradas binarias.

• La reacción se comprueba en la columna Real de la ventana de diálogo. Para ello es necesario actualizar la ventana de diálogo. Las posibilidades figuran más adelante bajo el subtítulo „Actualización de la visuali-zación“.

• El proceso de prueba se termina (véase bajo el subtítulo „Terminar el proceso“).

Pero si se quieren comprobar los efectos de una entrada binaria, sin efectuar manualmente maniobras de conmutación en la instalación, esto se puede conseguir activando las distintas entradas binarias mediante la prueba de hardware. En cuanto se haya activado el primer cambio de estado para una entrada binaria cual-quiera y se haya introducido el código de acceso nº 6 se aislan todas las entradas binarias del lado de la instalación y solamente se pueden accionar ya a través de la función de prueba de hardware.

Prueba de los diodos luminosos

Los LED se pueden probar de forma similar a los restantes componentes de entrada/salida. En cuanto se haya activado el primer cambio de estado para un diodo luminoso cualquiera, se aislan todos los diosos luminosos de la funcionalidad del lado del equipo y ya solamente se pueden accionar a través de la función de prueba de hardware. Esto significa, por ejemplo, que mediante una función de protección o el accionamiento de la tecla de reposición del LED ya no se puede conseguir que se ilumine ningún diodo luminoso.

Actualización de la visualización

Mientras se abre la ventana de diálogo Prueba de entradas y salidas del equipo se leen y visualizan los estados de funcionamiento de los componentes principales de hardware que sean actuales en ese momento.


354


La actualización se efectúa:

• para el respectivo componente de hardware, cuando se haya ejecutado satisfactoriamente una orden de cambio a otro estado de funcionamiento,

• para todos los componentes de hardware, haciendo clic en el botón de mando Actualizar,• para todos los componentes de hardware mediante actualización cíclica (el tiempo de ciclo es de

20 segundos) marcando para ello la opción Actualización cíclica.

Terminación del proceso

Para terminar la prueba de hardware, haga clic en cerrar. Se cierra la ventana de diálogo. Con ello se vuelven a poner todos los componentes de hardware en su régimen de funcionamiento especificado por las condicio-nes de la instalación y durante el primer arranque, que tiene lugar a continuación, el equipo está durante un breve tiempo fuera de servicio.

3.3.5 Comprobaciones para la protección contra fallo del interruptor de potencia

Generalidades

Si el equipo dispone de protección contra fallo del interruptor, y éste se utiliza, es preciso comprobar la incorporación de esta función de protección en la instalación en condiciones semejantes a la práctica.

Debido a la multitud de posibilidades de aplicación y de posibles configuraciones de la instalación no es posible ofrecer una descripción detallada de las comprobaciones necesarias. En cualquier caso, es preciso tener en cuenta las circunstancias locales y los planos de la instalación y de protección.

Se recomienda que antes de iniciar las comprobaciones se aisle el interruptor de potencia de la rama que se trata de probar, por ambos lados, es decir que el seccionador de línea y el seccionador de las barras colectoras deben estar abiertos para que se pueda conmutar el interruptor sin peligro.

CuidadoTambién durante las pruebas en el interruptor de potencia local de la derivación se produce la orden de disparo para las barras colectoras.

Si no se tienen en cuenta las instrucciones siguientes puede ocasionarse menores daños personales o materiales.

Primeramente se debe anular el disparo para los interruptores circundantes (barras colectoras), por ejemplo desconectando las correspondientes tensiones de mando.

Hasta la conexión definitiva se interrumpe también la orden de disparo de la protección de la derivación al interruptor de potencia, con el fin de que éste solamente se pueda disparar por medio de la protección contra fallo del interruptor.

Las listas siguientes no tienen pretensión de integridad, pero pueden contener también puntos que se puedan saltar en el caso de la aplicación actual.

Contactos auxiliares del interruptor de potencia

Si en el equipo están conectados contactos auxiliares del interruptor de potencia, éstos constituyen una componente esencial de la seguridad de la protección contra el fallo del interruptor. Asegúrese de que ha comprobado que las asignaciones son correctas.


355


Condiciones de arranque exteriores

Si la protección contra fallo del interruptor se puede iniciar también desde dispositivos de protección exteriores, se comprueban las condiciones de arranque exteriores.

Para que la protección de fallo del interruptor pueda ser activada por externa, deberá circular una intensidad al menos por la fase chequeada. Ésta puede ser una intensidad secundaria independiente de la carga.

• Arranque mediante orden de disparo de la protección exterior: Funciones de entrada binaria „>FALLO IP ini.“ (F nº 1431) (en los mensajes espontáneos o de avería).

• Después del arranque debe aparecer el mensaje „FALLO IP arrEXT“ (F nº1457) en los mensajes espontáneos o mensajes de avería.

• Una vez transcurrido el tiempo Tdisp.F.FalloIP (Dirección 7005) (Dirección 7005) Orden de disparo de la protección contra fallo del interruptor.

Desconectar la intensidad de prueba.

En el caso de que sea posible arrancar sin paso de intensidad:

• Cerrar el interruptor de potencia que se trata de vigilar, estando abiertos los seccionadores a ambos lados.

• Arranque mediante la orden de disparo de la protección externa: Funciones de entrada binaria „>FALLO IP ini.“ (FNo. 1431) (en los avisos espontáneos o avisos de falta).

• Después del arranque es preciso que en los mensajes espontáneos o mensajes de avería aparezca el mensaje „FALLO IP arrEXT“ (F nº1457).

• Una vez transcurrido el tiempo Tdisp.F.FalloIP (Dirección 7005) Orden de disparo de la protección contra fallo del interruptor.

Volver a abrir el interruptor de potencia.

Disparo de barras colectoras

Para la prueba en la instalación es especialmente importante que se efectúe correctamente la distribución de la orden de disparo, en caso de fallo del interruptor, a los interruptores de potencia circundantes.

Se consideran como interruptores de potencia circundantes todos aquellos que deben ser desconectados en caso de un fallo del interruptor a la salida de la línea, para que se interrumpa la intensidad de cortocircuito. Se trata por lo tanto de los interruptores de potencia de todas las salidas de línea por las cuales se alimenta la barra colectora o el tramo de barra donde está conectada la salida afectada por el cortocircuito.

No se puede dar una norma de comprobación detallada de validez general, ya que la definición de los inte-rruptores de potencia circundantes depende en gran medida de la estructura de la instalación de conmutación.

Especialmente en el caso de barras colectoras múltiples es necesario comprobar la lógica de distribución para los interruptores de potencia circundantes. Para ello es preciso comprobar, para cada tramo de las barras colectoras, que en caso de fallo del interruptor de potencia de la posición considerada se disparen todos los interruptores de potencia que están unidos al mismo tramo de barras colectoras, y solamente éstos.

Terminación

Es preciso volver a anular todas las medidas provisionales que se tomaron para la prueba, por ejemplo estados de conmutación especiales, órdenes de disparo interrumpidas, modificaciones en valores de ajuste o desconexión de determinadas funciones de protección.


356


3.3.6 Comprobación de las funciones definibles por el usuario

Lógica CFC

Dado que el equipo dispone de funciones que pueden ser definidas por el usuario, en especial la lógica CFC, es preciso comprobar también las funciones y enlaces establecidos.

Por su naturaleza, no se puede indicar una forma de proceder de validez general. Más bien es preciso conocer y comprobar la configuración de estas funciones y las condiciones teóricas. En particular, se deberán observar y comprobar eventuales condiciones de bloqueo de los medios de conmutación (interruptor de potencia, seccionador, conector a tierra).

3.3.7 Pruebas de intensidad, tensión y secuencia de fases

Observación previa

Nota

Las pruebas de intensidad, tensión y secuencia de fases sólo son relevantes para los equipos con transformadores de tensión.

≥ 10 % intensidad de carga

Las conexiones de los transformadores de intensidad y tensión se comprueban con valores primarios. Para esto se precisa una intensidad de carga de por lo menos el 10% del valor nominal. La línea se conecta y permanece conectada durante las mediciones.

Si los circuitos de medida están conectados correctamente no se activa ninguna de las supervisiones de valores de medición en el equipo. Si a pesar de todo aparece un mensaje de avería, se puede ver en los men-sajes de trabajo qué causas pueden considerarse. En el caso de averías colectivas de intensidad o averías colectivas de tensión es preciso comprobar los factores de adaptación.

En los mensajes procedentes de las supervisiones de simetría es posible que efectivamente existan asimetrías debidas a la línea. Si éstas corresponden a una situación normal de trabajo, se procederá a reducir la sensi-bilidad de la correspondiente función de supervisión.

Magnitudes

Las intensidades y tensiones pueden ser visualizadas en la pantalla frontal o también en un PC mediante el interface operacional y ser comparadas con los valores de medida reales, como magnitudes primarias y secundarias.

Si las magnitudes de medida no son plausibles es preciso comprobar y corregir las conexiones, después de desconectar la línea y poner en cortocircuito los transformadores de medida de intensidad. Entonces se deberán repetir las mediciones.

Nota

En caso que la medición de tensión se efectúe mediante capacidades de paso, se puede utilizar la señalización de los valores absolutos de la tensiones fase-tierra y la señalización de los ángulos de fase de las tensiones fase-tierra para optimizar los valores de las capacidades parametrizadas y de esta manera elevar la exactitud de medida En el capítulo 2.1.3.2,„ Medición capacitiva de tensión“ se da una explicación referente al procedimiento para optimizar las capacidades de entrada.


357


Sentido de la secuencia de fases

La secuencia de fase debe corresponderse con la secuencia de fases parametrizada, por lo general dextrógira. Si la red tiene una secuencia de fases levógira, ésto se deberá haber tenido en cuenta al ajustar los datos de la instalación (dirección 209 SECUENCIA FASES). Si la secuencia de fases es errónea se comunica „Fall.sec.fas“ (F nº 171). Se deberá comprobar la correspondencia de fases con las magnitudes de medida, corrigiéndola eventualmente después de desconectar la línea y de poner en cortocircuito los transfor-madores de medida de intensidad. Entonces se deberán repetir las mediciones.

Interruptor de protección del transformador de tensión

Desconectar el interruptor de protección del transformador de medida de tensión (si existe) de la derivación. En los valores de medición de trabajo aparecen para las tensiones valores próximos a 0 (los valores de tensión insignificantes no tienen importancia).

En los mensajes espontáneos es preciso cerciorarse de que se ha detectado la caída del interruptor de pro-tección (Mensaje „>falt.TT lin.“ „ENTRADA“ en los mensajes espontáneos). Para ello es naturalmente condición necesaria que se haya comunicado al equipo la posición del interruptor de protección del transfor-mador de medida de tensión, a través de la entrada binaria.

Volver a conectar el interruptor de protección: El mensaje anterior aparece en los mensajes espontáneos como „saliente“, es decir „>falt.TT lin.“ „SALIDA“.

Si no apareciese alguno de los mensajes se deberán comprobar la conexión y configuración de estas señales.

Si están intercambiadas la indicación „ENTRADA“ y la indicación „SALIDA“, es preciso comprobar y corregir la clase de contacto (H-activo o L-activo).

3.3.8 Prueba para la protección de alta impedancia

Polaridad de los transformadores de medida

En la aplicación como protección de alta impedancia la intensidad corresponde a la intensidad de falta en el objeto a proteger. Aquí es importante la polaridad homogénea de todos los transformadores de intensidad, que alimentan la resistencia por la cual se mide la intensidad IEE . Para esto se emplean intensidades circulantes. Cada uno de los transformadores de intensidad debe participar en una medición. La intensidad en IEE no debe superar en ningún caso la mitad del valor de reacción de la protección de sobreintensidad monofásica.

3.3.9 Comprobación del bloqueo posterior

(solamente si se utiliza)

La prueba del bloqueo reversible es posible, si al menos se ha parametrizado una entrada binaria a esta fun-ción (p.ej. por entrega de fábrica, entrada binaria BE1 „>I>> bloqueo“ y „>IE>> bloqueo“ en conexión de intensidad de trabajo). Las pruebas pueden ser realizadas con intensidad de fase ó intensidad a tierra. Para la intensidad a tierra son válidos los correspondientes parámetros de intensidad a tierra.

Se debe tener en cuenta que esta función de bloqueo puede ser parametrizada opcionalmente para presencia de tensión de mando (conexión de intensidad de trabajo) o para ausencia de tensión de mando (conexión de intensidad de reposo). El siguiente procedimiento es válido para la conexión de intensidad de trabajo.

Es preciso que los equipos de protección de las posiciones correspondientes a todas las salidas estén en funcionamiento. Por ahora no está todavía conectada la tensión auxiliar para el bloqueo posterior.

Se aplica una intensidad de prueba superior a los valores de reacción de los parámetros I>> e I> o Ip. Des-pués de un (breve) tiempo T I>> la protección efectúa un dispara debido a la ausencia de la señal de bloqueo.


358


CuidadoLas pruebas con intensidades permanentes superiores a 20 A

producen sobrecargas en los circuitos de entrada.

y sólo pueden ser efectuadas por corto tiempo (ver Datos Técnicos, sección 4.1). ¡Después se debe establecer un período de enfriamiento!

A continuación se conecta la tensión continua para el bloqueo posterior. La prueba se repite igual que antes, con el mismo resultado.

A continuación se simula una excitación sucesivamente en cada uno de los equipos de protección de las salidas. Al mismo tiempo se simula también, igual que antes, un cortocircuito para la protección de la línea de alimentación. El disparo tiene lugar ahora en el tiempo (ajustado más largo) T I> (en el caso de protección S/I) o de acuerdo con la Característica (en el caso de protección S/I t.inv.)

Con estas comprobaciones se comprueba al mismo tiempo el funcionamiento correcto del cableado para el bloqueo posterior.

3.3.10 Prueba direccional con intensidad de carga

Observación previa

Nota

Las pruebas direccionales sólo son relevantes para los equipos con transformadores de tensión.

≥ 10 % intensidad de carga

Se comprueba la conexión correcta de los transformadores de intensidad y tensión con intensidad de carga a través de la línea a proteger. Para ello es preciso conectar la línea. Por la línea debe circular una intensidad de carga mínima de 0,10 · IN; ésta deberá ser óhmica hasta óhmico-inductiva. La dirección de la intensidad de carga debe ser conocida. En caso de duda se deben abrir las redes malladas o anulares. La línea permanece conectada durante las mediciones.

El sentido se puede deducir directamente de los valores de medición de los trabajos. En primer lugar hay que cerciorarse de que los valores de potencia medidos corresponden al sentido de la potencia. Para ello se ha partido aquí del caso normal, de que el sentido directo (sentido de medición) va de las barras colectoras en sentido hacia la línea.

P positivo, si fluye potencia activa a la línea,

P negativo, si fluye potencia activa a las barras colectoras,

Q positivo, si fluye potencia reactiva inductiva a la línea,

Q negativo, si fluye potencia reactiva inductiva a las barras colectoras.


359


Figura 3-23 Potencia de carga aparente

Si todos los signos de las potencias están invertidos, quizás ésto sea intencional. Se debe comprobar mediante la dirección 1108 SIGNO MAT. P,Q en los Datos generale2 si la polaridad está invertida. En ese caso se utilizan signos invertidos para la potencia activa y la potencia reactiva.

La medición de la potencia ofrece una primera indicación general respecto a la polaridad correcta de los valores de medición. Si tanto la potencia activa como la potencia reactiva tienen signos cambiados y si 1108 SIGNO MAT. P,Q está ajustado para no inverso, se deberá comprobar la polaridad según la dirección 201 Pto.EST.TI y corregirla.

La medición de potencia no puede detectar por sí sola todos los errores de conexión. Por lo tanto, se deberán generar avisos direccionales mediante la protección de sobreintensidad direccional. Para esto, los umbrales de arranque deben ser reducidos de tal manera que la intensidad de carga disponible produzca con seguridad un arranque. El sentido direccional se debe señalizar entonces mediante avisos, como por ejemplo „Comp.d.I>L1adel“ o „Comp.d.I>L1atrá“ de acuerdo con el flujo de carga. Aquí se debe observar, que la dirección „hacia adelante“ del equipo de protección representa el sentido hacia el objeto a proteger, que no tiene que ser necesariamente idéntico al sentido de la potencia del flujo de carga normal. Para todas las tres fases los avisos direccionales deben ser señalizados correctamente correspondientes al flujo de carga.

Si las indicaciones de sentido difieren, indica que algunas de las fases en las acometidas de los transforma-dores de medida de intensidad o de tensión están intercambiadas o no están conectadas correctamente, o la correspondencia de fases es errónea. Después de desconectar la línea y cortocircuitar los transformadores de medida de intensidad, se deben controlar y corregir las conexiones. Entonces deben repetirse las mediciones.

Por último se vuelve a desconectar nuevamente la línea.

Nota

Ajuste nuevamente los valores de reacción modificados para la prueba a sus valores originales válidos.

3.3.11 Control de la polaridad para la entrada de tensión U3

Una prueba de la polaridad en la entrada de tensión U3 en el 7SJ80 es necesaria según el caso de aplicación. Si no se ha conectado a esta entrada ninguna tensión de medida, entonces esta sección no tiene relevancia.

Si la entrada U3 se utiliza para medir la tensión homopolar Uen (Datos de planta 1 dirección213 CONEX.TT 3fases = U12, U23, UE), se comprueba la polaridad junto con la prueba para la entrada de intensidad IE/IEE (ver más abajo).


360

Si la entrada U3 se utiliza para medir una tensión para la función de sincronización (datos de planta 1 direc-ción 213 CONEX.TT 3fases = U12,U23,USYN ó ULE, Usyn), entonces se debe considerar lo siguiente:

• La tensión monofásica a sincronizar U2 debe estar conectada a la entrada U3;

• Se debe comprobar la polaridad correcta mediante la función de sincronización de la manera siguiente:

El equipo debe disponer de la función de sincronización y ésta debe estar configurada bajo la dirección 161 = SINC Función 1 = CONTROL SINCRO.

La tensión a sincronizar U2 debe estar indicada correctamente bajo la dirección 6123 CONEXION U2.

Si entre el puesto de medida de la tensión de referencia U1 y la tensión a sincronizar U2 se encuentra un trans-formador, entonces se deberá considerar su rotación de fase. Para esto se parametriza bajo la dirección 6122 ADAPT. ANGULAR un ángulo correspondiente al grupo vectorial del transformador, es decir, visto desde la salida de línea en dirección de la barra colectora. Un ejemplo se muestra en la sección 2.17.

Eventualmente es preciso tener en cuenta bajo la dirección FACTOR U1/U2 las diferentes relaciones de trans-formación de los transformadores de medida de las barras colectoras y de la derivación.

La función de sincronización debe estar conectada bajo la dirección 6101 SINC Grupo = Activar.

Una ayuda adicional para el control de las conexiones son los avisos 170.2090 „Sinc U2>U1“, 170.2091 „Sinc U2<U1“, 170.2094 „Sinc α2>α1“ y 170.2095 „Sinc α2<α1“ en los avisos espontáneos.

• El interruptor de potencia está abierto. La salida de línea está sin tensión. Los interruptores de seguridad de ambos circuitos de los transformadores de tensión deben ser conectados.

• Para el control de sincronismo se ajusta bajo los parámetros generales de la función de sincronización el programa CIERRE DIRECTO = Si (dirección 6110); los demás programas (dirección 6107 hasta 6109) quedan ajustados con No.

• Se efectúa un requerimiento de medición por la entrada binaria (170.0043 „>Sinc Req. med“). El control de sincronismo debe dar autorización (aviso 170.0049 „Sinc autor.CIER“). Si esto no es el caso, se controlan nuevamente todos los parámetros relevantes (el control de sincronismo debe estar configurado correctamente y activado, ver sección 2.1.1 y 2.17).

• Ajustar la dirección 6110 CIERRE DIRECTO a No.

• Ahora se hace un cierre del interruptor de potencia con el seccionador abierto (ver figura 3-24). De este modo, los dos transformadores de medida de tensión reciben la misma tensión.

• Para la función de sincronización se ajusta el programa SINC Función 1 = CONTROL SINCRO (dirección 161).

• Se efectúa un requerimiento de medición por entrada binaria (170.0043 „>Sinc Req. med“). La compro-bación de sincronismo debe dar autorización (aviso„Sinc autor.CIER“, 170.0049).

• En caso contrario, se controla primero, si alguno de los avisos indicados anteriormente 170.2090 „Sinc U2>U1“ ó. 170.2091 „Sinc U2<U1“ ó170.2094 „Sinc α2>α1“ como también 170.2095 „Sinc α2<α1“ aparece en los avisos espontáneos.

Los avisos „Sinc U2>U1“ y „Sinc U2<U1“ hacen suponer, que no es correcta la adaptación de valores absolutos. Controle la dirección 6121 FACTOR U1/U2 y determine por cálculo el factor de adaptación, en caso dado, nuevamente.

Los avisos „Sinc α2>α1“ y „Sinc α2<α1“ hacen suponer, que la adaptación de la conexión de la barra colectora no coincide con el valor parametrizado bajo la dirección CONEXION U2 (ver sección 2.17). Cuando se efectúan mediciones por medio de un transformador, se debe controlar también la dirección 6122 ADAPT. ANGULAR donde se hace la adaptación del grupo vectorial. Si éstos parámetros son correctos, entonces, probablemente, están intercambiados los polos en las conexiones del transformador de tensión para U1.

• Para la función de sincronización se ajusta el programa SINC U1>U2< = Si (dirección 6108).

• Desconectar el interruptor de protección del transformador de tensión de la barra colectora.


361

• Se efectúa un requerimiento de medición por entrada binaria (170.0043 „>Sinc Req. med“). No se efectúa ninguna autorización de cierre. En caso contrario, el interruptor de protección del transformador de tensión de la barra no está configurado. Verifique si ésta es una función obligatoria, y compruebe eventual-mente la entrada binaria „>falt.TT barr“ (6510).

• Conectar nuevamente el interruptor de protección del transformador de la tensión.

• Abrir el interruptor de potencia.

• Para la comprobación de sincronismo se ajusta el programa SINC U1<U2> = Si (dirección 6107) y SINC U1>U2< = No (dirección 6108).

• Se efectúa un requerimiento de medición por entrada binaria (170.0043 „>Sinc Req. med“). La comprobación de sincronismo debe dar autorización (aviso„Sinc autor.CIER“, 170.0049). En caso contrario, controle otra vez minuciosamente todas las conexiones de tensión y los parámetros correspon-dientes según la sección 2.17.

• Desconectar los interruptores de protección del transformador de tensión de la salida de línea.

• Se efectúa un requerimiento de medición por entrada binaria (170.0043 „>Sinc Req. med“). No se efectúa ninguna autorización de cierre.

• Conectar nuevamente el interruptor de protección del transformador de tensión de la salida de línea.

Ajustar correctamente las direcciones 6107 hasta 6110, ya que éstas han sido modificadas para las pruebas. Si se han modificado las configuraciones de los LED o relés de salida para las pruebas, entonces éstas también deberán ser ajustadas de nuevo correctamente.

Figura 3-24 Tensiones de medida para el control de sincronismo

3.3.12 Comprobación de la puesta a tierra

en red no puesta a tierra

Una prueba de cortocircuito sólo es necesaria, cuando el equipo es aplicado en una red aislada o compensada y si se utiliza la detección de faltas a tierra. Para esto la capacidad funcional del equipo debe estar configurada con F/T SENS. = disponible (dirección 131). Para los demás casos esta sección no es relevante. La detección direccional de faltas a tierra funciona solamente en los equipos con MLFB con posición 15 = B o C.

La comprobación primaria sirve para determinar la polaridad correcta de las conexiones de los transformadores de medida para determinar el sentido de la derivación a tierra.


362


¡PELIGRO!¡Partes de la instalación que están bajo tensión! ¡Tensiones acopladas capacitivamente en partes que están sin tensión!


Las medidas primarias solamente deben llevarse a cabo en partes de la instalación que estén sin tensión y puestas a tierra!

La prueba más segura es con una puesta a tierra primaria. Para ello se procederá en la forma siguiente:

• Desconectar la línea y ponerla a tierra por ambos lados; en el extremo remoto de la línea debe permanecer ésta abierta durante toda la comprobación.

• Colocar sobre la línea un puente de puesta a tierra monofásico. En las líneas aéreas esto puede efectuarse en cualquier punto, pero en todo caso después de los transformadores de medida de intensidad (visto desde las barras colectoras de la derivación que se trata de comprobar). En los cables se realiza la toma de tierra en el extremo remoto (cierre a tierra).

• Quitar la toma de tierra de protección de la línea.

• Conectar el interruptor de potencia en el extremo de la línea que se trata de comprobar.

• Comprobar la indicación de sentido (LED si está configurado).

• En el protocolo de derivación a tierra del campo de visualización debe aparecer la fase afectada por la derivación a tierra (F n° 1272 para L1 ó 1273 para L2 ó 1274 para L3) y el sentido de la línea, es decir „F/T adelante“ (F n° 1276).

• También se visualizan las componentes activa y reactiva de la intensidad a tierra; para una red aislada es determinante la intensidad reactiva („IEEr=“, FNº 702 ), y para una red compensada, la intensidad activa („IEEa=“, FNº 701). Si la pantalla muestra „F/T atras“ (F nº1277), entonces existen polos intercambia-dos en la conducción a tierra, bien en las conexiones de intensidad o en las conexiones de tensión. Si se señaliza „F/T no direcc.“ (FNº 1278), entonces la intensidad a tierra probablemente es demasiado baja.

• Desconectar la línea y ponerla a tierra.

Con esto queda terminada la comprobación.

3.3.13 Control de polaridad para la entrada de intensidad IE

Generalidades

En la conexión estándar del equipo, cuando la entrada de intensidad IE está conectada al punto neutro del grupo de transformadores de intensidad (ver también circuito de conexión en el anexo A.3), a polaridad correcta de la conducción de intensidad a tierra resulta generalmente por si misma.

Si, sin embargo la intensidad IE es conducida por un transformador de suma, (ver también circuito de conexión en el anexo A.3), se debe controlar adicionalmente la dirección de esta intensidad.

Si el equipo dispone de la entrada de intensidad sensible para IE y se emplea con la localización de la falta a tierra en una red aislada o en una red compensada, la comprobación de la polaridad para IE ya se realizó durante la comprobación de derivación a tierra según el apartado anterior. En ese caso este apartado no es procedente.

De otra manera, la prueba se realiza con el circuito de disparo interrumpido con intensidad de carga primaria. Debe considerarse sin embargo, que durante tales simulaciones, las cuales no representan exactamente las condiciones reales, la asimetría de los valores medidos podrá activarse debido a las funciones de autovigilancia interna. Estas señalizaciones deben ser por lo tanto ignoradas.


363


¡PELIGRO!Tensiones peligrosas en caso de interrupciones en los circuitos secundarios de los transformadores de medida de intensidad


Cortocircuitar las conexiones secundarias de los transformadores de intensidad antes de que la conducción de intensidad al equipo sea interrumpida.

Comprobación de la polaridad de la red con toma de tierra

Esta comprobación se puede efectuar o bien mediante la función "Protección contra cortocircuito a tierra direccional" (Dirección 116) o mediante la función "Localización de la falta en red con puesta a tierra " (Dirección 131), que puede funcionar como protección adicional contra cortocircuitos.

A continuación se describe la comprobación mediante la función "Protección contra cortocircuito a tierra direccional" (Dirección 116).

Para generar una tension homopolar se deja sin conexión el devanado e–n de una fase del grupo de transfor-madores de tensión (p. ej. L1) (ver figura 3-25). Si no se ha previsto ninguna conexión a los devanados e-n de los transformadores de tensión, se interrumpe la fase correspondiente al lado secundario (ver figura 3-26). En la conexión sólo se conduce la intensidad del transformador en cuya fase falta la conducción de tensión. Si la línea está transportando potencia activa e inductiva en la dirección de la línea, prácticamente se aplican las mismas relaciones para el relé que con una falta a tierra en la dirección de la línea.

La protección direccional de faltas a tierra debe ser configurada como disponible y ser activada (dirección 116 o 131). El valor de reacción de esta protección debe ser sobrepasado por la intensidad de carga de la línea; en caso necesario se ajusta el valor de arranque algo más bajo. Anote, qué parámetros han sido modificados.

Controlar la señalización direccional después de conectar la línea y volverla a desconectar: En los avisos de falta deberán figurar como mínimo los avisos „ARR S/I dir T“ y „Comp.d.IE>adel“. Si falta el arranque direccional, entonces se trata de un error en la conexión de intensidad a tierra o en la conexión de la tensión homopolar. Si se señaliza una dirección falsa, entonces aquí el flujo de potencia transcurre desde la línea hacia la barra colectora o sino se trata de polos intercambiados en la conducción de intensidad a tierra. En el último caso, se debe corregir la conexión después de haber desconectado la línea y cortocircuitado el transformador de intensidad.

Si el aviso de arranque no está registrado, posiblemente la intensidad a tierra medida o la tensión homopolar realizada es muy baja. Esto puede ser comprobado viendo los valores de servicio.

¡Atención! Si para esta prueba se han modificado parámetros, entonces éstos se deberán volver a ajustar al final nuevamente a su estado teórico!


364


Figura 3-25 Prueba de polaridad para IE, ejemplo para conjunto de transformadores de intensidad en conexión Holmgreen (transformador de tensión con arrollamiento e-n)

Figura 3-26 Prueba de polaridad para IE, ejemplo para conjunto de transformadores de intensidad en conexión Holmgreen (con cálculo de la tensión de desplazamiento)


365


3.3.14 Pruebas de conmutación de los componentes configurados

Conmutar por orden de mando

En caso que las operaciones de conmutación para los componentes de planta configurados no han sido tratadas extensivamente en las pruebas de hardware descritas anteriormente, se deberán hacer operaciones de cierre y apertura con todos los objetos de mando configurados a partir del equipo aplicando la función de control integrada. Aquí se deben verificar en el equipo los retroavisos de la posición del interruptor acoplados por entrada binaria con las posiciones actuales del interruptor.

Los procedimientos de mando se aclaran detalladamente en la descripción de sistema SIPROTEC 4. La autoridad de mando debe ser establecida aquí de acuerdo a la fuente de mando utilizada. En el modo de mando se puede seleccionar una conmutación con o sin enclavamientos. Se debe considerar que la conmutación sin enclavamientos representa un riesgo de seguridad.

Conmutación a través de las funciones de protección

En una orden de disparo al interruptor de potencia se debe considerar que con el reenganche automático interno activado o en interacción con un dispositivo de reenganche automático externo se produce un ciclo de prueba DESCONEXIÓN-CONEXIÓN.

¡PELIGRO!¡Un ciclo de prueba del automático de reconexión iniciado satisfactoriamente da lugar a la conexión del interruptor de potencia!

Si no se tienen en cuenta estas instrucciones siguientes pueden ocasionarse la muerte, lesiones corporales graves o grandes daños materiales.

Al dar una orden de desconexión al interruptor de potencia hay que tener en cuenta que en combinación con un automático de reconexión exterior se inicia un ciclo de prueba DESCONEXIÓN-CONEXIÓN.

Conmutación desde una central de mando

Si el equipo está conectado a una central de control a través de un interface de sistema, se deberán comprobar también las operaciones de mando correspondientes desde la central de control. Aquí también se debe tener en cuenta, que la autoridad de mando debe estar establecida de acuerdo a la fuente de orden utilizada.

3.3.15 Establecimiento de un listado de medida de prueba

Generalidades

Para comprobar la estabilidad de la protección, también durante los procesos de conexión, se pueden efectuar para terminar ensayos de conexión. Los listados de medida suministran las máximas informaciones relativas al comportamiento de la protección.

Condición necesaria

Condición para activar una perturbografía de prueba es que se haya configurado bajo Capacidad de funcio-nes la opción Perturbografía como . Aparte de la posibilidad de registrar una perturbografía por arranque de protección, el 7SJ80 ofrece también la posibilidad de activar un registro perturbográfico por intermedio del pro-grama de servicio DIGSI, por los interfaces serie y por entrada binaria. En el último caso se debe haber con-figurado la información „>Inic.perturb“ a una entrada binaria. La activación de trigger se efectúa p.ej. vía entrada binaria cuando se conecta el objeto a proteger.


366


Esta clase de listados de medida de prueba iniciados desde el exterior (es decir sin excitación de protección), los trata el equipo como anotaciones normales de valores de falta, es decir que para cada lista de medida se abre un protocolo de falta con número propio, con el fin de crear una correspondencia unívoca. Ahora bien, estos listados de medida no aparecen en la memoria intermedia de faltas en la pantalla puesto que no repre-sentan ninguna avería en la red.

Iniciar el listado de averías de prueba

Para iniciar un listado de averías de prueba por medio de DIGSI hay que seleccionar en la parte izquierda de la ventana la función de maniobra Test. Haga doble clic en la vista del listado, sobre la indicación Listado de averías de prueba.

Figura 3-27 Ventana para iniciar una perturbografía de test en DIGSI®

El listado de pertugrofías de prueba se inicia inmediatamente. Durante la anotación aparece un mensaje en la zona izquierda de la línea de estado. Unos segmentos de barras informan adicionalmente sobre el progreso del proceso.

Para visualizar y evaluar la anotación se necesita uno de los programas SIGRA o ComtradeViewer.


367

Montaje y Puesta en Marcha3.4 Montaje del equipo en su ubicación (panel/armario)

3.4 Montaje del equipo en su ubicación (panel/armario)

Es preciso apretar fuertemente los tornillos. Es preciso apretar los tornillos de todas las bornas — incluso los que no se utilicen —.

CuidadoPares de apriete inadmisibles

Si no se tienen en cuenta las siguientes medidas puede ocasionar lesiones corporales leves y daños materiales.

¡No se pueden rebasar los pares de apriete admisibles, ya que se podrían dañar las roscas y las cámaras de las bornas!

Los valores de ajuste se deberían volver a comprobar otra vez por si se hubiesen modificado durante las pruebas. Especialmente se debe controlar si todas las funciones de protección, mando y adicionales están correctamente ajustadas en los parámetros de configuración (véase el capítulo 2.1.1, volumen de funciones) y si están activadas todas las funciones Activar deseadas. Es preciso asegurarse de que en el PC quede memorizada una copia de los valores de ajuste.

Se debe controlar el reloj interno y ajustarlo eventualmente.

Las memorias intermedias de mensajes se borran en MENÚ PRINCIPAL → Mensajes → Borrar/Fijar, para que en el futuro contengan únicamente informaciones relativas a sucesos y estados reales (véase también la descripción del sistema SIPROTEC 4). En la misma selección se ponen los contadores de la estadística de conmutaciones en los valores iniciales (véase también la descripción del sistema SIPROTEC 4).

Los contadores de valores de medida de trabajo (por ejemplo, contadores de trabajo, si existen) se reinician en MENÚ PRINCIPAL → Valores medidos → Reiniciar (véase también la descripción del sistema SIPROTEC 4).

Se pulsa la tecla ESC (en caso dado varias veces), para regresar al cuadro básico. En la pantalla aparece el cuadro básico (p.ej. la señalización de valores de medida).

La señalización en el frontal del equipo se borra pulsando la tecla LED para que ahora sólo se señalicen infor-maciones sobre eventos y estados reales. Con esto se hace una reposición de los relés de salida eventual-mente memorizados. Durante la activación de la tecla LED brillan las señales luminosas configuradas en la parte frontal, de manera que con esto se puede efectuar un test de LEDs. Si los LEDs señalizan estados correspondientes al momento actual, éstos quedaran naturalmente activados.

El diodo luminoso verde „RUN“ debe estar iluminado, mientras que el diodo luminoso rojo „ERROR“ debe estar apagado.

Si existe un interruptor de prueba éste debe estar puesto en la posición de trabajo.

El equipo ahora está en condiciones de trabajo.

■


368

Datos Técnicos 4En este capítulo, se indican los datos técnicos del equipo SIPROTEC 7SJ80 y sus funciones individuales, como también los valores límites que en ningún caso deben ser sobrepasados. A continuación a los datos eléctricos y funcionales en relación a la capacidad funcional máxima, se indican los datos mecánicos y las dimensiones.

4.1 Datos Generales del Equipo 370

4.2 Protección de sobreintensidad de tiempo definido 379

4.3 Protección de sobreintensidad de tiempo inverso 381

4.4 Protección direccional de sobreintensidad 393

4.5 Estabilización de cierre 395

4.6 Cambio dinámico de parámetros 396

4.7 Protección de sobreintensidad monofásica 397

4.8 Protección de tensión 398

4.9 Protección de carga desequilibrada (Característica independiente) 400

4.10 Protección de carga desequilibrada (Características dependientes) 401

4.11 Protección de frecuencia 407

4.12 Protección de sobrecarga térmica 408

4.13 Detección de faltas a tierra (sensible/no sensible) 410

4.14 Reenganche automático 413

4.15 Localizador de faltas 414

4.16 Protección fallo del interruptor 415

4.17 Funciones de protección flexible 416

4.18 Función de sincronización 419

4.19 Funciones definibles por el usuario (CFC) 421

4.20 Funciones adicionales 426

4.21 Función de control para unidades de mando 431

4.22 Dimensiones 432


369

Datos Técnicos4.1 Datos Generales del Equipo

4.1 Datos Generales del Equipo

4.1.1 Entradas analógicas

Entradas de intensidad

1) sólo en la versión con entrada sensible del transformador de intensidad a tierra (ver datos de pedido en el Apéndice A.1)

Entradas de tensión

4.1.2 Tensión auxiliar

Tensión continua

Frecuencia nominal fN 50 Hz ó 60 Hz (ajustable)Intensidad nominal IN 1 A ó 5 AIntensidad a tierra, sensible IEE ≤ 1,6· IN campo lineal 1)

Consumo por fase y conducción a tierra- con IN = 1 A- con IN = 5 A- para detección sensible de faltas a tierra con 1 A

≤ 0,05 VA≤ 0,3 VA≤ 0,05 VA

Capacidad de carga en la conducción de intensidad- térmica (efectiva) - dinámica (valor cresta)

500 A por 1 s 150 A por 10 s 20 A permanente

1250 A (medio ciclo)Capacidad de carga de la entrada para detección sensible de faltas a tierra IEE

1)

- térmica (efectiva) - dinámica (valor cresta)

300 A por 1 s100 A por 10 s 15 A permanente

750 A (medio ciclo)

Tensión nominal 34 V – 225 V (ajustable) para conexión de tensiones fase-tierra34 V – 200 V (ajustable) para conexión de tensiones fase-fase

Rango de medida 0 V hasta 200 V Consumo con 100 V aprox. 0,005 VACapacidad de sobrecarga en la conducción de tensión– térmica (efectiva) 230 V permanente

Alimentación a través del rectificador integrado Tensión auxiliar continua nominal UH– 24 V hasta 48 V 60 V hasta 250 V Rangos de tensión admisibles 19 V hasta 60 V 48 V hasta 300 V Categoría de sobretensión, IEC 60255-27 III Tensión alterna superpuesta, cresta-cresta, IEC 60255-11 15% de la tensión auxiliar


370

Tensión alterna

4.1.3 Entradas y salidas binarias

Entradas binarias

Consumo de potencia sin arranque con arranque7SJ80 aprox. 5 W aprox. 12 WTiempo de retención por pérdida de tensión o cor-tocircuito, IEC 60255-11

≥ 50 ms con U ≥ 110 V–≥ 10 ms con U < 110 V–

Alimentación a través del rectificador integrado Tensión auxiliar alterna nominal UH~ 115 V 230 VRangos de tensión admisibles 92 V hasta 132 V 184 V hasta 265 V Categoría de sobretensión, IEC 60255-27 III

Consumo de potencia (con 115 V / 230 V) sin arranque con arranque7SJ80 aprox. 5 VA aprox. 12 VATiempo de retención por pérdida de tensión o corto-circuito

≥ 10 ms con U = 115 V / 230 V-

Variante Número7SJ801/803 3 (configurable)7SJ802/804 7 (configurable)

Campo de tensión continua nominal 24 V hasta 250 VConsumo de intensidad, en arranque (indepen-diente de la tensión de accionamiento)

aprox. 0,4 mA

Tiempo de reacción aprox. 3 msTiempo de reposición aprox. 4 ms

Umbrales de reacción garantizados (ajustable)para tensiones nominales 24 V hasta 125 V U high > 19 V–

U low < 10 V–para tensiones nominales 110 V hasta 250 V U high > 88 V–

U low < 44 V–para tensiones nominales 220 V y 250 V U high > 176 V–

U low < 88 V–Tensión máxima permitida 300 V-Supresión del impulso de entrada 220 Vdc con 220nF con tiempo de reposición entre dos

accionamientos ≥ 60 ms


371


Relés de salida

4.1.4 Interfaces de comunicación

Interface operacional

Puerto A

Puerto B

Relés de aviso/órdenes, relé de alarma *) Números y datos dependiente de la variante de pedido (configurable)Variante de pedido Contacto de cierre *) Contacto conmutable *)

7SJ801/803 3 2 (+ 1 contacto vivo no configurable)7SJ802/804 6 2 (+ 1 contacto vivo no configurable) Potencia de conexión ON 1000 W / 1000 VA Potencia de desconexión OFF 40 W ó 30 VA para L/R ≤ 40 ms Potencia de conexión AC y DC 250 V-Intensidad admisible por contacto (permanen-te)

5 A

Intensidad admisible por contacto (conexión y retención)

30 A para 1 s (contacto de cierre)

Condesador de supresión de interferencias a lassalidas del relé, Cerámica, 2,2 nF, 250 V

Frecuencia Impedancia50 Hz- 1,4· 106 Ω ± 20 % 60 Hz- 1,2· 106 Ω ± 20 %

Conexión frontal, sin separación galvánica, puerto USB Tipo B para conectar un PCOperación de servicio a partir de DIGSI V4.82 por USB 2.0 full speed

Operación de servicio con DIGSIVelocidad de datos hasta máximo 12 MBit/s Distancia de transmisión máxima 5 m

Ethernet eléctrico para DIGSI Operación de servicio con DIGSI Conexión Parte inferior de la carcasa adelante

posición de montaje "A”, puerto RJ45 100BaseT según IEEE802.3LED amarillo: 10-/100 MBit/s (off/on)LED verde: Conexión/sin conexión (on/off)

Tensión de prueba 500 V; 50 HzVelocidad de datos 10/100 MBit/sDistancia de transmisión máxima

20 m

IEC 60870-5-103 simple RS232/RS485/LWL según la

variante de pedidoInterface con separación galvánica para la transmisión de datos a una unidad central


372


RS232 Conexión Parte inferior de la carcasa atrás, posición

de montaje "B", puerto DSUB de 9 polosTensión de prueba 500 V; 50 HzVelocidad de datos mín. 1 200 Bd, máx. 115.000 Bd;

Por entrega 9.600 BdDistancia de transmisión máxima

15 m

RS485 Conexión Parte inferior de la carcasa atrás, posición

de montaje "B", puerto DSUB de 9 polosTensión de prueba 500 V; 50 HzVelocidad de datos mín. 1 200 Bd, máx. 115.000 Bd;


máx. 1 km

Fibra óptica Tipo de conector de fibra óptica Conector STConexión Parte inferior de la carcasa atrás posición de

montaje "B” Longitud de onda óptica λ = 820 nmClase de láser 1 según EN 60825-1/-2

utilizando fibra de vidrio de 50/125 μm, o fibra de vidrio de 62,5/125 μm

Atenuación de tramo admisible máx. 8 dB, con fibra de vidrio de 62,5/125 μm

Distancia de transmisión máxima

máx. 1,5 km

Posición de reposo de la señal parametrizable; por defecto „sin luz“IEC 60870-5-103 redundante RS485

Interface con separación galvánica para la transmisión de datos a una unidad centralConexión Parte inferior de la carcasa atrás posición de

montaje "B”, puerto RJ45 Tensión de prueba 500 V; 50 Hz Velocidad de datos mín. 2.400 Bd, máx. 57.600 Bd;


máx. 1 km

Profibus RS485 (DP) Conexión Parte inferior de la carcasa atrás, posición

de montaje "B", puerto DSUB de 9 polosTensión de prueba 500 V; 50 HzVelocidad de datos hasta 1,5 MBdDistancia de transmisión máxima

1 000 m bei ≤ 93,75 kBd500 m con ≤ 187,5 kBd200 m con ≤ 1,5 MBd


373


Profibus fibra óptica (DP) Tipo de conector de fibra óptica Conector ST

Anillo doble Conexión Parte inferior de la carcasa atrás posición de

montaje "B” Velocidad de datos hasta 1,5 MBdrecomendado: > 500 kBd en la versión normal Longitud de onda óptica λ = 820 nmClase de láser 1 según EN 60825-1/-2




máx. 1,5 km

DNP3.0 /MODBUS RS485 Conexión Parte inferior de la carcasa atrás, posición

de montaje "B", puerto DSUB de 9 polosTensión de prueba 500 V; 50 HzVelocidad de datos hasta 19 200 BdDistancia de transmisión máxima

máx. 1 km

DNP3.0 /MODBUS fibra óptica Tipo de conector de fibra óptica Conector ST transmisor/receptorConexión Parte inferior de la carcasa atrás posición de

montaje "B” Velocidad de datos hasta 19 200 BdLongitud de onda óptica λ = 820 nmClase de láser 1 según EN 60825-1/-2




máx. 1,5 km

Ethernet eléctrico (EN 100) para IEC61850 y DIGSI Conexión Parte inferior de la carcasa atrás posición de

montaje "B”, 2 x puerto RJ45 100BaseT según IEEE802.3

Tensión de prueba (en relación al enchufe)

500 V; 50 Hz

Velocidad de datos 100 MBit/sDistancia de transmisión máxima

20 m

Ethernet eléctrico (EN 100) para IEC61850 y DIGSI Conexión Parte inferior de la carcasa atrás posición de

montaje "B”, Conector ST 100BaseF según IEEE802.3

Velocidad de datos 100 MBit/s Longitud de onda óptica 1300 nm Distancia de transmisión máxima

máx. 2 km


374


4.1.5 Pruebas eléctricas

Normas

Pruebas de aislamiento

Pruebas CEM, resistencia a las interferencias (pruebas de tipo)

Normas: IEC 60255 IEEE Std C37.90, ver para esto pruebas individuales VDE 0435 ver otras normas en pruebas individuales

Normas: IEC 60255-27 e IEC 60870-2-1 Prueba de tensión (Prueba individual) todos los cir-cuitos excepto tensión auxiliar e interfaces de co-municación

2,5 kV, 50 Hz

Prueba de tensión (Prueba individual) Tensión auxi-liar y entradas binarias

CC: 3,5 kV

Prueba de tensión (Prueba individual) sólo interfa-ces de comunicación con separación galvánica (A y B)

500 V, 50 Hz

Pruebas con impulsos de tensión (prueba de tipo), todos los circuitos de proceso (excepto interfaces de comunicación) frente a los circuitos electrónicos internos

6 kV (valor cresta); 1,2/50 µs; 0,5 J; 3 impulsos positivos y 3 impulsos negativos en intervalos de 1 s

ruebas con impulsos de tensión (prueba de tipo), todos los circuitos de proceso (excepto interfaces de comunicación) entre si y frente al conector a tierra clase III

5 kV (valor cresta); 1,2/50 µs; 0,5 J;3 impulsos positivos y 3 impulsos negativos en intervalos de 1 s

Normas: IEC 60255-6 y -22, (norma técnica básica) IEC/EN 61000-6-2 VDE 0435 ver otras normas en pruebas individuales

Prueba 1 MHz, clase III IEC 60255-22-1, IEC 61000-4-18, IEEE C37.90.1

2,5 kV (amplitud); 1 MHz; τ = 15 µs; 400 impulsos por s; duración de la prueba 2 s; Ri = 200 Ω

Descarga electrostática, Clase IV IEC 60255-22-2, IEC 61000-4-2

8 kV descargas de contacto; 15 kV descargas por aire; ambas polaridades; 150 pF; Ri = 330 Ω

Irradiación con campo de alta frecuencia, Modulada de amplitud, Clase IIIIEC 60255-22-3, IEC 61000-4-3

10 V/m; 80 MHz hasta 2,7 GHz 80% AM; 1 kHz

Perturbaciones transitorias rápidas/Burst , Clase IVIEC 60255-22-4, IEC 61000-4-4, IEEE C37.90.1

4 kV; 5/50 ns; 5 kHz; duración de Burst = 15 ms; ciclo de repetición 300 ms; ambas polaridades; Ri = 50 Ω; duración de prueba 1 min

Impulsos de tensión de alta energía (SURGE), clase de instalación III IEC 60255-22-5, IEC 61000-4-5

Impulso: 1,2/50 µs

Tensión auxiliar common mode: 4 kV; 12 Ω; 9 µFdiff. mode:1 kV; 2 Ω; 18 µF

Entradas de medida, entradas binarias y salidas del relé

common mode: 4 kV; 42 Ω; 0,5 µF diff. mode: 1 kV; 42 Ω; 0,5 µF


375


Pruebas CEM relativas a la emisión de interferencias (prueba de tipo)

4.1.6 Pruebas mecánicas

Esfuerzos mecánicos por oscilaciones y choque en aplicación estacionaria

Perturbación de alta frecuencia conducida, modulación de amplitud, Clase IIIIEC 60255-22-6, IEC 61000-4-6

10 V; 150 kHz hasta 80 MHz; 80% AM; 1 kHz

Frecuencia de campo magnéticoIEC 61000-4-8, Clase IV;

30 A/m permanente; 300 A/m durante 3 s;

Irradiación de interferencia electromagnéticaIEEE Std C37.90.2

20 V/m; 80 MHz hasta 1 GHz; 80% AM; 1 kHz

Ondas atenuadas IEC 61000-4-18

2,5 kV (valor cresta); 100 kHz; 40 impulsos por s; duración 2 s; Ri = 200 Ω

Norma: IEC/EN 61000-6-4 Tensión de perturbaciones de radio en líneas, sólo tensión auxiliar IEC-CISPR 11

30 MHz hasta 1000 MHz Clase de valor límite A

Intensidad de campo con perturbación de radioIEC-CISPR 11

30 MHz hasta 1000 MHz Clase de valor límite A

Intensidad de armónicos en la conducción de la red con 230 V~IEC 61000-3-2

El equipo está asignado a la clase D (válido para equipos con consumo de potencia > 50 VA)

Fluctuaciones de tensión y centelleo en la acometida de la red con 230 V~IEC 61000-3-3

Se cumplen con los valores límites

Normas: IEC 60255-21 e IEC 60068OscilaciónIEC 60255-21-1, Clase 2; IEC 60068-2-6

senoidal 10 Hz hasta 60 Hz: ± 0,075 mm amplitud; 60 Hz hasta 150 Hz: Aceleración 1g Barrido de frecuencia 1 octava/minuto 20 ciclos en 3 ejes ortogonales entre sí

ChoqueIEC 60255-21-2, Clase 1; IEC 60068-2-27

SemisenoidalAceleración 5 g, duración 11 ms, 3 choques en ambas direcciones de los 3 ejes

Vibración sísmicaIEC 60255-21-3, Clase 2;IEC 60068-3-3

senoidal 8 Hz hasta 35 Hz: ± 7,5 mm amplitud (eje horizontal) 1 Hz hasta 8 Hz: ± 3,5 mm amplitud (eje vertical)8 Hz hasta 35 Hz: Aceleración 2 g (eje horizontal) 8 Hz hasta 35 Hz: Aceleración 1 g (eje vertical) Barrido de frecuencia 1 octava/minuto, 1 ciclo en 3 ejes ortogonales entre sí


376


Pruebas de vibración y choque durante transporte

4.1.7 Condiciones climáticas

Temperaturas

Humedad

Normas: IEC 60255-21 e IEC 60068OscilacionesIEC 60255-21-1, Clase 2;IEC 60068-2-6

senoidal5 Hz a 8 Hz: Amplitud ± 7,5 mm; 8 Hz a 150 Hz: Aceleración 2 g Paso de frecuencia 1 octava/minuto 20 ciclos en 3 ejes perpendiculares entre sí

ChoqueIEC 60255-21-2, Clase 1;IEC 60068-2-27

semi-senoidalAceleración 15 g, duración 11 ms,3 choques en cada uno de los dos sentidos de los 3 ejes

Choque permanenteIEC 60255-21-2, Clase 1;IEC 60068-2-29

semi-senoidalAceleración 10 g, duración 16 ms, 1000 choques en cada uno de los dos sentidos de los 3 ejes

Normas: IEC 60255-6Prueba de tipo (según IEC 60068-2-1 y -2, prueba Bd durante 16 h)

–25 °C hasta +85 °C o –13 °F hasta +185 °F

temporalmente admisible en servicio (duración de prueba 96 h)

–20 °C hasta +70 °C ó –4 °F hasta +158 °F (legibilidad de la pantalla posiblemente afectada a partir de +55 °C oder +131 °F)

recomendado para funcionamiento permanente (según IEC 60255–6)

-5 °C hasta +55 °C ó +23 °F hasta +131 °F

Límites de temperatura para almacenamiento –25 °C hasta +55 o –13 °F hasta +55,00 Temperaturas límite durante el transporte –25 °C hasta +70 °C ó –13 °F hasta +158 °F¡Almacenamiento y transporte con embalaje estándar de fábrica!

Condiciones de humedad admisible como promedio anual ≤ 75% de humedad relativa; en 56 días del año hasta un 93% de humedad relativa; ¡es inadmisible la formación de condensación durante el funcionamiento!

Se recomienda colocar los equipos de tal manera que no queden expuestos directamente a la radiación solar ni a cambios de temperatura extremos, en los que podría producirse condensación.


377


4.1.8 Condiciones de servicio

4.1.9 Diseños constructivos

El equipo de protección está diseñado para ser instalado en locales usuales de relés e instalaciones, de manera que está asegurada la compatibilidad electromagnética (CEM) si la instalación está realizada profesionalmente.

Además se recomienda: • Los contactores y relés, que operan en el mismo armario o en el mismo panel junto con los relés digitales,

deben disponer de elementos adecuados para compensación eléctrica.• En las subestaciones a partir de 110 kV se deben utilizar conductores apantallados externos,

dimensionados para el valor de la intensidad y con contacto a tierra en los dos extremos. Para instalaciones de media tensión, generalmente, no se necesitan medidas especiales.

• No está permitido sacar o introducir módulos individuales que estén bajo tensión. Los módulos desmontados están expuestos a las influencias electrostáticas; En el manejo se deben tener en cuenta las normas estándar para los componentes sensibles ante influencias electroestáticas (para Elementos en Peligro por influencias Electrostáticas). Si los módulos están enchufados, no existe ningún peligro.

Carcasa 7XP20 Dimensiones ver dimensiones, sección 4.22

Equipo Carcasa Tamaño Masa7SJ80**-*B para montaje superficial 1/6 4,5 kg7SJ80**-*E para montaje empotrado 1/6 4 kg

Modo de protección según IEC 60529para componentes en carcasa de montaje superficial IP 50para componentes en carcasa de montaje empotrado Lado frontal IP 51

Lado posterior IP 50para la protección de personas IP 2x para borne de intensidad

IP 1x para borne de tensión Grado de suciedad, IEC 60255-27 2


378

Datos Técnicos4.2 Protección de sobreintensidad de tiempo definido

4.2 Protección de sobreintensidad de tiempo definido

Regímenes de funcionamiento


Rango de ajuste/escalones

Tiempos

trifásico estándarbifásico fases L1 yL3

todos los escalones Onda fundamental, Valor efectivo (True RMS)I>>>, IE>>> adicionalmente valores momentáneos

Arranques por intensidad I>, I>> (fases)

para IN = 1 A

0,10 A hasta 35,00 A ó ∞ (inefectiva) Escalones 0,01 A

para IN = 5 A

0,50 A hasta 175,00 A ó ∞ (inefectiva)

Arranques por intensidad I>>> (fases)

para IN = 1 A


para IN = 5 A


Arranques por intensidad IE>, IE>> (tierra)

para IN = 1 A

0,04 A hasta 35,00 A ó ∞ (inefectiva) Escalones 0,01 A

para IN = 5 A


Arranques por intensidad IE>>> (tierra)

para IN = 1 A


para IN = 5 A


Temporizaciones T 0,00 s hasta 60,00 s ó ∞ (inefectiva) Escalones 0,01 s

Tiempos de retardo de reposición T RR S/I td FAS, T RR S/I td TIE

0,00 s hasta 60,00 s Escalones 0,01 s

Tiempos de respuesta (sin estabilización de irrupción, con estabilización + 10 ms)Onda fundamental, valor efectivo- para 2 veces el valor de ajuste - para 10 veces el valor de ajuste Valor momentáneo- para 2 veces el valor de ajuste - para 10 veces el valor de ajuste

aprox. 30 ms aprox. 20 ms

aprox. 16 msaprox. 16 ms

Tiempos de reposiciónOnda fundamental, valor efectivoValor momentáneo



379

Datos Técnicos4.2 Protección de sobreintensidad de tiempo definido

Relación de recuperación

Tolerancias

Magnitudes influyentes a los valores de reacción y reposición

Relación de reposión para- Onda fundamental, valor efectivo - Valor momentáneo

aprox. 0,95 para I/IN ≥ 0,3aprox. 0,90 para I/IN ≥ 0,3

Arranques de intensidad 3 % del valor de ajuste, ó 10 mA con IN = 1 Ao 50 mA para IN = 5 A

Temporizaciones T 1% o bien 10 ms

Tensión continua auxiliar en el rango 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15

1 %

Temperatura en el rango –5 °C ≤ Θamb ≤ 55 °C 0,5 %/10 KFrecuencia en el rango de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 1 %Frecuencia fuera del rango de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 Tolerancias elevadas Armónicos - hasta 10 % del 3° armónico - hasta 10 % del 5° armónicocon valores momentáneos de los escalones I>>>/IE>>>

1 %1 %Tolerancias elevadas

Reacción interferente transitoria durante τ > 100 ms (con desplazamiento total)

<5 %


380

Datos Técnicos4.3 Protección de sobreintensidad de tiempo inverso

4.3 Protección de sobreintensidad de tiempo inverso

Regímenes de funcionamiento



trifásico estándarbifásico fases L1 yL3independiente de la tensión, controlada por la tensión,dependiente de la tensión

todos los escalones Onda fundamental, valor efectivo (True RMS)

Arranque de intensidad Ip (fases) para IN = 1 A

0,10 A hasta 4,00 A Escalones 0,01 A

para IN = 5 A

0,50 A hasta 20,00 A

Arranques de intensidad IEp (tierra)

para IN = 1 A

0,04 A hasta 4,00 A Escalones 0,01 A

para IN = 5 A

0,20 A hasta 20,00 A

Factor de tiempo T para Ip, IEp para características IEC

0,05 s hasta 3,20 s ó ∞ (inactivo)

Escalones 0,01 s

Factor de tiempo D para Ip, IEp para características ANSI

0,50 s hasta 15,00 s ó ∞ (inactivo)

Escalones 0,01 s


381


Curvas características del tiempo de disparo según IEC

Curvas características del tiempo de reposición con emulación de disco según IEC

según IEC 60255-3 o BS 142, capítulo 3.5.2 (véase también las figuras 4-1 y 4-2)

Los tiempos de disparo para I/Ip ≥ 20 son idénticos a los correspondientes a los de I/Ip = 20Para la intensidad cero debe leerse 3I0p en lugar de Ip y T3I0p en lugar de Tp;para las faltas a tierra debe leerse IEp en lugar de Ip y TIEp en lugar de Tp

Umbral de arranque aprox. 1,10 · Ip

según IEC 60255-3 o BS 142, capítulo 3.5.2 (véase también las figuras 4-1 y 4-2)

Las características de tiempo de reposición son válidas para (I/Ip) ≤ 0,90Para la intensidad cero debe leerse 3I0p en lugar de Ip y T3I0p en lugar de Tp;para las faltas a tierra debe leerse IEp en lugar de Ip y TIEp en lugar de Tp


382

Umbral de reposición

Tolerancias

Magnitudes que influyen en los valores de actuación y reposición

IEC sin emulación de disco aprox. 1,05 · el valor de ajuste Ip para Ip/IN ≥ 0,3, esto corresponde aprox. a 0,95 · el valor de arranque

IEC con emulación de disco aprox. 0,90 · valor de ajusteIp

Umbrales de arranque y reposición Ip, IEp

3 % del valor de ajuste, ó 10 mA para IN = 1 A ó 50 mA para IN 5 A

Tiempo de arranque para 2 ≤ I/Ip ≤ 20 5% del valor teórico + 2% tolerancia de intensidad, ó 30 ms Tiempo de reposición para I/Ip ≤ 0,90 5% del valor teórico + 2% tolerancia de intensidad, ó 30 ms

Tensión continua auxiliar en la gama de 0,8 ≤UH/UHN ≤ 1,15 1%Temperatura en el rango –5 °C ≤ Θamb ≤ 55 °C 0,5%/10 KFrecuencia en el rango de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 1%Armónicos- hasta 10% 3º armónico - hasta 10% 5º armónico

1%1%

Reacción interferente transitoria en el procedimiento de medida con la onda fundamental para τ > 100 ms (con desplazamiento total)

< 5%


383


Figura 4-1 Curvas características del tiempo de disparo y tiempo de reposición de la protección temporizada contra sobreintensidad dependiente de la intensidad, según IEC


384


Figura 4-2 Curvas características del tiempo de disparo y tiempo de reposición de la protección temporizada contra sobreintensidad dependiente de la intensidad, según IEC


385


Curvas características del tiempo de disparo según ANSI

según ANSI/IEEE (ver también las figuras 4-3 hasta 4-6)

Los tiempos de disparo para I/Ip ≥ 20 son idénticos a los de I/Ip = 20Para la intensidad cero debe leerse 3I0p en lugar de Ip y T3I0p en lugar de Tp;para las faltas a tierra debe leerse IEp en lugar de Ip y TIEp en lugar de Tp

Umbral de arranque aprox. 1,10 · Ip


386


Curvas características del tiempo de reposición con emulación de disco según ANSI/IEEE

Umbral de reposición

Tolerancias

Magnitudes que influyen en los valores de actuación y reposición

según ANSI/IEEE (ver también las figuras 4-3 hasta 4-6)

Las características de tiempo de reposición son válidas para (I/Ip) ≤ 0,90Para la intensidad cero debe leerse 3I0p en lugar de Ip y T3I0p en lugar de Tp;para las faltas a tierra debe leerse IEp en lugar de Ip y TIEp en lugar de Tp

ANSI sin emulación de disco aprox. 1,05 · el valor de ajuste Ip para Ip/IN ≥ 0,3; esto corresponde aprox. a 0,95 · el valor de arranque

ANSI con emulación de disco aprox. 0,90 · valor de ajusteIp

Umbrales de arranque y reposición Ip, IEp

3 % del valor de ajuste, ó 10 mA para IN = 1 A ó 50 mA para IN = 5 A

Tiempo de arranque para 2 ≤ I/Ip ≤ 20 5% del valor teórico + 2% tolerancia de intensidad, ó 30 msTiempo de reposición para I/Ip ≤ 0,90 5% del valor teórico + 2% tolerancia de intensidad, ó 30 ms

Tensión continua auxiliar en el rango 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 1 %Temperatura en el rango –5 °C ≤ Θamb ≤ 55 °C 0,5 %/10 KFrecuencia en el rango de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 1 %


387

Armónicos - hasta 10 % del 3° armónico - hasta 10 % del 5° armónico

1%1%

Reacción interferente transitoria en el procedimiento de medida con la onda fundamental para τ > 100 ms (con desplazamiento total)

<5 %


388


Figura 4-3 Curvas características del tiempo de disparo y del tiempo de reposición de la protección temporizada de sobreintensidad dependiente de la intensidad según ANSI/IEEE


389




390




391




392

Datos Técnicos4.4 Protección direccional de sobreintensidad

4.4 Protección direccional de sobreintensidad

Niveles de sobreintensidad

Determinación de la dirección

para errores de fase

para faltas a tierra

Son válidos los mismos datos y características como para la protección de sobreintensidad no direccional (ver secciones anteriores).

Además, se aplicarán los siguientes datos para la determinación de la dirección:

Clase con tensiones ajenas al cortocircuito; con memoria de tensiones (capacidad de memoria 2 períodos) en caso que el valor de las de tensiones de medida sea muy bajo

Campo hacia adelante Uref,rot. ± 86° Rotación de la tensión de referencia Uref,rot. –180° hasta +180°

Escalones 1°Diferencia de reposición 3°Sensibilidad direccional ilimitada para faltas monofásicas y bifásicas

para faltas trifásicas dinám. ilimitada, estable, aprox. 7 V fase-fase

Clase con magnitudes de sistema homopolar 3U0, 3I0

Campo hacia adelante Uref,rot. ± 86°Rotación de la tensión de referencia Uref,rot. –180° hasta +180°

Escalones 1°Diferencia de reposición 3° Sensibilidad direccional UE ≈ 2,5 V tensión de desplazamiento, medida

3U0 ≈ 5 V tensión de desplazamiento, calculada

Clase con magnitudes de secuencia negativa 3U2, 3I2

Campo hacia adelante Uref,rot. ± 86°Rotación de la tensión de referencia Uref,rot. –180° hasta +180°

Escalones 1°Diferencia de reposición 3° Sensibilidad direccional 3U2 ≈ 5 V tensión de secuencia negativa

3I2 ≈ 45 mA intensidad de secuencia negativa para IN = 1 A3I2 ≈ 225 mA intensidad de secuencia negativa para IN = 5 A


393

Datos Técnicos4.4 Protección direccional de sobreintensidad

Tiempos

Tolerancias

Magnitudes que influyen

Tiempos de repuesta (sin estabilización de la irrupción, con estabilización de la irrupción + 10 ms)I >, I>>, IE>, IE>> - con 2 veces el valor de ajuste - con 10 veces el valor de ajuste


Tiempos de recaídaI >, I>>, IE>, IE>>

aprox. 40 ms

Error angular para averías entre fases y averías a tierra

±3° eléctricos

Influencia de la frecuencia - en el caso de tensión no memorizada

aprox. 1° en el campo 0,95 < f/fN < 1,05


394

Datos Técnicos4.5 Estabilización de cierre

4.5 Estabilización de cierre

Funciones influenciables


Límites de función

Crossblock

Escalones de sobreintensidad I>, IE>, Ip, IEp (direccional y no direccional)

Factor de estabilización I2f/I 10 % hasta 45 % Escalones 1 %

Límite funcional infe-rior fases

para IN = 1 A al menos una intensidad de fase (50 Hz y 100 Hz) ≥ 50 mA

para IN = 5 A al menos una intensidad de fase (50 Hz y 100 Hz) ≥ 125 mA

Límite funcional infe-rior tierra

para IN = 1 A Intensidad a tierra (50 Hz y 100 Hz) ≥ 50 mA

para IN = 5 A Intensidad a tierra (50 Hz y 100 Hz) ≥ 125 mA

Límite funcional supe-rior, parametrizable

para IN = 1 A 0,30 A hasta 25,00 A Escalones 0,01 Apara IN = 5 A 1,50 A hasta 125,00 A Escalones 0,01 A

Crossblock IL1, IL2, IL3 ON/OFF


395

Datos Técnicos4.6 Cambio dinámico de parámetros

4.6 Cambio dinámico de parámetros

Conmutación de parámetros controlada por el tiempo

Rango de ajuste/Escalonamiento

Funciones influenciables Protección de sobreintensidad direccional y no direccional (separado por fases y tierra)

Criterios de arranque Criterio de intensidad IP I>Consulta de la posición del interruptor de potenciaRE disponibleIntroducción binaria

Control de tiempo 3 escalones de tiempo(TINTERRUPCIÓN, Tact.camb.din, Trepos.camb.din)

Control de la intensidad Umbral de intensidad IP I> (Reposición por disminución bajo umbral, supervisión con temporización)

Control de intensidad IP I> para IN = 1 A 0,04 A a 1,00 A Escalonamiento 0,01 Apara IN = 5 A 0,20 A a 5,00 A

Tiempo hasta la conmutación a los parámetros dinámicos TInterrupción

0 s a 21600 s (= 6 h) Escalonamiento 1 s

Duración activa de los parámetros del reenganche Tact.camb.din

1 s a 21600 s (= 6 h) Escalonamiento 1 s

Tiempo de recuperación rápida Trepos.camb.din 1 s a 600 s (= 10 min) o ∞ (reposición rápida inactiva)

Escalonamiento 1 s

Parámetros dinámicos de los arranques de intensi-dad y de los tiemporizaciones o multiplicadores de tiempo

Rangos de ajuste y escalonamientos igual que en las funciones influenciadas por la protección de sobreintensidad


396

Datos Técnicos4.7 Protección de sobreintensidad monofásica

4.7 Protección de sobreintensidad monofásica


Tiempos propios

Relaciones de reposición

Tolerancias

Magnitudes influyentes a los valores de reacción

Escalones de alta intensidad I>> 0,001 A hasta 1,6 Aó ∞ (escalón inefectivo) para IN = 1 A 0,005 A hasta 8 A ó ∞ (escalón inefectivo) para IN = 5 A

Escalones 0,001 A

TI>> 0,00 s hasta 60,00 só ∞ (sin disparo)

Escalones 0,01 s

Escalón independiente de intensidad

I> 0,001 A hasta 1,6 A ó ∞ (escalón inefectivo) para IN = 1 A 0,005 A hasta 8 A ó ∞ (escalón inefectivo) para IN = 5 A

Escalones 0,001 A

TI> 0,00 s hasta 60,00 só ∞ (sin disparo)

Escalones 0,01 s

Tiempo de respuesta/Tiempo de recaídaTiempo de respuesta a la frecuencia 50 Hz 60 Hzmínimo 14 ms 13 msmáximo ≤ 35 ms ≤ 35 msTiempo de recaída aprox. 25 ms 22 ms

Niveles de intensidad aprox. 0,95 para I/IN ≥ 0,5

Intensidades 5% del valor de ajuste ó 3% de la intensidad nominal con IN = 0,1 ATiempos 1 % del valor de ajuste ó 10 ms

Tensión continua auxiliar en el rango 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 1 %Temperatura en el rango –5 °C ≤ Θamb ≤ 55 °C 0,5 %/10 KFrecuencia en el rango de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 1 %Frecuencia fuera del rango de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 Tolerancias elevadas Armónicos - hasta 10 % del 3° armónico - hasta 10 % del 5° armónico

1 %1 %


397

Datos Técnicos4.8 Protección de tensión

4.8 Protección de tensión


1) r = Ureposición/Uarranque

Subtensiones U<, U<<

Valor de medida utilizado en conexión trifásica

- Sistema de secuencia positiva de las tensiones- la menor tensión fase-fase- la menor tensión fase-tierra

Valor de medida utilizado en conexión monofásica

Tensión monofásica fase-tierra conectado

Conexión de tensiones fase-tierra:- Evaluación de tensiones fase-tierra- Evaluación de tensiones fase-fase- Evaluación del sistema de secuencia positiva

10 V hasta 120 V10 V hasta 210 V10 V hasta 210 V

Escalones 1 VEscalones 1 VEscalones 1 V

Conexión Tensiones fase-fase 10 V a 120 V Escalones 1 VConexión: monofásica 10 V hasta 120 V Escalones 1 VRelación de reposición r para U<, U<<1) 1,01 hasta 3,00 Escalones 0,01Umbral de reposición para (r · U<) o bien (r · U<<) máx.130 V con tensión fase-fase

máx. 225 V con tensión fase-tierraHistéresis mínima 0,6 V

Temporizaciones T U<, T U<< 0,00 s hasta 100,00 s ó ∞ (inefectivo)

Escalones 0,01 s

Criterio de intensidad IP I> para IN = 1 A 0,04 A hasta 1,00 A Escalones 0,01 A para IN = 5 A 0,20 A hasta 5,00 A

Sobretensiones U>, U>>

Valor de medida utilizado en conexión trifásica

- Sistema de secuencia positiva de las tensiones- Sistema de secuencia negativa de las tensiones- la mayor tensión fase-fase- la mayor tensión fase-tierra

Valor de medida utilizadoen conexión monofásica

Tensión monofásica fase-tierra conectado

Conexión de tensiones fase-tierra:- Evaluación de tensiones fase-tierra- Evaluación de tensiones fase-fase- Evaluación del sistema de secuencia positiva- Evaluación del sistema de secuencia negativa

20 V hasta 150 V20 V hasta 260 V 20 V hasta 150 V 2 V hasta 150 V

Escalones 1 V Escalones 1 V Escalones 1 V Escalones 1 V

Conexión Tensiones fase-fase:- Evaluación de tensiones fase-fase- Evaluación del sistema de secuencia positiva- Evaluación del sistema de secuencia negativa

20 V hasta 150 V 20 V hasta 150 V 2 V hasta 150 V

Escalones 1 V Escalones 1 V Escalones 1 V

Conexión: monofásica 20 V hasta 150 V Escalones 1 VRelación de reposición r para U>, U>>1) 0,10 hasta 0,99 Escalones 0,01 VUmbral de reposición para (r · U>) o bien (r · U>>) máx.150 V con tensión fase-fase

máx.260 V con tensión fase-tierra Histéresis mínima 0,6 V

Temporización T U>, T U>> 0,00 s hasta 100,00 s ó ∞ (inefectivo)

Escalones 0,01 s


398

Datos Técnicos4.8 Protección de tensión

Tiempos

Tolerancias

Magnitudes influyentes

Tiempos de respuesta- Subtensión U<, U<<, U1<, U1<< - Sobretensión U>, U>>- Sobretensión U1>, U1>> , U2> , U2>>

aprox. 50 msaprox. 50 msaprox. 60 ms

Tiempos de recaída - Subtensión U<, U<<, U1<, U1<< - Sobretensión U>, U>>- Sobretensión U1>, U1>> , U2> , U2>>

aprox. 50 msaprox. 50 msaprox. 60 ms

Valores límites de tensión 3% del valor de ajuste ó 1 VTiempo de retardo T 1% del valor de ajuste ó 10 ms


1 %

Temperatura en el rango –5 °C ≤ Θamb ≤ 55 °C 0,5 %/10 KFrecuencia en el rango de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 1 %Frecuencia fuera del rango de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 Tolerancias elevadas Armónicos - hasta 10 % del 3° armónico - hasta 10 % del 5° armónico

1 %1 %


399

Datos Técnicos4.9 Protección de carga desequilibrada (Característica independiente)

4.9 Protección de carga desequilibrada (Característica independiente)

Rango de ajuste/Escalonamiento

Límites de funcionamiento

Tiempos


Tolerancias


Niveles de carga desequilibradaI2>, I2>>

para IN = 1 A 0,10 A a 3,00 A o ∞ (inactivo) Escalonamiento 0,01 Apara IN = 5 A 0,50 A a 15,00 A o ∞ (inactivo)

Tiempos de retardo TI2>, TI2>> 0,00 s a 60,00 s o ∞ (inactivo) Escalonamiento 0,01 s

Tiempos de retardo de recaída T RR I2>(>) 0,00 s a 60,00 s Escalonamiento 0,01 s

Límites de funcionamiento para IN = 1 A todas las intensidades de fase ≤ 10 A para IN = 5 A todas las intensidades de fase ≤ 50 A

Tiempos de reposiciónTiempos de reposición


Curva característica de nivelI2>, I2>>

aprox. 0,95 para I2/IN ≥ 0,3

Valores de respuestaI2>, I2>> 3 % del valor de ajuste, ó 10 mA con IN = 1 A ó 50 mA con IN = 5 AEscalones de tiempo T 1% ó 10 ms

Tensión continua auxiliar en el rango 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 1 %Temperatura en el rango –5 °C ≤ Θamb ≤ 55 °C 0,5 %/10 KFrecuencia en el rango de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 1 %Frecuencia fuera del rango de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 Tolerancias elevadas Armónicos - hasta 10 % del 3° armónico - hasta 10 % del 5° armónico

1 %1 %

Reacción interferente transitoria durante τ > 100 ms (con desplazamiento total) <5 %


400

Datos Técnicos4.10 Protección de carga desequilibrada (Características dependientes)

4.10 Protección de carga desequilibrada (Características dependientes)

Gamas de ajuste/Escalonamiento

Límites de funcionamiento

Curvas características de disparo según IEC

Magnitud de excitación I2p para IN = 1 A 0,10 A a 2,00 A Escalonamiento 0,01 A para IN = 5 A 0,50 A a 10,00 A

Multiplicador de tiempo TI2p (IEC) 0,05 s a 3,20 s o ∞ (inactivo) Escalonamiento 0,01 s

Multiplicador de tiempo DI2p (ANSI) 0,50 s a 15,00 s o ∞ (inactivo) Escalonamiento 0,01 s

Límites de funcionamiento para IN = 1 A todas las intensidades de fase ≤ 10 Apara IN = 5 A todas las intensidades de fase ≤ 50 A

véase también la figura 4-7

Los tiempos de disparo para I2/I2p ≥ 20 son idénticas a las correspondientes aI2/I2p = 20.Umbral de excitación aprox. 1,10· I2p


401


Curvas características de disparo según ANSI

Tolerancias

Curvas características de tiempo de reposición con emulación de disco según ANSI

Se puede elegir una de las curvas características de disparo representadas en las figuras 4-8 y 4-9, respectivamente en la parte derecha de la figura.

Los tiempos de disparo para I2/I2p ≥ 20 son idénticos a los correspondientes a I2/I2p = 20.Umbral de excitación aprox. 1,10· I2p

Umbrales de excitaciónI2p 3% del valor de ajuste ó 10 mA para IN = 1 A ó 50 mA para IN = 5 A

Tiempo para 2 ≤ I/I2p ≤ 20 5% del valor teórico + 2% de la tolerancia de intensidad ó 30 ms

Representación de las posibles curvas características de recuperación, ver figuras 4-8 y 4-9, respectivamente, en la parte izquierda de las figuras


402

Valor de reposición

Tolerancias

Magnitudes que influyen en los valores de respuesta

Las constantes de tiempo de reposición son válidas para (I2/I2p) ≤ 0,90

IEC y ANSI (sin emulación de disco) aprox. 1,05 · valor de ajuste I2p, lo que equivale a aprox. 0,95 · valor de respuesta I2

ANSI con emulación de disco aprox. 0,90 · valor de ajuste I2p

Valor de reposición I2p Tiempo para I2/I2p ≤ 0,90

3% del valor de ajuste, o bien 10 mA para IN = 1 A ó 50 mA para IN = 5 A5% del valor teórico + 2% tolerancia de intensidad, ó 30 ms

Tensión continua auxiliar dentro de la gama 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15

1%

Temperatura en el rango –5 °C ≤ Θamb ≤ 55 °C 0,5%/10 KFrecuencia en el rango de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 1%Armónicos- hasta 10% 3º armónico- hasta 10% 5º armónico

1%1%

Sobreexcitación transitoria para τ > 100 ms (en caso de desplazamiento total) < 5%


403


Figura 4-7 Curvas características según IEC del nivel dependiente de la protección de carga desequilibrada


404


Figura 4-8 Curvas características del tiempo de disparo y del tiempo de reposición según ANSI de la etapa independiente de la protección contra carga desequilibrada


405


Figura 4-9 Curvas características del tiempo de disparo y del tiempo de reposición según ANSI de la etapa independiente de la protección contra carga desequilibrada


406

Datos Técnicos4.11 Protección de frecuencia

4.11 Protección de frecuencia


Tiempos

Diferencia de reposición


Tolerancias

Magnitudes que influyen

Número de escalones de frecuencia 4; ajustable como f> o f<Valores de reposición f> o f< con fN = 50 Hz

40,00 Hz hasta 60,00 Hz Escalones 0,01 Hz

Valores de reposición f> o f< con fN = 60 Hz


Umbral de reposición = |Umbral de reacción – Umbral de reposición|


Temporizaciones T 0,00 s hasta 100,00 s o ∞ (inefectivo)

Escalones 0,01 s

Bloqueo por subtensión con conexión trifásica: Componente de secuencia positiva U1en conexión monofásica (modo de conexión "Uph-e, USIN"): Tensión fase-tierra monofásica

10 V hasta 150 V Escalones 1 V

Tiempos de reacción f>, f< aprox. 100 ms para fN = 50 Hz aprox. 80 ms para fN = 60 Hz

Tiempos de reposición f>, f< aprox. 100 ms para fN = 50 Hz aprox. 80 ms para fN = 60 Hz

Δf = I Valor de arranque - Valor de reposición I 0,02 Hz hasta 1 Hz

Relación de recuperación del bloqueo de subtensión aprox. 1,05

Frecuencias f>, f< Bloqueo de subtensión Tiempos de retardo T(f>, f<)

10 mHz (para U = UN, f = fN)3% del valor de ajuste ó 1 V1% del valor de ajuste ó 10 ms

Tensión continua auxiliar en el rango 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 1%Temperatura en el rango –5 °C ≤ Θamb ≤ 55 °C 0,5%/10 KArmónicos - hasta 10% 3º armónico- hasta 10% 5º armónico

1%1%


407

Datos Técnicos4.12 Protección de sobrecarga térmica

4.12 Protección de sobrecarga térmica


Curva característica de disparo

Relaciones de recuperación

Tolerancias

Magnitudes que influyen respecto a k . IN

Factor k según IEC 60255-8 0,10 hasta 4,00 Escalones 0,01Constante de tiempo τth 1,0 min a 999,9 min Escalones 0,1 minEscalón de alarma por intensidad IAlarma

para IN = 1 A

0,10 A a 4,00 A Escalones 0,01 A

para IN = 5 A

0,50 A a 20,00 A

Factor de prolongación en paro factor kτ 1,0 a 10,0 en relación a la cons-tante de tiempo con motor en marcha

Escalones 0,1

Tiempo de reposición (Arranque de emergen-cia) Tarranque emerg.

10 s a 15000 s Escalones 1 s

Θ/ΘDispΘ/ΘAdvI/IAdv

Recuperación con ΘAdvaprox. 0,99aprox. 0,97

relativa a k · IN relativa al tiempo de disparo

2% ó 10 mA para IN = 1 A ó 50 mA para IN = 5 A,Clase 2% según IEC 60255-8 3% ó 1 s para I/(k ·IN) > 1,25; Clase 3% según IEC 60255-8


1 %

Temperatura en la rango –5 °C ≤ Θamb ≤ 55 °C

0,5 %/10 K

Frecuencia en el rango de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 1 %Frecuencia fuera del rango de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 Tolerancias elevadas


408

Datos Técnicos4.12 Protección de sobrecarga térmica

Figura 4-10 Características de disparo de la protección de sobrecarga


409

Datos Técnicos4.13 Detección de faltas a tierra (sensible/no sensible)

4.13 Detección de faltas a tierra (sensible/no sensible)

Arranque por tensión homopolar para todos los tipos de faltas a tierra

Identificación de fases para falta a tierra en red aislada

Arranque por intensidad a tierra para todos los tipos de faltas a tierra (característica S/I t.def.)

Tensión homopolar, medida Uen> 1,8 V hasta 200,0 V Escalones 0,1 VTensión homopolar, calculada 3U0> 10,0 V hasta 225,0 V Escalones 0,1 VTemporización de arranque Tempor. ARR 0,04 s hasta 320,00 s ó ∞ Escalones 0,01 sTemporización adicional de disparo Tempo. DISP Uen

0,10 s hasta 40000,00 s o ∞ (inefectivo)

Escalones 0,01 s

Tiempo propio aprox. 50 msValor de reposición 0,95 ó (valor de arranque – 0,6 V)Tolerancia de medida Ue> (medida) 3U0> (calculada)

3% del valor de ajuste, ó 0,3 V 3% del valor de ajuste, ó 3 V

Tolerancias de tiempos 1 % del valor de ajuste o bien 10 ms

Principio de avería Medición de tensión (fase-tierra)UFASE MIN (Fase de derivación a tierra) 10 V a 100 V Escalonamiento

1 VUFASE MAX (fases sanas) 10 V a 100 V Escalonamiento

1 VTolerancia de medida según VDE 0435 Parte 303

3% del valor de ajuste ó 1 V

Arranque de intensidad IEE>>, IEE>con transformador sensible 1 A con transformador sensible 5 Acon transformador normal 1 A con transformador normal 5 A

0,001 A hasta 1,600 A 0,005 A hasta 8,000 A 0,05 A hasta 35,00 A 0,25 A hasta 175,00 A

Escalones 0,001 A Escalones 0,005 A Escalones 0,01 A Escalones 0,05 A

Temporización T IEE>>, T IEE> 0,00 s hasta 320,00 s o ∞ (in-efectivo)

Escalones 0,01 s

Tiempo de retardo de reposición T RR IEE>(>) 0,00 s hasta 60,00 s Escalones 0,01 sTiempo propio ≤ 50 ms (no direccional)

≤ 50 ms (direccional)Relación de reposición aprox. 0,95 para IEE > 50 mATolerancia de medidasensible

insensible

2 % del valor de ajuste, ó 1 mA para IN = 1 A ó 5 mA para IN 5 A con valores de ajuste < 10 mA aprox 20 %2 % del valor de ajuste, ó 10 mA para IN = 1 A ó 50 mA para IN 5 A

Tolerancias de tiempos 1 % del valor de ajuste ó 10 ms


410


Arranque de intensidad a tierra para todos los tipos de faltas a tierra (característica S/I t.inv.)

Magnitudes influyentes

Determinación direccional para todos los tipos de faltas a tierra con medición cos ϕ / sin ϕ

Característica especificada por el usuario (definida por un máximo de 20 pares de valores de intensidad y de temporización con procedimiento de medida direccional "cos phi y sin phi")Arranque de intensidad IEEp con transformador sensible 1 A con transformador sensible 5 A con transformador normal 1 A con transformador normal 5 A



Factor de tiempo TIEEp 0,10 s hasta 4,00 s o ∞ (inefectivo) Escalones 0,01 s

Umbral de arranque aprox. 1,10 · IEEp

Relación de reposición aprox. 1,05 · IEEp para IEEp > 50 mATolerancia de medida 2 % del valor de ajuste, ó 1 mATolerancias de tiempo en el rango lineal 7 % del valor teórico para 2 ≤ I/IEEp ≤ 20 + 2 % tolerancia de

intensidad, ó. 70 ms

Tensión continua auxiliar en el rango0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15

1 %

Temperatura en la rango –5 °C ≤ Θamb ≤ 55 °C 0,5 %/10 K

Frecuencia en el rango de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 1 %Frecuencia fuera del rango de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 Tolerancias elevadas Armónicos - hasta 10 % del 3° armónico - hasta 10 % del 5° armónico

1 %1 %

Nota: En la aplicación del transformador sensible el campo lineal de la entrada de medida para la detección de faltas a tierra sensible se extiende desde 0,001 A hasta 1,6 A como también 0,005 A hasta 8,0 A, depen-diendo del parámetro 205 Inom Secun.Equi. Esta función también es válida para intensidades más altas.

Medición direccional - IE y UE medida- 3I0 y 3U0 calculada

Principio de medida Medición de potencia activa/reactivaAutorización de medición Autoriz.Direcci(Componente de intensidad perpendicular a la recta direccional)con transformador sensible 1 A con transformador sensible 5 A con transformador normal 1 Acon transformador normal 5 A

0,001 A hasta 1,600 A0,005 A hasta 8,000 A 0,05 A hasta 35,00 A0,25 A hasta 175,00 A

Escalones 0,001 AEscalones 0,005 A Escalones 0,01 A Escalones 0,05 A

Relación de reposición aprox. 0,80Modo de medición cos ϕ y sin ϕRecta direccional ÁNG.CORREC -45,0° hasta +45,0° Escalones 0,1°Retardo de reposición T.rep.ESTAB.DIR 1 s hasta 60 s Escalones 1 s


411


Determinación direccional para todos los tipos de faltas a tierra con medición U0 ϕ / I0 ϕ

Corrección angular

Medición direccional - IE y UE medida- 3I0 y 3U0 calculada

Principio de medida Medición de ángulo de fase U0 / I0Escalón I>>>Tensión mínima IEE> Umín Uen medida 3U0 calculada

0,4 V hasta 50 V10 V hasta 90 V

Escalones 0,1 VEscalones 1 V

Ángulo de fase IEE> Phi - 180° hasta 180° Escalones 1°Ángulo de fase IEE> Delta Phi 0° hasta 180° Escalones 1° Escalón IEE>> Tensión mínima IEE>> Umín Uen medida 3U0 calculada

0,4 V hasta 50 V10 V hasta 90 V

Escalones 0,1 VEscalones 1 V

Ángulo de fase IEE>> Phi - 180° hasta 180° Escalones 1°Ángulo de fase IEE>> Delta Phi 0° hasta 180° Escalones 1°

Corrección angular para transformador toroidal en 2 puntos de trabajo F1/I1 y F2/I2:Corrección angular F1, F2(para red compensada)

0,0° hasta 5,0° Escalones 0,1°

Valores de intensidad I1, I2 de la corrección angularcon transformador sensible 1 A con transformador sensible 5 A con transformador normal 1 A con transformador normal 5 A



Tolerancia de medida 2 % del valor de ajuste, ó 1 mATolerancia angular 3°Nota: Por la alta sensibilidad, el campo lineal de la entrada de medida IE con transformador sensible instalado se extiende desde 0,001 · IN hasta 1,6 · IN. Si las intensidades son mayores que 1,6 · IN, no se puede garantizar una determinación direccional correcta.


412

Datos Técnicos4.14 Reenganche automático

4.14 Reenganche automático

Número de intentos de reenganche 0 hasta 9 (separado por fase y tierra)Ciclos 1 hasta 4 ajustables individualmente

Las siguientes funciones de protección activan la función RE (ningún arranque RE/ arranque RE/ bloqueo RE)

I>>>, I>>, I>, Ip, Idir.>>, Idir.>, Ip dir., IE>>>, IE>>, IE>, IEp, IE dir.>>, IEdir.>, IEp dir., detección faltas a tierra sensible, carga desequilibrada, entrada binaria

Bloqueo de RE por Arranque de las funciones de protección, en las cuales se ha parametrizado bloqueo de RE (ver más arriba) Arranque tripolar (opcional)Entrada binariaúltima orden de DISPARO, después de los ciclos RE (RE sin éxito)Orden de DISPARO de la protección contra fallo del interruptorApertura del interruptor de potencia sin arranque de RE CIERRE externamenteSupervisión de fallo del interruptor

Tiempos de pausa Tpausa(separados por fases y tierra e individualmente para los ciclos 1 hasta 4)


Prolongación del tiempo de pausa por entrada binaria, con supervisión de tiempoTiempo de bloqueo por detección de cierre manual TBLQ.CIERR.MAN

0,50 s hasta 320,00 s ó ∞ Escalones 0,01 s

Tiempo de bloqueo después de RE TBLOQUEO 0,50 s hasta 320,00 s Escalones 0,01 sTiempo de bloqueo después de bloq. dinám. TBLO-

QUEO din.


Tiempo de supervisión del arranque TSuperv. ARR. 0,01 s hasta 320,00 s ó ∞ Escalones 0,01 sTiempo de supervisión del IP TSUPERVIS. IP 0,10 s hasta 320,00 s Escalones 0,01 sProlongación máx. del tiempo de pausa TPRO-

LONG.T.PAUSA


Retardo de inicio del tiempo de pausa por entrada binaria, con supervisión de tiempoRetardo de inicio máx. del tiempo de pausa TPAUSA RETARDO


Tiempo activo TACT 0,01 s hasta 320,00 s ó ∞ Escalones 0,01 sLas siguientes funciones de protección pueden ser influenciadas por RE, individualmente para los ciclos 1 hasta 4 (valor ajust. T=T/ sin retardo T=0/ bloqueado T=infinito):

I>>>, I>>, I>, Ip, Idir.>>, Idir.>, Ip dir., IE>>>, IE>>, IE>, IEp, IE

dir.>>, IEdir.>, IEp dir.

Funciones adicionales DISPARO definitivoSupervisión del interruptor por evaluación de los contactos auxiliares,Cierre síncrono (opcionalmente con verificación de sincronismo integrada o externa)


413

Datos Técnicos4.15 Localizador de faltas

4.15 Localizador de faltas

1) Una señalización de la distancia a la falta en km, millas y % presupone una línea homogénea o tramos de línea correctamente parametrizados.

Presentación de la distancia a la avería en Ω primario y secundario en km o millas de longitud de la línea o en % de longitud de la línea 1)

Señal de arranque con disparo,con recuperación de la excitación o desde el exterior mediante entrada binaria

Ajuste de la carga de reactancia (secun-dario)

para IN = 1 A 0,0050 a 9,5000 Ω/km Escalonamiento 0,0001

0,0050 a 15,0000 Ω/Milla Escalonamiento 0,0001

para IN = 5 A 0,0010 a 1,9000 Ω/km Escalonamiento 0,0001

0,0010 a 3,0000 Ω/Milla Escalonamiento 0,0001

Los demás parámetros se encuentran en los Datos de planta 2Si se parametrizan tramos mixtos, entonces se deberá ajustar el valor de reactancia por longitud para cada uno de los tramos de la línea (A1 a A3)Tolerancia de medida según VDE 0435 Parte 303 para magnitudes de medida senoidales

2,5% lugar de la avería (sin alimentación intermedia)30° ≤ ϕK ≤ 90° y UK/UN ≥ 0,1 y IK/IN ≥ 1,0


414

Datos Técnicos4.16 Protección fallo del interruptor

4.16 Protección fallo del interruptor


Tiempos

Tolerancias


1) Debido a los procesos de compensación en el circuito secundario del transformador de intensidad puede producirse un retardo adicional con el criterio de intensidad.

Umbral de reacción I> Superv.Flu-jo

para IN = 1 A 0,05 A hasta 20,00 A Escalones 0,01 A para IN = 5 A 0,25 A hasta 100,00 A

Umbral de reacción 3I0> FALLO IP para IN = 1 A 0,05 A hasta 20,00 A Escalones 0,01 A para IN = 5 A 0,25 A hasta 100,00 A

Tiempo de retardo Tdisp.F.FalloIP 0,06 s hasta 60,00 s ó ∞ Escalones 0,01 s

Tiempos de reacción- con arranque interno- con arranque externo Tiempo de reposición

está comprendido en el tiempo de retardoestá comprendido en el tiempo de retardo aprox. 25 ms 1)

Umbral de arranque I> Superv.Flujo, 3I0> FALLO IP 2 % del valor de ajuste, ó 10 mA para IN = 1 Aó 50 mA para IN = 5 A

Tiempo de retardo Tdisp.F.FalloIP 1 % o bien 20 ms

Tensión continua auxiliar en el rango 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 1 %Temperatura en la rango –5 °C ≤ Θamb ≤ 55 °C

0,5 %/10 K

Frecuencia en el rango de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 1 %Armónicos - hasta 10 % del 3° armónico- hasta 10 % del 5° armónico

1 %1 %


415

Datos Técnicos4.17 Funciones de protección flexible

4.17 Funciones de protección flexible

Magnitudes de medida / Modos de función


trifásica I, 3I0, I1, I2, I2/I1, U, 3U0, U1, U2, P adelante, P atrás, Q adelante, Q atrás, cosϕ

monofásica I, IE, IEE,IE2, U, UE,Ux, P adelante, P atrás, Q adelante, Q atrás, cosϕ

sin referencia de fase fija f, df/dt, entrada binariaProcedimiento de medida para I, U Onda fundamental,

Valor efectivo (True RMS),Sistema de secuencia positiva,Sistema de secuencia negativa,Sistema homopolar

Arranque por Superación del valor umbral oDisminución por debajo del valor umbral

Umbrales de reacción:Intensidad I, I1, I2, 3I0, IE para IN = 1 A 0,05 A hasta 40,00 A Escalones 0,01 A

para IN = 5 A 0,25 A hasta 200,00 ARelación I2/I1 15 % hasta 100 % Escalones 1%Intensidad a tierra sensible IEE 0,001 A hasta 1,500 A Escalones 0,001 ATensión U, U1, U2, 3U0 2,0 V hasta 260,0 V Escalones 0,1 VTensión homopolar UE 2,0 V hasta 200,0 V Escalones 0,1 VPotencia P, Q para IN = 1 A 2,0 W hasta 10000 W Escalones 0,1 W

para IN = 5 A 10 W hasta 50000 W Factor de potencia cosϕ -0,99 hasta +0,99 Escalones 0,01Frecuencia para fnom = 50 Hz

para fnom = 60 Hz40,0 Hz hasta 60,0 Hz50,0 Hz hasta 70,0 Hz

Escalones 0,01 HzEscalones 0,01 Hz

Variación de frecuencia df/dt 0,10 Hz/s hasta 20,00 Hz/s Escalones 0,01 Hz/sRelación de reposición Escalón > 1,01 hasta 3,00 Escalones 0,01 Relación de reposición Escalón < 0,70 hasta 0,99 Escalones 0,01Diferencia de reposición f 0,02 Hz hasta 1,00 Hz Escalones 0,01 HzRetardo de arranque (estándar) 0,00 s hasta 60,00 s Escalones 0,01 sRetardo de arranque para I2/I1 0,00 s hasta 28800,00 s Escalones 0,01 sTemporización de orden 0,00 s hasta 3600,00 s Escalones 0,01 sRetardo de la reposición 0,00 s hasta 60,00 s Escalones 0,01 s


416

Límites de función

Tiempos

Tolerancias

Medición de potencia trifásica para IN = 1 A Intensidad del sistema de secuencia positiva > 0,03 A

para IN = 5 A Intensidad del sistema de secuencia positiva > 0,15 A

Medición de potencia monofásica para IN = 1 A Intensidad de fases > 0,03 Apara IN = 5 A Intensidad de fases > 0,15 A

Relación I2/I1Medición

para IN = 1 A Intensidad de secuencia positiva o negativa > 0,1 A

para IN = 5 A Intensidad de secuencia positiva o negativa > 0,5 A

Tiempos de reacción:Intensidad, tensión (magnitudes de fases)con 2 veces el valor de ajustecon 10 veces el valor de ajuste


Intensidad, tensión (componentes simétricas)con 2 veces el valor de ajustecon 10 veces el valor de ajuste


Potenciatípicomáximo (señales y valores umbrales pequeños)


Factor de potencia 300 hasta 600 msFrecuencia aprox. 100 msVariación de frecuencia con 1,25 veces el valor de ajuste aprox. 220 msEntrada binaria aprox. 20 ms

Tiempos de reposición:Intensidad, tensión (magnitudes de fases) < 20 msIntensidad, tensión (componentes simétricas) < 30 msPotenciatípicomáximo

< 50 ms< 350 ms

Factor de potencia < 300 msFrecuencia < 100 msVariación de frecuencia < 200 msEntrada binaria < 10 ms

Umbrales de reacción:Intensidad para

IN = 1 A 1% del valor de ajuste, ó 10 mA

para IN = 5 A 1% del valor de ajuste, ó 50 mA Intensidad (componentes simétricas) para

IN = 1 A 2% del valor de ajuste, ó 20 mA

para IN = 5 A

2% del valor de ajuste, ó 100 mA


417



Intensidad (I2/I1) 2% del valor de ajuste Tensión 1% del valor de ajuste, ó 0,1 VTensión (componentes simétricas) 2% del valor de ajuste, ó 0,2 VPotencia 1% del valor de ajuste, ó 0,3 W

(con magnitudes nominales)Factor de potencia 2°Frecuencia 10 mHzVariación de frecuencia 5% del valor de ajuste o bien

0,05 Hz/sTiempos 1% del valor de ajuste ó 10 ms

Tensión continua auxiliar en el rango 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 1 %Temperatura en la rango –5 °C ≤ Θamb ≤ 55 °C

0,5 %/10 K

Frecuencia en el rango de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 1 %Frecuencia fuera del rango de 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 Tolerancias elevadas Armónicos - hasta 10 % del 3° armónico- hasta 10 % del 5° armónico

1 %1 %


418

Datos Técnicos4.18 Función de sincronización

4.18 Función de sincronización

Modos de funcionamiento

Condiciones adicionales de autorización

Tensiones

Diferencias admisibles

Adaptación

Tiempos

- Verificación de sincronismo

- Líneas sin tensión, barras colectoras bajo tensión, - Barras colectoras sin tensión, línea bajo tensión, - Línea y barras colectoras sin tensión, - Control de paso

límite superior de tensión Umáx 20 V a 140 V (entre fases) Escalonamiento 1 VLímite inferior de tensión Umín 20 V a 125 V (entre fases) Escalonamiento 1 VU< como condición de ausencia de tensiónU> como condición de presencia de tensión

1 V a 60 V (entre fases)20 V a 140 V (entre fases)

Escalonamiento 1 VEscalonamiento 1 V

Tensión nominal primaria del transformador de medida U2N

0,10 kV a 800,00 kV Escalonamiento 0,01 kV

Tolerancias 2% del valor de respuesta ó 2 VRelaciones de recuperación aprox. 0,9 (U>) ó 1,1 (U<)

Diferencias de tensión U2>U1; U2<U1Tolerancia

0,5 V hasta 50,0 V (fase-fase) 1 V

Escalones 0,1 V

Diferencias de frecuencia f2>f1; f2<f1Tolerancia

0,01 Hz hasta 2,00 Hz30 mHz

Escalones 0,01 Hz

Diferencias de ángulo α2 > α1; α2 < α1 2° hasta 80° Escalones 1°Tolerancia 2°Error angular máximo 5° para Δf ≤ 1 Hz

10° para Δf > 1 Hz

Adaptación del grupo de conmutación mediante ángulo

0° a 360° Escalonamiento 1°

Transformadores de medida de tensión diferentes U1/U2

0,50 a 2,00 Escalonamiento 0,01

Tiempo mínimo de medida aprox. 80 msTiempo de espera máximo Tsinc máx 0,01 s hasta 1200,00 s

ó ∞ (inefectivo)Escalones 0,01 s

Tiempo de supervisión Tsupervis.Tens 0,00 s hasta 60,00 s Escalones 0,01 sTolerancia en todos los tiempos 1 % del valor de ajuste ó 10 ms


419

Datos Técnicos4.18 Función de sincronización

Valores de medida de la función de sincronización

1) con frecuencia nominal

Tensión de referencia U1 - Rango - Tolerancia 1)

en kV primario, en V secundario o en % UN10% hasta 120% de UN≤ 1 % del valor de medida, ó 0,5 % UN

Tensión a sincronizar U2 - Rango - Tolerancia 1)


Frecuencia de la tensión U1 - Rango - Tolerancia 1)

f1 en Hz25 Hz ≤ f ≤ 70 Hz 20 mHz

Frecuencia de la tensión U2 - Rango - Tolerancia 1)

f2 en Hz25 Hz ≤ f ≤ 70 Hz 20 mHz

Diferencia de tensión U2-U1 - Rango - Tolerancia 1)


Diferencia de frecuencia f2-f1 - Rango - Tolerancia 1)

en mHzfN ± 3 Hz30 mHz

Diferencia de ángulo α2 - α1 - Rango - Tolerancia 1)

en °0 hasta 180°1°


420

Datos Técnicos4.19 Funciones definibles por el usuario (CFC)

4.19 Funciones definibles por el usuario (CFC)

Módulos funcionales y su posible asignación a los niveles de desarrollo

Elementos funciona-les

Explicación Nivel de desarrolloMW_

BEARB

PLC1_

BEARB

PLC_

BEARB

SFS_

BEARBABSVALUE Formación de valor

absolutoX — — —

ADD Adición X X X XALARM Función de alarma X X X XAND Puerta - AND X X X XBLINK Módulo de intermiten-

ciaX X X X

BOOL_TO_CO Conversión Bool a orden

— X X —

BOOL_TO_DI Conversión Bool a aviso doble

— X X X

BOOL_TO_IC Bool después de Aviso simp.int.Convers.

— X X X

BUILD_DI Generar aviso doble — X X XCMD_CANCEL Aborto de orden X X X XCMD_CHAIN Sequencia de

operación — X X —

CMD_INF Información de mando — — — XCOMPARE Comparación de

valores numéricosX X X X

CONNECT Conexión — X X XCOUNTER Contadores X X X XDI_GET_STATUS Estado - Descodificar

aviso dobleX X X X

DI_GET_STATUS Generar doble aviso con estado

X X X X

D_FF Flipflop - D — X X XD_FF_MEMO Memoria de estado en

reinicioX X X X

DI_TO_BOOL Conversión aviso doble a Bool

— X X X

DINT_TO_REAL Adaptador X X X XDIST_DECODE Conversión de un aviso

doble con estado en cuatro avisos indivi-duales con estado

X X X X

DIV División X X X XDM_DECODE Aviso Doble

descodificarX X X X

DYN_OR Elemento OR dinámico X X X XINT_TO_REAL Conversión X X X XLIVE_ZERO Control Live-Zero,

caract. no linealX — — —

LONG_TIMER Timer (máx. 1193) X X X X


421


LOOP Bucle de Feedback X X — XLOWER_SETPOINT No superado el valor

límite inferiorX — — —

MUL Multiplicación X X X XMV_GET_STATUS Decodificar estado de

un valorX X X X

MV_GET_STATUS Poner estado de un valor

X X X X

NAND Puerta - NAND X X X XNEG Negación X X X XNOR Puerta - NOR X X X XOR Puerta - OR X X X XREAL_TO_DINT Adaptador X X X XREAL_TO_INT Conversión X X X XREAL_TO_UINT Conversión X X X XRISE_DETECT Detector de flancos X X X XRS_FF Flipflop - RS — X X XRS_FF_MEMO Flipflop - RS con

memoria de estado— X X X

SQUARE_ROOT Extractor de raíz X X X XSR_FF Flipflop - SR — X X XSR_FF_MEMO Flipflop - SR con

memoria de estado— X X X

ST_AND AND-gate con estado X X X XST_NOT Inversor con estado X X X XST_OR OR-gate con estado X X X XSUB Substracción X X X XTIMER Timer universal — X X —TIMER_SHORT Temporizador simple — X X —UINT_TO_REAL Conversión X X X XUPPER_SETPOINT Superado del valor

límiteX — — —

X_OR Puerta - XOR X X X XZERO_POINT Supresión del punto de

estrellaX — — —

Elementos funciona-les

Explicación Nivel de desarrolloMW_

BEARB

PLC1_

BEARB

PLC_

BEARB

SFS_

BEARB


422

Límites generales

Límites específicos del equipo

Límites adicionales

1) Al sobrepasarse el límite se produce en el equipo un aviso de error y el equipo pasa al estado de funcionamiento Monitor. Se enciende el LED rojo de ERROR.

2) Para utilizar el número máximo de temporizadores, se debe observar la siguiente condición adicional: (2 · Número TIMER + Número TIMER_SHORT) < 30. TIMER y TIMER_SHORT se reparten por lo tanto dentro del marco de cumplimiento de esta desigualdad los recursos de temporizador disponibles. El LONG_TIMER no está sujeto a esta limitación.

3) El valor de tiempo de los módulos TIMER y TIMER_SHORT no debe ser parametrizado con un valor menor que la resolución de tiempo del equipo de 10 ms, ya que en caso contrario los módulos no arrancan al recibir el impulso de inicio.

Designación Límite ComentarioEl número máximo de todos los planes CFC en todos los niveles de desarrollo

32 Al sobrepasarse el límite se produce en el equipo un aviso de error y el equipo pasa al estado de funcionamiento Monitor. Se enciende el LED rojo de ERROR.

Número máximo de planes CFC en un nivel de desarrollo


Número máximo de todas las entradas CFC en todos los planes


Max. Número máximo de Flip-Flops de reset fijoD_FF_MEMO


Designación Límite ComentarioNúmero máximo de las modificaciones simultáneas de las entradas del plan por nivel de desarrollo


Número máximo de salidas del plan por nivel de desarrollo

150

Límites adicionales 1) para los siguientes módulos CFCNivel de desarrollo Número máximo de módulos en los niveles de desarrollo

TIMER2) 3) TIMER_SHORT2) 3)

MW_BEARB — — PLC1_BEARB

15 30PLC_BEARBSFS_BEARB — —


423


Número máximo de TICKS en los niveles de desarrollo

1) Si la suma de TICKS de todos los módulos sobrepasa los límites mencionados se genera por CFC un aviso de error.

Tiempos de tratamiento en TICKS para los elementos individuales

Nivel de desarrollo Límite en TICKS 1)

MW_BEARB (Elaboración de valores de medida) 10000PLC1_BEARB (Elaboración lenta de PLC) 2000PLC1_BEARB (elaboración rápida PLC ) 400SFS_BEARB (Protección faltas de mando) 10000

Elemento individual Número de TicksMódulo, elementos básicos 5a partir de la 3ª entrada adicional, para módulos genéricos, por cada entrada 1Enlace con la barra del borde de entrada 6Enlace con la barra del borde de salida 7adicionalmente por cada plan 1Aritmética ABS_VALUE 5

ADD 26SUB 26MUL 26DIV 54SQUARE_ROOT 83

Lógica básica AND 5CONNECT 4DYN_OR 6NAND 5NEG 4NOR 5OR 5RISE_DETECT 4X_OR 5

Estado de información SI_GET_STATUS 5CV_GET_STATUS 5DI_GET_STATUS 5MV_GET_STATUS 5SI_SET_STATUS 5DI_GET_STATUS 5MV_GET_STATUS 5ST_AND 5ST_OR 5ST_NOT 5


424


Posibilidad de configuración

Memoria D_FF 5D_FF_MEMO 6RS_FF 4RS_FF_MEMO 4SR_FF 4SR_FF_MEMO 4

Órdenes de mando BOOL_TO_CO 5BOOL_TO_IC 5CMD_INF 4CMD_CHAIN 34CMD_CANCEL 3LOOP 8

Convertidor de tipos BOOL_TO_DI 5BUILD_DI 5DI_TO_BOOL 5DM_DECODE 8DINT_TO_REAL 5DIST_DECODE 8UINT_TO_REAL 5REAL_TO_DINT 10REAL_TO_UINT 10

Comparación COMPARE 12LOWER_SETPOINT 5UPPER_SETPOINT 5LIVE_ZERO 5ZERO_POINT 5

Valor de contaje COUNTER 6Tiempo y reloj TIMER 5

TIMER_LONG 5TIMER_SHORT 8ALARM 21BLINK 11

Elemento individual Número de Ticks

Los mensajes y valores medidos se pueden configurar libremente en la memoria intermedia, adicionalmente a las asignaciones previamente definidas, pudiendo eliminarse las configuraciones previas.


425

Datos Técnicos4.20 Funciones adicionales

4.20 Funciones adicionales

Valores de servicio

IntensidadesIL1; IL2; IL3Componente de secuencia positiva I1Componente de secuencia negativa I2IE o bien 3I0

en A (kA) primario y en A secundario o en % IN

RangoTolerancia 1)

10 % hasta 200 % IN1 % del valor de medida, o bien 0,5% IN

Tensiones (fase-tierra)UL1-E, UL2-E, UL3-ETensiones (fase-fase) UL1-L2, UL2-L3, UL3-L1, USINUen, Uph-e, Ux ó U0Componente de secuencia positiva U1Componente de secuencia negativa U2

en kV primario, en V secundario o en % UN

RangoTolerancia 1)

10 % hasta 120 % de UN1 % del valor de medida, o bien 0,5 % UN

S, Potencia aparente en kVAR (MVAR o GVAR) primario y en % S NRangoTolerancia 1)

0 % hasta 120 % SN1 % de SNpara U/UN e I/IN = 50 hasta 120 %

P, Potencia activa con signo matemático, total y separada por fases en kW (MW o GW) primario y en % S N

RangoTolerancia 1)

0 % hasta 120 % SN2 % de SNpara U/UN e I/IN = 50 hasta 120 % y | cos ϕ | = 0,707 hasta 1con SN =√3 · UN · IN

Q, Potencia reactiva con signo matemático, total y separada por fases en kVAR (MVAR o GVAR) primario y en % SN

RangoTolerancia 1)

0 % hasta 120 % SN2 % de SNpara U/UN e I/IN = 50 hasta 120 % y | sin ϕ | = 0,707 hasta 1con SN =√3 · UN · IN

cos ϕ, Factor de potencia2) total y separado por fasesRangoTolerancia 1)

–1 hasta +13 % para | cos ϕ | ≥ 0,707

Ángulo ϕL1; ϕL2; ϕL3, en grados ( ° ) RangoTolerancia 1)

0 hasta 180°0,5°

Frecuencia f en HzRangoTolerancia 1)

fN ± 5 Hz20 mHz

RangoTolerancia 1)

0 % hasta 400 %Clase de precisión 5% según IEC 60255-8

Temperatura Protección de sobrecargaΘ /Θdisp

en %

RangoTolerancia 1)

0 % hasta 400 %Clase de precisión 5% según IEC 60255-8


426


1) con frecuencia nominal2) Señalización de cos ϕ a partir de I/IN y U/UN mayor que 10%

Valores medio a largo tiempo

Memoria Mín/Máx

Intensidades de la determinación sensible de intensidad a tierra (intensidad efectiva, activa y reactiva) IEE, IEEa; IEEr

en A (kA) primario y en mA secundario

Rango

Tolerancia 1)

0 mA hasta 1600 mA ó 0 A hasta 8 A para IN = 5 A 2 % del valor de ajuste, ó 1 mA

Función de sincronización ver capítulo (Función de sincronización)

Ventana de tiempo 5, 15, 30 ó 60 minutosFrecuencia de actualización ajustableValores medios a largo plazo

de las intensidadesde la potencia activade la potencia reactivade la potencia aparente

IL1dmd; IL2dmd; IL3dmd; I1dmd en A (kA)Pdmd en W (kW, MW)Qdmd en VAr (kVAr, MVAr)Sdmd en VAr (kVAr, MVAr)

Almacenamiento de valores medidos con fecha y horaReset automático Posibilidad de ajustar la hora del día (en minutos, 0 a

1439 min) Posibilidad de ajustar el período de tiempo y el momento de inicio (en días, 1 a 365 días e ∞)

Reset manual a través de entradas binariasa través de tecladoa través de comunicación

Valores mín/máx de intensidades IL1; IL2; IL3I1 (Componente directo);

Valores mín/máx de las tensiones UL1-E; UL2-E; UL3-E; U1 (Componente directo);UL1-L2; UL2-L3; UL3-L1

Valores mín/máx de las potencias S, P; Q, cos ϕ; FrecuenciaValores mín/máx de la protección de sobre-carga

Θ/Θdesc

Valores mín/máx de los valores medios IL1dmd; IL2dmd; IL3dmd;I1dmd (Componente directo);Sdmd; Pdmd; Qdmd


427

Detección de pérdida de la tensión de medida (Fuse-Failure-Monitor)

Supervisión de rotura de alambre (“Broken Wire”) de los circuitos del transformador de tensión

Supervisión estacionaria de magnitudes de medida

Registro de perturbografías

Asignación de tiempo

Rango de ajuste de la tensión homopolar 3U0, por encima de la cual se detecta la caída de tensión

10 - 100 V

Rango de ajuste de la intensidad a tierra, por encima de la cual no se supone una caída de ten-sión

0,1 - 1 A para IL2dmd = 1 A 0,5 - 5A para IL2dmd = 5A

Rango de ajuste del umbral de reacción I>, por encima del cual no se supone una caída de tensión

0,1 - 35 A para IL2dmd = 1 A 0,5 - 175 A para IL2dmd = 5A

Modo de trabajo de la supervisión de la tensión de medida

según MLFB y parametrización, mediante magnitudes medidas o calculadas UE y IE

apropiada para detección de rotura de alambre mono-, bi- o tripolar de los circuitos del transformador de tensión; sólo para conexión de tensiones fase-tierra

Asimetría de intensidades Imáx/Imín > Factor de simetría, para I > ILím.

Asimetría de tensión Umáx/Umín > Factor de simetría, para U > ULím.

Suma de intensidades | iL1 + iL2 + iL3 + kI · iE | > valor límite, con

Secuencia de fases de intensidades Secuencia de fases positiva/negativaSecuencia de fases de tensiones Secuencia de fases positiva/negativaSupervisiones de valores límite IL1 > Valor límite IL1dmd>

IL2 > Valor límite IL2dmd>IL3 > Valor límite IL3dmd>I1 > Valor límite I1dmd>IL< Valor límite IL<cos ϕ < Valor límite inferior | cos ϕ | Valor límite de la potencia activa | Pdmd | >Q > Valor límite de la potencia reactiva | Qdmd | >S > Valor límite de la potencia aparente Sdmd >

Almacenamiento de los mensajes de los 8 últimos casos de averíaAlmacenamiento de los mensajes de las 3 últimas derivaciones a tierra

Resolución para mensajes de trabajo 1 msResolución para mensajes de avería 1 msDesviación de tiempo máxima (reloj interno) 0,01%Batería tampón Batería de litio 3 V/1 Ah, tipo CR 1/2 AA

Mensaje„Fallo batería“ si la carga de la batería es insuficiente


428


Registro de valores de perturbación

Contadores de energía

1) A la frecuencia nominal

Estadística de conexiones

Contador de horas de servicio



máx. 8 perturbografías; aseguradas con batería de respaldo, incluso con fallo de la tensión auxiliarTiempo de memorización 5 s por perturbografía, en suma hasta 18 s con 50 Hz

(máx. 15 s con 60 Hz)Intervalos para 50 Hz Intervalos para 60 Hz

1 valor instantáneo por cada 1,0 ms 1 valor instantáneo por cada 0,83 ms

Valores de recuento para trabajoWp, Wq (trabajo activo y trabajo reactivo)

en kWh (MWh o GWh) o en kVARh (MVARh o GVARh)

Gama Tolerancia 1)

28 Bit ó 0 a 2 68 435 455 decimal para IEC 60870-5-103 (protocolo VDEW) 31 Bit ó 0 a 2 147 483 647 decimal para otros protocolos (distintos a VDEW) ≤ 2 % para I > 0,1 IN, U > 0,1 UN y | cos ϕ | ≥ 0,707

Número de disparos memorizables hasta 9 posiciones decimalesNúmero de órdenes de cierre de la función RE (separado por 1º y 2º ciclo)

hasta 9 posiciones decimales

Intensidad de disparo acumulada (separada por polos del interruptor)

hasta 4 posiciones decimales

Campo de visualización hasta 7 posiciones decimalesCriterio Rebasar un umbral de intensidad ajustable (IP I>)

Procedimiento de cálculo en base a valores efectivos: ΣI, ΣIx, 2P;en base a valores momentáneos: I2t

Detección/Adaptación de valores de medida selectivo por fasesEvaluación un valor límite por cada función parcialNúmero de valores estadísticos memorizables hasta 13 posiciones decimales

Mediante una o dos introducciones binarias


429


Soporte de puesta en marcha

Reloj

Cambio del grupo de parámetros de función

IEC 61850 GOOSE (intercomunicación entre equipos)

- Prueba de la secuencia de fases- Valores de servicio- Prueba del interruptor por operación de mando- Establecer una perturbografía de prueba- Generar avisos

Sincronización de tiempo Entrada binariaComunicación

Modos de funcionamiento del control de la horaFNo. Modo de operación Explicación1 Interno Sincronización interna mediante RTC (preajuste)2 IEC 60870-5-103 Sincronización externa por el Puerto B (IEC 60870-5-103)3 Impulso por entrada binaria Sincronización externa con impulso por entrada binaria 4 Bus de campo (DNP, Modbus, VDEW

Redundante)Sincronización externa mediante un bus de zona

5 NTP (IEC 61850) Sincronización externa por el Puerto B (IEC 61850)

Número de grupos de ajuste disponibles 4 (Grupo de parámetros A, B, C y D) El cambio puede efectuarse por Panel de servicio en el equipo

DIGSI mediante interface operacionalProtocolo por Puerto BEntrada binaria

El servicio de comunicación GOOSE del IEC 61850 está capacitado para efectuar enclavamientos en la instalación de una subestación. Ya que el tiempo de transmisión de mensajes depende tanto del número de clientes IEC 61850 como también del estado de arranque del equipo, GOOSE por lo general no es apropiado para efectuar aplicaciones de protección relevantes. Una aplicación de protección debe ser verificada en relación a los tiempos de transmisión necesarios y debe confirmada junto con el fabricante.


430

Datos Técnicos4.21 Función de control para unidades de mando

4.21 Función de control para unidades de mando

Número de equipos de conmutación depende del número de entradas y salidas binariasBloqueo de conmutación Bloqueos de conmutación de libre programaciónMensajes Retroaviso, conectado, desconectado, posición de averíaÓrdenes Orden individual/Orden dobleOrden de conmutación al interruptor de potencia 1-, 1½ y 2 polosAutomáta programable Lógica PLC, herramienta de introducción gráficaControl local Control a través de menú

Ocupación de las teclas de funciónMando a distancia a través de interfaces de comunicación

a través de sistema de control central (por ejemplo SICAM)a través de DIGSI (por ejemplo a través de módem)


431

Datos Técnicos4.22 Dimensiones

4.22 Dimensiones

4.22.1 Montaje empotrado en panel o armario (tipo de carcasa 1/6)

Figura 4-11 Dimensiones de un 7SJ80 para montaje empotrado en paneles y armarios (tamaño de carcasa 1/6)

Nota: Para el montaje empotrado se necesitan dos rieles angulares (No. de pedido C73165-A63-C200-4). Si se utiliza un interface Ethernet es necesario adaptar los rieles angulares


432


4.22.2 Montaje superficial en panel (tipo de carcasa 1/6)

Figura 4-12 Dimensiones de un 7SJ80 para montaje superficial (tamaño de carcasa 1/6)

4.22.3 Vista inferior

Figura 4-13 Vista inferior de un 7SJ80 (tamaño de carcasa1/6)


433


4.22.4 Varistor

Figura 4-14 Dimensión del varistor para la limitación de tensión en la protección diferencial de alta impedancia

■


434

Anexo AEl anexo sirve en primer lugar como guía de consulta para el usuario experimentado. Aquí se encuentran los datos de pedido, los planos generales y de conexión, así como las tablas con todos los parámetros e informaciones del equipo con la capacidad completa de funciones.

A.1 Datos de Pedido y Accesorios 436

A.2 Distribución de los Bornes 442

A.3 Ejemplos de Conexión 446

A.4 Requerimientos para el transformador de intensidad 458

A.5 Preconfiguraciones 461

A.6 Funciones Dependientes del Protocolo 468

A.7 Capacidad de Funciones 469

A.8 Visión General de los Parámetros 471

A.9 Visión General de Informaciones 488

A.10 Avisos Colectivos 510

A.11 Vista General de los Valores de Medida 511


435

AnexoA.1 Datos de Pedido y Accesorios

A.1 Datos de Pedido y Accesorios

A.1.1 Datos de Pedido

A.1.1.1 7SJ80 V4.6

Protección multifun-cional con función de mando

6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Dispositivo adicional

7 S J 8 0 – – F +

Número de entradas y salidas binarias Pos. 6Carcasa 1/6 19” 4 x I, 3 EB, 5 SB (2 contactos conmutables), 1 contacto vivo 1Carcasa 1/6 19” 4 x I, 7 EB, 8 SB (2 contactos conmutables), 1 contacto vivo 2Carcasa 1/6 19” 4 x I, 3x U, 3 EB, 5 SB (2 contactos conmutables), 1 contacto vivo 3Carcasa 1/6 19” 4 x I, 3 x U, 7 EB, 8 SB (2 contactos conmutables), 1 contacto vivo 4

Entradas de medida (4 x I) Pos. 7Iph = 1 A, Ie = 1 A / 5 A 1Iph = 1 A, Iee (sensible) = 0,001 hasta 1,6 A / 0,005 hasta 8 A 2

Tensión auxiliar (fuente de alimentación, tensión de aviso) Pos. 8DC 24 / 48 V 1DC 60V / 110V / 125V / 220V / 250V, AC 115 V, AC 230 V 5

Diseño constructivo Pos. 9Carcasa de montaje superficial, bornes de tornillo BCarcasa de montaje empotrado, bornes de tornillo E

Preajustes específicos según la región/funciones previstas y preajustes de idioma Pos. 10Región DE, IEC, idioma alemán (idioma modificable), lámina frontal estándar ARegión mundo, IEC/ANSI, idioma inglés (idioma modificable), lámina frontal estándar BRegión US, ANSI, idioma inglés americano (idioma modificable), lámina frontal US CRegión FR, IEC/ANSI, idioma francés (idioma modificable), lámina frontal estándar DRegión mundo, IEC/ANSI, idioma español (idioma modificable), lámina frontal estándar ERegión mundo, IEC/ANSI, idioma italiano (idioma modificable), lámina frontal estándar FRegión RUS, IEC/ANSI, idioma ruso (idioma modificable), lámina frontal estándar G

Puerto B (lado inferior del equipo, atrás) Pos. 11sin equipamiento 0IEC60870-5-103 ó DIGSI4/Módem, eléctrico RS232 1IEC60870-5-103 ó DIGSI4/Módem, eléctrico RS485 2IEC60870-5-103 ó DIGSI4/Módem, óptico 820nm, conector ST 3Para otras opciones de interfaces vea las indicaciones adicionales a continuación 9


436


1) El convertidor necesita una tensión de trabajo de 24 V DC. Para una tensión de trabajo existente > 24 V DC se requiere adicionalmente la alimentación 7XV5810–0BA00.

Indicaciones adicionales para demás interfaces (lado inferior del equipo, atrás, puerto B) AdicionalProfibus esclavo DP, eléctrico RS485 + L 0 AProfibus DP esclavo, 820 nm, óptico, anillo doble, conector ST + L 0 B Modbus, eléctrico RS485 + L 0 DModbus, óptico 820 nm, conector ST + L 0 E DNP3.0, eléctrico RS485 + L 0 GDNP3.0, óptico 820 nm, conector ST + L 0 H Protocolo IEC 60870-5-103, redundante, eléctrico RS485, conector RJ45 + L 0 PIEC 61850 100 Mbit Ethernet, eléctrico, doble, conector RJ45 + L 0 R IEC 61850 100 Mbit Ethernet eléctrico, doble, conector ST + L 0 S

Convertidores Número de pedido AplicaciónSIEMENS OLM1) 6GK1502–2CB10 para anillo simpleSIEMENS OLM1) 6GK1502–3CB10 para anillo doble

Puerto A (lado inferior del equipo, adelante) Pos. 12sin equipamiento 0con interface Ethernet (interface DIGSI, no IEC61850), conector RJ45 6

Valores de medida/Perturbografía Pos. 13con perturbografía 1con perturbografía, con cálculo de valores medio, con valores mín/máx 3

Funciones Pos. 15Denominación ANSI-No. Descripción


437

Función básica (disponible en todas las versiones) 2)

— Función de mando A50/51 Protección de sobreintensidad S/I fase,

I>, I>>, I>>>, Ip, 50N/51N Protección de faltas a tierra S/I tierra

IE>, IE>>, IE>>>, IEp

50N(s)/51N(s)

Protección faltas a tierra/ Protección cortocircuito a tierraIEE>, IEE>>, IEEp 1)

87N Protección diferencial de faltas a tierra de alta impedan-cia (87N (REF) sólo es disponible con entrada sensible para intensidad a tierra (Pos. 7 = 2)) 1)

49 Protección de sobrecarga74TC Supervisión del circuito de disparo46 Protección de carga desequilibrada 50BF Protección fallo de interruptor 37 Supervisión de mínimo de intensidad86 Lock out— Cambio del grupo de parámetros

Funciones de supervisión Control del interruptor de potencia Funciones de protección flexibles (magnitudes caracte-rísticas de intensidad) Estabilización Inrush

Versión básica3)

+ Detección direccional de faltas a tierra + Protección de tensión + Protección de frecuencia

67N Protección direccional de faltas a tierra IE>, IE>>, IEp B67N(s) Protección direccional de faltas a tierra/Protección direc-

cional de cortocircuito a tierra, IEE>, IEE>>, IEEp 1)

64/59N Tensión homopolar 27/59 Subtensión/sobretensión 81 U/O Subfrecuencia/Sobrefrecuencia, f< ,f> 47 Dirección de la secuencia de fases 32/55/81R Funciones de protección flexible (magnitudes caracte-

rísticas de intensidad y tensión): Protección de tensión, de potencia, del factor de potencia, de derivación de fre-cuencia

Versión básica 3)

+ Detección direccional de faltas a tierra + Dispositivo adicional direccional fase + Protección de tensión + Protección de frecuencia

67 Determinación direccional para sobreintensidad fases I>, I>>, Ip

C

67N Protección direccional de faltas a tierra IE>, IE>>, IEp

67N(s) Protección direccional de faltas a tierra/Protección direc-cional de cortocircuito a tierra, IEE>, IEE>>, IEEp

1)

64/59N Tensión homopolar 27/59 Subtensión/sobretensión 81 U/O Subfrecuencia/Sobrefrecuencia, f< ,f> 47 Dirección de la secuencia de fases 32/55/81R Funciones de protección flexible (magnitudes

características de intensidad y tensión): Protección de tensión, de potencia, del factor de potencia, de derivación de frecuencia

Funciones Pos. 15


438

1) según la entrada de intensidad a tierra en posición 7 la función trabaja como protección de faltas a tierra (entrada sensible) o como protección de cortocircuito (entrada normal Ie),

2) sólo suministrable en conexión con la 6ta pos. = 1 ó 2,3) sólo suministrable en conexión con la 6ta pos. = 3 ó 4 (3xU),

1) sólo suministrable en conexión con la 6ta pos. = 3, 4 (3xU),

Versión básica 3)

+ Dispositivo adicional direccional fase + Protección de tensión + Protección de frecuencia + Control de sincronismo

67 Determinación direccional para sobreintensidad, fases, I>, I>>, Ip

Q

27/59 Subtensión/sobretensión (fase-fase) 81 U/O Subfrecuencia/Sobrefrecuencia, f< ,f> 47 Dirección de la secuencia de fases 25 Control de sincronismo 32/55/81R Funciones de protección flexibles (magnitudes caracte-

rísticas de intensidad y tensión) Protección de tensión, de potencia, del factor de potencia, de derivación de frecuencia

Funciones Pos. 15

Reenganche automático (RE) / Localizador de faltas Pos. 16sin RE, sin localizador de faltas 0

79 con RE 121FL con localizador de faltas 1) 279, 21FL con RE, con localizador de faltas 1) 3


439


A.1.2 Accesorios

Módulos de sustitución para interfaces

Denominación Número de pedido

RS232 C53207-A351-D641-1

RS485 C53207-A351-D642-1

Fibra óptica 820 nm C53207-A351-D643-1

Profibus DP RS485 C53207-A351-D611-1

Profibus DP doble anillo C53207-A351-D613-1

Modbus RS485 C53207-A351-D621-1

Modbus 820 nm C53207-A351-D623-1

DNP 3.0 RS485 C53207-A351-D631-1

DNP 3.0 820 nm C53207-A351-D633-1

Ethernet eléctrico (EN 100) C53207–A351–D675–2

Ethernet óptico (EN 100) C53207–A351–D676–1

Protocolo IEC 60870-5-103, redundante, RS485 C53207–A351–D644–1

Interface Ethernet eléctrico en el puerto A C53207-A351-D151-1

Convertidor RS485-fibra óptica

Convertidor RS485-fibra óptica Número de pedido

820 nm, con conexión roscada FSMA 7XV5650–0AA00

820 nm, con conexión conector ST 7XV5650–0BA00

Perfil angular para montaje en bastidor 19 pulgadas


Perfil angular C73165-A63-C200-4

Batería tampón

Batería de litio 3 V/1 Ah, Tipo CR 1/2 AA Número de pedido

VARTA 6127 101 501


440


Bornes

Borne de tensión, cpl. 2x7P GS (Bloque C, E) C73334A-1D-81-1

Borne de tensión, cpl. 2x7P GS, estampado inverso (Bloque D) C73334A-1D-82-1

Borne de intensidad 4xI, cpl. CC GS C73334A-1D-85-1

Borne de intensidad 3xI,1xIEE, cpl. CC GS C73334A-1D-86-1

Puente borne de intensidad, 3 piezas C73334A-1C-93-1

Puente borne de tensión, 6 piezas C73334A-1C-94-1

Varistor

Varistor para limitar la tensión en la protección diferencial de alta impedancia


125 Vef, 600 A, 1S/S256 C53207-A401-D76-1

240 Vef, 600 A, 1S/S1088 C53207-A401-D77-1


441

AnexoA.2 Distribución de los Bornes

A.2 Distribución de los Bornes

A.2.1 7SJ80 — Carcasa para montaje empotrado en paneles y armarios como también para montaje superficial en paneles de control

7SJ801*

Figura A-1 Diagrama general del 7SJ801*


442


7SJ802*



443


7SJ803*



444


7SJ804*



445

AnexoA.3 Ejemplos de Conexión

A.3 Ejemplos de Conexión

Figura A-5 Conexión a tres transformadores de intensidad y a la intensidad de punto neutro (intensidad a tierra) (circuito Holmgreen) conexión normal, aplicable para todas las redes

Figura A-6 Conexión a dos transformadores de intensidad, sólo para redes aisladas o compensadas


446


Figura A-7 Conexión a tres transformadores de intensidad- intensidad a tierra determinada por un transformador adicional de suma de intensidades, preferentemente para redes puestas a tierra de forma directa o por baja impedancia.

Importante: La puesta a tierra del apantallado debe efectuarse al lado del cable Nota: ¡La conmutación de la polaridad de intensidad (dirección 201) produce también un cambio de

polaridad a la entrada de intensidad IE!

Figura A-8 Conexión a dos transformadores de intensidad- adicionalmente transformador toroidal de cables para la detección sensible de faltas a tierra- sólo para redes aisladas o compensadas


polaridad a la entrada de intensidad IEE!


447


Figura A-9 Conexión a tres transformadores de intensidad- intensidad a tierra de un transformador toroidal de cables para la detección sensible de faltas a tierra


polaridad a la entrada de intensidad IEE!

Figura A-10 Conexión a tres transformadores de intensidad y tres transformadores de tensión (tensiones fase-tierra), coneción normal, aplicables para todas las redes


448


Figura A-11 Conexión a tres transformadores de intensidad y tres transformadores de tensión -capacitivo-

Figura A-12 Conexión a tres transformadores de intensidad, dos transformadores de tensión (tensiones fase-fase) y devanado delta abierto (e-n), aplicables para todas las redes


449


Figura A-13 Conexión a dos transformadores de intensidad y conexión en V del transformador de tensión, para redes aisladas o compensadas, cuando no es necesaria una protección direccional de faltas a tierra

Figura A-14 Conexión a tres transformadores de intensidad, dos transformadores de tensión en conexión V, sólo para redes aisladas y compensadas; sin protección direccional de faltas a tierra ya que la tensión homopolar no puede ser calculada


450


Figura A-15 Conexión a tres transformadores de intensidad, transformador toroidal para cables y devanado delta abierto, precisión máxima para la determinación direccional de faltas a tierra

Importante: La puesta a tierra del apantallado debe efectuarse al lado del cable Para realizar la puesta a tierra de los transformadores de intensidad al lado de la barra, se modifica la polaridad de intensidad bajo la dirección 0201. Esto produce también un cambio de polaridad a la entrada de intensidad IE/IEE. Para esto, al utilizar un transformador toroidal de cables se deben inter-cambiar las conexiones de k y de I en F8 y F7.


451


Figura A-16 Conexión a dos transformadores de intensidad de fase y a un transformador de intensidad a tierra; la intensidad a tierra se conduce por la entrada a tierra sensible y normal sensible.

¡Importante! La puesta a tierra del apantallado debe efectuarse al lado del cablePara realizar la puesta a tierra de los transformadores de intensidad al lado de la barra, se modifica la polaridad de intensidad bajo la dirección 0201. Esto produce también un cambio de polaridad a la entrada de intensidad IEE. Para esto, al utilizar un transformador toroidal de cables, se deben intercambiar las conexiones de k y de I en F8 y F7.


452


Figura A-17 Conexión a dos transformadores de intensidad de fase y a dos de intensidad a tierra; IE/IEE – intensidad a tierra de la línea, IE2 – intensidad a tierra del punto neutro del transformador

¡Importante! La puesta a tierra del apantallado debe efectuarse al lado del cablePara realizar la puesta a tierra de los transformadores de intensidad al lado de la barra, se modifica la polaridad de intensidad bajo la dirección 0201. Esto produce también un cambio de polaridad a la entrada de intensidad IE/IEE. Para esto, al utilizar un transformador toroidal de cables se deben intercambiar las conexiones de k y de I en F8 y F7.

Figura A-18 Protección diferencial de alta impedancia para un devanado de transformador puesto a tierra (se representa la parte de conexión correspondiente para la protección diferencial de alta impendacia)


453


Figura A-19 Ejemplo para modo de conexión "U1E, U2E, U3E" conexión de tensión al lado de la salida

Figura A-20 Conexión a dos transformadores de tensión (tensiones fase-fase) y devanado delta abierto (e-n), aplicable para todas las redes


454


Figura A-21 Ejemplo para modo de conexión "U1E, U2E, U3E" conexión de tensión al lado de la barra

Figura A-22 Ejemplo para modo de conexión "Uph-e, USin" Esta conexión es posible en cualquiera de las tres fases. La fase debe ser idéntica para Uph-e y USin.


455


Figura A-23 Ejemplo para modo de conexión "U12, U23, Ux"

Figura A-24 Ejemplo para modo de conexión "U12, U23"


456


Figura A-25 Ejemplo para modo de conexión "U12, U23" con conexión de tensiones de fase en V

Figura A-26 Ejemplo para modo de conexión "U12, U23, USIN"

Figura A-27 Ejemplo para modo de conexión "U12, U23, USIN" con conexión de tensiones de fase en V


457

AnexoA.4 Requerimientos para el transformador de intensidad

A.4 Requerimientos para el transformador de intensidad

Los requerimientos para la aplicación de los transformadores de intensidad generalmente están determinados por la protección de sobreintensidad, especialmente por el ajuste del escalón de alta intensidad. También existe un requerimiento mínimo basado en la práctica.

Las recomendaciones se determinan según la norma IEC 60044-1.

Para calcular el punto de codo de la tensión y otras clases de transformadores según los requerimientos se consideran las normas IEC 60044-6, BS 3938 y ANSI/IEEE C 57.13

A.4.1 Factores de sobreintensidad

Factor de sobreintensidad de trabajo y nominal

Ejemplo de cálculo según IEC 60044–1

Factor de sobreintensidad de trabajo mínimo re-querido

pero al menos 20conn' Factor de sobreintensidad de trabajo mínimoI>>Arr Valor primario de arranque del escalón de alta

intensidadIpN Intensidad nominal primaria del

transformadorFactor nominal de sobreintensidad resultante

conn Factor nominal de sobreintensidadRBC resistencia de carga conectada (equipo y

conducción)RBN Carga nominalRCt Carga interna del transformador

IsN = 1 A

n' = 20RBC = 0,6 Ω (equipo y conducción)RCt = 3 Ω RBN = 5 Ω (5 VA)

n puesto en 10para que: 5P10, 5 VA

conIsN = Intensidad nominal secundaria del transformador


458

A.4.2 Cálculo de clases

Tabla A-1 Corversión a otras clases

A.4.3 Transformador toroidal de cables

Generalidades

Los requerimientos para el transformador toroidal de cables están determinados por la función „Detección sensitiva de faltas a tierra“.

Las recomendaciones se determinan según la norma IEC 60044-1.

Requerimientos

British Standard BS 3938

ANSI/IEEE C 57.13, clase C

IsN = 5 A (valor típico)IEC 60044-6 (comportamiento transitivo), clase TPS

Clases TPX, TPY, TPZ

K≈ 1KSCC≈ n

Cálculo ver capítuloA.4.1 Factores de sobreintensidad con: KSCC≈ n TP según la red y la secuencia de cierres previstos

conUk Tensión de punto de codoRCt Carga internaRBN Carga nominalIsN Intensidad nominal secundaria del transformadorn Factor nominal de sobreintensidadUs.t.max tensión sec. de bornas para 20 IpN

Ual tensión sec. límite de magnetización K Factor de dimensionamientoKSCC Factor de simetría Intensidad de cortocircuito nominalTP Constante de tiempo primaria

Relación de transformación, típicaDependiendo de la red específica y por lo tanto del valor máximo de la intensidad de falta a tierra se debe elegir según el caso otra relación de transformación.

60 / 1

Factor límite de sobreintensidad FS = 10Minimale Leistung 1,2 VACarga máxima conectada– Para valores umbrales de intensidad secundarios ≥ 20 mA– Para valores umbrales de intensidad secundarios < 20 mA

≤ 1,2 VA (≤ 1,2 Ω)≤ 0,4 VA (≤ 0,4 Ω)


459


Exactitud de clases

Tabla A-2 Exactitud de clase mínima requerida dependiente de la conexión a tierra del punto estrella y del modo de fincionamiento.

Para las intensidades de falta a tierra con valores mínimos se debe parametrizar en el equipo, según el caso, una corrección angular (ver descripción de la función „Detección sensitiva de faltas a tierra“).

Punto estrella Aislado Compensado Puesto a tierra por alta impedancia

Función direccional Clase 1 Clase 1 Clase 1Función no direccional Clase 3 Clase 1 Clase 3


460

AnexoA.5 Preconfiguraciones

A.5 Preconfiguraciones

Por entrega de fábrica, en los equipos ya han sido efectuados preajustes para las señales luminosas, entradas y salidas binarias como también para las teclas de función. Estos se muestran en las tablas siguientes.

A.5.1 Señales Luminosas

Tabla A-3 7SJ801*

Tabla A-4 7SJ802*

Tabla A-5 7SJ803*

Señales Lumi-nosas

Función preconfi-gurada

Aviso-No. Observaciones

LED1 DISP.gen Relé 511 Disparo del relé (general)LED2 S/I ARR L1 1762 Arranque prot.sobreintens. fase L1LED3 S/I ARR L2 1763 Arranque prot.sobreintens. fase L2LED4 S/I ARR L3 1764 Arranque prot.sobreintens. fase L3LED5 S/I ARR Tierr 1765 Arranque prot.sobreintens. tierra (E)LED6 Fallo ΣI 162 Fallo de valor de medida suma I

Fallo Isim. 163 Fallo simetría de intensidadFall.sec.fa.I 175 Fallo, secuencia de fase I

LED7 sin ordenación 1 sin ordenación a función de salidaLED8 Camb posIP Cambio de estado del interruptor

Señales Lumi-nosas



LED1 DISP.gen Relé 511 Disparo del relé (general)LED2 S/I ARR L1 1762 Arranque prot.sobreintens. fase L1LED3 S/I ARR L2 1763 Arranque prot.sobreintens. fase L2LED4 S/I ARR L3 1764 Arranque prot.sobreintens. fase L3LED5 S/I ARR Tierr 1765 Arranque prot.sobreintens. tierra (E)LED6 Fallo ΣI 162 Fallo de valor de medida suma I

Fallo Isim. 163 Fallo simetría de intensidadFall.sec.fa.I 175 Fallo, secuencia de fase I

LED7 sin ordenación 1 sin ordenación a función de salidaLED8 Camb posIP Cambio de estado del interruptor

Señales Lumi-nosas



LED1 DISP.gen Relé 511 Disparo del relé (general)LED2 S/I ARR L1 1762 Arranque prot.sobreintens. fase L1

ARR L1 S/I di 2692 Arranque S/I.tdef./t.inv.direcc.fase L1LED3 S/I ARR L2 1763 Arranque prot.sobreintens. fase L2


ARR L3 S/I di 2694 Arranque S/I.tdef./t.inv.direcc.fase L3LED5 S/I ARR Tierr 1765 Arranque prot.sobreintens. tierra (E)


461


Tabla A-6 7SJ804*

A.5.2 Entrada Binaria

Tabla A-7 Entradas binarias preconfiguradas para todos los equipos y variantes de pedido

LED6 Fallo ΣI 162 Fallo de valor de medida suma IFallo Isim. 163 Fallo simetría de intensidadFallo U sim 167 Fallo, simetría de valores de tensiónFall.sec.fa.I 175 Fallo, secuencia de fase IFall.sec.fa.U 176 Fallo, secuencia de fase UCirc.TT Interr. 253 Fallo Circuit.Transf.Tens.:

InterrupciónLED7 sin ordenación 1 sin ordenación a función de salidaLED8 Camb posIP Cambio de estado del interruptor

Señales Lumi-nosas



LED1 DISP.gen Relé 511 Disparo del relé (general)LED2 S/I ARR L1 1762 Arranque prot.sobreintens. fase L1



ARR L3 S/I di 2694 Arranque S/I.tdef./t.inv.direcc.fase L3LED5 S/I ARR Tierr 1765 Arranque prot.sobreintens. tierra (E)

ARR S/I dir T 2695 Arranque sobreint.direccional tierraLED6 Fallo ΣI 162 Fallo de valor de medida suma I

Fallo Isim. 163 Fallo simetría de intensidadFallo U sim 167 Fallo, simetría de valores de tensiónFall.sec.fa.I 175 Fallo, secuencia de fase IFall.sec.fa.U 176 Fallo, secuencia de fase UCirc.TT Interr. 253 Fallo Circuit.Transf.Tens.:

InterrupciónLED7 sin ordenación 1 sin ordenación a función de salidaLED8 Camb posIP Cambio de estado del interruptor

Señales Lumi-nosas



Entrada Binaria



EB1 >I>> bloqueo 1721 >Bloqueo prot.sobreintens. escalón I>>

>IE>> bloqueo 1724 >Escalón IE>>sobreintens .bloqueado

EB2 >RPOS Q0 abie 4602 >Retroaviso posición: Q0 abiertoQ0 INTERR. Interruptor de potencia Q0

EB3 >IP cerrado 4601 >Interruptor de potencia cerradoQ0 INTERR. Interruptor de potencia Q0


462


Tabla A-8 Entradas binarias adicionales preconfiguras para 7SJ802* ó 7SJ804*

A.5.3 Salida Binaria

Tabla A-9 Salidas binarias preconfiguradas para todos los equipos y variantes de pedido

Tabla A-10 Salidas binarias adicionales preconfiguras para 7SJ802* ó 7SJ804*

Entrada Binaria



EB4 sin preajuste - -EB5 sin preajuste - -EB6 sin preajuste - -EB7 sin preajuste - -

Relé de salida Función preconfi-gurada


SB1 DISP.gen Relé 511 Disparo del relé (general)Q0 INTERR. Interruptor de potencia Q0

SB2 Q0 INTERR. Interruptor de potencia Q0Orden.cierr.RE 2851 Orden de cierre por reenganche

SB3 Q0 INTERR. Interruptor de potencia Q0Orden.cierr.RE 2851 Orden de cierre por reenganche

SB4 Fallo ΣI 162 Fallo de valor de medida suma IFallo Isim. 163 Fallo simetría de intensidadFallo U sim 167 Fallo, simetría de valores de tensiónFall.sec.fa.I 175 Fallo, secuencia de fase IFall.sec.fa.U 176 Fallo, secuencia de fase UCirc.TT Interr. 253 Fallo Circuit.Transf.Tens.:

InterrupciónSB5 Arranque Relé 501 Arranque general del relé de

protección

Relé de salida Función preconfi-gurada


SB6 sin preajuste - -SB7 sin preajuste - -SB8 sin preajuste - -


463


A.5.4 Teclas de Función

Tabla A-11 Válido para todos los equipos y variantes de pedido

A.5.5 Cuadro Básico

Según el tipo del equipo se disponen de un número predefinido de páginas de valores de medida. La página de inicio del cuadro básico, que se visualiza de forma estándar después del inicio del equipo, puede ser seleccionada en los datos del equipo mediante el parámetro 640 Hoja inicial FB.

Teclas de Función Función preconfiguradaS1 Señalización de los avisos de servicioS2 Señalización de los valores de medida primariosS3 Señalización del último registro de perturbaciónS4 sin preajusteS5 sin preajusteS6 sin preajusteS7 sin preajusteS8 sin preajusteS9 sin preajuste


464


con display de seis líneas del 7SJ80

Figura A-28 Cuadro básico del 7SJ80 en la versión con U sin valores de medida ampliados

En la medición U0/I0-ϕ se representa la intensidad a tierra medida IE2 bajo E y la intensidad a tierra IE o IEE bajo EE.


465


Figura A-29 Cuadro básico del 7SJ80 en la versión con U con valores de medida ampliados

Figura A-30 Cuadro básico del 7SJ80 en las versiones sin U y valores de medida ampliados


466


Figura A-31 Cuadro básico del 7SJ80 en la versión sin U con valores de medida ampliados

Señalización espontánea de una perturbación en la pantalla

Después de una perturbación se visualiza en el display de un equipo sin accionamiento del usuario, automáticamente los datos más importantes del evento después del arranque general según el orden indicado en la figura siguiente.

Figura A-32 Señalización de avisos espontáneos en la pantalla del equipo


467

AnexoA.6 Funciones Dependientes del Protocolo

A.6 Funciones Dependientes del Protocolo

Protocolo → IEC 60870–5103, simple

IEC 60870–5103, redundante

IEC 61850 Ethernet (EN 100)

Profibus DP DNP3.0Modbus ASCII/RTU

Función ↓

Valores de medida Sí Sí Sí Sí SíValores de contaje Sí Sí Sí Sí SíPerturbografía Sí Sí Sí No No Ajuste de protección por remoto

No Sí Sí No No

Avisos definidos por el usuario y objetos de mando

Sí Sí Sí Sí Sí

Sincronización de hora Sí Sí Sí Sí SíAvisos con referencia de tiempo

Sí Sí Sí Sí Sí

Soporte de puesta en marchaBloqueo de avisos y valores

Sí Sí Sí No No

Generar avisos de prueba

Sí Sí Sí No No

Modo físico Asíncrono Asíncrono Síncrono Asíncrono AsíncronoModo de transmisión cíclico/Evento cíclico/Evento cíclico/Evento cíclico cíclico/

Evento(DNP)

cíclicoModbus)

Velocidad de datos 1 200 hasta 115 000

2 400 hasta 57 600

máx. 100 MBaud

máx. 1,5 MBaud

2400 hasta 19200

Tipo – RS232– RS485– Fibra óptica

– RS485 Ethernet TP – RS485 – Fibra óptica (anillo doble)

– RS485 – Fibra óptica


468

AnexoA.7 Capacidad de Funciones

A.7 Capacidad de Funciones

Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste

Preajuste Explicación

103 CAMBIO GRUPARÁM no disponibledisponible

no disponible Cambio grupo de parámetros

104 PERTURBOGRAFÍA no disponibledisponible

disponible Perturbografía

112 SOBREINTENS.FAS no disponiblet.def sin t.invS/I IECS/I ANSI

t.def sin t.inv Protección sobreint. de fases TDef/TInv

113 SOBREINTENS.TIE no disponiblet.def sin t.invS/I IECS/I ANSI

t.def sin t.inv Protección sobreint. de tierra TDef/TInv

115 S/I DIR.FASES no disponiblet.def sin t.invS/I IECS/I ANSI

t.def sin t.inv Prot.direccional sobreintensidad fases

116 S/I DIR. TIERRA no disponiblet.def sin t.invS/I IECS/I ANSI

t.def sin t.inv Prot.direccional sobreintensidad tierra

117 CAMB.DIN.PARAM no disponibledisponible

no disponible Conmutación dinámica de parametros

122 ESTABILIZ.RUSH no disponibledisponible

no disponible Estabilización Inrush

127 S/I MONOFASICA no disponibledisponible

no disponible Prot. sobreintensidad monofásica

130 Car.dir F/T se cos ϕ / sin ϕV0/I0 ϕ med.

cos ϕ / sin ϕ Característ. dir. detección F/T (sens.)

131 F/T SENS. no disponiblet.def sin t.invCaract.usuario

no disponible Detección faltas a tierra alta (sensib.)

140 P.CARGAS DESEQU no disponibleCarac.disp ANSICarac.disp.IECindependiente

no disponible Protección contra cargas desequilibradas

142 SOBRECARGA no disponiblesin temper.amb.

sin temper.amb. Protección de sobrecarga

150 PROT. TENSIÓN no disponibledisponible

no disponible Protección de tensión

154 PROT. FRECUENC. no disponibledisponible

no disponible Protección de frecuencia

161 SINC Función 1 no disponibleCONTROL SINCRO

no disponible Función de sincronización

170 PROT. FALLO no disponibledisponibleexist. con 3I0>

no disponible Protección de fallo del interruptor

171 REENGANCHE AUTO no disponibledisponible

no disponible Reenganche automático (RE)


469

AnexoA.7 Capacidad de Funciones

172 MANTENIMIEN. IP no disponibleProcedimien. IxProcedimien. 2pProcedim. I2t

no disponible Mantenimiento interruptor de potencia

180 LOCALIZ. FALTAS no disponibledisponible

no disponible Localizador de faltas

181 SECT.Lín.LOC.F 1 Sección2 Secciones3 Secciones

1 Sección Sectores de línea p. localizador faltas

182 SUPER.CIRC.DISP no disponiblecon 2 EBcon 1 EB

no disponible Supervisión circuito de disparo

192 Med.Tens.Cap. NoSi

No Medida de tensión capacitiva

617 ProtServi (MM) no disponibleIEC 60870DIGSI

IEC 60870 Protoc. Interf. servicio (marca modif.)

- FUNC. FLEX. 1.. 20 Función flexible 01Función flexible 02Función flexible 03Función flexible 04Función flexible 05Función flexible 06Función flexible 07Función flexible 08Función flexible 09Función flexible 10Función flexible 11Función flexible 12Función flexible 13Función flexible 14Función flexible 15Función flexible 16Función flexible 17Función flexible18Función flexible 19Función flexible 20

por favor elegir Funciónes flexibles

Dir. Parámetro Posibilidades de ajuste

Preajuste Explicación


470

AnexoA.8 Visión General de los Parámetros

A.8 Visión General de los Parámetros



Dir. Parámetro Función C Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación0 FUNC. FLEX. Flx Desactivar

ActivarSólo aviso

Desactivar Función flexible

0 MODO DE FUNCIÓN Flx trifásicamonofásicasin referencia

trifásica Modo de función

0 VALOR MED. Flx Selec.por favorIntensidadTensiónP adel.Pa atrásPr adel.Pr atrás.Factor de pot.FrecuenciaDf/dt ascenden.Df/dt descendenEntrada binaria

Selec.por favor Selección del valor de medida

0 PROCED. MED. Flx Onda fundament.True RMSSistem.sec.pos.Sistem.sec.neg.Sistema homopolRelación I2/I1

Onda fundament. Selección del procedimiento de medida

0 ARRANQUE CON Flx SuperaciónDisminución

Superación Arranque con

0 INTENSIDAD Flx IL1IL2IL3IEIEEIE2

IL1 Intensidad

0 TENSIÓN Flx Selec.por favorU1EU2EU3EU12U23U31UEUx

Selec.por favor Tensión

0 POTENCIA Flx IL1 U1EIL2 U2EIL3 U3E

IL1 U1E Potencia

0 SISTEMA TENSIÓN Flx fase-fasefasr-tierra

fase-fase Sistema de tensión

0 UMBRAL ARRANQUE Flx 0.05 .. 40.00 A 2.00 A Umbral de arranque

0 Umbral arranque Flx 1A 0.05 .. 40.00 A 2.00 A Umbral de arranque

5A 0.25 .. 200.00 A 10.00 A

0 UMBRAL ARRANQUE Flx 1A 0.001 .. 1.500 A 0.100 A Umbral de arranque

5A 0.005 .. 7.500 A 0.500 A

0 UMBRAL ARRANQUE Flx 2.0 .. 260.0 V 110.0 V Umbral de arranque


0 UMBRAL ARRANQUE Flx 40.00 .. 60.00 Hz 51.00 Hz Umbral de arranque

0 UMBRAL ARRANQUE Flx 50.00 .. 70.00 Hz 61.00 Hz Umbral de arranque

0 UMBRAL ARRANQUE Flx 0.10 .. 20.00 Hz/s 5.00 Hz/s Umbral de arranque

0 UMBRAL ARRANQUE Flx 1A 2.0 .. 10000.0 W 200.0 W Umbral de arranque

5A 10.0 .. 50000.0 W 1000.0 W


471


0 UMBRAL ARRANQUE Flx -0.99 .. 0.99 0.50 Umbral de arranque

0 UMBRAL ARRANQUE Flx 15 .. 100 % 20 % Umbral de arranque


0 RETARDO DISP Flx 0.00 .. 3600.00 s 1.00 s Retardo de orden de DISPARO

0A RETARDO ARR Flx 0.00 .. 60.00 s 0.00 s Retardo de arranque

0 RETARDO ARR Flx 0.00 .. 28800.00 s 0.00 s Retardo de arranque

0A RATARDO REPOS. Flx 0.00 .. 60.00 s 0.00 s Retardo de reposición

0A BLQ. TENS. MED. Flx NoSi

Si Bloqueo por fallo de la tensión med.

0A REL. REPOSIÓN Flx 0.70 .. 0.99 0.95 Relación de reposición

0A REL. REPOSÓN Flx 1.01 .. 3.00 1.05 Relación de reposición

0 Dif. Repos. Flx 0.02 .. 1.00 Hz 0.03 Hz Diferencia de reposición

201 Pto.EST.TI Datos de planta Lado de líneaLado de barra

Lado de línea Punto estrella transformador intensidad

202 UnPRIMARIA Datos de planta 0.10 .. 800.00 kV 20.00 kV Tensión nom. primaria del transformador

203 UnSECUNDAR Datos de planta 34 .. 225 V 100 V Tensión nom. secundar. del transformador

204 T.I.Inom Primar Datos de planta 10 .. 50000 A 400 A Intensidad.Nom.primaria de transformador

205 Inom Secun.Equi Datos de planta 1A5A

1A Intensidad Nom. secund. del equipo

206A Uf/Uen Transfor Datos de planta 1.00 .. 3.00 1.73 Factor de adaptación Uf / Uen

209 SECUENCIA FASES Datos de planta L1 L2 L3L1 L3 L2

L1 L2 L3 Secuencia de fases

210A TMin.Orden Disp Datos de planta 0.01 .. 32.00 s 0.15 s Tiempo mínimo de la orden de disparo

211A TMax.Orden Disp Datos de planta 0.01 .. 32.00 s 1.00 s Duración máxima de la orden de cierre

212 IP I> Datos de planta 1A 0.04 .. 1.00 A 0.04 A Intens.Límite "Interrupt.pot. cerrado"5A 0.20 .. 5.00 A 0.20 A

213 CONEX.TT 3fases Datos de planta U1E, U2E, U3EU12, U23, UEU12,U23,USYNU12, U23ULE, UsynU12, U23, Ux

U1E, U2E, U3E Conexión transformador tensión, 3 fases

214 FRECUENCIA NOM. Datos de planta 50 Hz60 Hz

50 Hz Frecuencia nominal de red

215 UNIDAD LONGITUD Datos de planta kmMillas

km Dimensión localiz. faltas en

217 IEN-Trafo Prim Datos de planta 1 .. 50000 A 60 A Intensidad nominal primaria TI

218 IEN-Trafo Secu Datos de planta 1A5A

1A Intensidad nominal secundaria TI

220 Umbral EB 1 Datos de planta Umbral EB 176VUmbral EB 88VUmbral EB 19V














Dir. Parámetro Función C Posibilidades de ajuste Preajuste Explicación


472


232 UXnPRIMARIA Datos de planta 0.10 .. 800.00 kV 20.00 kV Tensión X nom. primaria del transform.

233 UXnSECUNDAR Datos de planta 100 .. 225 V 100 V Tensión X nom. secundar. del transform.

235A ATEX100 Datos de planta NoSi

Si Guardar imagen térm. en pérdida tensión

238 IEN2-TI PRIM Datos de planta 1 .. 50000 A 400 A Intens. nom. TI, Tierra2 primaria (I2)

239 IEN2-TI SEC Datos de planta 1A5A

1A Intens. nom. TI, Tierra2 secundaria (I2)

241 Tran.Tens.L1:C1 Datos de planta 1.0 .. 100.0 pF 10.0 pF Transform. de tensión L1: Capacidad C1

242 Tran.Tens.L1:C2 Datos de planta 250 .. 10000 pF 2200 pF Transform. de tensión L1: Capacidad C2





250A S/I 2 fases Datos de planta DesactivarActivar

Desactivar Prot sobreintensidad bifásica

251A CT Connect. Datos de planta L1, L2, L3, (E)L1,E2,L3,E;E>L2L1,E2,3,E;E2>L2

L1, L2, L3, (E) CT Connection

260 Ir-IP Datos de planta 10 .. 50000 A 125 A Intensidad referencia funcional del IP

261 No.ACCIONAM. Ir Datos de planta 100 .. 1000000 10000 No. accionamientos con Intens. ref.func.

262 Isc-IP Datos de planta 10 .. 100000 A 25000 A Intens. ref. de DISP por cortocirc.de IP

263 No.ACC. con Isc Datos de planta 1 .. 1000 50 No.máx.accionam.con intens.ref.cortocirc

264 EXPONENTE Ix Datos de planta 1.0 .. 3.0 2.0 Exponente para procedimiento Ix

265 MIP OBJ. MANDO Datos de planta (posibilidades de ajuste según la aplicación)

ninguno Mantenimien.IP, DISP por objeto de mando

266 T IP DISP Datos de planta 1 .. 600 ms 80 ms Tiempo de disparo del IP

267 T IP DISP prop. Datos de planta 1 .. 500 ms 65 ms Tiempo propio de disparo del IP

280 Holmgr. para Σi Datos de planta NoSi

No Holmgreen con.(para superv. rap. suma I)

302 ACTIVACIÓN Camb.Grup.Par. GRUPO AGRUPO BGRUPO CGRUPO Dvía ENTR.BIN.vía protocolo

GRUPO A Activación del grupo de parámetros

401 INICI. PERTURB. Perturbografía Memo.con arr.Memo con DISP.Inicio con DISP

Memo.con arr. Inicio de la perturbografía

402 CAPACIDAD Perturbografía PerturbacionFalta en la red

Perturbacion Capacidad registro de valores de perturb

403 T MAX Perturbografía 0.30 .. 5.00 s 2.00 s Tiempo duración de perturbografía T -máx

404 T. PREFALTA Perturbografía 0.05 .. 0.50 s 0.25 s Tiempo prefalta

405 T. POSTFALTA Perturbografía 0.05 .. 0.50 s 0.10 s Tiempo postfalta

406 T. EXTERN Perturbografía 0.10 .. 5.00 s; ∞ 0.50 s Tiempo de perturbograf. con inicio ext.

610 SEÑALIZA. ERROR Equipo Con arranqueCon disparo

Con arranque Señalización de error en LED/LCD

611 INDICAC.ESPONT. Equipo SiNo

No Indicación espontánea de datos de falta

613A S/I Tierra con Datos de planta (medido)3I0 (calculado)

(medido) S/I temporizada Tierra con



473

614A ENTR.MED. U>(>) Datos de planta ULLULEU1U2

ULL Entrada medida de Prot. de sobretensión

615A ENTR.MED. U<(<) Datos de planta U1ULLULE

U1 Entrada medida de Prot. de subtensión

640 Hoja inicial FB Equipo Imagen 1Imagen 2Imagen 3Imagen 4Imagen 5Imagen 6

Imagen 1 Hoja inicial Figura básica

1101 UN-FUNC. PRIM. Datos generale2 0.10 .. 800.00 kV 20.00 kV Tens. nom.de servicio primaria de planta

1102 IN-FUNC. PRIM. Datos generale2 10 .. 50000 A 400 A Int.nom.de servicio primaria de planta

1103 RE/RL Datos generale2 -0.33 .. 7.00 1.00 Factor de compensación RE/RL

1104 XE/XL Datos generale2 -0.33 .. 7.00 1.00 Factor de compensación XE/XL

1105 X SEC/MILLA Datos generale2 1A 0.0050 .. 15.0000 Ω/Mi 0.2420 Ω/Mi Reactancia por long. de la línea x'5A 0.0010 .. 3.0000 Ω/Mi 0.0484 Ω/Mi

1106 X SEC/KM. Datos generale2 1A 0.0050 .. 9.5000 Ω/Km 0.1500 Ω/Km Reactancia por long. de la línea x'5A 0.0010 .. 1.9000 Ω/Km 0.0300 Ω/Km

1107 I.Arran.Motor Datos generale2 1A 0.40 .. 10.00 A 2.50 A Intensidad de arranque del Motor5A 2.00 .. 50.00 A 12.50 A

1108 SIGNO MAT. P,Q Datos generale2 no inversoinverso

no inverso Signo mat. de valores de serv. P,Q

1109 ÁNG.IMP.LÍN. Datos generale2 10 .. 89 ° 85 ° Ángulo de la impedancia de la línea

1110 LONG.LÍNEA Datos generale2 0.1 .. 1000.0 km 100.0 km Longitud de línea en kilómetros

1111 LONG.LÍNEA Datos generale2 0.1 .. 650.0 MILLA 62.1 MILLA Longitud de línea en millas

1201 S/I FASE(TD/TI) Sobreintensidad ActivarDesactivar

Activar Prot. sobreintensidad fases TDefi/TInv

1202 I>> Sobreintensidad 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 4.00 A Inten.arranque escalón alta intens. I>>5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 20.00 A

1203 T I>> Sobreintensidad 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporización, escalón alta intens.T I>>

1204 I> Sobreintensidad 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 1.00 A Inten.arranque, escalón intensidad. I>5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 5.00 A

1205 T I> Sobreintensidad 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporización, escalón intensidad. T I>

1207 Ip Sobreintensidad 1A 0.10 .. 4.00 A 1.00 A Valor de arranque Ip

5A 0.50 .. 20.00 A 5.00 A

1208 T Ip Sobreintensidad 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Factor de tiempo T Ip

1209 TIME DIAL: D Sobreintensidad 0.50 .. 15.00 ; ∞ 5.00 Factor tiempo D (Time diaI)

1210 REPOSICIÓN Sobreintensidad instantanéoEmulación disco


1211 CARACT.IEC Sobreintensidad InversaInversa altaExtrem. inversaInvers.largo t.

Inversa Característica disparo S/I t.inv. (IEC)

1212 CARACT.ANSI Sobreintensidad Muy inversaInversaInversa CortaInversa LargaModerad.inversaExtremada.invInv.Definida

Muy inversa Característica disparo S/I t.inv. (ANSI)

1213A CIERRE MANUAL Sobreintensidad I>>> sin temp.I>> sin tempor.I> sin tempor.Ip sin tempori.desactivado

I>> sin tempor. Cierre manual fases

1214A I>> ACTIVO Sobreintensidad siemprecon RE activo

siempre Escalón I>> Activo



474


1215A T RR S/I td FAS Sobreintensidad 0.00 .. 60.00 s 0.00 s S/I t.def fase T retado repos. T RR

1216A I>>> ACTIVO Sobreintensidad siemprecon RE activo

siempre Escalón I>>> Activo

1217 I>>> Sobreintensidad 1A 1.00 .. 35.00 A; ∞ ∞ A Inten.arranque escalón alta intens. I>>>5A 5.00 .. 175.00 A; ∞ ∞ A

1218 T I>>> Sobreintensidad 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporización, escalón alta intens.TI>>>

1219A Medición I>>> Sobreintensidad Onda fundament.Valor efectivoValor momentán.

Onda fundament. Medición I>>> de

1220A Medición I>> Sobreintensidad Onda fundament.Valor efectivo


1221A Medición I> Sobreintensidad Onda fundament.Valor efectivo


1222A Medición Ip Sobreintensidad Onda fundament.Valor efectivo


1301 S/ITIERRA-TD/TI Sobreintensidad ActivarDesactivar

Activar Prot.sobreint.faltas a tierra,TDefi/TInv

1302 IE>> Sobreintensidad 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 0.50 A Intensidad de arranque escalón IE>>5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 2.50 A

1303 T IE>> Sobreintensidad 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.10 s Temporización, escalón T IE>>

1304 IE> Sobreintensidad 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 0.20 A Intensidad de arranque escalón IE>5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 1.00 A

1305 T IE> Sobreintensidad 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporización,escalón T IE>

1307 IEp Sobreintensidad 1A 0.05 .. 4.00 A 0.20 A Intensidad de arranqe IEp

5A 0.25 .. 20.00 A 1.00 A

1308 T IEp Sobreintensidad 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.20 s Factor de tiempo T IEp

1309 TIME DIAL: D Sobreintensidad 0.50 .. 15.00 ; ∞ 5.00 Factor tiempo D (Time diaI)

1310 REPOSICIÓN Sobreintensidad instantanéoEmulación disco


1311 CARACT.IEC Sobreintensidad InversaInversa altaExtrem. inversaInvers.largo t.

Inversa Característa. disparo S/I t.inv. (IEC)

1312 CARACT.ANSI Sobreintensidad Muy inversaInversaInversa CortaInversa LargaModerad.inversaExtremada.invInv.Definida

Muy inversa Característ. disparo S/I t.inv. (ANSI)

1313A CIERRE MANUAL Sobreintensidad IE>>> sin temp.IE>>sin tempor.IE> sin tempor.IEp sin tempor.desactivado

IE>>sin tempor. Cierre manual, Tierra

1314A IE>>ACTIVO Sobreintensidad siemprecon RE activo

siempre Escalón IE>> Activo

1315A T RR S/I td TIE Sobreintensidad 0.00 .. 60.00 s 0.00 s S/I t.def tierra T retado repos. T RR

1316A IE>>> ACTIVO Sobreintensidad siemprecon RE activo

siempre Escalón IE>>> Activo

1317 IE>>> Sobreintensidad 0.25 .. 35.00 A; ∞ ∞ A Intensidad de arranque escalón IE>>>

1318 T IE>>> Sobreintensidad 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.05 s Temporización, escalón T IE>>>

1319A Medición IE>>> Sobreintensidad Onda fundament.Valor efectivoValor momentán.

Onda fundament. Medición IE>>> de

1320A Medición IE>> Sobreintensidad Onda fundament.Valor efectivo


1321A Medición IE> Sobreintensidad Onda fundament.Valor efectivo


1322A Medición IEp Sobreintensidad Onda fundament.Valor efectivo




475


1501 S/I FASE DIR. Sobreintens.dir DesactivarActivar

Desactivar Prot.sobreint. de tiempo fases direcc.

1502 I>> Sobreintens.dir 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 2.00 A Intensidad de arranqe, escalón, I>>5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 10.00 A

1503 T I>> Sobreintens.dir 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.10 s Temporización, escalón T I>>

1504 I> Sobreintens.dir 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 1.00 A Intensidad de arranqe, escalón I>5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 5.00 A

1505 T I> Sobreintens.dir 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporización, escalón T I>

1507 Ip Sobreintens.dir 1A 0.10 .. 4.00 A 1.00 A Intensidad de arranqe, escalón Ip5A 0.50 .. 20.00 A 5.00 A

1508 T Ip Sobreintens.dir 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Factor de tiempo T Ip

1509 TIME DIAL: D Sobreintens.dir 0.50 .. 15.00 ; ∞ 5.00 Factor tiempo D (Time diaI)

1510 REPOSICIÓN Sobreintens.dir instantanéoEmulación disco


1511 CARACT.IEC Sobreintens.dir InversaInversa altaExtrem. inversaInvers.largo t.


1512 CARACT.ANSI Sobreintens.dir Muy inversaInversaInversa CortaInversa LargaModerad.inversaExtremada.invInv.Definida


1513A CIERRE MANUAL Sobreintens.dir I>> sin tempor.I> sin tempor.Ip sin tempor.desactivado

I>> sin tempor. Cierre Manual, Fases

1514A I>> ACTIVO Sobreintens.dir con RE activosiempre

siempre I>> activo

1516 SENTIDO DIRECC. Sobreintens.dir adelanteatrásno direccional


1518A T RR S/I FASE Sobreintens.dir 0.00 .. 60.00 s 0.00 s S/I t.def fase T retado repos. T RR

1519A ANGULO ROTACION Sobreintens.dir -180 .. 180 ° 45 ° Ángulo de rotación de la tensión de ref.

1520A Medición I>> Sobreintens.dir Onda fundament.Valor efectivo


1521A Medición I> Sobreintens.dir Onda fundament.Valor efectivo


1522A Medición Ip Sobreintens.dir Onda fundament.Valor efectivo


1530 I/Ip ARR T/Tp Sobreintens.dir 1.00 .. 20.00 I/Ip; ∞0.01 .. 999.00 T/TIp

Caract. de arranque I / Ip-TI / TIp dir.

1531 I/Ip rep T/Tp Sobreintens.dir 0.05 .. 0.95 I/Ip; ∞0.01 .. 999.00 T/TIp

Característ. reposición I / Ip- TI / TIp

1601 S/I TIERR. DIR. Sobreintens.dir DesactivarActivar

Desactivar Prot.S/I.tiempo,direcc. tie-rra,TDef/TInv

1602 IE>> Sobreintens.dir 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 0.50 A Intensidad de arranqe IE>>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 2.50 A

1603 T IE>> Sobreintens.dir 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.10 s Temporización,escalón T IE>>

1604 IE> Sobreintens.dir 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 0.20 A Intensidad de arranqe IE>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 1.00 A

1605 T IE> Sobreintens.dir 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporización,escalón T IE>

1607 IEp Sobreintens.dir 1A 0.05 .. 4.00 A 0.20 A Intensidad de arranqe IEp

5A 0.25 .. 20.00 A 1.00 A

1608 T IEp Sobreintens.dir 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.20 s Factor de tiempo T IEp

1609 TIME DIAL: D Sobreintens.dir 0.50 .. 15.00 ; ∞ 5.00 Factor tiempo D (Time diaI)

1610 REPOSICIÓN Sobreintens.dir instantanéoEmulación disco




476


1611 CARACT.IEC Sobreintens.dir InversaInversa altaExtrem. inversaInvers.largo t.


1612 CARACT.ANSI Sobreintens.dir Muy inversaInversaInversa CortaInversa LargaModerad.inversaExtremada.invInv.Definida


1613A CIERRE MANUAL Sobreintens.dir IE>>sin tempor.IE> sin tempor.IEp sin tempor.desactivado

IE>>sin tempor. Cierre Manual, Tierra

1614A IE>> ACTIVO Sobreintens.dir siemprecon RE activo

siempre IE>> activo

1616 SENTIDO DIRECC. Sobreintens.dir adelanteatrásno direccional


1617 DETERMIN.DIR. Sobreintens.dir con Ue y Iecon U2 y I2

con Ue y Ie Valores influyentes,determinación direcc

1618A T RR S/I TIERRA Sobreintens.dir 0.00 .. 60.00 s 0.00 s S/I t.def tierra T retado repos. T RR

1619A ANGULO ROTACION Sobreintens.dir -180 .. 180 ° -45 ° Ángulo de rotación de la tensión de ref.

1620A Medición IE>> Sobreintens.dir Onda fundament.Valor efectivo


1621A Medición IE> Sobreintens.dir Onda fundament.Valor efectivo


1622A Medición IEp Sobreintens.dir Onda fundament.Valor efectivo


1630 I/IEp ARR T/TEp Sobreintens.dir 1.00 .. 20.00 I/Ip; ∞0.01 .. 999.00 T/TIp

Caract. arranque IE / IEp-TIE / TIEp dir

1631 I/IEp rep T/TEp Sobreintens.dir 0.05 .. 0.95 I/Ip; ∞0.01 .. 999.00 T/TIp

Caract. reposición I / IEp - TI / TIEp

1701 CAMB.din.PARÁM. Camb.din.parám. DesactivarActivar

Desactivar Cambio dinámico de parámetros

1702 INICIO CAMB.din Camb.din.parám. Criter intensidPosición IPRE disponible

Criter intensid Condición inicio cambio dina. parámetros

1703 T INTERRUPCIÓN Camb.din.parám. 0 .. 21600 s 3600 s Tiempo de interrupción

1704 Tact.camb.din Camb.din.parám. 0 .. 21600 s 3600 s Tiempo activo cambio din.de parámetros

1705 Trepos.camb.din Camb.din.parám. 1 .. 600 s; ∞ 600 s Tiempo de reposición rápido

1801 I>> Camb.din.parám. 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 10.00 A Intensidsd de arranque I>>

5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 50.00 A

1802 T I>> Camb.din.parám. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporización T I>>

1803 I> Camb.din.parám. 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 2.00 A Intensidad de arranque I>

5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 10.00 A

1804 T I> Camb.din.parám. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.30 s TemporizaciónT I>>

1805 Ip Camb.din.parám. 1A 0.10 .. 4.00 A 1.50 A Intensidad de arranque Ip

5A 0.50 .. 20.00 A 7.50 A

1806 T Ip Camb.din.parám. 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Temporización T Ip

1807 TIME DIAL: D Camb.din.parám. 0.50 .. 15.00 ; ∞ 5.00 Factor de tiempo D (time dial)

1808 I>>> Camb.din.parám. 1A 1.00 .. 35.00 A; ∞ ∞ A Inten.arranque escalón alta intens. I>>>5A 5.00 .. 175.00 A; ∞ ∞ A

1809 T I>>> Camb.din.parám. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporización, escalón alta intens.TI>>>

1901 IE>> Camb.din.parám. 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 7.00 A Intensidad de arranque IE>>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 35.00 A

1902 T IE>> Camb.din.parám. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporización T IE>>

1903 IE> Camb.din.parám. 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 1.50 A Intensidad de arranque IE>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 7.50 A



477


1904 T IE> Camb.din.parám. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.30 s Temporización T IE>

1905 IEp Camb.din.parám. 1A 0.05 .. 4.00 A 1.00 A Intensidad de arranque IEp

5A 0.25 .. 20.00 A 5.00 A

1906 T IEp Camb.din.parám. 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Temporización T IEp


1908 IE>>> Camb.din.parám. 0.05 .. 35.00 A; ∞ ∞ A Intensidad de arranque escalón IE>>>

1909 T IE>>> Camb.din.parám. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporización, escalón T IE>>>

2001 I>> Camb.din.parám. 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 10.00 A Intensidad de arranque I>>

5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 50.00 A

2002 T I>> Camb.din.parám. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporización T I>>

2003 I> Camb.din.parám. 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 2.00 A Intensidad de arranque I>

5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 10.00 A

2004 T I> Camb.din.parám. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.30 s Temporización T I>

2005 Ip Camb.din.parám. 1A 0.10 .. 4.00 A 1.50 A Intensidad de arranque Ip

5A 0.50 .. 20.00 A 7.50 A

2006 T Ip Camb.din.parám. 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Temporización T Ip


2101 IE>> Camb.din.parám. 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 7.00 A Intensidad de arranque IE>>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 35.00 A

2102 T IE>> Camb.din.parám. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporización T IE>>

2103 IE> Camb.din.parám. 1A 0.05 .. 35.00 A; ∞ 1.50 A Intensidad de arranque IE>

5A 0.25 .. 175.00 A; ∞ 7.50 A

2104 T IE> Camb.din.parám. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.30 s TemporizaciónT IE>

2105 IEp Camb.din.parám. 1A 0.05 .. 4.00 A 1.00 A Intensidad de arranque IEp

5A 0.25 .. 20.00 A 5.00 A

2106 T IEp Camb.din.parám. 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s TemporizaciónT IEp


2201 ESTABILIZ. RUSH Sobreintensidad DesactivarActivar

Desactivar Estabilización rush de cierre

2202 2° ARMONICO Sobreintensidad 10 .. 45 % 15 % Componente 2.° armónico detección Rush

2203 BLQ.CROSSBLOCK Sobreintensidad NoSi

No Bloqueo todos los escalones de arranque

2204 T.BLOQ CROSSBL. Sobreintensidad 0.00 .. 180.00 s 0.00 s T. bloqueo función Cross-block(blq.arran)

2205 I RUSH MAX Sobreintensidad 1A 0.30 .. 25.00 A 7.50 A Intensidad máxima para detección Inrush5A 1.50 .. 125.00 A 37.50 A

2701 S/I t.def.1FAS. S/I tdef 1-fás DesactivarActivar

Desactivar S/I t. def. monofásico

2703 I>> S/I tdef 1-fás 1A 0.001 .. 1.600 A; ∞ 0.300 A Intensidad de arranque I>>

5A 0.005 .. 8.000 A; ∞ 1.500 A

2704 T I>> S/I tdef 1-fás 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.10 s Temporización T I>>

2706 I> S/I tdef 1-fás 1A 0.001 .. 1.600 A; ∞ 0.100 A Intensidad de arranque I>

5A 0.005 .. 8.000 A; ∞ 0.500 A

2707 T I> S/I tdef 1-fás 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporización T I>

3101 F/T.SENSITIVA F/T sensitivo DesactivarActivarON c.Protoc.F/TSólo aviso

Desactivar Detección de faltas a tierra (sensit.)

3102 TOROID. I1 F/T sensitivo 1A 0.001 .. 1.600 A 0.050 A Transformador toroidal, Int. secund. I15A 0.005 .. 8.000 A 0.250 A

3102 I1sec,T.Toroida F/T sensitivo 1A 0.05 .. 35.00 A 1.00 A I1,secundaria Transformador Toroidal5A 0.25 .. 175.00 A 5.00 A

3103 TOROID. F1 F/T sensitivo 0.0 .. 5.0 ° 0.0 ° Transformad.toroid.error ángul.F1 con I1

3104 TOROID. I2 F/T sensitivo 1A 0.001 .. 1.600 A 1.000 A Transformador toroidal, Int. secund. I25A 0.005 .. 8.000 A 5.000 A



478


3104 I2sec,T.Toroida F/T sensitivo 1A 0.05 .. 35.00 A 10.00 A I2,secundaria Transformador Toroidal5A 0.25 .. 175.00 A 50.00 A

3105 TOROID. F2 F/T sensitivo 0.0 .. 5.0 ° 0.0 ° Transformad.toroid.error áng-ul.F2 con I2

3106 U FASE MÍN F/T sensitivo 10 .. 100 V 40 V Tensión de fase afectada por f/t Uf mín

3107 U FASE MÁX F/T sensitivo 10 .. 100 V 75 V Tensión de las fases sanas Uf máx

3109 Uen> MEDIDA F/T sensitivo 1.8 .. 200.0 V; ∞ 40.0 V Uen> medida

3110 3U0> CALCULADA F/T sensitivo 10.0 .. 225.0 V; ∞ 70.0 V Uen> calculada

3111 Tempor. ARR F/T sensitivo 0.04 .. 320.00 s; ∞ 1.00 s Temporización T para aviso de arranque

3112 Tempo. DISP Uen F/T sensitivo 0.10 .. 40000.00 s; ∞ 10.00 s Temporización T Uen> / 3U0> DISPARO

3113 IEE>> F/T sensitivo 1A 0.001 .. 1.600 A 0.300 A Intensidad de arranque IEE>>

5A 0.005 .. 8.000 A 1.500 A

3113 IEE>> F/T sensitivo 1A 0.05 .. 35.00 A 10.00 A Intensidad de Arranque IEE>>

5A 0.25 .. 175.00 A 50.00 A

3114 T IEE>> F/T sensitivo 0.00 .. 320.00 s; ∞ 1.00 s Temporización T IEE>>

3115 DIRECCIÓN IEE>> F/T sensitivo adelanteatrásno direccional

adelante Dirección IEE>>

3117 IEE> F/T sensitivo 1A 0.001 .. 1.600 A 0.100 A Intensidad de arranque IEE>

5A 0.005 .. 8.000 A 0.500 A

3117 IEE> F/T sensitivo 1A 0.05 .. 35.00 A 2.00 A Intensidad de Arranque IE>

5A 0.25 .. 175.00 A 10.00 A

3118 T IEE> F/T sensitivo 0.00 .. 320.00 s; ∞ 2.00 s Temporización T IEE>

3119 IEEp F/T sensitivo 1A 0.001 .. 1.400 A 0.100 A Intensidad de arranque IEEp

5A 0.005 .. 7.000 A 0.500 A

3119 IEEp F/T sensitivo 1A 0.05 .. 4.00 A 1.00 A Intensidad de Arranque IEp

5A 0.25 .. 20.00 A 5.00 A

3120 T IEEp F/T sensitivo 0.10 .. 4.00 s; ∞ 1.00 s Temporización T IEEp

3121A T RR IEE>(>) F/T sensitivo 0.00 .. 60.00 s 0.00 s Tiemp. retardo de repos. T RR IEE>(>)

3122 DIR. IEE>/IEEp F/T sensitivo adelanteatrásno direccional

adelante Dirección IEE> / IEEp

3123 IEE direcc F/T sensitivo 1A 0.001 .. 1.200 A 0.010 A Autotrización para decisión direcc. IEE5A 0.005 .. 6.000 A 0.050 A

3123 Autoriz.Direcci F/T sensitivo 1A 0.05 .. 30.00 A 0.50 A Autorización decisión direccional IEE5A 0.25 .. 150.00 A 2.50 A

3124 ÁNG.CORREC F/T sensitivo -45.0 .. 45.0 ° 0.0 ° Ángulo corrección Phi (adic. a DA 3125)

3125 MODO MEDIDA F/T sensitivo cos ϕsin ϕ

cos ϕ Modo medida (depend.pto.estrella de red)

3126 T.rep.ESTAB.DIR F/T sensitivo 0 .. 60 s 1 s Tiemp.reposición para estabilización dir

3130 DET.FALTA/tierr F/T sensitivo con UE o IEEcon UE y IEE

con UE o IEE Detección de faltas a tierra cuando

3131 I/IEp ARR T/TEp F/T sensitivo 1.00 .. 20.00 I/IEp; ∞0.01 .. 999.00 T/TEp

Caract.arranque IEE / IEEp-TIEE / TIEEp

3150 IEE>> Umín F/T sensitivo 0.4 .. 50.0 V 2.0 V IEE>>: Tensión mínima

3150 IEE>> Umín F/T sensitivo 10.0 .. 90.0 V 10.0 V IEE>>: Tensión mínima

3151 IEE>> Phi F/T sensitivo -180.0 .. 180.0 ° -90.0 ° IEE>>: Angulo Phi

3152 IEE>> Delta Phi F/T sensitivo 0.0 .. 180.0 ° 30.0 ° IEE>>: Angulo Delta-Phi

3153 IEE> Umín F/T sensitivo 0.4 .. 50.0 V 6.0 V IEE>: Tensión mínima

3153 IEE> Umín F/T sensitivo 10.0 .. 90.0 V 15.0 V IEE>: Tensión mínima

3154 IEE> Phi F/T sensitivo -180.0 .. 180.0 ° -160.0 ° IEE>: Angulo Phi

3155 IEE> Delta Phi F/T sensitivo 0.0 .. 180.0 ° 100.0 ° IEE>: Angulo Delta-Phi



479

4001 PROT.CARG.DESEQ Carga desequil. DesactivarActivar

Desactivar Prot. de cargas desequilibradas

4002 I2> Carga desequil. 1A 0.10 .. 3.00 A 0.10 A Intensidad de arranque I2>

5A 0.50 .. 15.00 A 0.50 A

4003 T I2> Carga desequil. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 1.50 s Temporización T I2>

4004 I2>> Carga desequil. 1A 0.10 .. 3.00 A 0.50 A Intensidad de arranque I2>>

5A 0.50 .. 15.00 A 2.50 A

4005 T I2>> Carga desequil. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 1.50 s Temporización T I2>

4006 CARACTER. IEC Carga desequil. InversaInversa altaExtrem. inversa

Extrem. inversa Característica disparo S/I t. inv (IEC)

4007 CARACTER. ANSI Carga desequil. Extremada.invInversaModerad.inversaMuy inversa

Extremada.inv Característica disparo S/I t. inv (ANSI)

4008 I2p Carga desequil. 1A 0.10 .. 2.00 A 0.90 A Intensidad de arranque I2p

5A 0.50 .. 10.00 A 4.50 A

4009 TIME DIAL: D Carga desequil. 0.50 .. 15.00 ; ∞ 5.00 Factor de tiempo D (time dial)

4010 TI2p Carga desequil. 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Factor de tiempo T I2p

4011 REPOSICIÓN Carga desequil. instantanéoEmulación disco

instantanéo Relación de reposición

4012A T RR I2>(>) Carga desequil. 0.00 .. 60.00 s 0.00 s Tiemp. retardo de reposición T RR I2>(>)

4201 SOBRECARGA Prot.sobrecarga DesactivarActivarSólo aviso

Desactivar Protección sobrecarga

4202 FACTOR-K Prot.sobrecarga 0.10 .. 4.00 1.10 Ajuste del factor K

4203 CONST.TIEMPO Prot.sobrecarga 1.0 .. 999.9 mín 100.0 mín Constante térmica de tiempo

4204 ALARMA Θ Prot.sobrecarga 50 .. 100 % 90 % Alarma térmica de sobrecarga

4205 ALARMA I Prot.sobrecarga 1A 0.10 .. 4.00 A 1.00 A Alarma sobrecarga de intensidad

5A 0.50 .. 20.00 A 5.00 A

4207A FACTOR Kτ Prot.sobrecarga 1.0 .. 10.0 1.0 Factor de tiempo Kt con motor parado

4208A T ARR. EMERG. Prot.sobrecarga 10 .. 15000 s 100 s T.reposición tras arranque de emergencia

5001 SOBRETENSIÓN Prot.tensión DesactivarActivarSólo aviso

Desactivar Sobretensión

5002 U> Prot.tensión 20 .. 260 V 110 V Tensión de arranque U>

5003 U> Prot.tensión 20 .. 150 V 110 V Tensión de arranque U>

5004 T U> Prot.tensión 0.00 .. 100.00 s; ∞ 0.50 s TemporizaciónT U>

5005 U>> Prot.tensión 20 .. 260 V 120 V Tensión de arranque U>>

5006 U>> Prot.tensión 20 .. 150 V 120 V Tensión de arranque U>>

5007 T U>> Prot.tensión 0.00 .. 100.00 s; ∞ 0.50 s TemporizaciónT U>>

5015 U2> Prot.tensión 2 .. 150 V 30 V Tensión de arranque U2>

5016 U2>> Prot.tensión 2 .. 150 V 50 V Tensión de arranque U2>>

5017A RR U> Prot.tensión 0.90 .. 0.99 0.95 Relación de reposición U<

5018A RR U>> Prot.tensión 0.90 .. 0.99 0.95 Relación de reposición U<<

5019 U1> Prot.tensión 20 .. 150 V 110 V Tensión de arranque U1>

5020 U1>> Prot.tensión 20 .. 150 V 120 V Tensión de arranque U1>>

5101 SUBTENSION Prot.tensión DesactivarActivarSólo aviso

Desactivar Subtensión

5102 U< Prot.tensión 10 .. 210 V 75 V Tensión de arranque U<

5103 U< Prot.tensión 10 .. 120 V 75 V Tensión de arranque U<

5106 T U< Prot.tensión 0.00 .. 100.00 s; ∞ 1.50 s Temporización T U<

5110 U<< Prot.tensión 10 .. 210 V 70 V Tensión de arranque U<<

5111 U<< Prot.tensión 10 .. 120 V 70 V Tensión de arranque U<<

5112 TU<< Prot.tensión 0.00 .. 100.00 s; ∞ 0.50 s Temporización T U<<

5113A RR U< Prot.tensión 1.01 .. 3.00 1.20 Relación de reposición U<



480

5114A RR U<< Prot.tensión 1.01 .. 3.00 1.20 Relación de reposición U<>

5120A CRIT.INTENS. Prot.tensión DesactivarActivar

Activar Criterio de intensidad

5201 - Ctrl.valor.med. ActivarDesactivar

Desactivar -

5202 Σ U> Ctrl.valor.med. 1.0 .. 100.0 V 8.0 V Valor umbral suma de tensiones

5203 Uph-ph máx< Ctrl.valor.med. 1.0 .. 100.0 V 16.0 V Tensión fase-fase máxima

5204 Uph-ph mín< Ctrl.valor.med. 1.0 .. 100.0 V 16.0 V Tensión fase-fase mínima

5205 Uph-ph máx-mín> Ctrl.valor.med. 10.0 .. 200.0 V 16.0 V Simetría de las tensiones fase-fase

5206 I mín> Ctrl.valor.med. 1A 0.04 .. 1.00 A 0.04 A Intensidad de línea mínima

5A 0.20 .. 5.00 A 0.20 A

5208 T RET. ALARMA Ctrl.valor.med. 0.00 .. 32.00 s 1.25 s Tiempo de retardo de alarma

5301 FALLO FUSIBLE U Ctrl.valor.med. DesactivarRed comp./aisl.Red comp./aisl.

Desactivar Fallo fusible (Fuse-Failure-Moni-tor)

5302 FALLO FUS.3*U0 Ctrl.valor.med. 10 .. 100 V 30 V Control fallo fusible límite 3*U0

5303 FALLO FUS. IE Ctrl.valor.med. 1A 0.10 .. 1.00 A 0.10 A Control fallo fusible límite IE

5A 0.50 .. 5.00 A 0.50 A

5307 I> Ctrl.valor.med. 1A 0.10 .. 35.00 A; ∞ 1.00 A I> Umbral de arranque

5A 0.50 .. 175.00 A; ∞ 5.00 A

5310 BLOQ. PROT. Ctrl.valor.med. NoSi

Si Bloqueo de la protección por FFM

5401 PROT.FRECUENCIA Prot.frecuencia DesactivarActivar

Desactivar Protección de frecuencia

5402 U mín Prot.frecuencia 10 .. 150 V 65 V Mínima Tensión

5402 U mín Prot.frecuencia 20 .. 150 V 35 V Mínima Tensión

5403 Escalón f1 Prot.frecuencia 40.00 .. 60.00 Hz 49.50 Hz Valor de ajuste escalón f1


5405 T f1 Prot.frecuencia 0.00 .. 100.00 s; ∞ 60.00 s Temporización del escalón T f1










5415A Dif. Repos. Prot.frecuencia 0.02 .. 1.00 Hz 0.02 Hz Diferencia de reposición

5421 FREC. F1 Prot.frecuencia DesactivarON f>ON f<








6001 A1: RE/RL Datos generale2 -0.33 .. 7.00 1.00 A1: Factor de compensación RE/RL

6002 A1: XE/XL Datos generale2 -0.33 .. 7.00 1.00 A1: Factor de compensación XE/XL

6003 A1:Reac/long x' Datos generale2 1A 0.0050 .. 15.0000 Ω/Mi 0.2420 Ω/Mi A1: Reactancia por long. de la línea x'5A 0.0010 .. 3.0000 Ω/Mi 0.0484 Ω/Mi

6004 A1:Reac/long x' Datos generale2 1A 0.0050 .. 9.5000 Ω/Km 0.1500 Ω/Km A1: Reactancia por long. de la línea x'5A 0.0010 .. 1.9000 Ω/Km 0.0300 Ω/Km



481

6005 A1: PHI LIN. Datos generale2 10 .. 89 ° 85 ° A1: Ángulo de la impedancia de la línea

6006 A1: LONG.LÍNEA Datos generale2 0.1 .. 650.0 MILLA 62.1 MILLA A1: Longitud de línea en kilómetros

6007 A1: LONG.LÍNEA Datos generale2 0.1 .. 1000.0 km 100.0 km A1: Longitud de línea en millas















6101 SINC Grupo SINC Grupo 1 ActivarDesactivar

Desactivar Grupo de función de sincronización

6102 Unidad de mando SINC Grupo 1 (posibilidades de ajuste según la aplicación)

ninguno Unidad de mando a sincronizar

6103 Umín SINC Grupo 1 20 .. 125 V 90 V Límite inferior de tensión: Umín

6104 Umáx SINC Grupo 1 20 .. 140 V 110 V Límite superior de tensión: Umáx

6105 U< SINC Grupo 1 1 .. 60 V 5 V Umbral U1,U2 libre de tensión

6106 U> SINC Grupo 1 20 .. 140 V 80 V Umbral U1,U2 con tensión

6107 SINC U1<U2> SINC Grupo 1 SiNo

No Cierre con U1< y U2>

6108 SINC U1>U2< SINC Grupo 1 SiNo

No Cierre con U1> y U2<

6109 SINC U1<U2< SINC Grupo 1 SiNo

No Cierre con U1< y U2<

6110A CIERRE DIRECTO SINC Grupo 1 SiNo

No Cierre directo

6111A T.supervis.Tens SINC Grupo 1 0.00 .. 60.00 s 0.10 s Tiempo supervisión de U1>;U2> ó U1<;U2<

6112 T sinc máx SINC Grupo 1 0.01 .. 1200.00 s; ∞ 30.00 s Duración máx. proceso de sincronización

6113A SINC sincronis. SINC Grupo 1 SiNo

Si Conexión con sincronismo

6121 FACTOR U1/U2 SINC Grupo 1 0.50 .. 2.00 1.00 Factor de adaptación U1/U2

6122A ADAPT. ANGULAR SINC Grupo 1 0 .. 360 ° 0 ° Adaptación angular (Gr. vectorial Trafo)

6123 CONEXION U2 SINC Grupo 1 L1-L2L2-L3L3-L1

L1-L2 Conexión de U2

6125 U2N-TT PRIMARIA SINC Grupo 1 0.10 .. 800.00 kV 20.00 kV Tensión nom. prim. del transformador U2



482

6150 dU CNTSIN U2>U1 SINC Grupo 1 0.5 .. 50.0 V 5.0 V Diferencia de tensión admisible U2>U1

6151 dU CNTSIN U2<U1 SINC Grupo 1 0.5 .. 50.0 V 5.0 V Diferencia de tensión admisible U2<U1

6152 df CNTSIN f2>f1 SINC Grupo 1 0.01 .. 2.00 Hz 0.10 Hz Diferencia de frecuencia admisible f2>f1

6153 df CNTSIN f2<f1 SINC Grupo 1 0.01 .. 2.00 Hz 0.10 Hz Diferencia de frecuencia admisible f2<f1

6154 dα CNTSIN α2>α1 SINC Grupo 1 2 .. 80 ° 10 ° Diferencia angular admis. alpha2>alpha1

6155 dα CNTSIN α2<α1 SINC Grupo 1 2 .. 80 ° 10 ° Diferencia angular admis. alpha2<alpha1

7001 PROT. FALLO INT Fallo interrup. DesactivarActivar

Desactivar Protección de fallo del interruptor

7004 CRIT.COaux Fallo interrup. DesactivarActivar

Desactivar Criterio contacto aux. del interruptor

7005 Tdisp.F.FalloIP Fallo interrup. 0.06 .. 60.00 s; ∞ 0.25 s Tiempo disp. prot. fallo interruptor

7006 I> Superv.Flujo Fallo interrup. 1A 0.05 .. 20.00 A 0.10 A Valor reacción supervis. flujo intens.5A 0.25 .. 100.00 A 0.50 A

7007 3I0> FALLO IP Fallo interrup. 1A 0.05 .. 20.00 A 0.10 A Valor de reacción de la supervisión 3I05A 0.25 .. 100.00 A 0.50 A

7101 REENG.AUTO Reenganche auto DesactivarActivar

Desactivar Reenganche automático

7103 T.BLQ.CIERR.MAN Reenganche auto 0.50 .. 320.00 s; 0 1.00 s T. bloqueo en deteccion de cierre manual

7105 T.BLOQUEO Reenganche auto 0.50 .. 320.00 s 3.00 s Tiempo de bloqueo para último ciclo REE

7108 T.BLOQUEO din. Reenganche auto 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Tiempo de bloqueo tras bloqueo dina.ext.

7113 ? IP antes RE Reenganche auto Sin consultaAntes cada REE

Sin consulta Interrogación del IP antes de RE

7114 T. Superv. ARR. Reenganche auto 0.01 .. 320.00 s; ∞ 0.50 s Supervisión tiempo de arranque

7115 T SUPERVIS. IP Reenganche auto 0.10 .. 320.00 s 3.00 s Tiempo de supervisión del inter.potencia

7116 PROLONG.T.PAUSA Reenganche auto 0.50 .. 1800.00 s; ∞ 100.00 s Prolongación máx. de tiempo de pausa

7117 T ACT Reenganche auto 0.01 .. 320.00 s; ∞ ∞ s Tiempo activo

7118 T PAUSA RETARDO Reenganche auto 0.0 .. 1800.0 s; ∞ 1.0 s Retardo máx. de inicio de tiempo pausa

7127 T PAUSA1 FASE Reenganche auto 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Pausa sin tensión 1 RE Fase

7128 T PAUSA1 TIERRA Reenganche auto 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Pausa sin tensión 1 RE Tierra


7130 T PAUSA2 TIERRA Reenganche auto 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Pausa sin tensión 2 RE Tierra


7132 T PAUSA3 TIERRA Reenganche auto 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Pausa sin tensión 3 RETierra

7133 T PAUSA4 FASE Reenganche auto 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Pausa sin tensión 4...n RE Fase

7134 T PAUSA4 TIERRA Reenganche auto 0.01 .. 320.00 s 0.50 s Pausa sin tensión 4...n RE Tierra

7135 NO. REE TIERRA Reenganche auto 0 .. 9 1 Número de ciclos de reengan-che, Tierra

7136 NO. REE FASE Reenganche auto 0 .. 9 1 Número de ciclos de reenganche, Fase

7137 CIERR.obj.MANDO Reenganche auto (posibilidades de ajuste según la aplicación)

ninguno Orden de cierre mediante objeto de mando

7138 SINC interna Reenganche auto (posibilidades de ajuste según la aplicación)

ninguno Sincronización interna

7139 SINC externa Reenganche auto SiNo

No Sicronización externa

7140 ZONAS SECUENC. Reenganche auto DesactivarActivar

Desactivar Secuencias de zonas

7150 I> Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE I>



483


7151 IE> Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IE>

7152 I>> Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE I>>

7153 IE>> Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IE>>

7154 Ip Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE Ip

7155 IEp Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IEp

7156 I> dir. Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE I> dirreccional

7157 IE> dir. Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IE> direccional

7158 I>> dir. Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE I>> dirreccional

7159 IE>> dir. Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IE>> dirreccional

7160 Ip dir. Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE Ip dirreccional

7161 IEp dir. Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IEp direccional

7162 FALTA/tier.sens Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE Detecc. faltas a tierra alta (sensib.)

7163 PROT.CARG.DESEQ Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE Protección de cargas desequilibradas

7164 ENTRADA BINARIA Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE Entrada binaria (fase y tierra)

7165 DISP.3p.bloq.RE Reenganche auto SiNo

No Disparo tripolar bloquea RE

7166 I>>> Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE I>>>

7167 IE>>> Reenganche auto Sin arranque REArranque RERE bloqueado

Sin arranque RE IE>>>

7200 antes1°.RE:I> Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞


7201 antes1°.RE:IE> Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞


7202 antes1°.RE:I>> Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞


7203 antes1°.RE:IE>> Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞


7204 antes1°.RE:Ip Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞


7205 antes1°.RE:IEp Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞




484


7206 antes1°.RE:I> d Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞


7207 ant.1°.RE:IE> d Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞

Valor ajust.T=T IE>direccional antes del 1°.RE

7208 ant.1°.RE:I>> d Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞


7209 ant.1°.RE:IE>>d Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞


7210 antes1°.RE:Ip d Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞


7211 ant.1°.RE:IEp d Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞






































485

















Valor ajust.T=T I> antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T IE> antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T I>> antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T IE>> antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T Ip antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T IEp antes del 4°..n°. RE




Valor ajust.T=T IE> direccional antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T I>> direccional antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T IE>> direccional antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T Ip direccional antes del 4°..n.°. RE


Valor ajust.T=T IEp direccional antes del 4°..n°. RE

7248 antes1°.RE:I>>> Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞


7249 ant.1°.RE:IE>>> Reenganche auto Valor ajust.T=Tsin retardo T=0bloqueado T= ∞








486







Valor ajust.T=T I>>> antes del 4°..n°. RE


Valor ajust.T=T IE>>> antes del 4°..n°. RE

8001 ACTIV.LOC.FALTA Localiz. faltas ArranqueDisparo

Arranque Activar localizador de falta

8101 SUPERVI VAL.MED Ctrl.valor.med. DesactivarActivar

Activar Supervisión de valores de medida,

8102 SIM.U LÍM. Ctrl.valor.med. 10 .. 100 V 50 V Simetría U: Valor de reacción

8103 SIM.U FACT. Ctrl.valor.med. 0.58 .. 0.90 0.75 Simetría U: Pendiente lín. caract.

8104 SIM.I LÍM. Ctrl.valor.med. 1A 0.10 .. 1.00 A 0.50 A Simetría I fases: Valor de reacción5A 0.50 .. 5.00 A 2.50 A

8105 SIM.I FACT. Ctrl.valor.med. 0.10 .. 0.90 0.50 Simetría I fases: Pendiente lín. caract.

8106 SUMA I LÍM Ctrl.valor.med. 1A 0.05 .. 2.00 A; ∞ 0.10 A Suma I fases: Valor reacción

5A 0.25 .. 10.00 A; ∞ 0.50 A

8107 SUMA I FACT. Ctrl.valor.med. 0.00 .. 0.95 0.10 Suma I fases: Pendiente lín.ca-racteríst.

8109 Σ i SUPERV.RAP. Ctrl.valor.med. DesactivarActivar

Activar Superv. rápida Suma Intensidades

8201 SUPER.CIRC.DISP Supe.circ.disp. ActivarDesactivar

Activar Estado,Supervisión circuitos de disparo

8202 T.RET.AVISO CCD Supe.circ.disp. 1 .. 30 s 2 s Tiempo retardo de aviso

8301 PERIOD V.MEDIOS Valor.medios 15MIN,1SUBPERIO15MIN,3SUBPERIO15MIN,15SUBPERI30MIN,1SUBPERIO60MIN,1SUBPERIO60MIN,10SUBPERI5MIN,5SUBPERIOD

60MIN,1SUBPERIO Periodo para cálculo de valores medios

8302 Sinc.MEDIO Valor.medios a hora compl.1cuarto despuésmedia hora1 cuarto antes

a hora compl. Tiempo sinc. para valores medios

8311 RESET Min/Max Valores Mín/Máx NoSi

Si Reposición cíclica de valores mín/máx

8312 RESETMinMaxMIN. Valores Mín/Máx 0 .. 1439 mín 0 mín Reposi. cícl.Min/Max diaría cada X min

8313 RESETMin/MaxDÍA Valores Mín/Máx 1 .. 365 días 7 días Reposi.. cícl.Min/Max cada X días

8314 RESETMin/MaxINI Valores Mín/Máx 1 .. 365 Días 1 Días Inicio reposición. Mín/Máx en X días

8315 Escal.ContEnerg Contador energ Escala StandardEscala 10Escala 100

Escala Standard Escala del Contador de Energia



487

AnexoA.9 Visión General de Informaciones

A.9 Visión General de Informaciones

Los avisos para IEC 60 870-5-103 se señalizan siempre como entrantes / salientes, si estos tienen asignación IG para IEC 60 870-5-103, en caso contrario se señalizan como salientes;

Los avisos nuevos establecidos por el usuario o configurados a IEC 60 870-5-103 obtienen asignación de en-trante/saliente o a IG, si el tipo de información no es un aviso transitorio („.._Transit.“). Para más informaciones respecto a los avisos, vea la Descripción del sistema SIPROTEC® 4, No. de pedido E50417-H1100-C151.

En las columnas „Avisos de servicio“, „Avisos de falta“ y „Avisos de falta a tierra“ es válido lo siguiente:

MAYUSCULA E/S ajuste fijo, no configurable

minúscula e/s: preajustado, configurable

*: no preajustado, configurable

<vacio>: ni preajustado ni configurable

En la columna „marca de perturbografía“ es válido lo siguiente:

MAYUSCULA M: ajuste fijo, no configurable

minúscula M: preajustado, configurable

*: no preajustado, configurable

<vacio>: ni preajustado ni configurable

No. Significado Función Tipo de

Info

Registro de avisos Posibilidad de configuración

IEC 60870-5-103

Avis

os d

e se

rvic

io O

N/O

FF

Avis

o de

per

turb

ació

n EN

TR /

SALE

).

Avis

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N/O

FF

Mar

ca d

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LED

Entr

ada

Bin

aria

Tecl

a de

func

ión

Rel

és

Blo

queo

de

inte

rmite

ncia

s

Tipo

Núm

ero

de in

form

ació

n

Dat

a U

nit

Asi

gnad

o a

IG

- >Luz encendida (Display del equipo) (>Luz encen)

Equipo AI e s * * LED EB REL

- Reposición señales LED (Repos. LED)

Equipo IntI k * * LED REL 160 19 1 no

- Bloqueo transmisión de avis./ valores (Blq.AyV)

Equipo IntI e s * * LED REL 160 20 1 si

- Modo de prueba (Modo Prueb) Equipo IntI e s * * LED REL 160 21 1 si

- Línea puesta a tierra (Lín.a tier) Equipo IntI * * * LED REL

- Cambio de estado del interruptor (Camb posIP)

Equipo IntI * * * LED REL

- Modo test de Hardware (Modo-TestHW)

Equipo IntI e s * * LED REL

- Sincronización de hora (Sinc. hora)

Equipo IntI_P * * *

- Fallo CFC (Fall. CFC) Equipo AS e s * LED REL

- Inicio perturbografía de test (marca) (Ini. pert.)

Perturbografía IntI e s * m LED REL

- Grupo de parámetros A activados (P-GrpA act)

Camb.Grup.Par. IntI e s * * LED REL 160 23 1 si

- Grupo de parámetros B activados (P-GrpB act)



488


- Grupo de parámetros C activa-dos (P-GrpC act)


- Grupo de parámetros D activa-dos (P-GrpD act)


- Modo de mando remoto (Mod.re-moto)

Autor./mod.mand IntI e s * LED REL

- Autoridad de mando (Autoridad) Autor./mod.mand IntI e s * LED REL 101 85 1 si

- Modo de mando local (Modo m.loc)

Autor./mod.mand IntI e s * LED REL 101 86 1 si

- Interruptor de potencia Q0 (Q0 INTERR.)

Unidades conmut CR_D12

e s LED REL 240 160 20

- Interruptor de potencia Q0 (Q0 INTERR.)

Unidades conmut AD e s EB FS 240 160 1 si

- Seccionador Q1 (Q1 SECCIO.) Unidades conmut CR_D2

e s LED REL 240 161 20

- Seccionador Q1 (Q1 SECCIO.) Unidades conmut AD e s EB FS 240 161 1 si

- Seccionador a tierra Q8 (Q8 SECC.TI)

Unidades conmut CR_D2

e s LED REL 240 164 20

- Seccionador a tierra Q8 (Q8 SECC.TI)

Unidades conmut AD e s EB FS 240 164 1 si

- >Muelles tensados (>Muell.ten) Avis.del proces AI * * * LED EB REL FS

- >Puerta cabina alta tensión (AT) cerrada (>PuerAT c.)

Avis.del proces AI * * * LED EB REL FS

- >Puerta cabina alta tensión abierta (Puer.AT ab)

Avis.del proces AI e s * * LED EB REL FS 101 1 1 si

- >Muelles no tensados (Muelle n.t)


- >Caída interruptor automático (>Caída aut)


- >Fallo tensión de accionamiento (>Fall.Uacc)


- >Fallo tensión de activación (>Fall.Uact)


- >Pérdida de SF6 (>Pérdi.SF6) Avis.del proces AI e s * * LED EB REL FS 240 183 1 si

- >Fallo contador (>Fall.cont) Avis.del proces AI e s * * LED EB REL FS 240 184 1 si

- >Temperatura del transformador (>Temp.Tr.)


- >Transformador en peligro (>Tr.pelig.)


- Borrar valores de medida mín./máx. (BorrMínMáx)

Valores Mín/Máx IntI_P E

- Borrar contadores de energía (BorrContad)

Contador energ IntI_P E EB

- Error Interfase de Sistema (Err.SysInt)

Protocolos IntI e s * * LED REL

- Valor umbral 1 (Val.umbr.1) Conm.val.umbral IntI e s LED FUNC

REL FS

1 sin ordenación a función de salida (sin ordenación)

Equipo AI * *

2 no existente (no existente) Equipo AI * *


Info


IEC 60870-5-103

Avis

os d

e se

rvic

io O

N/O

FF

Avis

o de

per

turb

ació

n EN

TR /

SALE

).

Avis

os d

e se

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N/O

FF

Mar

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LED

Entr

ada

Bin

aria

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func

ión

Rel

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Blo

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de

inte

rmite

ncia

s

Tipo

Núm

ero

de in

form

ació

n

Dat

a U

nit

Asi

gnad

o a

IG


489


3 >Sincronización de tiempo (>Sin-cr.tiempo)

Equipo AI_P * * LED EB REL 135 48 1 si

4 >Inicio perturbograf.activación externa (>Inic.perturb)

Perturbografía AI * * m LED EB REL 135 49 1 si

5 >Reposición de señales LED (>Reposic.LED)

Equipo AI * * * LED EB REL 135 50 1 si

7 >Selecc. grupo parámetros 1(junto a 060) (>Par.selec.1)

Camb.Grup.Par. AI * * * LED EB REL 135 51 1 si

8 >Selecc. grupo parámetros 2(junto a 059) (>Par.selec.2)

Camb.Grup.Par. AI * * * LED EB REL 135 52 1 si

009.0100 Fallo módulo EN100 (Fallo mód-ulo)

EN100-Módulo 1 IntI e s * * LED REL

009.0101 Fallo Link EN100 canal 1 (Ch1) (Fallo Link1)


009.0102 Fallo Link EN100 canal 2 (Ch2) (Fallo Link2)


15 >Modo de test por interface de sistema (>Modo Test)


16 >Bloquear transmisión de avis./ valores (>Blq.AyV)


51 Equipo operativo ("Contacto-Live") (Equipo operati.)

Equipo AS e s * * LED REL 135 81 1 si

52 Al menos una función está activa-da (Prot.act.)

Equipo IntI e s * * LED REL 160 18 1 si

55 Progr.Inicio (Progr.Inicio) Equipo AS k * * 160 4 1 no

56 Programa de primera instalación (Prog.inicial)

Equipo AS k * * LED REL 160 5 1 no

67 Reinicio (Reinicio) Equipo AS k * * LED REL

68 Fallo en función reloj (Fallo reloj) Equipo AS e s * * LED REL

69 Horario de verano (Horario verano)

Equipo AS e s * * LED REL

70 Cargar parámetros nuevos (Cargar parámet.)


71 Test de parámetros (Test parám-etros)

Equipo AS * * * LED REL

72 Cambio parámetro level 2 (Pa-rám. level 2)


73 Parametrización local (Parame-tri.local)

Equipo AS * * *

110 Pérdida de señales (Pérdi. seña-les.)

Equipo AS_P k * LED REL 135 130 1 no

113 Marcas temporales perdidas (MarcaTemp perd.)

Equipo AS k * m LED REL 135 136 1 si

125 Bloqueo de aviso intermitente activo (Blq.intermit.ac)


126 Protecc. activar/des-act.(IEC60870-5-103) (PR.a/d IEC)

Datos generale2 IntI e s * * LED REL

127 RE por IEC60870-5-103 (acti-var/desact.) (RE act/des)

Reenganche auto IntI e s * * LED REL


Info


IEC 60870-5-103

Avis

os d

e se

rvic

io O

N/O

FF

Avis

o de

per

turb

ació

n EN

TR /

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).

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N/O

FF

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LED

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ncia

s

Tipo

Núm

ero

de in

form

ació

n

Dat

a U

nit

Asi

gnad

o a

IG


490

140 Aviso central de perturbación (AvisCent.Pert)


160 Aviso central de alarma (Alarm.central)


161 Control de valores I, aviso central (Contrl.Val.I)

Ctrl.valor.med. AS e s * * LED REL 160 32 1 si

162 Fallo de valor de medida suma I (Fallo ΣI)


163 Fallo simetría de intensidad (Fallo Isim.)


167 Fallo, simetría de valores de ten-sión (Fallo U sim)


169 Fallo, valor med. "fallo-fusible" (>10s) (Fall.Fusible)


170 Fallo, detecc. valor fallo-f.(inme-diato (Fall.F-F inm)

Ctrl.valor.med. AS e s * * LED REL

170.0001 >Sinc. grupo func.1, activar (>Sinc1 act)

SINC Grupo 1 AI e s * LED EB

170.0043 >Sinc.: Requerim. de med. Sin-cronización (>Sinc Req. med)


170.0049 Sinc.: Autorización Cierre (Sinc autor.CIER)

SINC Grupo 1 AS e s * LED REL 41 201 1 si

170.0050 Sinc.: Fallo de función (Sinc Fallo)


170.0051 Grupo de sincronización 1 blo-queado (Sinc1 bloq)


170.2007 Sinc.: Requerim.de med. de fun-ción Mando (Sinc Req. med)

SINC Grupo 1 AI e s * LED

170.2008 >Bloquear grupo de sincroniza-ción 1 (>Sinc1bloq)


170.2009 >Sinc.: Cierre directo (>Sinc Cie-rr.dir)


170.2011 >Sinc.: Inicio de la sincronización (>Sinc Inicio)


170.2012 >Sinc.: Teminar la sicronización (>Sinc Stop)


170.2013 >Sinc.: Autorizar la condición U1>U2> (>Sinc U1>U2<)


170.2014 >Sinc.: Autorizar la condición U1<U2> (>Sinc U1<U2>)


170.2015 >Sinc.: Autorizar la condición U1<U2< (>Sinc U1<U2<)


170.2016 Sinc: Autorización de la condición Sinc. (>Sinc Sincron)


170.2022 Sinc. func.1: función med. en proceso (Sinc1 proc)


170.2025 Sinc.: Transcurso de tiempo de supervis. (Sinc. Trans.Tsv)


170.2026 Sinc.: Condiciones des sinc. cumplidas (Sinc síncrono)


170.2027 Sinc.: Condición U1>U2< cumpli-da (Sinc U1>U2<)

SINC Grupo 1 AS e s * LED REL


Info


IEC 60870-5-103

Avis

os d

e se

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N/O

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n EN

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ncia

s

Tipo

Núm

ero

de in

form

ació

n

Dat

a U

nit

Asi

gnad

o a

IG


491

170.2028 Sinc.: Condición U1<U2> cumpli-da (Sinc U1<U2>)


170.2029 Sinc.: Condición U1<U2< cumpli-da (Sinc U1<U2<)


170.2030 Sinc.: Diferencia de tensión (Udif) OK (Sinc Udiff ok)


170.2031 Sinc.: Diferenc. de frecuencia (fdif) OK (Sinc fdiff ok)


170.2032 Sinc.: Diferenc. ángulo (alpha dif) OK (Sinc αdiff ok)


170.2033 Sinc.: Frecuencia f1>fmáx admi-sible (Sinc f1>>)


170.2034 Sinc.: Frecuencia f1<fmín admisi-ble (Sinc f1<<)


170.2035 Sinc.: Frecuencia f2>fmáx admi-sible (Sinc f2>>)


170.2036 Sinc.: Frecuencia f2<fmín admisi-ble (Sinc f2<<)


170.2037 Sinc.: Tensión U1>Umáx admisi-ble (Sinc U1>>)


170.2038 Sinc.: Tensión U1<Umín admisi-ble (Sinc U1<<)


170.2039 Sinc.: Tensión U2>Umáx admisi-ble (Sinc U2>>)


170.2040 Sinc.: Tensión U2<Umín admisi-ble (Sync U2<<)


170.2090 Sinc.: Udif muy grande (U2>U1) (Sinc U2>U1)


170.2091 Sinc.: Udif muy grande (U2<U1) (Sinc U2<U1)


170.2092 Sinc.: fdif muy grande (f2>f1) (Sinc f2>f1)


170.2093 Sinc.: fdif muy grande (f2<f1) (Sinc f2<f1)


170.2094 Sinc.: alpha-dif muy grande (a2>a1) (Sinc α2>α1)


170.2095 Sinc.: alpha-dif muy grande (a2<a1) (Sinc α2<α1)


170.2096 Sinc.: Selección múltiple de grupo sinc. (Sinc Err. grupo)

SINC Grupo 1 AS e s LED REL

170.2097 Sinc.: Parámetros no son plausi-bles (Sinc.Err.parám.)

SINC Grupo 1 AS e s LED REL

170.2101 Grupo de sincronización 1 desac-tivado (Sinc1desac)


170.2102 >Bloquear autorización función Sinc. (>Blq.Autor.Sinc)


170.2103 Autorización función Sinc. blo-queada (Autor.Sinc bloq)


171 Fallo, valor de secuencia de fase (Fall.sec.fas)


175 Fallo, secuencia de fase I (Fa-ll.sec.fa.I)



Info


IEC 60870-5-103

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492

176 Fallo, secuencia de fase U (Fa-ll.sec.fa.U)


177 Fallo, batería (Fallo batería) Equipo AS e s * * LED REL

178 Fallo, módulo entrada/salida (Fallo módul.E/S)


181 Fallo HW Detección de valores (Fall.detecc.val)


191 Error HW: Offset (Error Offset) Equipo AS e s * * LED REL

193 Error HW: No existen datos de calibrac. (Err.datos calib)


194 Error HW: Transform. IE diferente a MLFB (Transf.IE falso)

Equipo AS e s *

197 Supervisión valores medida des-activada (Sup.Val.med.des)


203 Registro de perturbografía,borra-do (Pertgrf.borr.)

Perturbografía AS_P k * LED REL 135 203 1 no

234.2100 Bloqueo U por operación de servicio (BLQ. U)

Prot.tensión IntI e s * * LED REL

235.2110 > Función $00 bloquear (>$00 bloq.)

Flx AI e s e s * * LED EB FUNC

REL

235.2111 >Función $00 DISP inmediato (>$00 inmed.)


REL

235.2112 >Función $00 Acoplamiento (>$00 Acopl.)


REL

235.2113 >Función $00 bloquear tiempo (>$00 BlqTiemp)


REL

235.2114 >Función $00 bloquear DISP (>$00 Blq.DISP)


REL

235.2115 >Función $00 bloquear DISP L1 (>$00 BlDISPL1)


REL



REL



REL

235.2118 Función $00 está bloqueado ($00 bloq.)

Flx AS e s e s * * LED REL

235.2119 Función $00 está desconectado ($00 descon.)

Flx AS e s * * * LED REL

235.2120 Función $00 está activa ($00 activa)

Flx AS e s * * * LED REL

235.2121 Función $00 Arranque ($00 Arr) Flx AS e s e s * * LED REL

235.2122 Función $00 Arranque L1 ($00 Arr L1)






235.2125 Función $00 transcurso de tiempo ($00 trans. T)


235.2126 Función $00 Disparo ($00 DISP) Flx AS e s k * * LED REL


Info


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493


235.2128 Función $00 adecuatión inválido ($00 adec.inv.)


235.3000 Función $00 Valor med. perturb. I2/I1 ($00 Pert. I2/I1)


236.2127 bloquear funciones flexibles (BLQ. func.flex.)

Equipo IntI e s * * * LED REL

253 Fallo Circuit.Transf.Tens.: Inte-rrupción (Circ.TT Interr.)


255 Fallo circuito transf. tensión (Fallo circ. TT )


256 Fallo Circuit.TT: Interrupción mo-nopolar (Fallo TT monop.)


257 Fallo Circuito TT: Interrupción bipolar (Fallo TT bipol.)


258 Fallo Circuito TT: Interrupción tri-polar (Fallo TT tripol)


272 Horas funcion. del IP > valor límite (Horas IP > lím.)

Val.lim.estad. AS e s * * LED REL 135 229 1 si

301 Falta en Red, numerado (Falta en Red)

Equipo AS e s e s 135 231 2 si

302 Perturbación,evento de faltas (Perturb.)

Equipo AS * k 135 232 2 si

303 Fallo, cortocircuito a tierra (F.tie-rra)

Equipo AS E S

320 Alarma: Límite mem. de datos so-brepasado (Alarm.mem.datos)


321 Alarma: Límite mem. de pa-rám.sobrepasado (Alarm.mem.parám)


322 Alarma: Límite mem. de serv.so-brepasado (Alarm.mem.serv.)


323 Alarma: Límite mem. nuevo so-brepasado (Alarm.mem.nuevo)


356 >Conexión manual (>Conex. manual)

Datos generale2 AI * * * LED EB REL 150 6 1 si

395 >Reset indicador Max/Min para IL1-IL3 (>Reset MínMáx I)

Valores Mín/Máx AI k * * LED EB REL

396 >Reset indicador Max/Min de I1 sec. pos (>Reset MíMá I1)


397 >Reset indicador Max/Min de tensión LE (>Reset MíMá ULE)


398 >Reset indicador Max/Min de tensión LL (>Reset MíMá ULL)


399 >Reset indicador Max/Min U1 sec. pos (>Reset MíMá U1)


400 >Reset indicador Max/Min de P (>Reset MíMá P)


401 >Reset indicador Max/Min de S (>Reset MíMá S)


402 >Reset indicador Max/Min de Q (>Reset MíMá Q)



Info


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494


403 >Reset indicador Max/Min de Idmd (>Res. MíMá Idmd)


404 >Reset indicador Max/Min de Pdmd (>Res. MíMá Pdmd)


405 >Reset indicador Max/Min de Qdmd (>Res. MíMá Qdmd)


406 >Reset indicador Max/Min de Sdmd (>Res. MíMá Sdmd)


407 >Reset indicador Max/Min de f (>Reset MínMáx f)


408 >Reset indicador Max/Min de cosPHI (>Res. MíMá cosϕ)


409 >Bloq. contador de horas servicio del IP (>Bloq. horas IP)

Estadística AI e s * LED EB REL

412 >Reset del Indicador de Arrastre Theta (Res. Θ Min/Max)


501 Arranque general del relé de pro-tección (Arranque Relé)

Datos generale2 AS E m LED REL 150 151 2 si

502 Reposición de arranques (gene-ral) (Reposcic. ARR)

Equipo AI * *

510 Activación del relé (general) (Activo Rele)

Equipo AI * *

511 Disparo del relé (general) (DISP.gen Relé)

Datos generale2 AS E m LED REL 150 161 2 si

533 Intensidad de falta fase L1 prima-ria (IL1 =)

Datos generale2 AV E S 150 177 4 no





545 T.transcurrido de arranque a re-posición (T-Arr=)

Equipo AV

546 T.transcurrido de arranque a disparo (T-Disp=)

Equipo AV

561 Aviso de conexión manual (Conex. manual)

Datos generale2 AS e s * * LED REL

916 Energía activa Ea (Ea) Contador energ -

917 Energía reactiva Er (Er) Contador energ -

1020 Horas servicio de la instalación prim. (HoraServ=)

Estadística AV

1021 Suma de intensidades fase L1 (ΣIL1=)

Estadística AV


Estadística AV


Estadística AV

1106 >Activar localizador de faltas (>LOC.falt.act)

Localiz. faltas AI k * * LED EB REL 151 6 1 si

1114 Resistencia de falta primaria = (Rpri=)

Localiz. faltas AV E S 151 14 4 no


Info


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495


1115 Reactancia de falta primaria = (Xpri=)


1117 Resistencia de falta secundaria = (Rsec=)


1118 Reactancia de falta secundaría = (Xsec=)


1119 Distancia de falta = (d =) Localiz. faltas AV E S 151 19 4 no

1120 Distancia de falta en % longitud línea = (d[%] =)


1122 Distancia de falta = (d =) Localiz. faltas AV E S 151 22 4 no

1123 Lazo L1E (LOC. lazo L1E) Localiz. faltas AS * k * LED REL



1126 Lazo L12 (LOC. lazo L12) Localiz. faltas AS * k * LED REL



1132 LOC. faltas no puede calcular valores (LOC.falt.invál.)

Localiz. faltas AS * k * LED REL

1201 >Bloquear prot. faltas a tierra Ue> (>Bloq. Ue>)

F/T sensitivo AI e s * * LED EB REL 151 101 1 si

1202 >Detecc. F/T sensitiva: bloqueo IEE>> (>Bloq. IEE>>)


1203 >Detecc. F/T sensitiva: bloqueo IEE> (>Bloq. IEE>)


1204 >Detecc. F/T sensitiva: bloqueo IEEp (>Bloq. IEEp)


1207 >Bloquear detección faltas a tierra (>Bloqu. F/T)


1211 Detección faltas a tierra desacti-vada (F/T desactivada)

F/T sensitivo AS e s * * LED REL 151 111 1 si

1212 Detección faltas a tierra activada (F/T activada)

F/T sensitivo AS e s * * LED REL 151 112 1 si

1215 Arranque protección faltas a tierra Ue> (Arranque UE)

F/T sensitivo AS * e s * LED REL 151 115 2 si

1217 Disparo protección faltas a tierra Ue> (Disparo UE)

F/T sensitivo AS * k m LED REL 151 117 2 si

1221 Arranque escalón IEE>> detec-ción tierra (IEE>> arranq.)


1223 Disparo protección-EEE IEE>> (IEE>> disparo)


1224 Arranque escalón IEE> detección tierra (IEE> arranq.)


1226 Disparo protección-IEE Iee> (IEE> disparo)


1227 Arranque escalón IEEp detección tierra (IEEp arranq.)


1229 Disparo protección-EEE IEEp (IEEp disparo)


1230 Detección faltas a tierra bloquea-da (Det.F/T bloq.)

F/T sensitivo AS e s e s * LED REL 151 130 1 si


Info


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496


1264 Intens. tierra, corr.componente activa = (IEEa =)

F/T sensitivo AV E S

1265 Intens.tierra,corr.componente reactiva = (IEEr =)


1266 Intens. tierra, valor absoluto = (IEE =)


1267 Tensión homopolar Ue, 3Uo = (Ue, 3Uo =)


1271 Falta a tierra (Fallo/tierra) F/T sensitivo AS * * LED REL 151 171 1 si

1272 Falta a tierra en fase L1 (F/T Fase L1)

F/T sensitivo AS e s k e s * LED REL 160 48 1 si





1276 Falta a tierra dirección hacia ade-lante (F/T adelante)


1277 Falta a tierra dirección hacia atrás (F/T atras)


1278 Falta a tierra no direccional (F/T no direcc.)


1403 >Prot.fallo interrup. de pot.blo-queada (>FALLO IP bloq.)

Fallo interrup. AI e s * * LED EB REL 166 103 1 si

1431 >Arranque Prot.fallo inte. por ord.exter (>FALLO IP ini.)

Fallo interrup. AI e s * * LED EB REL 166 104 1 si

1451 Prot. fallo interruptor desactivada (FALLO IP Desact)

Fallo interrup. AS e s * * LED REL 166 151 1 si

1452 Prot. fallo interruptor bloqueada (FALLO IP bloq.)

Fallo interrup. AS e s e s * LED REL 166 152 1 si

1453 Prot. fallo interruptor activada (FALLO IP act.)

Fallo interrup. AS e s * * LED REL 166 153 1 si

1456 Arr.prot.fallo interr.por arranq. int. (FALLO IP arrINT)

Fallo interrup. AS * e s * LED REL 166 156 2 si

1457 Arr.prot.fallo interr.por arranq. ext. (FALLO IP arrEXT)

Fallo interrup. AS * e s * LED REL 166 157 2 si

1471 Prot. fallo interruptor,orden de disparo (FALLO IP DISP.)

Fallo interrup. AS * k m LED REL 160 85 2 no

1480 Disparo prot.fallo interr.arranq. int. (F. IP DISP. int)

Fallo interrup. AS * k * LED REL 166 180 2 si

1481 Disparo prot.fallo interr.arranq. ext. (F. IP DISP. ext)

Fallo interrup. AS * k * LED REL 166 181 2 si

1503 >Bloqueo de la protección de so-brecarga (>P.SOBRCAbloq)

Prot.sobrecarga AI * * * LED EB REL 167 3 1 si

1507 >Pr.sobrecar. arranque emergen-cia motor (>P.SC arr emerg)

Prot.sobrecarga AI e s * * LED EB REL 167 7 1 si

1511 Protección sobrecarga desacti-vada (Pr.SBRCA.desact)

Prot.sobrecarga AS e s * * LED REL 167 11 1 si

1512 Protección de sobrecarga blo-queada (Pr.SBRCA.blo)

Prot.sobrecarga AS e s e s * LED REL 167 12 1 si

1513 Protección de sobrecarga activa (Pr.SBRCA.act.)



Info


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497


1515 Protecc. sobrecarga escal.de alarma I> (SBRCA.alarm.I)


1516 Protecc. sobrecarga escal.alar-ma theta (SBRCA.alarm.Θ)


1517 Prot. sobrecarga arranque es-cal.disparo (P.SBRCA.arrΘ)


1521 Orden de disparo por sobrecarga (DISPARO SBRCA)

Prot.sobrecarga AS * k m LED REL 167 21 2 si

1580 >Reposición de la imagen térmi-ca (Rep.IMAG.Térm.)

Prot.sobrecarga AI e s * * LED EB REL

1581 Prot. Sobrecarga: Repos. imagen térmica (Sobrc.RepImTérm)

Prot.sobrecarga AS e s * * LED REL

1704 >Bloqueo de la prot.sobrintens. fases (>P.S/I f bloq)

Sobreintensidad AI * * * LED EB REL

1714 >Bloqueo de la prot.sobreintens. tierra (>P.S/I T.bloq)


1718 >Bloqueo prot.sobreintens. esca-lón I>>> (>I>>> bloqueo)

Sobreintensidad AI * * * LED EB REL 60 144 1 si

1719 >Escalón IE>>>sobreintens .blo-queado (>IE>>> bloqueo)


1721 >Bloqueo prot.sobreintens. esca-lón I>> (>I>> bloqueo)


1722 >Bloqueo prot.sobreintens. esca-lón I> (>I> bloqueo)


1723 >Bloqueo prot.sobreintens. esca-lón Ip (>Ip bloqueo)


1724 >Escalón IE>>sobreintens .blo-queado (>IE>> bloqueo)


1725 >Escalón IE> sobreintens. blo-queado (>IE> bloqueo)


1726 >Escalón IEp sobreintens. blo-queado (>IEP bloqueo)


1730 >Bloquear conmutación din. pa-rámetros (>Bloq.ConDinPar)

Camb.din.parám. AI * * * LED EB REL

1731 >Bloquear repos.rápida conmuta din pará (>Blq.Rráp.CdiPa)

Camb.din.parám. AI e s * * LED EB REL 60 243 1 si

1732 >Activar cambio dinámico de pa-rámetros (>Act.parám.din.)

Camb.din.parám. AI e s * * LED EB REL

1751 Prot.Sobreintens. fases, desacti-vada (P.S/I FAS.desac)

Sobreintensidad AS e s * * LED REL 60 21 1 si

1752 Prot.Sobreintens. fases, blo-queada (P.S/I FAS.bloq)

Sobreintensidad AS e s e s * LED REL 60 22 1 si

1753 Prot.Sobreintens. fases, activada (P.S/I FAS.activ)


1756 Prot.Sobreintens. tierra, desacti-vada (S/I tierr.desac)


1757 Prot.Sobreintens. tierra, bloquea-da (S/I tierr.blo)


1758 Prot.Sobreintens. tierra, activa (S/I tierr.act)


1761 Prot. sobreintens. arranque general (P.S/I ARR.gen)

Sobreintensidad AS * e s m LED REL 160 84 2 si


Info


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498


1762 Arranque prot.sobreintens. fase L1 (S/I ARR L1)






1765 Arranque prot.sobreintens. tierra (E) (S/I ARR Tierr)


1767 Arranque por sobreintens. esca-lón I>>> (I>>> ARR)

Sobreintensidad AS * e s * LED REL 60 146 2 si

1768 Arranq. sobreinten. escalón IE>>> tierra (IE>>> ARR tier)


1769 Disparo por sobreintensidad es-calón I>>> (I>>> DIS)

Sobreintensidad AS * k * LED REL 60 148 2 si

1770 Disparo prot.sobreintens. IE>>> tierra (IE>>> DISP)

Sobreintensidad AS * k * LED REL 60 149 2 si

1787 Tiempo del escalón I>>>, trans-currido (TI>>> transc.)

Sobreintensidad AS * * * LED REL 60 167 2 si

1788 Tiempo del escalón IE>>>, trans-currido (TIE>>> transc.)


1791 Prot. sobreintens. disparo general (S/I DISP gen)

Sobreintensidad AS * k m LED REL 160 68 2 no

1800 Arranque por sobreintensidad es-calón I>> (I>> ARR)


1804 Tiempo del escalón I>>, transcu-rrido (TI>> transc.)


1805 Disparo por sobreintensidad es-calón I>> (I>> DIS)


1810 Arranque por sobreintensiadad escalón I> (I> ARR)


1814 Tiempo del escalón I>, transcurri-do (TI> transc.)


1815 Disparo por sobreintensidad es-calón I> (I> DIS)


1820 Arranque por sobreintensidad es-calón Ip (Ip ARR)


1824 Tiempo del escalón Ip, transcurri-do (TIp transc.)


1825 Disparo prot. sobreintensidad Ip (fases) (Ip DIS)

Sobreintensidad AS * k m LED REL 60 58 2 si

1831 Arranq. sobreintens. escalón IE>> tierra (IE>> ARR tier)


1832 Tiempo del escalón IE>>, trans-currido (TIE>> transc.)


1833 Disparo prot.sobreintens. IE>> tierra (IE>> DISP)


1834 Arranque sobreintens. escalón IE> tierra (IE> ARR tierr)


1835 Tiempo del escalón IE>, transcu-rrido (TIE> transc.)


1836 Disparo prot.sobreintens. IE> tierra (IE> DISP)



Info


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499


1837 Arranque sobreintens. escalón IEp tierra (IEp ARR tierr)


1838 Tiempo del escalón IEp, transcu-rrido (TIEp transc.)


1839 Disparo sobreintens./t inv. IEp tierra (IEp DIS)

Sobreintensidad AS * k m LED REL 60 66 2 si

1840 Detección fase L1 por rush de co-nexión (Detec.Rush L1)






1843 Bloqueo cross-rush,sobreint. y EEE (Blo.RushCross)


1851 S/I t.bloq. I> (S/I t.bloq. I>) Sobreintensidad AS e s e s * LED REL 60 105 1 si

1852 S/I t. bloqueo escalón I>> (S/I t.bloq. I>>)


1853 S/I t. bloqueo escalón IE> (S/I t.bloq. IE>)


1854 S/I t. bloqueo escalón IE>> (S/I t.blo. IE>>)


1855 S/I t. bloqueo escalón Ip (S/I t.bloq. Ip)


1856 S/I t. bloqueo escalón IEp (S/I t.bloq. IEp)


1866 Emulación de disco S/I t.inv. Ip(fases) (S/I t. Ip DISCO)

Sobreintensidad AS * * * LED REL

1867 Emulación de disco S/I t.inv.IEp(tierr) (S/I t.IEp DISCO)

Sobreintensidad AS * * * LED REL

1994 Conmutación din param desacti-vada (ConDinPar desac)

Camb.din.parám. AS e s * * LED REL 60 244 1 si

1995 Conmutación din param frio blo-queada (ConDinPar bloq.)

Camb.din.parám. AS e s e s * LED REL 60 245 1 si

1996 Conmutación din parametros activa (ECF efectiva)


1997 Conmutación din parametros activa (Conm.Paráma.Din)


2604 >Desactivar S/I.t.def/t.inv.Fases dir. (>DesacS/I FASdi)

Sobreintens.dir AI * * * LED EB REL

2614 >Bloqueo S/I.t.def/t.inv.Tierra direcc (>BlqS/I TIEdi)

Sobreintens.dir AI * * * LED EB REL

2615 >S/I t. dir. escalón I>> bloqueo (>S/It.dir.I>>bl)

Sobreintens.dir AI * * * LED EB REL 63 73 1 si

2616 >S/I t. dir. escalón IE>> bloqueo (>S/It.di.IE>>bl)


2621 >Prot.sobreint.direccional:blo-queo I> (>BLQ.I> direc)


2622 >Prot.sobreint.direccional:blo-queo Ip (>BLQ.Ip direc)


2623 >Prot.sobreint.direccional:blo-queo IE> (>BLQ.IE> dir.)



Info


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500


2624 >Prot.sobreint.direccional:blo-queo IEp (>BLQ.IEp dir.)


2628 Comparación direccional I>L1 adelante (Comp.d.I>L1adel)

Sobreintens.dir AS k * * LED REL 63 81 1 si





2632 Comparación direccional I>L1 atrás (Comp.d.I>L1atrá)






2635 Comparación direccional IE> adelante (Comp.d.IE>adel)


2636 Comparación direccional IE> atrás (Comp.d.IE>atrás)


2637 S/I t. dir bloqueo escalón I> (S/I dir.I> bloq)

Sobreintens.dir AS e s e s * LED REL 63 91 1 si

2642 S/I dir. arranque escalón I>> (S/I dir. I>>Arr)

Sobreintens.dir AS * e s * LED REL 63 67 2 si

2646 S/I dir. arranque escalón IE>> (S/I di.Arr IE>>)


2647 S/I dir tiempo escalón I>> trans-currido (S/I TI>> transc)

Sobreintens.dir AS * * * LED REL 63 71 2 si

2648 S/I dir tiempo escalón IE>> trans-currido (S/Idi.TIE>>tran)


2649 S/Idir disparo escalón I>> (S/I di.DISP I>>)

Sobreintens.dir AS * k m LED REL 63 72 2 si

2651 S/I t.def./t.inv. fases,direcc.des-con. (S/I FASdi.des)

Sobreintens.dir AS e s * * LED REL 63 10 1 si

2652 S/I t.def/t.inv.fases,direcc bloque-da (S/I FASdi.blq)


2653 S/I t.def./t.inv.fases,direcc.activa (S/I FASdi.acti.)


2655 S/I dir. bloqueo escalón I>> (S/I dir.I>> blo)


2656 S/I t.def./t.inv.direcc.tierra descon. (S/Itd/i.dir.des)


2657 S/I t.def./t.inv.direcc.tierra bloqu. (S/Itd/i.dir.blq)


2658 S/I t.def./t.inv.direcc.tierra activa (S/Itd/i.di.act.)


2659 S/I dir. bloqueo escalón IE> (S/I dir. IE> bl)


2660 Arranque escalón I> direccional (ARR I> direc.)


2664 Temporización.I> direcc.transcu-rrido (TI>dir.transc)


2665 Disparo sobreintens. I> direcc. (fase) (DISP TI> dir.)



Info


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501


2668 S/I dir. bloqueo escalón IE>> (S/I dir.IE>>blq)


2669 S/I dir bloqueo escalón Ip (S/I dir.Ip bloq)


2670 Arranque escalón Ip direccional (ARR Ip direcc)


2674 Temporización Ip direcc.transcu-rrido (TIp dir.trans)


2675 Disp.sobreint.t.invers.Ip direcc. fase (DISP Ip direc)


2676 Emulac.disco S/I t.inv.direcc.Ip (fase) (Ip DISCO dir.)

Sobreintens.dir AS * * * LED REL

2677 S/I dir. bloqueo escalón IEp (S/I dir.IEp blq)


2679 S/I dir. disparo escalón IE>> (S/I di.IE>> blq)


2681 Arranque escal. IE> tierra, direc-cional (ARR IE>dir. T)


2682 Temporizacion. IE> direcc. trans-currido (TIE>dir.trans)


2683 Disp.prot.sobreint. IE> direcc. (tier) (DISP IE> dir.)


2684 Arranque escal. IEp tierra, direc-cional (ARR IEp dir.T)


2685 Temporización. IEp direcc. trans-currido (TIEp dir.tran)


2686 Disp.prot.sobreint. IEp direcc. (tier) (DISP IEp dir.)


2687 Emulac.disco S/I t.inv.di-rec.IEp(tierr) (IEp DISCO dir)

Sobreintens.dir AS * * * LED REL

2691 Arranque gen. S/I t.def./t.inv. direcc. (ARRgen.S/I di)

Sobreintens.dir AS * e s m LED REL 63 50 2 si

2692 Arranque S/I.tdef./t.inv.direcc.fa-se L1 (ARR L1 S/I di)






2695 Arranque sobreint.direccional tierra (ARR S/I dir T)


2696 Disparo general S/I t.def/t.inv.di-recc. (DISPg.S/I dir)


2701 >Activar función de reenganche (>RE.activar)

Reenganche auto AI e s * * LED EB REL 40 1 1 si

2702 >Desactivar función de reengan-che (>RE. desactivar)


2703 >Reenganche int.bloqueado ex-teriormente (>BLOQUEO RE)


2711 >Arranque general para reengan-che int. (>ARR gen. ext)

Reenganche auto AI * e s * LED EB REL

2715 >RE: disparo falta a tierra (>DISP falt.tier)

Reenganche auto AI * k * LED EB REL 40 15 2 si


Info


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502


2716 >RE: disparo falta de fase (>DISP falt.fase)

Reenganche auto AI * k * LED EB REL 40 16 2 si

2720 >Autorización para RE externa (>Autoriz.RE ext)

Datos generale2 AI e s * * LED EB REL 40 20 1 si

2722 >Activar coordinación de disparo (>Act.COOR-DIS)

Reenganche auto AI e s * * LED EB REL

2723 >Desactivar coordinación de disparo (>Desac.COOR-DIS)


2730 >Interruptor de potencia disponi-ble (>IP disponible)


2731 >Activación Reeng. por unidad externa (>RE EXT.ACT.)

Reenganche auto AI * k * LED EB REL

2753 RE: Retardo máx. inicio de pausa transc. (RE transc.T.ret)

Reenganche auto AS k * * LED REL

2754 >RE: Inicio de tiempo de pausa retardado (>Retardo T.paus)


2781 Reenganche desactivado (RE desactivado)

Reenganche auto AS k * * LED REL 40 81 1 si

2782 Reenganche activado (RE activa-do)

Reenganche auto IntI e s * * LED REL 160 16 1 si

2784 Reenganche inactivo (RE inacti-vo)

Reenganche auto AS e s * * LED REL 160 130 1 si

2785 Reenganche,bloqueo dinám. interno (RE BLOQdinINT)

Reenganche auto AS e s k * LED REL 40 85 1 si

2788 RE: Tiempo control del IP trans-currido (Tctrl.IPtrans)


2801 Reenganche activado (RE activo) Reenganche auto AS * k * LED REL 40 101 2 si

2808 RE: IP abierto y ningún disparo (RE: IP blq. RE)

Reenganche auto AS e s * * LED REL

2809 RE: T. supervis. de arranque so-brepasado (RE: Fin TS.ARR)


2810 RE: T máx. de pausa sobtrepasa-do (RE: Fin TP máx.)


2823 RE: No se ha parametrizado arrancador (RE par.sin Arr.)


2824 RE: Número ciclos = 0 (RE Núm. RE=0)


2827 RE: Bloqueo por DISPARO (RE DISP blq. RE)


2828 RE: Bloqueo por arranque trifási-co (RE Blq.Arr.3fás)


2829 RE: Tiempo act. terminado antes del DISP (RE T.act. term.)


2830 RE: Número máx. de ciclos exce-dido (RE Núm. máx RE)


2844 RE: 1°. ciclo en proceso (RE: 1°. ciclo)

Reenganche auto AS * k * LED REL






Info


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503


2847 RE: Ciclo > 3°. en proceso (RE: >3°. ciclo)


2851 Orden de cierre por reenganche (Orden.cierr.RE)

Reenganche auto AS * k m LED REL 160 128 2 no

2862 Función reenganche efectuada (RE efectuado)

Reenganche auto AS k k * LED REL 40 162 1 si

2863 Disparo final de reenganche (RE DISP.fin.)

Reenganche auto AS k k * LED REL 40 163 2 si

2865 RE: Req. para controlar sincro-nismo (RE ctrl.sinc)


2878 RE: Programa falta a tierra en proceso (RE Prog.Tierra)

Reenganche auto AS * k * LED REL 40 180 2 si

2879 RE: Programa falta de fases en proceso (RE Prog. Fase)

Reenganche auto AS * k * LED REL 40 181 2 si

2883 Coordinación de disparo en proceso (COOR.DISP en pr)

Reenganche auto AS e s k * LED REL

2884 Coordinación de disparo, activa-da (COOR-DISP.acti.)


2885 Coordinación de disparo, desacti-vada (COOR-DISP.desa.)


2889 RE: Autorización de zona en 1° ciclo (RE: Autor.1°cic)

Reenganche auto AS * * * LED REL







2896 RE: Orden de cierre trás ciclo tri-polar (RE: 3pol,1°cic.)

Estadística AV

2898 RE: Orden cierre a partir 3° ciclo 1pol. (RE 3p,>=2°cic=)

Estadística AV

2899 RE: Requerimiento de cierre por control (RE Req. Cierre)


4601 >Interruptor de potencia cerrado (>IP cerrado)

Datos generale2 AI e s * * LED EB REL

4602 >Retroaviso posición: Q0 abierto (>RPOS Q0 abie)


5143 >Prot. carga deseq. bloquear (>Des.carg bloq.)

Carga desequil. AI * * * LED EB REL 70 126 1 si

5145 >Cambio de secuencia de fase (>Cambio secuenc)

Datos de planta AI e s * * LED EB REL

5147 Secuencia de fase L1 L2 L3 (Se-cuenc. L1L2L3)

Datos de planta AS e s * * LED REL 70 128 1 si

5148 Secuencia de fase L1 L3 L2 (Se-cuenc. L1L3L2)

Datos de planta AS e s * * LED REL 70 129 1 si

5151 Prot. carga deseq. desactivada (Des.carga desa.)

Carga desequil. AS e s * * LED REL 70 131 1 si

5152 Prot. carga deseq. bloqueada (Des.carga bloq.)

Carga desequil. AS e s e s * LED REL 70 132 1 si

5153 Prot. carga deseq. activada (Des.carga acti.)

Carga desequil. AS e s * * LED REL 70 133 1 si


Info


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504

5159 Prot. carga deseq. arranque I2>> (Arranque I2>>)

Carga desequil. AS * e s * LED REL 70 138 2 si

5165 Prot. carga deseq. arranque I2> (Arranque I2>)


5166 Prot. carga deseq. arranque I2p (Arranque I2p)


5170 Prot. carga deseq. disparo (Des.car DISPARO)

Carga desequil. AS * k m LED REL 70 149 2 si

5171 Prot. carga deseq. emulación disco (Des.carg.DISCO)

Carga desequil. AS * * * LED REL

5203 >Bloqueo protección de frecuen-cia (FRC) (>BLOQ. FRC)

Prot.frecuencia AI e s * * LED EB REL 70 176 1 si

5206 >Prot frecuencia bloquear esca-lón f1 (>Bloq. f1)








5211 Protección de frecuencia desacti-vada (FRC desactivada)

Prot.frecuencia AS e s * * LED REL 70 181 1 si

5212 Protección de frecuencia blo-queada (FRC bloqu.)

Prot.frecuencia AS e s e s * LED REL 70 182 1 si

5213 Protección de frecuencia activa-da (FRC activ.)

Prot.frecuencia AS e s * * LED REL 70 183 1 si

5214 Prot.frecuencia bloqueo por sub-tensión (FRC bloq. U1<)

Prot.frecuencia AS e s e s * LED REL 70 184 1 si

5232 Prot.de frecuencia arranque es-calón f1 (Arranque f1)

Prot.frecuencia AS * e s * LED REL 70 230 2 si







5236 Protecc.de frecuencia disparo es-calón f1 (DISP f1)

Prot.frecuencia AS * k m LED REL 70 234 2 si







5951 >Bloquear S/I t.def monofásico (>S/I 1fás. blq.)

S/I tdef 1-fás AI * * * LED EB REL

5952 >Bloquear S/I t.def monofás. es-calón I> (>S/I 1fás. I>bl)


5953 >Bloquear S/I t.def monofás. es-calón I>> (>S/I 1fás I>>bl)


5961 S/I t.def monofásico, desconecta-do (S/I 1fás desc.)

S/I tdef 1-fás AS e s * * LED REL


Info


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505

5962 S/I t.def monofásico, bloqueado (S/I 1fás blq.)

S/I tdef 1-fás AS e s e s * LED REL

5963 S/I t.def monofásico, activo (S/I 1fás activ)

S/I tdef 1-fás AS e s * * LED REL

5966 S/I t.def monofás. bloqueo esca-lón I> (S/I 1fás I>blq)


5967 S/I t.def monofás. bloqueo esca-lón I>> (S/I 1fás I>>blq)


5971 S/I t.def monofás. Arranque general (S/I 1fás ARRge)

S/I tdef 1-fás AS * e s * LED REL

5972 S/I t.def monofás. Disparo general (S/I 1fás DISPge)

S/I tdef 1-fás AS * k * LED REL

5974 S/I t.def monofás. Arranque esca-lón I> (S/I 1fás I>Arr)


5975 S/I t.def monofás. Disparo esca-lón I> (S/I 1fs. I>DISP)


5977 S/I t.def monofás. Arranque esca-lón I>> (S/I 1fs. I>>Arr)


5979 S/I t.def 1-fás. Disparo escalón I>> (S/I 1fs.I>>DISP)


5980 S/I t.def 1-fás. Intensidad de arranque (S/I 1fs.I:)

S/I tdef 1-fás AV * e s

6503 >bloquear protección subtensión (>U<(<) bloqu.)

Prot.tensión AI * * * LED EB REL 74 3 1 si

6505 >Prot.subtension: con criterio de inten. (>U<(<) CI)

Prot.tensión AI e s * * LED EB REL 74 5 1 si

6506 >Bloquear protección de tension escal.U< (>U< bloq.)


6508 >Bloquear prot. de tensión esca-lón U<< (>U<< bloq.)


6509 >Fallo transformador de tensión, línea (>falt.TT lin.)

Ctrl.valor.med. AI e s * * LED EB REL 74 9 1 si

6510 >Fallo transformador de tensión, barra (>falt.TT barr)

Ctrl.valor.med. AI e s * * LED EB REL 74 10 1 si

6513 >Bloquear prot.sobretensión U>(>) (>U>(>) bloquear)

Prot.tensión AI * * * LED EB REL 74 13 1 si

6530 Prot.subtensión desactivada (U< desactivada)

Prot.tensión AS e s * * LED REL 74 30 1 si

6531 Prot.subtensión bloqueada (U< bloqueada)

Prot.tensión AS e s e s * LED REL 74 31 1 si

6532 Prot.subtensión activada (U< ac-tivada)


6533 Arranque prot. de tensión, esca-lón U< (U< ARR)

Prot.tensión AS * e s * LED REL 74 33 2 si

6534 Arranque prot.tens.criterio int., U< (U< ARR CI)


6537 Arranque prot.de tension, esca-lón U<< (U<< ARR)


6538 Arranque prot.tens.criterio int. U<< (U<< ARR CI)


6539 Disparo prot.tensión, escalón U< (U< DISP)

Prot.tensión AS * k m LED REL 74 39 2 si


Info


IEC 60870-5-103

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506

6540 Disparo prot.tensión, escalón U<< (U<< DISP)

Prot.tensión AS * k * LED REL 74 40 2 si

6565 Prot.sobretensión desactivada U> (U> desactivada)


6566 Prot.sobretensión bloqueada (U> bloqueada)

Prot.tensión AS e s e s * LED REL 74 66 1 si

6567 Prot.sobretensión activada (U> activada)


6568 Arranque prot.de tensión, Esc U> (U> ARR)


6570 Disparo prot. de tensión, escalón U> (U> DISP)

Prot.tensión AS * k m LED REL 74 70 2 si

6571 Arranque prot. de tensión, esca-lón U>> (U>> ARR)

Prot.tensión AS * e s * LED REL

6573 Disparo prot. de tensión, escalón U>> (U>> DISP)

Prot.tensión AS * k * LED REL

6851 >Bloqueo supervisión circuito de disparo (>SCD BLOQUEADA)

Supe.circ.disp. AI * * * LED EB REL

6852 >Relé aux. supervisión circuito disparo (>SCD rel.aux.)

Supe.circ.disp. AI e s * * LED EB REL 170 51 1 si

6853 >Relé aux.interrup.pot.supervi-sión circ. (>SCD aux. IP)

Supe.circ.disp. AI e s * * LED EB REL 170 52 1 si

6861 Superv. circuito de disparo des-activada. (SCD desactivada)

Supe.circ.disp. AS e s * * LED REL 170 53 1 si

6862 Supervisión circuito de diparo, bloque. (SCD bloqueado)

Supe.circ.disp. AS e s e s * LED REL 153 16 1 si

6863 Supervisión circuito de diparo, activo (SCD activo)


6864 Superv.circu. disp.inactivo,EB sin ord. (SCD sin EB)


6865 Superv. de circuito de disparo: Fallo (SCD fallo)


7551 Arranque Inrush escalón I> (Arr Inrush I>)


7552 Arranque Inrush escalón IE> (Arr Inrush IE>)


7553 Arranque Inrush escalón Ip (Arr Inrush Ip)


7554 Arranque Inrush escalón IEp (Arr Inrush IEp)


7556 Estabilización Inrush desactivada (Inrush desactiv)


7557 Estabilización Inrush, bloqueada (Inrush blq.)


7558 Estabilización Inrush tierra, detec. (Inrush det.tier)


7559 Arranque Inrush escalón I> dir. (Arr.Rush I>dir.)


7560 Arranque Inrush escalón IE> dir. (Arr.Rush IE>dir)


7561 Arranque Inrush escalón Ip dir. (Arr.Rush Ipdir.)



Info


IEC 60870-5-103

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o a

IG


507

7562 Arranque Inrush escalón IEp dir. (Arr.Rush IEp di)


7563 >Bloquear estabilización Inrush (>Inrush blq.)


7564 Arranque Inrush S/I tierra (Arr. Inrush tie)


7565 Arranque Inrush S/I fase L1 (Arr. Inrush L1)






10034 S/I Bloqueo Escalón I>>> (S/I I>>> blq)


10035 S/I Bloqueo Escalón IE>>> (S/I IE>>> blq)


10036 Error param. Capacidades divisor tensión (Err.Param.Capac)

Datos de planta AS e s LED REL

10080 Error Extensión de módulo I/O (Error Ext I/O)


10081 Error Ethernet (Error Ethernet) Equipo AS e s * * LED REL

10082 Error Borne de intensidad (Err.Born.Intens)


10083 Error en módulo básico I/O (Err.Mód.bás.I/O)


16001 Suma potencia de intens. fase L1 a Ir^x (ΣI^xL1=)

Estadística AV


Estadística AV


Estadística AV

16005 Valor lím. suma pot. de intens so-brepas. (Val. lím. ΣI^x>)

Val.lim.estad. AS e s * * LED REL

16006 Tiempo de vida residual fase L1 (VR-L1=)

Estadística AV


Estadística AV


Estadística AV

16010 Val. lím. vida residual del IP dismin. (Val.ím.VRdurac<)


16011 No. de las desconexiones mecán. puras L1 (Descon. m L1 =)

Estadística AV


Estadística AV


Estadística AV

16014 Suma de integral intens.al cuadr. fas.L1 (ΣI^2tL1=)

Estadística AV


Info


IEC 60870-5-103

Avis

os d

e se

rvic

io O

N/O

FF

Avis

o de

per

turb

ació

n EN

TR /

SALE

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Avis

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ncia

s

Tipo

Núm

ero

de in

form

ació

n

Dat

a U

nit

Asi

gnad

o a

IG


508



Estadística AV


Estadística AV

16018 Val.lím. integr.intens.al cuadr.so-brepas (Val.lím. ΣI^2t>)


16019 >Criterio de arranque Manteni-miento IP (>MIP arranque)


16020 MIP bloqueado T IP DIS-Pprop.>=T IP DISP (MIPblqT err.par)


16027 MIP bloqueado Ir-IP >= Isc-IP (MIPblq Ierr.par)


16028 MIP bloqueado No.ACC. Isc >= No.ACC. Ir (MIPblq NoACCpar)


16029 Detecc. F/T Bloqueo Error pa-rámetro (IEEp BLQ ErrPar)

F/T sensitivo AS e s * * LED REL

16030 Angulo entre 3U0 e IEE (sensi-ble) (ϕ(3U0,IEE) =)


30053 Perturbogrfía en proceso (Per-turb.en proc)

Perturbografía AS * * * LED REL

31000 Q0 contador de accionamiento= (Q0 CntOp=)

Unidades conmut AV *






Info


IEC 60870-5-103

Avis

os d

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N/O

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LED

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Tipo

Núm

ero

de in

form

ació

n

Dat

a U

nit

Asi

gnad

o a

IG


509

AnexoA.10 Avisos Colectivos

A.10 Avisos Colectivos

No. Significado No. Significado140 AvisCent.Pert 177

17810080100811008210083191193

Fallo bateríaFallo módul.E/SError Ext I/OError EthernetErr.Born.IntensErr.Mód.bás.I/OError OffsetErr.datos calib

160 Alarm.central 162163167175176

Fallo ΣIFallo Isim.Fallo U simFall.sec.fa.IFall.sec.fa.U

161 Contrl.Val.I 162163

Fallo ΣIFallo Isim.

171 Fall.sec.fas 175176

Fall.sec.fa.IFall.sec.fa.U

501 Arranque Relé 151751595165516659715974597717612691122412211215

P.SBRCA.arrΘArranque I2>>Arranque I2>Arranque I2pS/I 1fás ARRgeS/I 1fás I>ArrS/I 1fs. I>>ArrP.S/I ARR.genARRgen.S/I diIEE> arranq.IEE>> arranq.Arranque UE

511 DISP.gen Relé 1521517059725975597917912696122612231217

DISPARO SBRCADes.car DISPAROS/I 1fás DISPgeS/I 1fs. I>DISPS/I 1fs.I>>DISPS/I DISP genDISPg.S/I dirIEE> disparoIEE>> disparoDisparo UE


510

AnexoA.11 Vista General de los Valores de Medida

A.11 Vista General de los Valores de Medida

No. Significado Función IEC 60870-5-103 Posibilidad de configuración

Tipo

Núm

ero

de in

form

ació

n

Com

patib

ilida

d

Dat

a U

nit

Posi

ción

CFC

Cua

dro

cont

rol

Cua

dro

bási

co

- Número de desconexiones del IP (No.desc.IP)

Estadística - - - - - CFC

- Valor límite super.del contador horas IP (Horas>)

Val.lim.estad. - - - - - CFC

170.2050 U1 = (U1 =) SINC Grupo 1 130 1 no 9 1 CFC

170.2051 f1 = (f1 =) SINC Grupo 1 130 1 no 9 4 CFC

170.2052 U2 = (U2 =) SINC Grupo 1 130 1 no 9 3 CFC

170.2053 f2 = (f2 =) SINC Grupo 1 130 1 no 9 7 CFC

170.2054 dU = (dU =) SINC Grupo 1 130 1 no 9 2 CFC

170.2055 df = (df =) SINC Grupo 1 130 1 no 9 5 CFC

170.2056 dalpha = (dα =) SINC Grupo 1 130 1 no 9 6 CFC

601 Valor de medida IL1 (IL1 =) Valores medida 134 157 no 9 1 CFC

602 Valor de medida IL2 (IL2 =) Valores medida 160 145 si 3 1 CFC

134 157 no 9 2

603 Valor de medida IL3 (IL3 =) Valores medida 134 157 no 9 3 CFC

604 Intensidad a tierra IE = (IE =) Valores medida 134 157 no 9 4 CFC

605 Intensidad de secuencia positiva I1 = (I1 =) Valores medida - - - - - CFC

606 Intensidad de secuencia negativa I2 = (I2 =) Valores medida - - - - - CFC

621 Valor med. UL1E (UL1E=) Valores medida 134 157 no 9 6 CFC



624 Valor med. UL12 (UL12=) Valores medida 160 145 si 3 2 CFC

134 157 no 9 9

625 Valor med. UL23 (UL23=) Valores medida 134 157 no 9 10 CFC

626 Valor med. UL31 (UL31=) Valores medida 134 157 no 9 11 CFC

627 Tensión UE = (Uen =) Valores medida 134 118 no 9 1 CFC

629 Tensión secuencia positiva U1 = (U1 =) Valores medida - - - - - CFC

630 Tensión secuencia negativa U2 = (U2 =) Valores medida - - - - - CFC

632 Valor med. Usin (tensión de barras) (Usin=) Valores medida - - - - - CFC

641 Valor med. P (potencia activa) (P =) Valores medida 134 157 no 9 12 CFC

642 Valor med. Q (potencia reactiva) (Q =) Valores medida 134 157 no 9 13 CFC

644 Valor med. f (frecuencia) (f =) Valores medida 134 157 no 9 5 CFC

645 Valor med. S (potencia aparente) (S =) Valores medida - - - - - CFC

680 Ángulo UL1-IL1 (Phi L1=) Valores medida - - - - - CFC



701 Componente activa int. a tierra IEEa = (IEEa=)

Valores medida 134 157 no 9 15 CFC

702 Componente reactiva int. a tierra IEEr (IEEr=)

Valores medida 134 157 no 9 16 CFC

807 Valor de sobrecarga = (Θ/Θdisp =) Valores medida - - - - - CFC

830 Int. a tierra (alta sensibilidad) IEE = (IEE=) Valores medida 134 118 no 9 3 CFC

831 Intensidad sistema homopolar 3I0 (3I0=) Valores medida - - - - - CFC

832 Tensión sistema homopolar U0 (U0 =) Valores medida 134 118 no 9 2 CFC


511


833 Valor medio I1 con T. parametrizable= (I1dmd=)

Valor.medios - - - - - CFC

834 Valor medio P = (Pdmd=) Valor.medios - - - - - CFC

835 Valor medio Q = (Qdmd=) Valor.medios - - - - - CFC

836 Valor medio S = (Sdmd=) Valor.medios - - - - - CFC

837 Mín. del valor medio de L1 = (ILdmín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

838 Máx. del valor medio de L1 = (IL1dmáx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

839 Mín. del valor medio de L2 = (IL2dmín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC


841 Mín. del valor medio de L3 = (IL3dmín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC


843 Mín. del valor medio de I1 = (I1dmín =) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

844 Máx. del valor medio de I1 = (I1dmáx =) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

845 Mín. del valor medio de P= (Pdmín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

846 Máx. del valor medio de P = (Pdmáx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

847 Mín. del valor medio de Q= (Qdmín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

848 Máx. del valor medio de Q= (Qdmáx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

849 Mín. del valor medio de S= (Sdmín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

850 Máx. del valor medio de S= (Sdmáx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

851 Mín. de la intensidad de fase L1 = (IL1mín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

852 Máx. de la intensidad de fase L1 = (IL1máx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC


854 Mín. de la intensidad de fase L2 = (IL2máx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC


856 Máx. de la intensidad de fase L3 = (IL3máx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

857 Mín. de la int. secuencia positiva I1 = (I1mín =)

Valores Mín/Máx - - - - - CFC

858 Máx. de la int secuencia positivaI1 = (I1máx =)


859 Mínimo de la tensión L1-E = (UL1Emín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

860 Máximo de la tensión L1-E = (UL1Emáx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC





865 Mínimo de la tensión L1-L2 = (UL12mín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

867 Máximo de la tensión L1-L2 = (UL12máx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC





872 Mínimo de la tensión UE = (Uen mán=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

873 Máximo de la tensión UE = (Uen máx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

874 Mínimo de la tensión U1 = (U1mín =) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

875 Máximo de la tensión U1 = (U1máx =) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

876 Mínimo de la potencia activa Q = (Pmín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

877 Máximo de la potencia activa Q = (Pmáx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

878 Mínimo de la potencia reactiva Q = (Qmín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC


Tipo

Núm

ero

de in

form

ació

n

Com

patib

ilida

d

Dat

a U

nit

Posi

ción

CFC

Cua

dro

cont

rol

Cua

dro

bási

co


512

879 Máximo de la potencia reactiva Q = (Qmáx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

880 Mínimo de la potencia aparente S = (Smín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

881 Máximo de la potencia aparente S = (Smáx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

882 Mínimo de frecuencia f = (fmín=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

883 Máximo de frecuencia f = (fmáx=) Valores Mín/Máx - - - - - CFC

884 Máximo del factor de potencia cos(PHI) = (cosϕmáx=)


885 Mínimo del factor de potencia cos(PHI) = (cosϕmín=)


888 Contador impulsos Energía activa Ea= (Ea Imp=)

Contador energ 133 55 no 205 - CFC

889 Contador impulsos Energía reactiva Er= (Er Imp=)

Contador energ 133 56 no 205 - CFC

901 Factor de potencia cos (PHI) (COS PHI=) Valores medida 134 157 no 9 14 CFC

924 Energía activa aportada= (Ea aport=) Contador energ 133 51 no 205 - CFC

925 Energía reactiva aportada = (Er aport=) Contador energ 133 52 no 205 - CFC

928 Energía activa consumida= (Ea consu=) Contador energ 133 53 no 205 - CFC

929 Energía reactiva consumida= (Er consu=) Contador energ 133 54 no 205 - CFC

963 Valor medio con T. parametrizable IL1= (IL1 dmd=)






1058 Valor Máximo de medida Sobrecarga (Θ/ΘMaxSob=)


1059 Valor Mínimo de medida Sobrecarga (Θ/ΘMinSob=)


16004 Valor lím.superior de sumas pot. intens. (ΣI^x>)


16009 Val. lím. inferior vida residual del IP (VR-du-ración<)


16017 Val.lím. super.intergral intens.al cuadr (ΣI^2t>)


16031 Angulo entre 3U0 e IEE (sensible) (ϕ(3U0,IEE) =)

Valores medida - - - - - CFC

30701 Valor med. PL1 (potencia activa en L1) (PL1 =)






30704 Valor med. QL1 (potencia reactiva en L1) (QL1 =)






30707 Factor de potencia cos(PHI) en L1 (cosϕL1 =)







Tipo

Núm

ero

de in

form

ació

n

Com

patib

ilida

d

Dat

a U

nit

Posi

ción

CFC

Cua

dro

cont

rol

Cua

dro

bási

co


513


■

30800 Valor de medida UX (UX =) Valores medida - - - - - CFC

30801 Tensión fase-tierra (Uph-e =) Valores medida - - - - - CFC


Tipo

Núm

ero

de in

form

ació

n

Com

patib

ilida

d

Dat

a U

nit

Posi

ción

CFC

Cua

dro

cont

rol

Cua

dro

bási

co


514

Bibliografía

/1/ SIPROTEC 4 Descripción del sistema; E50417-H1178-C151-A1

/2/ SIPROTEC DIGSI, Start UP (EN); E50417-G1176-C152-A5

/3/ DIGSI CFC, Manual (EN); E50417-H1176-C098-A9

/4/ SIPROTEC Análisis de perturbografías SIGRA 4, Manual; E50417-H1178-C070-A4

/5/ Additional Information on the Protection of Explosion-Protected Motors of Protection Type IncreasedSafety“e”; C53000–B1174–C157


515

Bibliografía


516

Glosario

AD

→ Aviso doble

AD_P

→ Aviso doble, posición intermedia 00

ADex

Aviso externo doble, a través de una conexión Ethernet y específico del equipo → Aviso doble

ADex_S

Aviso doble externo, a través de una conexión Ethernet, posición intermedia 00 y específico del equipo → Aviso doble

Agenda telefónica

En este tipo de objeto se memorizan las direcciones de los participantes para la conexión por módem.

AI

Aviso individual interno → Aviso individual.

Aislado de tierra

Sin unión galvánica con la → Tierra.

Archivo RIO

Relay data Interchange format by Omicron.

AS

Aviso de salida

AS

→ Aviso individual

AS transit

→ Aviso individual pasajero → Aviso pasajero → Aviso individual (transitorio)


517

Glosario

AS_transitorio

Aviso de salida transitorio → Aviso transitorio (pasajero)

AV

Aviso con valor

Aviso de gradación del transformador

El aviso de gradación del transformador es una función de procesamiento en DI con cuya ayuda es posible registrar las gradaciones de la regulación del transformador y procesarlas.

Aviso de modelo de bits

El aviso de modelo de bits es una función de procesamiento con cuya ayuda pueden registrarse paralela-mente, y de forma interrelacionada, informaciones de proceso digitales que existan en varias entradas y procesar dichas informaciones. Para el aviso de modelo de bits pueden seleccionase 1, 2, 3 ó 4 bytes.

Aviso doble

Los avisos dobles son informaciones de procesos que representan 4 estados de proceso en 2 entradas: 2 estados definidos (p. ej., ON/OFF) y 2 sin definir (p. ej., posiciones intermedias).

Aviso individual

Los avisos individuales son informaciones de proceso que representan 2 estados de proceso (p. ej., ON/OFF) en una entrada.

Aviso pasajero

Los avisos pasajeros son → Avisos individuales breves para los que sólo se registra y procesa el momento de llegada de la señal de proceso.

B_xx

Mando sin retroaviso

Batería tampón

La batería tampón garantiza que las áreas de datos, marcas, horas y contadores fijados se conservan permanentemente.

Bloqueo de intermitencias

Una entrada que produzca rápidamente intermitencias (p. ej., debido a un fallo de contacto en un relé) se apaga tras un tiempo de vigilancia parametrizado y así no puede seguir generando modificaciones en la señal. Esta función impide que el sistema se sobrecargue si existe un fallo.

BR_xx

Mando con retroaviso


518

Glosario

Bus de proceso

Los equipos con interface para bus de proceso son aptos para entablar una comunicación directa a los módulos SICAM HV. El interface para el bus de proceso está equipado con un módulo Ethernet.

Carpeta

Este tipo de objeto sirve para la estructuración jerárquica de un proyecto.

CEM

→ Compatibilidad electromagnética

CFC

Continuous Function Chart. CFC es un editor gráfico con el que se puede configurar un programa a partir de módulos preelaborados.

Compatibilidad electromagnética

Se entiende por compatibilidad electromagnética (CEM) la capacidad de un componente eléctrico de funcionar perfectamente en un entorno fijado sin que afecte indebidamente a éste.

COMTRADE

Common Format for Transient Data Exchange, formato de archivos para perturbografías.

Comunicación Interequipos

→ Red de equipos CIE

Conexión por módem

Este tipo de objeto contiene informaciones para los dos participantes de una conexión por módem: módem local y módem remoto.

Contenedor

Si un objeto puede contener otros objetos, este se denomina Contenedor. El objeto Carpeta, por ejemplo, es un contenedor.

Contenedor de equipos

En la vista de componentes todos los equipos SIPROTEC 4 están subordinados a un objeto del tipo Contenedor de equipos. Este objeto también es un objeto especial del administrador DIGSI 4. Pero dado que en el administrador DIGSI 4 no existe una vista de componentes, este objeto sólo se ve cuando se dispone de STEP 7.

Cuadro control

La imagen visible en los equipos con display (gráfico) grande, después de activarse la tecla de control, se denomina cuadro control. Este contiene los elementos de mando en una salida de posición a controlar con representación de sus estados de conmutación. El cuadro control sirve para efectuar operaciones de mando. La determinación de esta imagen es parte de la configuración.


519

Glosario

DCF77

En Alemania la hora oficial, y altamente precisa, la establece el organismo denominado Physikalisch-Technis-chen-Bundesanstalt (PTB) sito en la ciudad de Braunschweig. El reloj atómico de PTB envía la hora a través del emisor de señales horarias de onda larga situado en Mainflingen cerca de Francfort del Meno. Las señales horarias emitidas pueden recibirse en un entorno de 1.500 km aproximadamente a partir de Francfort.

Descripción de campo HV

El archivo de descripción de campo HV contiene informaciones acerca de las zonas que existen dentro de un proyecto ModPara. Las propias informaciones de zona se encuentran registradas por zonas en un archivo de descripción de campo HV. Dentro del archivo de descripción de proyecto-HV se asigna para cada zona un archivo de descripción de campo HV mediante una vinculación al nombre de fichero.

Descripción del proyecto HV

Al finalizarse la configuración y parametrización de las CPU y submódulos con ModPara, se exportan todos los datos. Aquí, los datos se reparten a diferentes archivos. Un archivo contiene datos de la estructura funda-mental del proyecto. Aquí se cuenta también, por ejemplo, la información sobre las zonas que existen dentro del proyecto. Este archivo se denomina archivo de descripción del proyecto HV (high voltage: alta tensión).

Dirección de participante

La dirección de participante está compuesta del nombre del participante, del código internacional, del prefacio nacional y del número telefónico específico del participante.

Dirección IEC

Dentro de un bus IEC se debe asignar a cada equipo SIPROTEC 4 una dirección IEC inequívoca. En total se disponen de 254 direcciones IEC por cada bus IEC.

Dirección Link

La dirección Link indica la dirección de un equipo V3/V2.

Dirección PROFIBUS

Dentro de una red PROFIBUS FMS se debe asignar a cada equipo SIPROTEC 4 una dirección PROFIBUS FMS inequívoca. En total se disponen de 254 direcciones PROFIBUS FMS para cada red PROFIBUS FMS.

Dirección VD

El administrador DIGSI 4 determina automáticamente la dirección VD. Esta dirección existe dentro del proyec-to sólo una vez y sirve para la identificación inequívoca de un equipo SIPROTEC 4 real existente. La dirección VD, definida por el administrador DIGSI 4 debe ser transferida al equipo SIPROTEC 4, para poder establecer una comunicación con el procesamiento de equipos de DIGSI 4.

Drag & Drop

Función de copiado, desplazamiento y unión utilizada en interfaces gráficas. Los objetos se marcan, sujetan y mueven de un área de datos a otra con el ratón.

Elementos de CFC

Los elementos son partes del programa de usuario delimitadas por su función, estructura o finalidad de aplicación.


520

Glosario

En línea (Online)

En el modo de operación online existe una conexión física con un equipo SIPROTEC 4 que puede ser directa, por módem o a través de PROFIBUS FMS.

Equipo SIPROTEC 4

Este tipo de objeto representa un equipo real SIPROTEC 4 con todos los valores de ajuste y datos de proceso contenidos ahí.

Equipos combinados

Los equipos combinados son los equipos de campo con funciones de protección y con un cuadro de control de posición.

Equipos de campo

Término general para todos los equipos correspondientes a una zona de subestación: Equipos de protección, equipos combinados, equipos de control de campo.

Equipos de control de campo

Los equipos de control de campo son equipos con funciones de mando y supervisión, sin funciones de protección.

Equipos de protección

Todos los equipos con funciones de protección y sin cuadro de control.

Esclavo

Un Slave (esclavo) sólo puede intercambiar datos con un maestro cuando este último se lo pida. Los equipos SIPROTEC 4 funcionan como esclavos.

Estructura árbol

La parte izquierda de la ventana de proyecto presenta los nombres y símbolos de todos los contenedores de un proyecto en una estructura árbol dotada de una jerarquía. Esta parte se denomina estructura árbol.

ExAI

Aviso individual externo, a través de una conexión Ethernet y específico del equipo → Aviso individual.

ExAI_W

Aviso individual externo, a través de una conexión Ethernet Aviso pasajero y específico del equipo → Aviso pasajero → Aviso individual

ExB

Orden externa sin retroaviso, a través de una conexión Ethernet y específica del equipo.

ExB

Orden externa sin retroaviso, a través de una conexión Ethernet y específica del equipo.


521

Glosario

ExSBxx

Aviso de modelo de bits, a través de una conexión Ethernet y específico del equipo → Aviso de modelo de bits.

ExZW

Valor de contaje externo , a través de una conexión Ethernet y específico del equipo.

GPS

Global Positioning System. Los satélites provistos de relojes atómicos se mueven, por distintas órbitas situadas a unos 20.000 km de altura, dos veces al día alrededor de la tierra. Estos satélites emiten señales que incluyen el tiempo universal GPS, entre otras. El receptor de GPS determina su propia posición a partir de las señales recibidas. De esta posición puede deducir la duración de la señal de un satélite y con ello corregir el tiempo universal GPS enviado.

ID

Aviso doble interno → Aviso doble.

ID_S

Aviso doble interno → Aviso doble.

IEC

International Electrotechnical Commission, comisión internacional de normalización.

IEC61850

Estándar de comunicacion global para la comunicación en las plantas eléctricas. Objetivo de este estándar es la interoperabilidad entre los equipos de diferentes fabricados dentro del bus de la subestación. Para la transmisión de datos se utiliza una sistema de red Ethernet.

Interface de servicio

Interface serie de un equipo para el acoplamiento de DIGSI 4 (p. ej. por Módem).

Interface de sistema

Interface serie en la parte trasera de los equipos para el acoplamiento a un sistema de control de subestación mediante IEC o PROFIBUS FMS.

Interface RSxxx

Interfaces serie RS232, RS422/485

Interrogación general (IG)

Cuando el equipo arranca se pregunta el estado de todas las entradas de proceso, el estado de este último y de la representación del estado de fallo. Con estas informaciones se actualiza la imagen de proceso del sistema. Asimismo, es posible preguntar el estado del proceso con una IG si se han perdido datos.

IPVC

Valor de conteo de impulsos.


522

Glosario

IRIG-B

Código de señales horarias de Inter-Range Instrumentation Group.

ISO 9001

La serie de normas ISO 9000 (siguientes) fija las medidas que es preciso adoptar para asegurar la calidad de un producto desde su concepción hasta su fabricación.

Juego de parámetros

El juego de parámetros es un conjunto de todos los parámetros que son ajustables para un equipo SIPROTEC 4.

Maestro

Los Master (maestros) pueden enviar datos a otros participantes y pedírselos a éstos. DIGSI 4 funciona como maestro.

Matriz de red de equipos

Equipos dentro de una red de comunicación interequipos, en forma breve: red de equipos CIE, pueden conectarse entre sí hasta 16 equipos SIPROTEC 4 acondicionados para esto. Que equipos intercambian que informaciones se determina con ayuda de la matriz de red de equipos.

MB_xx

→ Aviso de modelo de bits (ristra de bits Of x bit). x designa la longitud en bits (8, 16, 24 ó 32 bits).

Mensaje Goose

Los mensajes GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event) según norma IEC 61850 son paquetes de datos que se pueden transmitir a través del sistema de comunicación Ethernet de forma cíclica y controlada por los acontecimientos. Estos sirven para intercambiar informaciones directas entre los equipos. Mediante este mecanismo se realiza la comunicación transversal entre los equipos de campo.

Módems

En este tipo de objeto se guardan los perfiles de módem para una conexión por módem.

MWB

Valor de medida definido por el usuario

MWZW

Valor de conteo formado a partir de un valor de medida.

Nivel jerárquico

En una estructura compuesta por objetos principales y subordinados, un nivel jerárquico es un nivel de objetos de igual jerarquía.


523

Glosario

Número MLFB

La abreviación MLFB significa “Denominación de producto legible a máquina”. Esta denominación corresponde al número de pedido. En el número de pedido están codificados el tipo y la versión del equipo SIPROTEC 4.

Objeto

En DIGSI 4 cada elemento de una estructura de proyecto se denomina: objeto.

Orden doble

Las órdenes dobles son salidas de procesos que representan 4 estados de proceso en 2 salidas: 2 estados definidos (p. ej., ON/OFF) y 2 sin definir (p. ej., posiciones intermedias).

Orden individual

Las órdenes individuales son salidas de proceso que representan dos estados de proceso (p. ej. ON/OFF) en una salida.

Parametrización

Parametrización es un concepto general para todas las operaciones de configuración en el equipo. La parametrización se realiza con DIGSI 4 o, en forma parcial, directamente en el equipo.

Participantes

Dentro de una red de comunicación interequipos pueden conectarse entre sí hasta 16 equipos SIPROTEC 4 acondicionados para esto. Los diferentes equipos integrados se denominan como participantes.

Perfil de módem

Un perfil de módem está compuesto del nombre de perfil, de un controlador de módem y opcionalmente de algunas órdenes de inicialización como también de una dirección de participante. Se puede establecer para un módem físico diversos perfiles de módem. Para esto, vincule diferentes órdenes de inicialización o direcciones de participantes con un controlador de módem y sus propiedades y guarde éstos bajo diferentes nombres.

Poner a tierra

Poner a tierra significa unir una pieza conductora de la intensidad a → Tierra a través de un dispositivo de puesta a tierra.

PROFIBUS

PROcess FIeld BUS, norma alemana de bus de proceso y de campo que está determinada en la norma EN 50170, capacidad 2, PROFIBUS FMS. La norma determina las propiedades funcionales, eléctricas y mecánicas para un bus serie de zonas de subestación.

Propiedades del objeto

Cada objeto dispone de propiedades. Estas pueden ser, por un lado, propiedades generales, comunes para varios objetos. Por otro lado, un objeto puede disponer también de propiedades específicas.


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Glosario

Protección EGB

La protección EGB es el conjunto de elementos y medidas que han de adoptarse para proteger componentes expuestos a influencias electrostáticas.

Proyecto

Por su contenido un proyecto es la imagen de su sistema de suministro de energía. En la representación gráfica un proyecto se caracteriza como un número de objetos organizados en una estructura jerárquica. Físicamente un proyecto está compuesto de una serie de directorios y ficheros los cuales contienen los datos del proyecto.

Puesta a tierra

La puesta a tierra es el conjunto de elementos y medidas empleados para poner a tierra.

Ramal de comunicación

Un ramal de comunicación es la configuración de 1 a n participantes que se comunican por medio de un bus común.

Ramal de comunicación FMS

En un ramal de comunicación FMS (FMS = Fieldbus Message Specification) los interlocutores se comunican, en base al protocolo PROFIBUS FMS, a través de una red PROFIBUS FMS.

Ramal de comunicación IEC

En un ramal de comunicación IEC todos los participantes se comunican, en base al protocolo IEC 870-5-2, a través de un bus IEC.

Red de equipos CIE

La comunicación Interequipos, CIE, sirve para el intercambio directo de informaciones de proceso entre los equipos SIPROTEC 4. Para configurar una comunicación Interequipos se necesita un objeto del tipo Red de equipos CIE. En este objeto se determinan los participantes en red como también los parámetros de comuni-cación necesarios. El modo y la capacidad del intercambio de informaciones entre los participantes también está guardado en este objeto.

Referencia de comunicación RC

La referencia de comunicación describe el modo y la versión de un participante en la comunicación por PROFIBUS FMS.

Reorganizar

Debido a las operaciones frecuentes de insertar y borrar objetos, resultan espacios de memoria que no pueden ser utilizados. Mediante la reorganización de proyectos, se restablecen estos espacios de memoria libres. Efectuando una reorganización, sin embargo, se modifican también las direcciones VD. Por esta razón, se deberá inicializar nuevamente todos los equipos SIPROTEC 4.

Sellado de tiempo

El sellado de tiempo es la asignación del tiempo real a un evento del proceso.


525

Glosario

SICAM SAS

Sistema de control de subestaciones, de estructura modular, basado en el controlador de subestación → SICAM SC y el sistema de operación y observación SICAM WinCC.

SICAM SC

Substation Controller. Controlador de subestación. Sistema de control de subestaciones, de estructura modular, basado en el sistema de automatización SIMATIC M7.

SICAM WinCC

El sistema de operación y observación SICAM WinCC representa gráficamente el estado de su red, muestra alarmas y mensajes, archiva datos de red, permite intervenir manualmente en el proceso y gestiona las autorizaciones para acceder al sistema de los distintos empleados.

Sin línea (Offline)

En el modo de operación Offline no es necesario establecer una conexión con el equipo SIPROTEC 4. Se trabaja exclusivamente con datos que están guardados en archivos.

SIPROTEC

El nombre de marca registrada SIPROTEC 4 se utiliza para los equipos realizados en base del sistema V4.

String de inicialización

Un string de inicialización está compuesto de una serie de órdenes específicas del módem. Estas se transmiten al módem durante la inicialización del módem. Las órdenes pueden obligar a efectuar, por ejemplo, determinadas configuraciones para el módem.

Tierra

Tierra conductora de la intensidadcuyo potencial eléctrico puede ponerse a cero en todos los puntos. En la zona de los seccionadores a tierra, el potencial del terreno puede tener un valor distinto de cero. En este caso se habla normalmente de "tierra de referencia".

TM

→ Aviso de posicion de tomas del transformador

Transit.

Aviso interno pasajero → Aviso pasajero → Aviso individual (transitorio)

Valor de conteo

Los valores de conteo son una función de procesamiento con cuya ayuda se determina el número total de eventos discretos de la misma clase (impulsos de conteo), en la mayoría de los casos, como integral a lo largo de un período de tiempo. En el sector eléctrico normalmente se registra el trabajo eléctrico como valor de conteo (energía adquirida, proporcionada y transporte de energía).


526

Glosario

Variante SIPROTEC 4

Este tipo de objeto representa una variante de un objeto del tipo Equipo SIPROTEC 4. Los datos de equipo de esta variante, sin embargo, pueden ser diferentes de los datos de equipo del objeto original. Todas las variantes derivadas de un objeto original poseen, sin embargo, su dirección VD. Por eso éstos siempre se comunican con el mismo equipo real SIPROTEC 4 que el objeto original. Los objetos del tipo Variante SIPROTEC 4 se utilizan por ejemplo, para documentar, durante la parametrización de un equipo SIPROTEC 4, los diferentes estados operacionales.

VD

Un VD (Virtual Device - Equipo virtual) comprende todos los objetos de comunicación como también sus propiedades y estados, que son utilizados por un usuario mediante operaciones de servicio, como también las propiedades y estados que son utilizadas como soporte por un usuario en la comunicación. Por lo tanto, un VD puede ser un equipo físico, un módulo de un equipo o un componente de software.

Ventana de datos

El área derecha de la ventana del proyecto representa el contenido del campo seleccionado en la → Ventana de navegación, p. ej., avisos, valores de medida, etc., de las listas de información o la selección de funciones para la parametrización del equipo.

Ventana de navegación

La parte izquierda de la ventana de proyecto que representa los nombres y símbolos de todos los contenedores de un proyecto en una estructura árbol dotada de una jerarquía.

VFD

Un VFD (Virtual Field Device - Equipo virtual de campo) comprende todos los objetos de comunicación, como también sus propiedades y estados, que son utilizados por un usuario mediante operaciones de servicio.

Vista de componentes

En el administrador SIMATIC se dispone aparte de la vista topológica de una vista de componentes a selec-cionar. La vista de componentes no ofrece ningún resumen general para la jerarquía de un proyecto. Más bien, esta opción ofrece una vista general a todos los equipos SIPROTEC 4 existentes dentro de un proyecto.

Vista en lista

En la parte derecha de la ventana de proyecto se muestran los nombres y los símbolos de los objetos que se encuentran dentro de un contenedor seleccionado en la vista árbol. Como la visualización se hace en forma de lista, esta área se denomina vista en lista.

Vista topológica

El administrador DIGSI 4 muestra siempre un proyecto en la vista topológica. Esta presenta la estructura jerárquica de un proyecto con todos los objetos existentes.

VL

Valor límite

VLU

Valor límite definido por el usuario.


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Glosario

VM

Valor de medida

VMT

Valor de medida con tiempo.


528

Ìndice

Ìndice

AAlimentación 370Anulación de la orden de disparo 282Arranque 282Asignación de tiempo 428ATEX100 158Autoridad de mando 317

BBatería de respaldo 164Bloqueo Cross 75Bloqueo de la función S/I dir. por FFM 100Bloqueo dinámico 212Bloqueo estático 212Bloqueo reversible 78

CCambio de grupo de parámetros 56Cambio de la secuencias de fases 280Cambio del grupo de ajuste 56Cambio del grupo de parámetros de función 430Cambio dinámico de parámetros 396Característica Independiente 145Comprobación de la puesta a tierra 362Comprobar los estados de conmutación de las

entradas/salidas binarias 352Condiciones climáticas 377Condiciones de servicio 378Conductor de fibra óptica 342Contador de horas "Interruptor de potencia abierto" 287Contador de horas de servicio 429Contadores de energía 429Control de polaridad para la entrada de intensidad IE 363Control: Conexiones de la instalación 343Control: funciones a definir por el usuario 357Cortocircuito a tierra 127Cortocircuito con derivación a tierra 131

DDatos de pedido 436Detección de fallo de la tensión de medida 169Detección de faltas a tierra

Determinación direccional con cos-ϕ/ sin-ϕ 187, 201Escalón de intensidad con cos-ϕ/ sin-ϕ 186

Escalón de tensión con cos-ϕ/ sin-ϕ 185escalón de tensión con U0/I0 ϕ 191Escalones de intensidad con U0/I0 ϕ 192Lógica con cos-ϕ/ sin-ϕ 188Lógica con U0/I0 ϕ 193Temporización de disparo con U0/I0 ϕ 202Zona de disparo con U0/I0 ϕ 193

Detección sensible de faltas a tierra 185, 410Determinación de la fase afectada con falta a tierra 186,

192Determinación del lugar de la falta 232Determinación direccional 100Diagramas generales 442Diseños constructivos 378Disparo general 282Distribución de los bornes 442

EEnclavamiento estándar 314Entradas analógicas 370Entradas binarias 371Entradas de intensidad 370Entradas de tensión 370Esfuerzos mecánicos por oscilaciones y choque en

aplicación estacionaria 376Estabilización de cierre 100Estabilización Inrush 100Establecimiento de prueba 366Estadística de conexiones 429

FFallo fusible (Fuse-Failure-Monitor) 169Faltas a tierra 126

Método de medición con cos–ϕ 188Función de control para unidades de mando 431Función de sincronización 419Funciones de control para unidades de mando 310Funciones de protección flexible 416Funciones definibles por el usuario 421


529

Ìndice

HHumedad 377

IIniciar el listado de averias de prueba 367Interface operacional 372Interfaces de comunicación 372

LLimitación de tensión 127Límites para los módulos CFC 423Localizador de faltas 232, 414

Faltas dobles 232Lógica de disparo del equipo total 282

MMando con enclavamiento 313Mando sin enclavamiento 313Mantenimiento del interruptor de potencia 429Memoria Mín/Máx 427Modo de mando 318Módulos funcionales 421Montaje del equipo en su ubicación (panel/armario) 368

NNormas 375

PPerturbografía 53Programas de reenganche 210Protección de barras 127Protección de carga desequilibrada (Característica

independiente) 400Protección de carga desequilibrada (Características

dependientes) 401Protección de cuba 128

Sensibilidad 132Protección de frecuencia 152, 407protección de la cuba

período de retardo 132Protección de las barras colectoras 132Protección de sobrecarga 157Protección de sobrecarga térmica 408Protección de sobreintensidad

monofásica 397

Temporización 128, 132Valor de arranque 128

Protección de sobreintensidad a tierraFrecuencia 397

Protección de sobreintensidad de tiempo definido 379Protección de sobreintensidad de tiempo inverso 381Protección de sobreintensidad monofásica

Escalones de intensidad 397Frecuencia 397Relaciones de reposición 397

Protección de tensión 398Protección diferencial de alta impedancia 129

Condiciones de estabilidad 130Sensibilidad 131

Protección diferida de sobreintensidad Datos de los transformadores de medida 129Valor de respuesta 132

Protección direccional de sobreintensidad 91, 393Protección direccional de sobreintensidad de tiempo

inverso 98Protección fallo de interruptor 235Protección fallo del interruptor 415Prueba: Interface de sistema 346Prueba: Interruptor de protección del transformador de

tensión 358Prueba: Polaridad para la entrada de intensidad IE 363Pruebas CEM relativas a la emisión de interferencias

(prueba de tipo) 376Pruebas CEM, resistencia a las interferencias (pruebas

de tipo) 375Pruebas de aislamiento 375Pruebas de vibración y choque durante transporte 377Pruebas eléctricas 375Pruebas mecánicas 376Puerto A 372Puerto B 372

RReacciones por fallos de los dispositivos de

supervisión 182Reconocimiento del estado del interruptor de

potencia 213Reenganche automático 207, 207, 413Registro de perturbografías 428Registro de valores de perturbación 429Relés de salida Salidas binarias 372Reloj 430Restricciones en las funciones definibles por el

usuario 423Revisión: Protección contra fallo del interruptor de

potencia 355Revisión: Sendito de la secuencia de fases 358


530

Ìndice

SSalidas binarias 371Selección de cuadro básico

Página inicial 38Señalización de perturbación

Indicaciones de ajuste 37Simetría de tensiónes 168Sincronización de tiempo 430Sistema lógico de excitación del conjunto del equipo, 282Sobrefrecuencia 152Soporte de puesta en marcha 430Subfrecuencia 152Supervisión Broken Wire 173Supervisión de la secuencia de fases 168Supervisión de la simetría de intensidades 167Supervisión de la suma de intensidades 165Supervisión de los contactos auxiliares del

interruptor 237Supervisión de los valores de medida 164Supervisión de Offset 167Supervisión de software 166Supervisión del circuito de disparo 178, 429Supervisión del flujo de intensidad 236Supervisión del interruptor de potencia 214Supervisión estacionaria de magnitudes de medida 428Supervisiones de hardware 164

TTemperaturas 377Temporización para el inicio del tiempo de pausa 210Tensión alterna 371Tensión auxiliar 370Tensión continua 370Tensión de alimentación 370Tiempo activo 210Tiempo de bloqueo 211Tramos de la línea 232, 233Transformador

Tensión de saturación 127Transformador de intensidad

Tensión de saturación 125Transformador de medida de intensidad

Tensión de saturación 130

VValores de servicio 426Valores medio de largo tiempo 427

WWatchdog 166


531

Ìndice


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