manual de aplicaciones, protección de barra reb670 2.0 iec

Serie 670 Relion®

Protección de barra REB670 2.0 IECManual de aplicaciones

Identificación del documento: 1MRK 505 302-UESFecha de emisión: Julio de 2016

Revisión: -Versión del producto: 2.0

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Conformidad

Este producto cumple la directiva del Consejo de la Unión Europea sobre laaproximación de las legislaciones de los estados miembro en materia decompatibilidad electromagnética (Directiva de compatibilidad electromagnética2004/108/CE) y en cuanto al uso de equipos eléctricos dentro de límites de tensiónespecificados (Directiva de baja tensión 2006/95/CE). Esta declaración deconformidad es el resultado de pruebas llevadas a cabo por ABB según la norma deproductos EN 60255-26 en lo relativo a la Directiva CEM, y las normas de productosEN 60255-1 y EN 60255-27 en lo relativo a la Directiva de baja tensión. El productoestá diseñado de acuerdo con las normas internacionales de la serie IEC 60255.

Índice

Sección 1 Introducción....................................................................15Este manual......................................................................................15Personas a las que va dirigido......................................................... 15Documentación del producto............................................................16

Conjunto de documentación del producto...................................16Historial de revisión de documentos............................................17Documentos relacionados...........................................................18

Símbolos y convenciones de este documento................................. 18Símbolos......................................................................................18Convenciones de este documento.............................................. 19Asignación de IEC61850 edición 1 / edición 2............................ 20

Sección 2 Aplicación.......................................................................27Uso general del IED......................................................................... 27Principales funciones de protección................................................. 30Funciones de protección de respaldo...............................................31Funciones de control y monitorización............................................. 33Comunicación...................................................................................36Funciones básicas del IED............................................................... 39

Sección 3 Configuración................................................................. 41Descripción de la configuración REB670......................................... 41

Configuraciones ACT disponibles para REB670preconfigurado.............................................................................41Configuración X01.......................................................................41Configuración X02.......................................................................42Configuración X03.......................................................................42Descripción del paquete trifásico A20......................................... 42Descripción del paquete trifásico A31......................................... 44Descripción del/de los paquete(s) monofásico(s) B20 y B21...... 47Descripción del paquete monofásico B31................................... 50

Sección 4 Entradas analógicas.......................................................55Entradas analógicas......................................................................... 55

Introducción.................................................................................55Directrices de ajuste....................................................................55

Ajuste del canal de referencia de fase................................... 55

Sección 5 HMI local........................................................................ 85Pantalla.............................................................................................85

Índice

1Manual de aplicaciones

LEDs.................................................................................................88Teclado.............................................................................................88Funcionalidad de la HMI local.......................................................... 91

Indicación de protecciones y alarmas......................................... 91Gestión de parámetros ...............................................................92Comunicación desde la parte frontal...........................................93

Sección 6 Protección diferencial.....................................................95Protección diferencial de barra ........................................................95

Identificación................................................................................95Aplicaciones básicas................................................................... 97

General...................................................................................97Aplicación en esquina en malla y en conexión en T.............. 97

Aplicaciones de la protección de barra........................................97General...................................................................................97Características distintivas de los esquemas de protecciónde barra.................................................................................. 98Protección diferencial............................................................. 98Selección de zona (conmutación del TC).............................101Requisitos y evaluación de los contactos auxiliares............ 101Requisitos mínimos para los contactos................................102Lógica de evaluación de los contactos auxiliares................ 102Características de la selección de zona...............................105Desconexión de TC para núcleos de transformadores decorriente de seccionamiento y de acoplamiento de barras.. 107Protección de zona muerta.................................................. 112Interconexión de zonas (transferencia de carga)................. 115Disposición del circuito de disparo....................................... 120Disposición de disparo con la versión monofásica...............121Unidad de disparo centralizada............................................122Disposición de disparo descentralizada............................... 122Función de báscula mecánica..............................................123Refuerzo de contactos con relés de alta capacidad de corte123Supervisión del circuito de disparo para la protección debarra..................................................................................... 124

Diferentes disposiciones de barras........................................... 124General.................................................................................124Disposiciones de una barra..................................................124Disposiciones de una barra con seccionador.......................125Disposiciones de una barra con interruptor deseccionamiento.................................................................... 126Disposiciones de barras tipo H.............................................127Disposición de barras con dos interruptores........................ 129Interruptor y medio............................................................... 130

Índice


Disposición de dos juegos de barras y un interruptor.......... 132Disposiciones de dos juegos de barras con dosinterruptores de seccionamiento y dos de acoplamientode barras.............................................................................. 138Disposiciones de dos barras y un interruptor, con barra detransferencia.........................................................................139Combinación de disposiciones de barras.............................141

Principio de suma......................................................................143Introducción..........................................................................143TC de suma auxiliares..........................................................146Posibles conexiones de los ASCT para REB670.................148Corrección del desequilibrio de relación de los TCprincipales............................................................................ 149Niveles de activación primarios para la proteccióndiferencial del tipo de suma .................................................150Características del ASCT/SLCE 8 para la conexión en elextremo................................................................................ 152Características del ASCT/SLCE 8 para la conexión en serie153

Sección 7 Protección de corriente................................................ 155Salida trifásica de la protección de sobreintensidad de fase decuatro etapas OC4PTOC .............................................................. 155

Identificación..............................................................................155Aplicación.................................................................................. 155Directrices de ajuste..................................................................157

Ajustes para cada etapa.......................................................158Protección de sobreintensidad monofásica de cuatro etapasPH4SPTOC ................................................................................... 161


Ajustes para cada etapa (x = 1-4)........................................ 163Restricción por segundo armónico.......................................166

Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas(direccionalidad de secuencia cero o negativa) EF4PTOC ...........171

Identificación..............................................................................171Directrices de ajuste..................................................................171

Ajustes para cada etapa (x = 1, 2, 3 y 4)..............................172Ajustes comunes para todas las etapas...............................174Restricción por segundo armónico.......................................176Lógica de corriente de magnetización de transformadorparalelo.................................................................................176Lógica de cierre sobre falta.................................................. 177

Protección de sobreintensidad de secuencia de fase negativadireccional de cuatro etapas NS4PTOC ........................................178

Índice


Identificación..............................................................................178Aplicación.................................................................................. 179Directrices para ajustes.............................................................180

Ajustes para cada etapa ......................................................181Ajustes comunes para todas las etapas...............................183

Protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempoTRPTTR ........................................................................................ 184


Activación y salida trifásicas de la protección de fallo deinterruptor CCRBRF ...................................................................... 189


Protección de fallo de interruptor, versión monofásica CCSRBRF 193Identificación..............................................................................193Aplicación.................................................................................. 193Directrices para ajustes.............................................................193

Protección de subpotencia direccional GUPPDUP........................ 195Identificación..............................................................................196Aplicación.................................................................................. 196Directrices para ajustes.............................................................198

Protección de sobrepotencia direccional GOPPDOP ....................201Identificación..............................................................................201Aplicación.................................................................................. 202Directrices para ajustes.............................................................204

Protección de banco de condensadores CBPGAPC......................207Identificación..............................................................................207Aplicación.................................................................................. 207

Protección de SCB............................................................... 210Directrices para ajustes.............................................................212

Detección de reencendido de arco.......................................214

Sección 8 Protección de tensión...................................................217Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV ..................... 217

Identificación..............................................................................217Directrices para ajustes.............................................................217

Protección de equipos, como motores y generadores......... 217Detección de equipo desconectado..................................... 218Calidad de la alimentación .................................................. 218Mitigación de la inestabilidad de la tensión.......................... 218Protección de respaldo para faltas del sistema de potencia 218Ajustes para la protección de subtensión de dos etapas..... 218

Índice


Protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV ................. 220Identificación..............................................................................220Aplicación.................................................................................. 221Directrices para ajustes.............................................................221

Protección de equipos, como motores, generadores,reactores y transformadores................................................ 222Protección de equipos, condensadores............................... 222Calidad de alimentación....................................................... 222Sistemas a tierra de neutro impedante................................ 222Se pueden realizar los siguientes ajustes para laprotección de sobretensión de dos etapas...........................223

Protección de sobretensión residual de dos etapas ROV2PTOV . 225Identificación..............................................................................225Aplicación.................................................................................. 225Directrices para ajustes.............................................................225

Protección de equipos, como motores, generadores,reactores y transformadores................................................ 226Protección de equipos, condensadores............................... 226Calidad de la alimentación................................................... 226Sistemas conectados a tierra de alta impedancia................226Sistema conectado a tierra de forma directa........................228Ajustes para la protección de sobretensión residual dedos etapas............................................................................228

Protección diferencial de tensión VDCPTOV ................................ 230Identificación..............................................................................230Aplicación.................................................................................. 230Directrices para ajustes.............................................................231

Comprobación de pérdida de tensión LOVPTUV ..........................233Identificación..............................................................................233Aplicación.................................................................................. 233Directrices para ajustes.............................................................233

Ajustes de usuarios avanzados............................................234

Sección 9 Protección de frecuencia..............................................235Protección de subfrecuencia SAPTUF .......................................... 235


Protección de máquinas, como motores y generadores...... 236Protección de redes eléctricas, mediante deslastre de lacarga.................................................................................... 237

Protección de sobrefrecuencia SAPTOF .......................................237Identificación..............................................................................237Aplicación.................................................................................. 237

Índice


Directrices para ajustes.............................................................238Protección de equipos, como motores y generadores......... 238Protección de redes eléctricas, mediante deslastre degeneración............................................................................239

Protección de derivada de la frecuencia SAPFRC ........................239Identificación..............................................................................239Aplicación.................................................................................. 239Directrices para ajustes.............................................................239

Sección 10 Protección multifunción................................................ 241Protección general de corriente y tensión CVGAPC...................... 241

Identificación..............................................................................241Aplicación.................................................................................. 241

Selección de corriente y tensión para la función CVGAPC..242Cantidades base para la función CVGAPC..........................245Posibilidades de aplicación.................................................. 245Energización inadvertida del generador...............................246

Directrices de ajuste..................................................................247Protección de sobreintensidad de secuencia negativadireccional............................................................................ 248Protección de sobreintensidad de secuencia negativa........ 249Protección de sobrecarga del estator del generadorsegún los estándares IEC o ANSI........................................252Protección de fase abierta para transformadores, líneas ogeneradores y protección de descarga disruptiva deinterruptor para generadores................................................254Protección de sobreintensidad con restricción de tensiónpara generador y transformador elevador............................255Protección de pérdida de excitación para un generador......256

Sección 11 Supervisión del sistema secundario.............................259Supervisión de fallo de fusible FUFSPVC...................................... 259


General.................................................................................260Ajuste de parámetros comunes............................................260Basada en secuencia negativa............................................ 261Basada en secuencia cero................................................... 262Cambio de U y cambio de I ................................................. 263Detección de línea inactiva.................................................. 263

Supervisión de fallo de fusible VDSPVC........................................ 263Identificación..............................................................................264Aplicación.................................................................................. 264Directrices para ajustes.............................................................265

Índice


Sección 12 Control..........................................................................267Comprobación de sincronismo, comprobación de energizacióny sincronización SESRSYN............................................................267


Sincronización...................................................................... 267Comprobación de sincronismo.............................................268Comprobación de energización............................................270Selección de tensiones........................................................ 271Fallo del fusible externo....................................................... 272

Ejemplos de aplicaciones..........................................................273Un interruptor con barra simple............................................274Un interruptor con barra doble, selección externa detensiones.............................................................................. 275Un interruptor con barra doble, selección interna detensiones.............................................................................. 276Dos interruptores..................................................................277Interruptor y medio............................................................... 277

Directrices para ajustes.............................................................280Reenganche automático para una operación monofásica,bifásica y/o trifásica SMBRREC .................................................... 285


Funcionamiento del reenganche automático OFF y ON...... 290Inicio del reenganche automático y condiciones para elinicio de un ciclo de reenganche.......................................... 291Inicio del reenganche automático mediante lainformación de interruptor abierto ....................................... 291Bloqueo del reenganche automático....................................292Control del tiempo de apertura de reenganche automáticopara el intento 1....................................................................292Señal de disparo larga......................................................... 293Cantidad máxima de intentos de reenganche......................293ARMode=3ph, (ajuste típico para un intento trifásico único)293ARMode=1/2/3ph................................................................. 293ARMode=1/2ph: reenganche monofásico o bifásico en elprimer intento....................................................................... 294ARMode=1ph + 1*2ph: reenganche monofásico obifásico en el primer intento................................................. 294ARMode=1/2ph + 1*3ph: reenganche monofásico,bifásico o trifásico en el primer intento................................. 295ARMode=1ph + 1*2/3ph: reenganche monofásico,bifásico o trifásico en el primer intento................................. 295Selección externa del modo de reenganche automático..... 296

Índice


Temporizador de recuperación del reenganche...................296Impulso de la orden de cierre del interruptor y contador......296Falta transitoria.....................................................................297Señal de falta permanente y fallo de reenganche................297Inicio de bloqueo.................................................................. 297Falta evolutiva...................................................................... 299Continuación automática de la secuencia de reenganche ..299Retención del reenganche automático mediante laprotección de sobrecarga térmica ....................................... 299

Directrices de ajuste..................................................................299Configuración....................................................................... 299Ajustes de parámetros del reenganche automático............. 307

Control de aparatos APC................................................................310Aplicación.................................................................................. 310

Control de bahía (QCBAY)...................................................314Controlador de conmutación (SCSWI)................................. 315Conmutadores (SXCBR/SXSWI)......................................... 316Función de reserva (QCRSV y RESIN)................................317

Interacción entre módulos......................................................... 319Directrices de ajuste..................................................................321

Control de bahía (QCBAY)...................................................321Controlador de conmutador (SCSWI).................................. 321Conmutador (SXCBR/SXSWI)............................................. 322Reserva de bahía (QCRSV).................................................323Entrada de reserva (RESIN)................................................ 323

Conmutador giratorio lógico para selección de funcionesy presentación de la LHMI SLGAPC.............................................. 323


Miniconmutador selector VSGAPC................................................ 325Identificación..............................................................................325Aplicación.................................................................................. 325Directrices para ajustes.............................................................326

Función de comunicación genérica para indicación de doblepunto DPGAPC.............................................................................. 326


Control genérico de 8 señales de un solo punto SPC8GAPC........326Identificación..............................................................................327Aplicación.................................................................................. 327Directrices para ajustes.............................................................327

Índice


Bits de automatización, función de mando para DNP3.0AUTOBITS......................................................................................327


Orden simple, 16 señales SINGLECMD........................................ 328Identificación..............................................................................328Aplicación.................................................................................. 329Directrices de ajuste..................................................................330

Enclavamiento ............................................................................... 331Directrices de configuración...................................................... 332Enclavamiento para una bahía de línea ABC_LINE .................333

Aplicación............................................................................. 333Señales procedentes de la barra de desvío.........................333Señales procedentes de un acoplamiento de barras........... 334Ajuste de configuración........................................................ 337

Enclavamiento para una bahía de acoplamiento de barrasABC_BC ................................................................................... 338

Aplicación............................................................................. 339Configuración....................................................................... 339Señales procedentes de todas las líneas.............................339Señales procedentes de un acoplamiento de barras........... 341Ajuste de configuración........................................................ 343

Enclavamiento para una bahía de transformador AB_TRAFO .344Aplicación............................................................................. 344Señales procedentes de un acoplamiento de barras........... 345Ajuste de configuración........................................................ 346

Enclavamiento para un interruptor de seccionamientoA1A2_BS................................................................................... 346

Aplicación............................................................................. 346Señales procedentes de todas las líneas.............................347Ajuste de configuración........................................................ 350

Enclavamiento para un seccionador de seccionamientoA1A2_DC ..................................................................................351

Aplicación............................................................................. 351Señales en una disposición de un interruptor...................... 351Señales en una disposición de dos interruptores.................354Señales en disposición de interruptor y medio.....................357

Enclavamiento para un seccionador de puesta a tierra debarras BB_ES ...........................................................................358

Aplicación............................................................................. 358Señales en una disposición de un interruptor...................... 359Señales en una disposición de dos interruptores.................362Señales en disposición de interruptor y medio.....................364

Índice


Enclavamiento para una bahía de doble interruptor DB ...........364Aplicación............................................................................. 364Ajuste de configuración........................................................ 365

Enclavamiento para un diámetro de interruptor y medio BH ....366Aplicación............................................................................. 366Ajuste de configuración........................................................ 367

Comunicación horizontal a través de GOOSE para elenclavamiento de GOOSEINTLKRCV...................................... 367

Sección 13 Lógica...........................................................................369Lógica de matriz de disparo TMAGAPC.........................................369


Lógica para alarma de grupo ALMCALH........................................370Identificación..............................................................................370Aplicación.................................................................................. 370Directrices para ajustes.............................................................370

Lógica para alarma de grupo WRNCALH...................................... 370Identificación..............................................................................370

Aplicación............................................................................. 370Directrices para ajustes........................................................370

Lógica para indicación de grupo INDCALH....................................371Identificación..............................................................................371


Bloques lógicos configurables........................................................ 371Aplicación.................................................................................. 371

Configuración....................................................................... 372Bloque funcional de señales fijas FXDSIGN.................................. 373


Conversión de booleanos de 16 bits a enteros B16I......................374Identificación..............................................................................374Aplicación.................................................................................. 375

Conversión de booleanos de 16 bits a enteros conrepresentación de nodo lógico BTIGAPC.......................................376


Conversión de enteros a booleanos de 16 bits IB16......................377Identificación..............................................................................377Aplicación.................................................................................. 377

Conversión de enteros a booleanos de 16 bits conrepresentación de nodo lógico ITBGAPC.......................................379

Índice



Integrador de tiempo transcurrido con transgresión de límites ysupervisión de desbordamiento TEIGAPC.....................................380


Sección 14 Monitorización.............................................................. 383Medición......................................................................................... 383

Identificación..............................................................................383Aplicación.................................................................................. 383Sujeción a cero..........................................................................385Directrices para ajustes.............................................................386

Ejemplos de ajuste............................................................... 389Supervisión de medio gaseoso SSIMG..........................................396


Supervisión de medio líquido SSIML..............................................397Identificación..............................................................................397Aplicación.................................................................................. 397

Monitorización del interruptor SSCBR............................................397Identificación..............................................................................397Aplicación.................................................................................. 397Directrices para ajustes.............................................................401

Procedimiento de ajuste en el IED....................................... 401Función de eventos EVENT........................................................... 402


Informe de perturbaciones DRPRDRE...........................................403Identificación..............................................................................403Aplicación.................................................................................. 404Directrices de ajuste..................................................................405

Tiempos de registro..............................................................407Señales de entrada binarias.................................................408Señales de entrada analógicas............................................ 408Parámetros de las subfunciones.......................................... 409Consideraciones...................................................................410

Informe de estado de señales lógicas BINSTATREP.................... 411Identificación..............................................................................411Aplicación.................................................................................. 411Directrices de ajuste..................................................................411

Contador de límite L4UFCNT......................................................... 411

Índice



Directrices para ajustes........................................................412

Sección 15 Mediciones................................................................... 413Lógica del contador de pulsos PCFCNT........................................ 413


Función de cálculo de energía y administración de la demandaETPMMTR......................................................................................414


Sección 16 Comunicación de estaciones....................................... 417Protocolos serie 670.......................................................................417Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1.................................... 417

Aplicación de IEC 61850-8-1.....................................................417Comunicación horizontal a través de GOOSE para elenclavamiento de GOOSEINTLKRCV...................................... 419Directrices para ajustes.............................................................419Función de comunicación genérica para indicación de unsolo punto SPGAPC, SP16GAPC.............................................419


Función de comunicación genérica para el valor medidoMVGAPC...................................................................................419


Comunicación de barra de estación redundante IEC 61850-8-1420Identificación........................................................................ 420Aplicación............................................................................. 420Directrices para ajustes........................................................421

Protocolo de comunicación LON.................................................... 423Aplicación.................................................................................. 423

Protocolo de comunicación SPA.................................................... 424Aplicación.................................................................................. 424Directrices para ajustes.............................................................425

Protocolo de comunicación IEC 60870-5-103................................ 427Aplicación.................................................................................. 427

MULTICMDRCV y MULTICMDSND...............................................435Identificación..............................................................................435Aplicación.................................................................................. 435

Índice


Directrices de ajuste..................................................................435Ajustes..................................................................................435

Sección 17 Comunicación remota.................................................. 437Transferencia de señales binarias..................................................437


Soluciones de hardware de comunicación...........................437Posibilidad de aplicación con REB670 monofásico............. 438

Directrices para ajustes.............................................................440

Sección 18 Funciones básicas del IED...........................................443Estado de autorizaciones ATHSTAT..............................................443

Aplicación.................................................................................. 443Bloqueo de cambios CHNGLCK.................................................... 443

Aplicación.................................................................................. 443Denegación de servicio DOS......................................................... 444

Aplicación.................................................................................. 444Directrices para ajustes.............................................................445

Identificadores del IED................................................................... 445Aplicación.................................................................................. 445

Información del producto................................................................ 445Aplicación.................................................................................. 445Ajustes definidos de fábrica.......................................................446

Bloque funcional Expansión del valor medido RANGE_XP........... 446Identificación..............................................................................446Aplicación.................................................................................. 447Directrices de ajuste..................................................................447

Grupos de ajuste de parámetros.................................................... 447Aplicación.................................................................................. 447Directrices de ajuste..................................................................448

Frecuencia nominal del sistema PRIMVAL.................................... 448Identificación..............................................................................448Aplicación.................................................................................. 448Directrices de ajuste..................................................................448

Bloque de suma trifásica 3PHSUM................................................ 448Aplicación.................................................................................. 449Directrices para ajustes.............................................................449

Valores básicos generales GBASVAL............................................449Identificación..............................................................................449Aplicación.................................................................................. 449Directrices para ajustes.............................................................450

Matriz de señales para entradas binarias SMBI.............................450Aplicación.................................................................................. 450

Índice


Directrices para ajustes.............................................................450Matriz de señales para salidas binarias SMBO .............................450

Aplicación.................................................................................. 450Directrices de ajuste..................................................................451

Matriz de señales para entradas analógicas SMAI........................ 451Aplicación.................................................................................. 451Valores de frecuencia................................................................451Directrices para ajustes.............................................................452

Funcionalidad de modo de prueba TEST.......................................458Aplicación.................................................................................. 458

Modo de prueba del protocolo IEC 61850............................458Directrices para ajustes.............................................................459

Autosupervisión con lista de eventos internos............................... 459Aplicación.................................................................................. 459

Sincronización horaria.................................................................... 460Aplicación.................................................................................. 460Directrices para ajustes.............................................................461

Sección 19 Requisitos.....................................................................463Requisitos del transformador de corriente......................................463

Clasificación del transformador de corriente............................. 463Condiciones...............................................................................464Corriente de falta.......................................................................465Resistencia secundaria del conductor y carga adicional...........465Requisitos generales del transformador de corriente................466Requisitos de la FEM secundaria equivalente nominal.............466

Protección de barras............................................................ 466Protección de fallo de interruptor......................................... 467Protección de sobreintensidad de fase y residual,instantánea no direccional y de tiempo definido.................. 468Protección de sobreintensidad de fase y residual deretardo de tiempo inverso y no direccional...........................469

Requisitos del transformador de corriente para TC segúnotras normas..............................................................................470

Transformadores de corriente según IEC 61869-2, claseP, PR.................................................................................... 470Transformadores de corriente según IEC 61869-2, clasePX, PRX (y norma IEC 60044-6 antigua, clase TPS, y laantigua norma británica, clase X).........................................470Transformadores de corriente según ANSI/IEEE.................470

Requisitos del transformador de tensión........................................ 471Requisitos del servidor SNTP.........................................................472

Sección 20 Glosario........................................................................473

Índice


Sección 1 Introducción

1.1 Este manual

El manual de aplicación contiene descripciones de aplicación e instrucciones de ajusteordenadas por función. Este manual se puede utilizar para buscar en qué momento ycon qué objeto se pueden utilizar las funciones de protección típicas. También puedeproporcionar asistencia a la hora de calcular ajustes.

1.2 Personas a las que va dirigido

Este manual está dirigido al técnico de control y protección responsable de laplanificación, la preingeniería y la ingeniería.

El técnico de control y protección debe tener experiencia en la ingeniería de energíaeléctrica y conocimientos sobre la tecnología asociada, como, por ejemplo, esquemasde protección y principios de comunicación.

1MRK 505 302-UES - Sección 1Introducción


1.3 Documentación del producto

1.3.1 Conjunto de documentación del producto

IEC07000220 V4 ES

Figura 1: El uso al que se destinan los manuales durante el ciclo de vida de losproductos

El manual de ingeniería contiene instrucciones sobre la ingeniería de los IED con lasdistintas herramientas disponibles en el software PCM600. El manual proporcionainstrucciones acerca de cómo establecer un proyecto en el PCM600 e introducir IEDa la estructura del proyecto. El manual también recomienda una secuencia para laingeniería de las funciones de protección y de control, las funciones de la LHMI y laingeniería de comunicación para IEC 60870-5-103, IEC 61850 y DNP3.

El manual de instalación contiene instrucciones para instalar el IED. Proporcionaprocedimientos de instalación eléctrica y mecánica. Los capítulos están organizadospor el orden cronológico en el que debe instalarse el IED.

Sección 1 1MRK 505 302-UES -Introducción


El manual de puesta en servicio contiene instrucciones para instalar el IED. Tambiénpuede ser utilizado por los técnicos del sistema y el personal de mantenimiento comoayuda durante la fase de pruebas. Proporciona procedimientos de energización delIED e inspección de circuitos externos, ajuste y configuración de parámetros, asícomo verificación de ajustes mediante inyección secundaria. Describe elprocedimiento de prueba de un IED en una subestación fuera de servicio. Loscapítulos están organizados por el orden cronológico en el que debe ponerse enservicio el IED. Los procedimientos relevantes pueden seguirse también durante lasactividades de servicio y mantenimiento.

El Manual de operador contiene instrucciones sobre cómo manejar el IED después dela puesta en servicio. Proporciona instrucciones para supervisar, controlar y ajustar elIED. También describe cómo identificar perturbaciones y cómo visualizar los datosde la red de potencia calculados y medidos para determinar la causa de una falta.

El manual de aplicación contiene descripciones de aplicación e instrucciones de ajusteordenadas por función. Este manual se puede utilizar para buscar en qué momento ycon qué objeto se pueden utilizar las funciones de protección típicas. También puedeproporcionar asistencia a la hora de calcular ajustes.

El manual técnico contiene descripciones de aplicaciones y funcionalidades, yenumera bloques funcionales, diagramas de lógica, señales de entrada y salida,parámetros de ajuste y datos técnicos, clasificados por función. Se puede utilizar comoreferencia técnica durante las fases de ingeniería, instalación, puesta en servicio ydurante el servicio normal.

El manual de protocolos de comunicación describe los distintos protocolos decomunicación admitidos por el IED. Se concentra en las implementacionesespecíficas del proveedor.

El manual de la lista de puntos describe la apariencia y las propiedades de los puntosde datos específicos del IED. Se debe utilizar junto con el manual del protocolo decomunicación correspondiente.

Las directrices de implementación de seguridad cibernética describen el proceso demanejo de la seguridad cibernética durante la comunicación con el IED. Lacertificación, la autorización mediante control de accesos basado en roles y laingeniería de producto para los eventos relacionados con la seguridad cibernética sedescriben y ordenan por funciones. Las directrices se pueden utilizar como referenciatécnica durante las fases de ingeniería, instalación y puesta en servicio, así comodurante el servicio normal.

1.3.2 Historial de revisión de documentosRevisión/fecha del documento Historial-/Julio de 2016 Primera traducción de 1MRK 505 302-UEN

revisión –



1.3.3 Documentos relacionadosDocumentos relacionados con REB670 Número de identificaciónManual de aplicación 1MRK 505 302-UES

Manual de puesta en servicio 1MRK 505 304-UES

Guía del producto 1MRK 505 305-BES

Manual técnico 1MRK 505 303-UES

Certificado de pruebas tipo 1MRK 505 305-TEN

Manuales de la serie 670 Número de identificaciónManual de operador 1MRK 500 118-UES

Manual de ingeniería 1MRK 511 308-UES

Manual de instalación 1MRK 514 019-UES

Manual del protocolo de comunicación, IEC60870-5-103

1MRK 511 304-UEN

Manual del protocolo de comunicación, IEC 61850edición 1

1MRK 511 302-UEN

Manual del protocolo de comunicación, IEC 61850edición 2

1MRK 511 303-UEN

Manual del protocolo de comunicación, LON 1MRK 511 305-UEN

Manual del protocolo de comunicación, SPA 1MRK 511 306-UEN

Guía de accesorios 1MRK 514 012-BEN

Directrices de implementación de seguridadcibernética

1MRK 511 309-UEN

Componentes de instalación y conexión 1MRK 513 003-BEN

Sistema de prueba, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN

1.4 Símbolos y convenciones de este documento

1.4.1 Símbolos

El icono de aviso eléctrico indica la presencia de un peligro que podríadar lugar a una descarga eléctrica.

El icono de aviso indica la presencia de un peligro que podría dar lugara lesiones personales.



El icono de precaución de superficies calientes indica informaciónimportante o una advertencia acerca de la temperatura en lasuperficies del producto.

El icono de precaución indica información o avisos importantesrelacionados con el concepto explicado en el texto. Puede indicar lapresencia de un peligro que podría dar lugar a daños del software, losequipos o las instalaciones.

El icono de información alerta al lector sobre datos y condicionesimportantes.

El icono de sugerencia indica consejos sobre, por ejemplo, cómodiseñar el proyecto o cómo usar una función determinada.

Aunque las advertencias de peligro están relacionadas con lesiones físicas, esnecesario comprender que, en ciertas condiciones operativas, el funcionamiento deequipos dañados puede llevar a que la degradación del rendimiento del procesoprovoque lesiones físicas y mortales. Es importante que el usuario respete plenamentetodos los avisos de advertencia y precaución.

1.4.2 Convenciones de este documento

• Las abreviaturas y las siglas utilizadas en este manual aparecen explicadas en elglosario. El glosario también contiene definiciones de términos importantes.

• La navegación mediante botones de comando en la estructura de menús de laLHMI se muestra mediante iconos de botón de comando.Por ejemplo, para navegar por las opciones, utilice y .

• Las rutas de los menús de la HMI se presentan en negrita.Por ejemplo, seleccione Menú principal/Ajustes.

• Los mensajes de la LHMI se muestran con el tipo de letra Courier.Por ejemplo, para guardar los cambios en la memoria no volátil, seleccione Sí ypulse .

• Los nombres de los parámetros se muestran en cursiva.Por ejemplo, la función puede habilitarse y deshabilitarse con el ajusteOperación.

• Cada símbolo de bloque funcional muestra la señal de entrada/salida disponible.• El carácter ^ antes de un nombre de señal de entrada/salida indica que el

nombre de la señal puede personalizarse mediante el software PCM600.• El carácter * después del nombre de una señal de entrada o de salida indica

que la señal debe estar conectada a otro bloque funcional en la



configuración de aplicación a fin de lograr una configuración de aplicaciónválida.

• Los diagramas de lógica describen la lógica de señales dentro del bloquefuncional y se encuentran delimitados por líneas discontinuas.• Las señales enmarcadas con un área sombreada del lado derecho

representan señales de parámetros de ajuste que sólo pueden configurarsea través de PST o LHMI.

• Si no se puede dibujar la vía de una señal interna con una línea continua, seagrega el sufijo -int al nombre de la señal a fin de indicar dónde comienzay dónde continúa la señal.

• Las vías de señales que se extienden más allá del diagrama de lógica ycontinúan en otro diagrama tienen el sufijo “-cont.”.

1.4.3 Asignación de IEC61850 edición 1 / edición 2Tabla 1: Asignación de IEC61850 edición 1 / edición 2

Nombre de bloque funcional Nodos lógicos de edición 1 Nodos lógicos de edición 2AEGPVOC AEGGAPC AEGPVOC

AGSAL SECLLN0AGSAL

AGSAL

ALMCALH ALMCALH

ALTIM ALTIM

ALTMS ALTMS

ALTRK ALTRK

BCZSPDIF BCZSPDIF BCZSPDIF

BCZTPDIF BCZTPDIF BCZTPDIF

BDCGAPC SWSGGIO BDCGAPC

BRCPTOC BRCPTOC BRCPTOC

BTIGAPC B16IFCVI BTIGAPC

BUSPTRC_B1 BBSPLLN0BUSPTRC

LLN0BUSPTRC

BUSPTRC_B2 BUSPTRC BUSPTRC











La tabla continúa en la página siguiente



Nombre de bloque funcional Nodos lógicos de edición 1 Nodos lógicos de edición 2BUSPTRC_B13 BUSPTRC BUSPTRC












BUTPTRC_B1 BBTPLLN0BUTPTRC

LLN0BUTPTRC

BUTPTRC_B2 BUTPTRC BUTPTRC







BZNSPDIF_A BZNSPDIF BZNSGAPCBZNSPDIF

BZNSPDIF_B BZNSPDIF BZNSGAPCBZNSPDIF

BZNTPDIF_A BZNTPDIF BZNTGAPCBZNTPDIF

BZNTPDIF_B BZNTPDIF BZNTGAPCBZNTPDIF

CBPGAPC CBPLLN0CBPMMXUCBPPTRCHOLPTOVHPH1PTOVPH3PTOCPH3PTUCRP3PDOP

LLN0CBPPTRCHOLPTOVHPH1PTOVPH3PTOCPH3PTUCRP3PDOP

CCPDSC CCRPLD CCPDSC

CCRBRF CCRBRF CCRBRF

CCSRBRF CCSRBRF CCSRBRF

CCSSPVC CCSRDIF CCSSPVC

CMMXU CMMXU CMMXU

CMSQI CMSQI CMSQI




Nombre de bloque funcional Nodos lógicos de edición 1 Nodos lógicos de edición 2COUVGAPC COUVLLN0

COUVPTOVCOUVPTUV

LLN0COUVPTOVCOUVPTUV

CVGAPC GF2LLN0GF2MMXNGF2PHARGF2PTOVGF2PTUCGF2PTUVGF2PVOCPH1PTRC

LLN0GF2MMXNGF2PHARGF2PTOVGF2PTUCGF2PTUVGF2PVOCPH1PTRC

CVMMXN CVMMXN CVMMXN

DPGAPC DPGGIO DPGAPC

DRPRDRE DRPRDRE DRPRDRE

ECPSCH ECPSCH ECPSCH

ECRWPSCH ECRWPSCH ECRWPSCH

EF4PTOC EF4LLN0EF4PTRCEF4RDIRGEN4PHARPH1PTOC

LLN0EF4PTRCEF4RDIRGEN4PHARPH1PTOC

EFPIOC EFPIOC EFPIOC

ETPMMTR ETPMMTR ETPMMTR

FDPSPDIS FDPSPDIS FDPSPDIS

FMPSPDIS FMPSPDIS FMPSPDIS

FRPSPDIS FPSRPDIS FPSRPDIS

FTAQFVR FTAQFVR FTAQFVR

FUFSPVC SDDRFUF FUFSPVC

GENPDIF GENPDIF LLN0GENGAPCGENPDIFGENPHARGENPTRC

GOPPDOP GOPPDOP LLN0GOPPDOPPH1PTRC

GRPTTR GRPTTR LLN0GRPTTRGRPTUC

GSPTTR GSPTTR GSPTTR

GUPPDUP GUPPDUP LLN0GUPPDUPPH1PTRC

HZPDIF HZPDIF HZPDIF

INDCALCH INDCALH

ITBGAPC IB16FCVB ITBGAPC




Nombre de bloque funcional Nodos lógicos de edición 1 Nodos lógicos de edición 2L3CPDIF L3CPDIF LLN0

L3CGAPCL3CPDIFL3CPHARL3CPTRC

L4UFCNT L4UFCNT L4UFCNT

L6CPDIF L6CPDIF LLN0L6CGAPCL6CPDIFL6CPHARL6CPTRC

LAPPGAPC LAPPLLN0LAPPPDUPLAPPPUPF

LLN0LAPPPDUPLAPPPUPF

LCCRPTRC LCCRPTRC LCCRPTRC

LCNSPTOC LCNSPTOC LCNSPTOC

LCNSPTOV LCNSPTOV LCNSPTOV

LCP3PTOC LCP3PTOC LCP3PTOC

LCP3PTUC LCP3PTUC LCP3PTUC

LCPTTR LCPTTR LCPTTR

LCZSPTOC LCZSPTOC LCZSPTOC

LCZSPTOV LCZSPTOV LCZSPTOV

LD0LLN0 LLN0 LLN0

LDLPSCH LDLPDIF LDLPSCH

LDRGFC STSGGIO LDRGFC

LEXPDIS LEXPDIS LLN0LEXPDISLEXPTRC

LFPTTR LFPTTR LFPTTR

LMBRFLO LMBRFLO LMBRFLO

LOVPTUV LOVPTUV LOVPTUV

LPHD LPHD LPHD

LT3CPDIF LT3CPDIF LLN0LT3CGAPCLT3CPDIFLT3CPHARLT3CPTRC

LT6CPDIF LT6CPDIF LLN0LT6CGAPCLT6CPDIFLT6CPHARLT6CPTRC

MVGAPC MVGGIO MVGAPC

NS2PTOC NS2LLN0NS2PTOCNS2PTRC

LLN0NS2PTOCNS2PTRC




Nombre de bloque funcional Nodos lógicos de edición 1 Nodos lógicos de edición 2NS4PTOC EF4LLN0

EF4PTRCEF4RDIRGEN4PHARPH1PTOC

LLN0EF4PTRCEF4RDIRPH1PTOC

OC4PTOC OC4LLN0GEN4PHARPH3PTOCPH3PTRC

LLN0GEN4PHARPH3PTOCPH3PTRC

OEXPVPH OEXPVPH OEXPVPH

OOSPPAM OOSPPAM LLN0OOSPPAMOOSPTRC

OV2PTOV GEN2LLN0OV2PTOVPH1PTRC

LLN0OV2PTOVPH1PTRC

PAPGAPC PAPGAPC PAPGAPC

PCFCNT PCGGIO PCFCNT

PH4SPTOC OCNDLLN0GEN4PHARPH1BPTOCPH1PTRC

LLN0GEN4PHARPH1BPTOCPH1PTRC

PHPIOC PHPIOC PHPIOC

PRPSTATUS RCHLCCH RCHLCCHSCHLCCH

PSLPSCH ZMRPSL PSLPSCH

PSPPPAM PSPPPAM LLN0PSPPPAMPSPPTRC

QCBAY QCBAY LLN0

QCRSV QCRSV QCRSV

REFPDIF REFPDIF REFPDIF

ROTIPHIZ ROTIPHIZ LLN0ROTIPHIZROTIPTRC

ROV2PTOV GEN2LLN0PH1PTRCROV2PTOV

LLN0PH1PTRCROV2PTOV

SAPFRC SAPFRC SAPFRC

SAPTOF SAPTOF SAPTOF

SAPTUF SAPTUF SAPTUF

SCCVPTOC SCCVPTOC SCCVPTOC

SCILO SCILO SCILO

SCSWI SCSWI SCSWI

SDEPSDE SDEPSDE LLN0SDEPSDESDEPTOCSDEPTOVSDEPTRC




Nombre de bloque funcional Nodos lógicos de edición 1 Nodos lógicos de edición 2SESRSYN RSY1LLN0

AUT1RSYNMAN1RSYNSYNRSYN

LLN0AUT1RSYNMAN1RSYNSYNRSYN

SINGLELCCH SCHLCCH

SLGAPC SLGGIO SLGAPC

SMBRREC SMBRREC SMBRREC

SMPPTRC SMPPTRC SMPPTRC

SP16GAPC SP16GGIO SP16GAPC

SPC8GAPC SPC8GGIO SPC8GAPC

SPGAPC SPGGIO SPGAPC

SSCBR SSCBR SSCBR

SSIMG SSIMG SSIMG

SSIML SSIML SSIML

STBPTOC STBPTOC STBPTOC

STEFPHIZ STEFPHIZ STEFPHIZ

STTIPHIZ STTIPHIZ STTIPHIZ

SXCBR SXCBR SXCBR

SXSWI SXSWI SXSWI

T2WPDIF T2WPDIF LLN0T2WGAPCT2WPDIFT2WPHART2WPTRC

T3WPDIF T3WPDIF LLN0T3WGAPCT3WPDIFT3WPHART3WPTRC

TCLYLTC TCLYLTC TCLYLTC

TCMYLTC TCMYLTC TCMYLTC

TEIGAPC TEIGGIO TEIGAPC

TMAGAPC TMAGGIO TMAGAPC

TR1ATCC TR1ATCC TR1ATCC

TR8ATCC TR8ATCC TR8ATCC

TRPTTR TRPTTR TRPTTR

UV2PTUV GEN2LLN0PH1PTRCUV2PTUV

LLN0PH1PTRCUV2PTUV

VDCPTOV VDCPTOV VDCPTOV

VDSPVC VDRFUF VDSPVC

VMMXU VMMXU VMMXU

VMSQI VMSQI VMSQI

VNMMXU VNMMXU VNMMXU




Nombre de bloque funcional Nodos lógicos de edición 1 Nodos lógicos de edición 2VRPVOC VRLLN0

PH1PTRCPH1PTUVVRPVOC

LLN0PH1PTRCPH1PTUVVRPVOC

VSGAPC VSGGIO VSGAPC

WRNCALH WRNCALH

ZC1PPSCH ZPCPSCH ZPCPSCH

ZC1WPSCH ZPCWPSCH ZPCWPSCH

ZCLCPSCH ZCLCPLAL LLN0ZCLCPSCH

ZCPSCH ZCPSCH ZCPSCH

ZCRWPSCH ZCRWPSCH ZCRWPSCH

ZCVPSOF ZCVPSOF ZCVPSOF

ZGVPDIS ZGVLLN0PH1PTRCZGVPDISZGVPTUV

LLN0PH1PTRCZGVPDISZGVPTUV

ZMCAPDIS ZMCAPDIS ZMCAPDIS

ZMCPDIS ZMCPDIS ZMCPDIS

ZMFCPDIS ZMFCLLN0PSFPDISZMFPDIS

LLN0PSFPDISZMFPDIS

ZMFPDIS ZMFLLN0PSFPDISZMFPDIS

LLN0PSFPDISZMFPDIS

ZMHPDIS ZMHPDIS ZMHPDIS

ZMMAPDIS ZMMAPDIS ZMMAPDIS

ZMMPDIS ZMMPDIS ZMMPDIS

ZMQAPDIS ZMQAPDIS ZMQAPDIS

ZMQPDIS ZMQPDIS ZMQPDIS

ZMRAPDIS ZMRAPDIS ZMRAPDIS

ZMRPDIS ZMRPDIS ZMRPDIS

ZMRPSB ZMRPSB ZMRPSB

ZSMGAPC ZSMGAPC ZSMGAPC



Sección 2 Aplicación

2.1 Uso general del IED

El REB670 está diseñado para la protección diferencial selectiva, fiable y rápida debarras, conexiones en T y esquinas en mallas. El REB670 se puede utilizar para laprotección de estaciones con una o dos barras, con barra de transferencia o sin ella, condos interruptores o interruptor y medio. El IED se puede emplear para la protección deinstalaciones de media tensión (MV), alta tensión (HV) y muy alta tensión (EHV), conuna frecuencia de la red eléctrica de 50 Hz o 60 Hz. El IED puede detectar todos lostipos de faltas internas de fase a fase y de fase a tierra en redes eléctricas conectadasa tierra rígidamente o conectadas a tierra a través de una baja impedancia, así comotodas las faltas multifásicas internas en redes eléctricas aisladas o conectadas a tierraa través de una alta impedancia.

El pedido de entradas VT dentro del IED de protección de barra permitirá laintegración de funcionalidad relacionada con la tensión, como el desbloqueo porsubtensión, sobretensión residual, funciones de potencia, medición y registro de latensión durante las faltas. Sin embargo, hay que prestar atención al hecho de que lainclusión de entradas VT reducirá el número de entradas de TC disponibles (24entradas analógicas en total son el límite del producto). Por consiguiente, cuando sepidan entradas VT el IED de protección de barra será aplicable a barras con un menornúmero de bahías. En la práctica, el número de entradas de TC disponibles limitará eltamaño de la estación que se puede proteger.

El REB670 tiene requisitos muy bajos para los transformadores de corrienteprincipales (es decir, los TC) y no requiere transformadores de interposición. En todaslas aplicaciones, se pueden mezclar TC principales con corriente nominal secundariade 1 A y 5 A dentro de la misma zona de protección. Normalmente, se puede utilizarTC con una diferencia de relación máxima de 10:1 dentro de una misma zona deprotección diferencial. El ajuste de diferentes relaciones para los TC principales serealiza de forma numérica mediante ajustes de parámetros.

La función de protección diferencial de baja impedancia numérica está destinada a laprotección rápida y selectiva de faltas dentro de la zona protegida. Todas las entradasde TC conectadas están provistas de una característica de restricción. El valor mínimode detección para la corriente diferencial se ajusta para proporcionar una sensibilidadadecuada para todas las faltas internas. Para aplicaciones de protección de barra, elvalor de configuración típico para la corriente diferencial mínima de operación es del50% al 150% del mayor TC. Este ajuste se realiza directamente en amperiosprimarios. La pendiente de funcionamiento para la característica de operacióndiferencial está fijada en 53% en el algoritmo.

1MRK 505 302-UES - Sección 2Aplicación


El tiempo de disparo rápido (el tiempo de disparo más corto es de 5 ms) de la funciónde protección diferencial de baja impedancia es especialmente ventajoso para redeseléctricas con niveles altos de faltas o donde se requiere un despeje rápido de las faltaspara la estabilidad de la red eléctrica.

Todas las entradas de TC están provistas de una característica de frenado. Elfuncionamiento se basa en el principio probado de estabilización de restricciónporcentual RADSS, con una función de estabilización adicional para estabilizardurante una saturación elevada de TC. La estabilidad para faltas externas se garantizasi un TC no está saturado durante al menos dos milisegundos durante cada ciclo de lared eléctrica.

El algoritmo avanzado de detección de TC abierto detecta de forma instantánea loscircuitos secundarios de TC abiertos y evita una operación de la protección diferencialsin necesidad de una zona de comprobación adicional.

Las zonas de protección diferencial del REB670 incluyen un nivel de operaciónsensible. Este nivel de operación sensible está diseñado para poder detectar las faltasinternas a tierra de barras en redes eléctricas de baja impedancia a tierra (es decir, redeseléctricas en las que la corriente de falta a tierra está limitada a cierto nivel específico,normalmente entre 300 A y 2000 A primarios, mediante un reactor o una resistenciaen el punto neutro). Este nivel sensible también se puede utilizar como alternativacuando se requiere una alta sensibilidad de la protección diferencial de barra (es decir,energización de la barra a través de una línea larga).

La característica de operación general de la función diferencial de REB670 se muestraen la figura 2.

Características deoperación dela protección diferencial

Area de operación

Nivel de operación diferencial

I d [A

mpe

rios

prim

ario

s]

Iin [Amperios primarios]

s=0.53

I d=I in

Protección diferencial sensible

=IEC06000142=1=es=Original.vsd

Nivel de operación sensible Boqueo Iin Sensible

IEC06000142 V1 ES

Figura 2: Característica de operación de REB670

Está disponible una característica de zona de comprobación global integrada,independiente de la posición los seccionadores. Puede utilizarse en estaciones de dosbarras para asegurar la estabilidad de la protección diferencial de barras en caso de

Sección 2 1MRK 505 302-UES -Aplicación


indicación de estado completamente erróneo del seccionador de barras en alguna delas bahías.

La función de Selección de zonas flexible, dinámica por software hace posible unaadaptación rápida y sencilla a las disposiciones más comunes de subestaciones, comolas estaciones con una barra y con barra de transferencia o sin ella, con dos barras y conbarra de transferencia o sin ella, con interruptor y medio, con dos barras y dosinterruptores, con barras en disposición de anillo, etc. La Selección de zonas dinámicay por software asegura:

• Vinculación dinámica de corrientes de los TCs de medida a la zona de proteccióndiferencial correspondiente según la topología de la subestación

• una unificación eficaz de dos zonas diferenciales cuando así lo requiera latopología de la subestación (es decir, la transferencia de carga)

• El funcionamiento selectivo de la protección diferencial de barras asegura eldisparo selectivo de los interruptores conectados a la zona de la falta

• Clasificación correcta de ordenes de disparo de respaldo desde protecciones defallo de interruptor, integradas o externas, a todos los interruptores adyacentes

• una sencilla incorporación de bahías de seccionamiento o acoplamiento de barras(es decir, los interruptores de transferencia) con uno o dos juegos de TC en elesquema de protección.

• Supervisión del estado del seccionador y/o interruptor

La lógica avanzada de Selección de zonas, junto con las protecciones opcionales dezona muerta y de fallo de interruptor, asegura el tiempo de disparo más corto posibley la selección de faltas dentro del punto ciego o la zona extrema entre el TC y elinterruptor de la bahía. Así, el REB670 ofrece la mejor cobertura posible para este tipode faltas en bahías de línea y de seccionamiento o acoplamiento de barras.

La función opcional de protección de fallo de interruptor, una para cada entrada de TCen el REB670, ofrece una segura protección de respaldo local para los interruptores enla estación.

Las protecciones opcionales de sobreintensidad no direccional de cuatro etapas, unapara cada entrada de TC en el REB670, proporcionan una funcionalidad de respaldoremota para las estaciones del extremo remoto y las líneas conectadas.

Las funciones de protección de tensión y frecuencia disponibles opcionalmente abrenla posibilidad a incluir el criterio de desbloqueo de tensión para la protección de barrao para integrar la protección de sobretensión y subtensión independiente para la barraen el IDE de protección de barra.

Las funciones de protección de sobreintensidad, sobrecarga térmica y bancos decondensadores disponibles opcionalmente abren la posibilidad a integrar laprotección de reactores shunt y bancos de condensadores shunt en el IED deprotección de barra.

Lo normal es tener un solo IED de protección de barras por barra. Sin embargo,algunas aplicaciones emplean dos IED de protección de barras independientes porzona de protección. El IED REB670 se adapta a ambas soluciones.



Con un solo IED REB670 monofásico con transformadores auxiliares de corriente desuma externos se puede obtener una sencilla protección diferencial de barras parafaltas de fase y a tierra.

El control opcional de aparatos para un máximo de 30 objetos puede proporcionar unafunción para trazar un diagrama unifilar (SLD) de la estación en la HMI local.

Recuerde que el REB670 personalizado se entrega sin ningunaconfiguración. Por tanto, la ingeniería completa del IED debe serrealizada por el cliente o su integrador de sistemas. Con el fin degarantizar el funcionamiento correcto de la protección de barra, serecomienda estrictamente comenzar siempre los trabajos deingeniería desde el proyecto de PCM600 del REB670 preconfiguradoque sea más similar a la aplicación actual. A continuación, deberánrealizarse las modificaciones necesarias para adaptar la configuracióndel IED personalizado al diseño de la estación actual. El proyecto dePCM600 de los IED REB670 preconfigurados está disponible en elDVD de paquetes de conectividad.

2.2 Principales funciones de protección

2 = número de instancias básicas0-3 = cantidades opcionales3-A03

= función opcional incluida en los paquetes A03 (consultar los detalles del pedido)

IEC 61850 ANSI Descripción de función Barra

REB670

REB

670

(A20

)

REB

670

(A31

)

REB

670

(B20

)

REB

670

(B21

)

REB

670

(B31

)

Protección diferencial

BUTPTRC,BCZTPDIF,BZNTPDIF,BZITGGIO,BUTSM4

87B Protección diferencial debarra, 2 zonas, trifásica/4bahías

1

BUTPTRC,BCZTPDIF,BZNTPDIF,BZITGGIO,BUTSM8

87B Protección diferencial debarra, 2 zonas, trifásica/8bahías

1 1





REB670

REB

670

(A20

)

REB

670

(A31

)

REB

670

(B20

)

REB

670

(B21

)

REB

670

(B31

)

BUSPTRC,BCZSPDIF,BZNSPDIF,BZISGGIO,BUSSM12

87B Protección diferencial debarra, 2 zonas,monofásica/12 bahías

1 1

BUSPTRC,BCZSPDIF,BZNSPDIF,BZISGGIO,BUSSM24

87B Protección diferencial debarra, 2 zonas,monofásica/24 bahías

1 1

BDCGAPC Estado del objeto deconmutación primaria parala selección de zona deprotección de barra

96 20 40 60 60 96

2.3 Funciones de protección de respaldo


REB670

REB

670

(A20

)

REB

670

(A31

)

REB

670

(B20

)

REB

670

(B21

)

REB

670

(B31

)

Protección de corriente

OC4PTOC 51_671) Protección desobreintensidad de fasede cuatro etapas

0-8 4-C06 8-C07

PH4SPTOC 51 Protección desobreintensidadmonofásica de cuatroetapas

0-24 12-C08

12-C08

24-C09

EF4PTOC 51N67N2)

Protección desobreintensidad residualde cuatro etapas

0-8

NS4PTOC 46I2 Protección desobreintensidad desecuencia de fasenegativa direccional decuatro etapas

0-8

TRPTTR 49 Protección desobrecarga térmica, dosconstantes de tiempo

0-2

CCRBRF 50BF Protección de fallo deinterruptor

0-8 4-C10 8-C11

CCSRBRF 50BF Protección de fallo deinterruptor, versiónmonofásica

0-24 12-C12

12-C12

24-C13





REB670

REB

670

(A20

)

REB

670

(A31

)

REB

670

(B20

)

REB

670

(B21

)

REB

670

(B31

)

GUPPDUP 37 Protección de mínimapotencia direccional

0-4

GOPPDOP 32 Protección de máximapotencia direccional

0-4

CBPGAPC Protección de bancos decondensadores

0-2

Protección de tensión

UV2PTUV 27 Protección desubtensión de dosetapas

0-2

OV2PTOV 59 Protección desobretensión de dosetapas

0-2

ROV2PTOV 59N Protección desobretensión residual dedos etapas

0-2

VDCPTOV 60 Protección diferencial detensión

0-2

LOVPTUV 27 Comprobación depérdida de tensión

0-2

Protección de frecuencia

SAPTUF 81 Protección desubfrecuencia

0-6

SAPTOF 81 Protección desobrefrecuencia

0-6

SAPFRC 81 Protección de derivadade la frecuencia

0-6

Protección multifunción

CVGAPC Protección general decorriente y tensión

0-6

1) 67 requiere tensión2) 67N requiere tensión



2.4 Funciones de control y monitorización


REB670

REB

670

(A20

)

REB

670

(A31

)

REB

670

(B20

)

REB

670

(B21

)

REB

670

(B31

)

Control

SESRSYN 25 Comprobación desincronismo, comprobaciónde energización ysincronización

0-3

SMBRREC 79 Reenganche automático 0-2 2-H05 2-H05 2-H05 2-H05 2-H05

APC30 3 Control de aparatos parahasta 6 bahías, máx. 30aparatos (6 interruptores)incluyendo enclavamiento

0-1

QCBAY Control de aparatos 1+5/APC30 1 1 1 1 1

LOCREM Manejo de posiciones delconmutador LR

1+5/APC30 1 1 1 1 1

LOCREMCTRL Control del PSTO en la LHMI 1+5/APC30 1 1 1 1 1

SLGAPC Conmutador giratorio lógicopara selección de funciones ypresentación en la LHMI

15 15 15 15 15 15

VSGAPC Miniconmutador selector 20 20 20 20 20 20

DPGAPC Función de comunicacióngenérica para indicación dedoble punto

16 16 16 16 16 16

SPC8GAPC Control genérico de 8 señalesde un único punto

5 5 5 5 5 5

AUTOBITS Bits de automatización,función de mando paraDNP3.0

3 3 3 3 3 3

SINGLECMD Orden simple, 16 señales 4 4 4 4 4 4

I103CMD Órdenes de funciones paraIEC 60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103GENCMD Órdenes de funcionesgenéricas para IEC60870-5-103

50 50 50 50 50 50

I103POSCMD Órdenes de IED con posicióny selección para IEC60870-5-103

50 50 50 50 50 50

I103IEDCMD Órdenes de IED para IEC60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103USRCMD Órdenes de funcionesdefinidas por el usuario paraIEC 60870-5-103

1 1 1 1 1 1

Supervisión del sistema secundario

FUFSPVC Supervisión de fallo de fusible 0-2





REB670

REB

670

(A20

)

REB

670

(A31

)

REB

670

(B20

)

REB

670

(B21

)

REB

670

(B31

)

VDSPVC 60 Supervisión de fallo de fusiblebasada en la diferencia detensión

0-2

Lógica

TMAGAPC Lógica de matriz de disparo 12

ALMCALH Lógica para alarma de grupo 5

WRNCALH Lógica para advertencia degrupo

5

INDCALH Lógica para indicación degrupo

5

AND, OR, INV,PULSETIMER,GATE,TIMERSET,XOR, LLD,SRMEMORY,RSMEMORY

Bloques de lógicaconfigurables

40-420 40-280

40-280

40-280

40-280

40-280

ANDQT, ORQT,INVERTERQT,XORQT,SRMEMORYQT,RSMEMORYQT,TIMERSETQT,PULSETIMERQT, INVALIDQT,INDCOMBSPQT,INDEXTSPQT

Bloques de lógicaconfigurables Q/T

0-1

SLGAPC,VSGAPC, AND,OR,PULSETIMER,GATE,TIMERSET,XOR, LLD,SRMEMORY,INV

Paquete de lógica extensible 0-1

FXDSIGN Bloque funcional de señalesfijas

1 1 1 1 1 1

B16I Conversión de booleanos de16 bits a enteros

18 18 18 18 18 18

BTIGAPC Conversión de booleanos de16 bits a enteros conrepresentación de nodológico

16 16 16 16 16 16

IB16 Conversión de enteros abooleanos de 16 bits

18 18 18 18 18 18





REB670

REB

670

(A20

)

REB

670

(A31

)

REB

670

(B20

)

REB

670

(B21

)

REB

670

(B31

)

ITBGAPC Conversión de enteros abooleanos de 16 bits conrepresentación de nodológico

16 16 16 16 16 16

TEIGAPC Integrador de tiempotranscurrido con transgresiónde límites y supervisión dedesbordamiento

12 12 12 12 12 12

Monitorización

CVMMXN,CMMXU,VMMXU,CMSQI, VMSQI,VNMMXU

Mediciones 6 6 6 6 6 6

AISVBAS Bloque funcional para lapresentación de los valoresde servicio de las entradasanalógicas secundarias

1 1 1 1 1 1

EVENT Función de eventos 20 20 20 20 20 20

DRPRDRE,A1RADR,A2RADR,A3RADR,A4RADR,B1RBDR,B2RBDR,B3RBDR,B4RBDR,B5RBDR,B6RBDR

Informe de perturbaciones 1 1 1 1 1 1

SPGAPC Función de comunicacióngenérica para indicación deun solo punto

64 64 64 64 64 64

SP16GAPC Función de comunicacióngenérica para indicación deun solo punto, 16 entradas

16 16 16 16 16 16

MVGAPC Función de comunicacióngenérica para valor medido

24 24 24 24 24 24

BINSTATREP Informe de estado de señaleslógicas

3 3 3 3 3 3

RANGE_XP Bloque de expansión del valormedido

28 28 28 28 28 28

SSIMG 63 Supervisión de mediogaseoso

21

SSIML 71 Supervisión de medio líquido 3 3 3 3 3 3

SSCBR Monitorización de interruptor 0-8 4-M14 8-M16

I103MEAS Mensurandos para IEC60870-5-103

1 1 1 1 1 1





REB670

REB

670

(A20

)

REB

670

(A31

)

REB

670

(B20

)

REB

670

(B21

)

REB

670

(B31

)

I103MEASUSR Señales definidas por elusuario para mensurados deIEC 60870-5-103

3 3 3 3 3 3

I103AR Estado de la función dereenganche automático paraIEC 60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103EF Estado de la función de falta atierra para IEC 60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103FLTPROT Estado de la función deprotección de faltas para IEC60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103IED Estado de IED para IEC60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103SUPERV Estado de supervisión paraIEC 60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103USRDEF Estado para señalesdefinidas por el usuario paraIEC 60870-5-103

20 20 20 20 20 20

L4UFCNT Contador de eventos consupervisión de límites

30 30 30 30 30 30

Mediciones

PCFCNT Lógica de contador de pulsos 16

ETPMMTR Función de cálculo de energíay administración de lademanda

6

2.5 Comunicación

IEC 61850 ANSI Descripción de función Seccionador de

REB670

REB

670

(A20

)

REB

670

(A31

)

REB

670

(B20

)

REB

670

(B21

)

REB

670

(B31

)

Comunicación de estación

LONSPA, SPA Protocolo decomunicación SPA

1 1 1 1 1 1

ADE Protocolo decomunicación LON

1 1 1 1 1 1

HORZCOMM Variables de red a travésde LON

1 1 1 1 1 1

PROTOCOL Selección de operaciónentre SPA e IEC60870-5-103 para SLM

1 1 1 1 1 1





REB670

REB

670

(A20

)

REB

670

(A31

)

REB

670

(B20

)

REB

670

(B21

)

REB

670

(B31

)

RS485PROT Selección de operaciónpara RS485

1 1 1 1 1 1

RS485GEN RS485 1 1 1 1 1 1

DNPGEN Protocolo general decomunicación DNP3.0

1 1 1 1 1 1

DNPGENTCP Protocolo TCP general decomunicación DNP3.0

1 1 1 1 1 1

CHSERRS485

DNP3.0 para el protocolode comunicación EIA-485

1 1 1 1 1 1

CH1TCP,CH2TCP,CH3TCP,CH4TCP

DNP3.0 para el protocolode comunicación TCP/IP

1 1 1 1 1 1

CHSEROPT DNP3.0 para el protocolode comunicación TCP/IPy EIA-485

1 1 1 1 1 1

MST1TCP,MST2TCP,MST3TCP,MST4TCP

DNP3.0 para el protocolode comunicación serie

1 1 1 1 1 1

DNPFREC Registros de faltasDNP3.0 para el protocolode comunicación TCP/IPy EIA-485

1 1 1 1 1 1

IEC61850-8-1 Función de ajuste deparámetros para IEC61850

1 1 1 1 1 1

GOOSEINTLKRCV

Comunicación horizontala través de GOOSE parael enclavamiento

59 59 59 59 59 59

GOOSEBINRCV

Recepción binaria deGOOSE

16 16 16 16 16 16

GOOSEDPRCV

Bloque funcional GOOSEpara recibir un valor dedos puntos

64 64 64 64 64 64

GOOSEINTRCV

Bloque funcional GOOSEpara recepción de unvalor entero

32 32 32 32 32 32

GOOSEMVRCV

Bloque funcional GOOSEpara recepción de unvalor de magnitud demedición

60 60 60 60 60 60

GOOSESPRCV

Bloque funcional GOOSEpara recepción de unvalor de un punto

64 64 64 64 64 64





REB670

REB

670

(A20

)

REB

670

(A31

)

REB

670

(B20

)

REB

670

(B21

)

REB

670

(B31

)

MULTICMDRCV,MULTICMDSND

Transmisión y órdenesmúltiples

60/10 60/10 60/10 60/10 60/10 60/10

FRONT,LANABI,LANAB,LANCDI,LANCD

Configuración Ethernet delos enlaces

1 1 1 1 1 1

GATEWAY Configuración Ethernetdel enlace uno

1 1 1 1 1 1

OPTICAL103 Comunicación serieóptica IEC 60870-5-103

1 1 1 1 1 1

RS485103 Comunicación serie IEC60870-5-103 para RS485

1 1 1 1 1 1

AGSAL Componente deaplicación de seguridadgenérica

1 1 1 1 1 1

LD0LLN0 IEC 61850 LD0 LLN0 1 1 1 1 1 1

SYSLLN0 IEC 61850 SYS LLN0 1 1 1 1 1 1

LPHD Información deldispositivo físico

1 1 1 1 1 1

PCMACCS Protocolo deconfiguración de IED

1 1 1 1 1 1

SECALARM Componente paraasignación de eventos deseguridad a protocolostales como DNP3 yIEC103

1 1 1 1 1 1

FSTACCS Acceso a Field ServiceTool a través del protocoloSPA mediantecomunicación ethernet

1 1 1 1 1 1

ACTIVLOG Parámetros de registro deactividad

1 1 1 1 1 1

ALTRK Seguimiento del servicio 1 1 1 1 1 1

SINGLELCCH Estado del enlace delpuerto ethernet individual

1 1 1 1 1 1

PRPSTATUS Estado del enlace delpuerto ethernet dual

1 1 1 1 1 1

PRP Protocolo de redundanciaen paralelo IEC 62439-3

0-1 1-P03 1-P03 1-P03 1-P03 1-P03

Comunicación remota





REB670

REB

670

(A20

)

REB

670

(A31

)

REB

670

(B20

)

REB

670

(B21

)

REB

670

(B31

)

Transmisión/recepción detransferencia de señalesbinarias

6/36 6/36 6/36 6/36 6/36 6/36

Transmisión de datosanalógicos desde elLDCM

1 1 1 1 1 1

Estado de recepciónbinaria desde el LDCMremoto

6/3/3 6/3/3 6/3/3 6/3/3 6/3/3 6/3/3

2.6 Funciones básicas del IED

Tabla 2: Funciones básicas del IED

IEC 61850 o nombre defunción

Descripción

INTERRSIG Autosupervisión con lista de eventos internos

SELFSUPEVLST Autosupervisión con lista de eventos internos

TIMESYNCHGEN Módulo de sincronización horaria

SYNCHBIN,SYNCHCAN,SYNCHCMPPS,SYNCHLON,SYNCHPPH,SYNCHPPS,SYNCHSNTP,SYNCHSPA,SYNCHCMPPS

Sincronización horaria

TIMEZONE Sincronización horaria

DSTBEGIN,DSTENABLE, DSTEND

Módulo de sincronización horaria GPS

IRIG-B Sincronización horaria

SETGRPS Número de grupos de ajustes

ACTVGRP Grupos de ajustes de parámetros

TESTMODE Funcionalidad de modo de prueba

CHNGLCK Función de bloqueo de cambios

SMBI Matriz de señales para entradas binarias

SMBO Matriz de señales para salidas binarias

SMMI Matriz de señales para entradas mA

SMAI1 - SMAI20 Matriz de señales para entradas analógicas

3PHSUM Bloque de suma trifásico

ATHSTAT Estado de autorizaciones




IEC 61850 o nombre defunción

Descripción

ATHCHCK Comprobación de autorización

AUTHMAN Administración de autorizaciones

FTPACCS Acceso a FTP con contraseña

SPACOMMMAP Asignación de comunicación SPA

SPATD Fecha y hora a través del protocolo SPA

DOSFRNT Denegación de servicio, control de velocidad de cuadros para puerto frontal

DOSLANAB Denegación de servicio, control de velocidad secuencial para puerto AB de OEM

DOSLANCD Denegación de servicio, control de velocidad secuencial para puerto CD de OEM

DOSSCKT Denegación de servicio, control de flujo de terminal

GBASVAL Valores básicos generales para ajustes

PRIMVAL Valores primarios del sistema

ALTMS Supervisión de dispositivo maestro de tiempo

ALTIM Gestión de tiempo

ALTRK Seguimiento de servicio

ACTIVLOG Parámetros de registro de actividad

FSTACCS Acceso a herramientas de servicio de campo con el protocolo SPA a través de comunicación Ethernet

PCMACCS Protocolo de configuración de IED

SECALARM Componente para asignación de eventos de seguridad a protocolos tales como DNP3 y IEC103

DNPGEN Protocolo general de comunicación DNP3.0

DNPGENTCP Protocolo TCP general de comunicación DNP3.0

CHSEROPT DNP3.0 para el protocolo de comunicación TCP/IP y EIA-485

MSTSER DNP3.0 para el protocolo de comunicación serie

OPTICAL103 Comunicación serie óptica IEC 60870-5-103

RS485103 Comunicación serie IEC 60870-5-103 para RS485

IEC61850-8-1 Función de ajuste de parámetros para IEC 61850

HORZCOMM Variables de red a través de LON

LONSPA Protocolo de comunicación SPA

LEDGEN Parte de indicación general de LED para LHMI



Sección 3 Configuración

3.1 Descripción de la configuración REB670

3.1.1 Configuraciones ACT disponibles para REB670preconfigurado

Hay tres configuraciones disponibles para el IED REB670 preconfigurado. Las tresconfiguraciones incluyen las siguientes características:

• completamente configurado para la cantidad total de bahías disponibles en cadavariante de REB670;

• funcionalidad para poner fuera de servicio cualquier bahía a través de la HMIlocal o de manera externa a través de una entrada binaria;

• funcionalidad para bloquear cualquiera de las dos zonas a través de la HMI localo de manera externa a través de una entrada binaria;

• funcionalidad para bloquear todos los disparos de bahía a través de la HMI localo de manera externa a través de una entrada binaria, pero dejando en serviciotodas las demás funciones (es decir, zonas BBP, BFP y OCP según corresponda);

• funcionalidad para iniciar de manera externa el registrador de perturbacionesincorporado;

• funcionalidad para conectar señal externa de disparo de respaldo por fallo delinterruptor desde cada bahía

• funcionalidad para conectar señal externa de disparo de bahía

3.1.2 Configuración X01

Esta configuración incluye solo protección de barras para disposiciones de estacionessimples (es decir, estaciones con un interruptor y medio, dos interruptores o un solointerruptor). Además, se puede utilizar para estaciones con dos barras y un interruptor,en las que la réplica del seccionador se realiza usando solo el contacto auxiliar b decada seccionador o interruptor. Como consecuencia, no se encuentra disponible lasupervisión del seccionador/interruptor. También es posible adaptar estaconfiguración con la herramienta de matriz de señales para utilizarla como sustitucióndirecta de terminales RED521. Esta configuración está disponible para las cincoversiones de REB670 (es decir, A20, A31, B20, B21 y B31). Hay que tener en cuentaque las funciones opcionales de protección de fallo de interruptor CCRBRF,protección de zona muerta y protección de sobreintensidad PH4SPTOC se puedenpedir junto con esta configuración, pero no estarán preconfiguradas. Por lo tanto, estasfunciones opcionales deben ser configuradas por el usuario final.

1MRK 505 302-UES - Sección 3Configuración



Esta configuración incluye solo protección de barras para estaciones con dos barras yun interruptor, en las que la selección de zonas se realiza utilizando los contactosauxiliares a y b de cada seccionador o interruptor. Por lo tanto, se encuentra disponiblela supervisión completa del seccionador/interruptor. Esta configuración solo estádisponible para tres versiones de REB670 (es decir, A31, B21 y B31). Hay que teneren cuenta que las funciones opcionales de protección de fallo de interruptor CCRBRF,protección de zona muerta y protección de sobreintensidad PH4SPTOC se puedenpedir junto con esta configuración, pero no estarán preconfiguradas. Por lo tanto, estasfunciones opcionales deben ser configuradas por el usuario final.


Esta configuración incluye BBP con protección de fallo de interruptor CCRBRF,protección de zona muerta y protección de sobreintensidad PH4SPTOC paraestaciones con dos barras y un interruptor, en las que la selección de zonas se realizautilizando los contactos auxiliares a y b de cada seccionador o interruptor. Por lo tanto,se encuentra disponible la supervisión completa del seccionador/interruptor. Estaconfiguración solo está disponible para tres versiones de REB670 (es decir, A31, B21y B31).

Para utilizar la configuración X03, hay que pedir las funciones opcionales de fallo deinterruptor y sobreintensidad.

3.1.5 Descripción del paquete trifásico A20

Versión trifásica del IED con dos zonas de protección diferencial de baja impedanciay cuatro entradas trifásicas de TC A20. Esta versión se usa para aplicaciones mássimples, como conexiones en T, esquinas en malla, etc.

Sección 3 1MRK 505 302-UES -Configuración


ZA ZB

REB670(A20-X01) / REB670(A31-X01)

QA1

QB1

QA1

QB1

Funciones opcionales

VERSIÓN DE REB670CANTIDAD DE LÍNEAS EN AMBAS

SECCIONES DE BARRA

REB670(A20 – X01) trifásico, 4 bahías, 2 zonas para disposición de estación simple 12 AI

4


8

QA1

QB1

QA1

QB1

BZNT PDIF

87B 3Id/I

BUT PTRC

87B 3Id/I

BUT PTRC

87B 3Id/I

BZNT PDIF

87B 3Id/I

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

CC RBRF

50BF 3I>BF

SMB RREC

79 5(0→1)

BZIT GGIO

87B 3Id/I

BCZT PDIF

87B 3Id/I

Otras funciones en biblioteca

BDC GAPC

87B

QB1

DRP RDRE

DFR/SER DR

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

GUID-853490E3-9BD2-47E4-93DC-A25765A92AFF V2 ES

Figura 3: Diagrama de configuración para A20, configuración X01



3.1.6 Descripción del paquete trifásico A31

Versión trifásica del IED con dos zonas de protección diferencial de baja impedanciay ocho entradas trifásicas de TC A31. Esta versión se usa para aplicaciones en barrasmás pequeñas, con hasta dos zonas y ocho entradas de TC.

ZA ZB

REB670(A31-X01)

QA1

QB1

QA1

QB1

QA1

QB1

QA1

QB1LÓGICA HW

LÓGICA CA


SECCIONES DE BARRA

REB670(A31 – X01) trifásico, 8 bahías, 2 zonas para disposición de

estación simple 24 AI

7*

BUT PTRC

87B 3Id/I

BUT PTRC

87B 3Id/IBZNT PDIF

87B 3Id/I

BUT PTRC

87B 3Id/IBZNT PDIF

87B 3Id/I


OC4 PTOC

51/67 3I>

CC RBRF

50BF 3I>BF

SMB RREC

79 0→1


SWS GGIO

* Con solo un TC en la bahía de seccionamiento de barras

QB1 QB2

QA1

BCZT PDIF

87B 3Id/I

BZIT GGIO

87B 3Id/I

C MMXU

MET I

DRP RDRE

DFR/SER DR

IEC13000219-1-en.vsd

GUID-B0D0854B-9CFF-4579-91AB-274BD7B0665A V1 ES




ZA ZB

REB670(A31-X01)

QA1

QB1

QA1

QB1

QA1

QB1

QA1

QB1LÓGICA HW

LÓGICA CA


SECCIONES DE BARRA


7*

BUT PTRC

87B 3Id/I

BUT PTRC

87B 3Id/IBZNT PDIF

87B 3Id/I

BUT PTRC

87B 3Id/IBZNT PDIF

87B 3Id/I


OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

CC RBRF

50BF 3I>BF

SMB RREC

79 5(0→1)


BDC GAPC

87B

*Con solo un TC en la bahía de seccionamiento de barras

QB1 QB2

QA1

BCZT PDIF

87B 3Id/I

BZIT GGIO

87B 3Id/I

DRP RDRE

DFR/SER DR

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

GUID-1264BCF9-F245-423C-B620-3D66F3292F41 V2 ES

Figura 5: Diagrama de configuración para A31, configuración X01_1



QB1

QB2

QA1

QB1

QB2

QA1

QB1

QB2

QA1

QB1

QB2

QA1

ZA

ZB

1

2

8

8

2

1

REB670(A31-X02)

VERSIÓN DE REB670 CANTIDAD DE LÍNEAS EN LA ESTACIÓN

(SIN CONTAR LA BAHÍA DE ACOPLAMIENTO DE BARRAS)

REB670(A31 – X02) trifásico, 8 bahías, 2 zonas para estaciones con dos barras con 24 AI

7*

8

2

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BZIT GGIO

87B 3Id/I

BUT PTRC

87B 3Id/I

BUT PTRC

87B 3Id/I

BCZT PDIF

87B 3Id/I

BZNT PDIF

87B 3Id/I

BZNT PDIF

87B 3Id/I


OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

CC RBRF

50BF 3I>BF

SMB RREC

79 5(0→1)


BDC GAPC

87B

BUT PTRC

87B 3Id/I


DRP RDRE

DFR/SER DR

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

GUID-33AD6AD4-3315-4A4C-AB05-C1C04E815866 V2 ES




QB1

QB2

QA1

QB1

QB2

QA1

QB1

QB2

QA1

QB1

QB2

QA1

ZA

ZB

1

2

8

2

8

8

2

1

REB670(A31-X03)


VERSIÓN DE REB670CANTIDAD DE LÍNEAS EN LA ESTACIÓN

(SIN CONTAR LA BAHÍA DE ACOPLAMIENTO DE BARRAS)

REB670(A31 – X03) 3 trifásico, 8 bahías, 2 zonas para estaciones con dos barras con protección de fallo del interruptor y protección de falla del extremo 24AI

7*

BZIT GGIO

87B 3Id/I

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BCZT PDIF

87B 3Id/I

BUT PTRC

87B 3Id/I

BUT PTRC

87B 3Id/I

BUT PTRC

87B 3Id/I

BZNT PDIF

87B 3Id/I

BZNT PDIF

87B 3Id/I

SMB RREC

79 5(0→1)


BDC GAPC

87B


DRP RDRE

DFR/SER DR

C MSQI

MET Isqi

C MSQI

MET Isqi

CC RBRF

50BF 3I>BF

CC RBRF

50BF 3I>BF

CC RBRF

50BF 3I>BF

C MSQI

MET Isqi

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

C MMXU

MET I

C MMXU

MET I

C MMXU

MET I

GUID-223672EB-7E5B-410C-99F0-04B100FD2787 V2 ES


3.1.7 Descripción del/de los paquete(s) monofásico(s) B20 y B21

Versión monofásica del IED con dos zonas de protección diferencial de bajaimpedancia y doce entradas de TC B20, B21.

• Se encuentran disponibles tres módulos de entradas binarias, por lo que B20 seusa para aplicaciones en las que no se requiere selección dinámica de zonas, comopor ejemplo subestaciones con disposiciones de una barra con/sin interruptor de



seccionamiento de barras, interruptor y medio o de dos interruptores. Estos tresIED ofrecen soluciones rentables para tales disposiciones de subestacionessimples con hasta doce entradas de TC.

• La versión B21 se usa para aplicaciones en subestaciones en las que se requiereselección dinámica de zonas o mayor cantidad de entradas y salidas binarias.Estas estaciones, por ejemplo, son estaciones con dos barras con barra detransferencia o sin ella, con hasta doce entradas de TC. Observe que las entradasbinarias se pueden compartir entre fases mediante la inclusión del módulo decomunicación LDCM. Eso simplifica el cableado del armario y ahorra tarjetas deE/S.

• Esta versión puede utilizarse con transformadores de corriente de sumamonofásicos o trifásicos, auxiliares y externos, con diferente relación de espiraspara cada fase.



REB670(B20-X01) / REB670(B21-X01) / REB670(B31-

X01)FASE L3REB670(B20-X01) / REB670(B21-X01) / REB670(B31-

X01)FASE L2ZA ZB

REB670(B20-X01) / REB670(B21-X01) / REB670(B31-

X01)FASE L1

QA1

QB1

QA1

QB1


QA1

QB1

QA1

QB1

BUS PTRC

87B Id/I

BZNS PDIF

87B Id/I

BZNS PDIF

87B Id/I

BUS PTRC

87B Id/I

PH4S PTOC

51 I>

CCS RBRF

50BF I>BF

SMB RREC

79 0→1

BZIS GGIO

87B Id/I

BCZS PDIF

87B Id/I

SWS GGIO

VERSIÓN DE REB670

CANTIDAD DE LÍNEAS EN

AMBAS SECCIONES DE

BARRA

REB670(B20 - X01) monofásico, 12 bahías, 2 zonas para

disposición de estación simple 12 AI12


disposición de estación simple 12 AI 12

CANTIDAD DE REB670

NECESARIOS POR EL

ESQUEMA

3

3


disposición de estación simple 24 AI 24 3

QB1

C MMXU

MET I

DRP RDRE

DFR/SER DR



GUID-FD09D683-B692-410F-A6EC-C501E72AEB14 V1 ES

Figura 8: Diagrama de configuración para B20, configuración X01



REB670(B20-X01) /REB670(B21-X01) / REB670(B31-X01)FASE L3



ZA ZB

QA1

QB1

QA1

QB1

QA1

QB1

QA1

QB1LÓGICA HW

LÓGICA CA

BUS PTRC

87B Id/I

BUS PTRC

87B Id/IBZNS PDIF

87B Id/I

BUS PTRC

87B Id/IBZNS PDIF

87B Id/I

QB1 QB2

QA1

BCZS PDIF

87B Id/I

BZIS GGIO

87B Id/I

C MMXU

MET I

DRP RDRE

DFR/SER DR

VERSIÓN DE REB670CANTIDAD DE LÍNEAS EN AMBAS SECCIONES DE

BARRA

REB670(B20 – X01) monofásico, 12 bahías, 2 zonas para disposición de estación simple 12 AI

11*


11*


CANTIDAD DE REB670 NECESARIOS POR EL

ESQUEMA

3

3


23* 3

C MMXU

MET I

C MMXU

MET I


PH4S PTOC

51 I>

CCS RBRF

50BF I>BF

SMB RREC

79 5(0→1)


BDC GAPC

87B

GUID-7EF9DAD6-8ED2-4C77-8030-0A63AED769EC V2 ES


3.1.8 Descripción del paquete monofásico B31

Versión monofásica del IED con dos zonas de protección diferencial de bajaimpedancia y veinticuatro entradas de TC B31.



• El IED está diseñado para aplicaciones de protección de barras en grandessubestaciones, en las que se necesita selección dinámica de zonas, una cantidadbastante grande de entradas y salidas binarias, y muchas entradas de los TC. ElIED incluye dos zonas diferenciales y veinticuatro entradas de TC. Observe quelas entradas binarias se pueden compartir entre fases mediante la inclusión delmódulo de comunicación LDCM. Eso simplifica el cableado del armario y ahorratarjetas de E/S.

• Esta versión puede utilizarse con transformadores de corriente de sumamonofásicos o trifásicos, auxiliares y externos, con diferente relación de espiraspara cada fase.



REB670(B20-X01) / REB670(B21-X01) /

REB670(B31-X01)FASE L3

L3REB670(B20-X01) / REB670(B21-X01) /


REB670(B20-X01) / REB670(B21-X01) /


REB670(B20-X01) / REB670(B21-X01) /


L3REB670(B20-X01) / REB670(B21-X01) /


REB670(B20-X01) / REB670(B21-X01) /


ZA ZB

QA1

QB1

QA1

QB1

QA1

QB1

QA1

QB1LÓGICA HW

LÓGICA CA

LÓGICA CA

BZNS PDIF

87B Id/I

BUS PTRC

87B Id/I

BZNS PDIF

87B Id/I


PH4S PTOC

51 I>

CCS RBRF

50BF I>BF

SMB RREC

79 0→1


SWS GGIO

BUS PTRC

87B Id/I

BUS PTRC

87B Id/I

VERSIÓN DE REB670

CANTIDAD DE LÍNEAS EN

AMBAS SECCIONES DE

BARRA


disposición de estación simple 12 AI22*


disposición de estación simple 12 AI22*


CANTIDAD DE REB670

NECESARIOS POR EL

ESQUEMA

6

6


disposición de estación simple 24 AI46* 6

QB1 QB2

QA1

BCZS PDIF

87B Id/I

BZIS GGIO

87B Id/I

C MMXU

MET I

DRP RDRE

DFR/SER DR

BCZS PDIF

87B Id/I

BZIS GGIO

87B Id/I

C MMXU

MET I

DRP RDRE

DFR/SER DR

BUS PTRC

87B Id/I


GUID-2F3E344A-450E-4A54-8F09-D242B7890D9F V1 ES




REB670(B21-X02)/REB670(B31-X02)- FASE L3


QB1

QB2

QA1

QB1

QB2

QA1

QB1

QB2

QA1

QB1

QB2

QA1

ZA

ZB

1

2

2

N

2

1


BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BZIS GGIO

87B Id/I

BUS PTRC

87B Id/I

BCZS PDIF

87B Id/I

BZNS PDIF

87B Id/I

BZNS PDIF

87B Id/I


PH4S PTOC

51 I>

CCS RBRF

50BF I>BF

SMB RREC

79 5(0→1)


BDC GAPC

87B

N

N

VERSIÓN DE REB670 CANTIDAD DE LÍNEAS EN LA

ESTACIÓN (SIN CONTAR LA BAHÍA DE ACOPLAMIENTO DE BARRAS)

REB670(B21 –X02) monofásico, 12 bahías, 2 zonas para estaciones con dos barras 12AI

11*



ESQUEMA

3

REB670(B31 –X02) monofásico, 24 bahías, 2 zonas para estaciones con dos barras 24AI

23* 3

BUS PTRC

87B Id/I

BUS PTRC

87B Id/I

C MMXU

MET I

DRP RDRE

DFR/SER DR

C MMXU

MET I

C MMXU

MET I

GUID-5FC5E7AF-235D-405F-8B02-2CC2B3737663 V2 ES




QB1

QB2

QA1

QB1

QB2

QA1

QB1

QB2

QA1

QB1

QB2

QA1

ZA

ZB

1

2

2N

2

1


BZIS GGIO

87B Id/I

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

PH4S PTOC

51 I>

CCS RBRF

50BF I>BF

PH4S PTOC

51 I>

CCS RBRF

50BF I>BF

BCZS PDIF

87B Id/I

BUS PTRC

87B Id/I

BUS PTRC

87B Id/I

BUS PTRC

87B Id/I

BZNS PDIF

87B Id/I

BZNS PDIF

87B Id/I

SMB RREC

79 5(0→1)


BDC GAPC

87B

N

N




CCS RBRF

50BF I>BF

PH4S PTOC

51 I>

VERSIÓN DE REB670CANTIDAD DE LÍNEAS EN LA

ESTACIÓN (SIN CONTAR LA BAHÍA DE ACOPLAMIENTO DE BARRAS)

REB670(B21 – X03) 1 trifásico, 12 bahías, 2 zonas para estaciones con dos barras con protección de fallo del interruptor y protección de falla del extremo 12AI

11*



ESQUEMA

3

REB670(B31 – X03) 1 trifásico, 24 bahías, 2 zonas para estaciones con dos barras con protección de fallo del interruptor y protección de falla del extremo 12AI

23* 3

DRP RDRE

DFR/SER DR

C MMXU

MET I

C MMXU

MET I

C MMXU

MET I

GUID-86CF302C-50E3-42A9-ADE5-FE7BE0294893 V2 ES




Sección 4 Entradas analógicas

4.1 Entradas analógicas

4.1.1 Introducción

Los canales de entradas analógicas deben configurarse y ajustarse adecuadamente afin de obtener resultados de medición correctos y operaciones de protecciónadecuadas. Para la medición de la potencia y para todas las funciones direccionales ydiferenciales, las direcciones de las corrientes de entrada deben definirse para reflejarla forma con la que se instalan/conectan los transformadores de corriente en campo(conexiones primarias y secundarias). Los algoritmos de medición y protección delIED utilizan cantidades del sistema primario. Los valores de ajuste también soncantidades primarias, y es importante ajustar adecuadamente los datos de lostransformadores de corriente y de tensión conectados.

Puede definirse una referencia PhaseAngleRef para facilitar la lectura de los valoresde servicio. Este ángulo de fase de los canales analógicos siempre está fijado en cerogrados, y cualquier otra información sobre el ángulo se muestra en relación con estaentrada analógica. Durante las pruebas y puesta en servicio del IED, el canal dereferencia puede cambiarse para facilitar la lectura de los valores de las pruebas yservicios.

La disponibilidad de las entradas del TT depende del tipo de módulode entrada de transformador pedido (TRM).

4.1.2 Directrices de ajuste

Los parámetros de ajuste disponibles relacionados con las entradasanalógicas dependen del hardware real (TRM) y de la configuraciónde lógica establecida en el PCM600.

4.1.2.1 Ajuste del canal de referencia de fase

Todos los ángulos de fase están calculados en relación con una referencia definida. Seselecciona y utiliza un canal de entrada analógico adecuado como referencia de fase.El parámetro PhaseAngleRef define el canal analógico que se utiliza como referenciadel ángulo de fase.

1MRK 505 302-UES - Sección 4Entradas analógicas


EjemploEl ajuste PhaseAngleRef=10 se debe utilizar cuando una tensión de fase a tierra (porlo general la tensión L1 fase a tierra conectada al canal de TT número 10 de la tarjetaanalógica) se selecciona como fase de referencia.

Ajuste de los canales de corrienteLa dirección de una corriente hacia el IED depende de la conexión del TC. A menosque se indique de otra forma, se supone que los TC principales estarán conectados enestrella y pueden conectarse con el punto de conexión a tierra hacia o desde el objeto.Esta información debe ajustarse en el IED. La convención de la direccionalidad sedefine de la siguiente manera: Un valor positivo de corriente, potencia, etc., significaque la cantidad tiene la dirección hacia el objeto, y un valor negativo significa que ladirección es desde el objeto. Para las funciones direccionales, la dirección hacia elobjeto se define como Hacia delante y la dirección desde el objeto se define comoHacia atrás. Consulte la figura 13

Un valor positivo de la corriente, potencia, etc., (hacia delante) significa que lacantidad tiene la dirección hacia el objeto. - Un valor negativo de la corriente,potencia, etc., (hacia atrás) significa una dirección desde el objeto. Consulte la figura13.

Protected Object

Line, transformer, etc

ForwardReverse

Definition of direction

for directional functions

Measured quantity is

positive when flowing

towards the object

e.g. P, Q, I

ReverseForward

Definition of direction

for directional functions

e.g. P, Q, I

Measured quantity is

positive when flowing

towards the object

Set parameter

CTStarPoint

Correct Setting is

"ToObject"

Set parameter

CTStarPoint

Correct Setting is

"FromObject"

en05000456.vsd

Definición de la dirección de funciones direccionales

Definición de la dirección de funciones direccionales

Hacia atrás Hacia atrásHacia delante Hacia delante

Objeto protegido: Línea,

transformador, etc.

La cantidad medida

es positiva cuando

circula hacia el objeto

La cantidad medida

es positiva cuando

circula hacia el objeto

Ajustar parámetro CTStarPoint. El

ajuste correcto es "ToObject"

Ajustar parámetro CTStarPoint. El

ajuste correcto es "FormObject"

ej., P, Q, I ej., P, Q, I

IEC05000456 V1 ES

Figura 13: Convención interna de la direccionalidad en el IED

Con el ajuste correcto de la dirección del TC primario, CTStarPoint ajustado aFromObject o ToObject, siempre fluye una cantidad positiva hacia el objeto, y unadirección definida como "hacia delante" siempre está mirando hacia el objeto. Lossiguientes ejemplos demuestran este principio.

Ejemplo 1Dos IED utilizados para la protección de dos objetos.

Sección 4 1MRK 505 302-UES -Entradas analógicas


Protección del

transformador

Transformador

Línea

Línea

Ajuste de la entrada de

corriente: Ajuste el

parámetro CTStarPoint

con Transformador

como objeto de

referencia. El ajuste

correcto es “ToObject”

Hacia delanteHacia atrás

Definición de la dirección

de funciones direccionales

Protección de línea




con Transformador

como objeto de






con Línea como objeto

de referencia. El ajuste

correcto es

“FromObject”


IsIs

Ip Ip Ip

IED IED

IEC05000753 V2 ES

Figura 14: Ejemplo de cómo ajustar los parámetros del punto de estrella del TCen el IED

La figura 14 muestra el caso normal donde los objetos tienen sus propios TC. Losajustes para la dirección del TC deben realizarse de acuerdo con la figura. Paraproteger la línea, la dirección de las funciones direccionales de la protección de líneadebe ajustarse a Forward. Esto significa que la protección mira hacia la línea.

Ejemplo 2Dos IED utilizados para la protección de dos objetos y para compartir un TC.



Protección del

transformador

Transformador

Línea




con Transformador

como objeto de




Definición de la dirección

de funciones direccionales





con Transformador

como objeto de






con Línea como objeto

de referencia. El ajuste

correcto es

“FromObject”

IED IED

IEC05000460 V2 ES

Figura 15: Ejemplo de cómo ajustar los parámetros del punto de estrella del TC en el IED

Este ejemplo es similar al ejemplo 1, aunque aquí el transformador alimenta solo unalínea, y la protección de línea utiliza el mismo TC que la protección del transformador.La dirección del TC se ajusta con diferentes objetos de referencia para los dos IED; sinembargo, es la misma corriente del mismo TC la que alimenta a ambos IED. Con estosajustes, las funciones direccionales de la protección de línea deben ajustarse a Haciadelante para mirar hacia la línea.

Ejemplo 3Un IED utilizado para proteger dos objetos.



Protección de

transformador

y línea

Transformador

Línea

Ajuste de la entrada de corriente:

Ajuste el parámetro CTStarPoint con

Transformador como objeto de referencia.

El ajuste correcto es “ToObject”

Hacia atrásHacia delante

Definición de la

dirección de funciones

direccionales de línea

Ajuste de la entrada de corriente:




IED

IEC05000461 V2 ES


En este ejemplo, un IED incluye tanto la protección de transformador como laprotección de línea, y la protección de línea utiliza el mismo TC que la protección detransformador. La dirección del TC para los dos canales de entrada de la corriente seajusta con el transformador como objeto de referencia. Esto significa que la direcciónForward de la protección de línea mira hacia el transformador. Para mirar hacia lalínea, la dirección de las funciones direccionales de la protección de línea debeajustarse a Reverse. La dirección Forward/Reverse está relacionada con el objeto dereferencia que, en este caso, es el transformador.

Cuando una función se ajusta a Reverse y debe proteger un objeto en dirección haciaatrás, recuerde que algunas funciones direccionales no son simétricas en cuanto alalcance en dirección hacia delante y hacia atrás. En primer lugar, es el alcance de loscriterios direccionales el que puede variar. Por lo general, esto no representa ningunalimitación, aunque se aconseja recordarlo y verificar si es aceptable para la aplicaciónen cuestión.

Si el IED tiene la cantidad suficiente de entradas de corriente analógicas, una soluciónalternativa se muestra en la figura 17. Se alimentan las mismas corrientes a dos gruposseparados de entradas, y las funciones de protección de línea y de transformador seconfiguran para las diferentes entradas. La dirección del TC de los canales de corrientepara la protección de línea se ajusta con la línea como objeto de referencia, y las



funciones direccionales de la protección de línea deben ajustarse a Forward paraproteger la línea.

Protección de

transformador

y línea

Transformador

Línea


corriente

para funciones de transformador:





Definición de la

dirección de funciones

direccionales de línea


corriente

para funciones de transformador:





corriente

para funciones de línea:

Ajuste el parámetro

CTStarPoint con

Línea como

objeto de referencia.

El ajuste correcto es

“FromObject”

IED

IEC05000462 V2 ES




Protección

de barras

Barra

2

2

1

en06000196.vsd

IED

1

IEC06000196 V2 ES


Para la protección de la barra, los parámetros CTStarPoint pueden ajustarse de dosformas.

La primera solución consiste en utilizar la barra como objeto de referencia. En esecaso, para todas las entradas del TC marcadas con 1 en la figura 18, ajuste CTStarPoint= ToObject, y para todas las entradas del TC marcadas con 2 de la figura 18, ajusteCTStarPoint = FromObject.

La segunda solución consiste en utilizar todas las bahías conectadas como objetos dereferencia. En ese caso, para todas las entradas del TC marcadas con 1 en la figura 18,ajuste CTStarPoint = FromObject, y para todas las entradas del TC marcadas con 2 dela figura 18, ajuste CTStarPoint = ToObject.



Independientemente de cuál de estas dos opciones se seleccione, la proteccióndiferencial de barras funciona de manera correcta.

También deben ajustarse las relaciones del TC principal. Esto se realiza ajustando losdos parámetros CTsec y CTprim para cada canal de corriente. Para un TC de 1000/1A, debe utilizarse el siguiente ajuste:

• CTprim = 1000 (valor en A)• CTsec =1 (valor en A).

Ejemplos de cómo conectar, configurar y ajustar las entradas del TCpara las conexiones de TC más utilizadasLa figura 19 define la marcación de los terminales de transformadores de corriente quese utiliza habitualmente en todo el mundo:

En el bloque funcional SMAI, tiene que realizar el ajuste si el bloqueSMAI estuviera midiendo la corriente o tensión. Esto se realiza con elparámetro: AnalogInputType: Corriente/tensión. ConnectionType:fase-fase/fase-tierra y GlobalBaseSel.

ISec

I Pri

S1 (X1)

P1(H1)

P2(H2)

S2 (X2)

P2(H2)

P1(H1)

x x

a) b) c)

en06000641.vsd

S2 (X2) S1 (X1)

IEC06000641 V1 ES

Figura 19: Marcaciones comúnmente utilizadas en terminales de los TC

Donde:

a) es el símbolo y marcación de terminales que se utilizan en este documento. Los terminalesmarcados con un cuadrado indican los terminales de devanados primarios y secundarios quetienen la misma polaridad (es decir, positiva)

b) y c) son símbolos y marcación de terminales equivalentes que se utilizan en la norma IEC (ANSI)para TC. Tenga en cuenta que para estos dos casos, la marcación de la polaridad del TC escorrecta.



Debe tenerse en cuenta que en función de las normas y prácticas de las compañíaseléctricas nacionales, la corriente nominal secundaria de un TC suele tener uno de lossiguientes valores:

• 1A• 5A

Sin embargo, en algunos casos también se utilizan las siguientes corrientes nominalessecundarias:

• 2A• 10A

El IED es totalmente compatible con todos estos valores nominales secundarios.

Se recomienda:

• utilizar una entrada de TC nominal de 1A en el IED para conectarel TC con corrientes nominales secundarias de 1A y 2A

• utilizar una entrada de TC nominal de 5A en el IED para conectarel TC con corrientes nominales secundarias de 5A y 10A

Ejemplo sobre cómo conectar un juego de TC trifásicos conectados enestrella en el IEDLa figura 20 proporciona un ejemplo sobre el cableado de un juego de TC trifásicosconectados en estrella en el IED. También presenta una descripción general de lasacciones que deben realizarse para que esta medición esté disponible para lasfunciones de protección y control incorporadas dentro del IED.

Para conocer las designaciones correctas de terminales, consulte losdiagramas de conexiones válidos para el IED entregado.



L1IL

1

IL2

IL3

L2 L3

Objeto protegido

TC 600/5 conectado en

estrella

IL1

IL2

IL3

IED


1 2

3

4

SMAI_20_2

BLOCK

REVROT

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

5

IEC13000002 V3 ES

Figura 20: Un juego de TC trifásicos conectados en estrella con el punto de estrella hacia el objeto protegido

Donde:

1) El dibujo muestra cómo conectar tres corrientes de fase individuales desde un TC trifásicoconectado en estrella a las tres entradas del TC del IED.

2) Las entradas de corriente se ubican en los módulos TRM. Recuerde que para todas estasentradas de corriente deben introducirse los siguientes valores de ajuste para el ejemplomostrado en la figura 20.'

• CTprim=600A• CTsec=5A• CTStarPoint=ToObject

Dentro del IED solo se utiliza la relación entre los dos primeros parámetros. El tercerparámetro (CTStarPoint=ToObject), tal y como está ajustado en este ejemplo, no provocaningún cambio en las corrientes medidas. En otras palabras, las corrientes ya están medidashacia el objeto protegido.




3) Estas tres conexiones son los vínculos entre las tres entradas de corriente y los tres canalesde entrada del bloque funcional de preprocesamiento 4). Dependiendo del tipo de funcionesque necesitan esta información de corriente, se pueden conectar varios bloques depreprocesamiento en paralelo con las mismas tres entradas físicas del TC.

4) El bloque de preprocesamiento tiene la tarea de filtrar las entradas analógicas conectadas demanera digital y calcular:

• los fasores de frecuencia fundamental para los tres canales de entrada• el contenido de los armónicos para los tres canales de entrada• las cantidades de secuencia positiva, negativa y cero utilizando los fasores de

frecuencia fundamental para los tres primeros canales de entrada (donde el canal unose utiliza como referencia para las cantidades de secuencia)

Posteriormente, estos valores ya calculados están disponibles para todas las funciones deprotección y control incorporadas en el IED, que están conectadas a este bloque funcional depreprocesamiento. Para esta aplicación, la mayoría de los ajustes de preprocesamientopueden dejarse como los valores predeterminados.Si se requiere seguimiento y compensación de la frecuencia (por lo general, estacaracterística solo es necesaria para los IED instalados en las centrales eléctricas), entonceslos parámetros de ajuste DFTReference deben ajustarse según corresponda.La sección SMAI de este manual ofrece información sobre el seguimiento de frecuenciaadaptativa para la matriz de señales de entradas analógicas (SMAI).

5) AI3P en el bloque funcional SMAI es una señal agrupada que contiene todos los datos sobrelas fases L1, L2, L3 y cantidad del neutro; en particular, puede disponer de los datos sobrefasores de frecuencia fundamental, contenido de armónicos y cantidades de secuenciapositiva, negativa y cero.AI1, AI2, AI3, AI4 son las señales de salida del bloque funcional SMAI que contienen losfasores de frecuencia fundamental y el contenido de armónicos de los canales de entradacorrespondientes del bloque funcional de preprocesamiento.AIN es la señal que contiene los fasores de frecuencia fundamental y el contenido dearmónicos de la cantidad del neutro; estos datos se calculan mediante el bloque funcional depreprocesamiento en función de las entradas GRPL1, GRPL2 y GRPL3.

Otra alternativa es que el punto de estrella del TC trifásico esté ajustado tal y como semuestra en la figura siguiente:



L1IL

1

IL2

IL3

L2 L3

Objeto protegido

TC 800/1conectado en

estrella

IL1

IL2

IL3

IED


4

1

2

3

SMAI_20_2

BLOCK

REVROT

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

5

IEC11000026 V3 ES

Figura 21: Un juego de TC trifásicos conectados en estrella con su punto de estrella desde el objeto protegido

En el ejemplo del caso de la figura 21, todo se realiza de forma similar que en elejemplo descrito anteriormente (figura 20). La única diferencia es el ajuste delparámetro CTStarPoint de las entradas de corriente utilizadas en el TRM (elemento 2de la figura):

• CTprim=600A• CTsec=5A• CTStarPoint=FromObject

Dentro del IED solo se utiliza la relación entre los dos primeros parámetros. El tercerparámetro, tal y como se ajusta en este ejemplo, negará las corrientes medidas paraasegurarse de que las corrientes se midan hacia el objeto proyectado dentro del IED.

Una tercera alternativa consiste en que la corriente residual/neutro del juego de TCtrifásicos se conecte al IED tal y como se muestra en la figura siguiente.



78

9101112

12

34

56

L1IL

1

IL2

IL3

L2 L3

TC 800/1 conectado en

estrellaIL1

IL2

IL3

AI 01 (I)

AI 02 (I)

AI 03 (I)

AI 04 (I)

AI 05 (I)

AI 06 (I)

IR

IED

1

3

4

2

5


6

SMAI2

BLOCK AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

^GRP2L2

^GRP2L1

^GRP2L3

^GRP2N

Objeto protegido

IEC06000644 V3 ES

Figura 22: Juego de TC trifásicos conectados en estrella con su punto de estrella desde el objeto protegidoy la corriente residual/neutro conectada al IED

Donde:

1) El dibujo muestra cómo conectar tres corrientes de fase individuales desde un TC trifásicoconectado en estrella a las tres entradas del TC del IED.

2) muestra cómo conectar la corriente residual/neutro del TC trifásico a la cuarta entrada delIED. Debe tenerse en cuenta que si no se realiza esta conexión, el IED calcula esta corrientede manera interna mediante la suma vectorial de las tres corrientes de fase individuales.

3) es el TRM donde se encuentran estas entradas de corriente. Recuerde que para todas estasentradas de corriente deben introducirse los siguientes valores de ajuste.

• CTprim=800A• CTsec=1A• CTStarPoint=FromObject• ConnectionType=Ph-N

Dentro del IED solo se utiliza la relación entre los dos primeros parámetros. El tercerparámetro, tal como está ajustado en este ejemplo, no tiene ninguna influencia en lascorrientes medidas (es decir, las corrientes ya están medidas hacia el objeto protegido).

4) son tres conexiones realizadas en la herramienta de matriz de señales (SMT), herramientade configuración de aplicaciones (ACT), que conecta estas tres entradas de corriente a losprimeros tres canales de entrada del bloque funcional de preprocesamiento 6). Dependiendodel tipo de funciones que necesitan esta información de corriente, se puede conectar más deun bloque de preprocesamiento en paralelo con estas tres entradas del TC.




5) es una conexión realizada en la herramienta de matriz de señales (SMT), herramienta deconfiguración de aplicaciones (ACT), que conecta la entrada de corriente residual/neutro alcuarto canal de entrada del bloque funcional de preprocesamiento 6). Tenga en cuenta queesta conexión no debe establecerse en la SMT si la corriente residual/neutro no estáconectada al IED. En ese caso, el bloque de preprocesamiento la calcula mediante la sumavectorial de las tres corrientes de fase individuales.

6) es un bloque de preprocesamiento que tiene la tarea de filtrar las entradas analógicasconectadas de manera digital y calcular:

• fasores de frecuencia fundamental para los cuatro canales de entrada• el contenido de los armónicos para los cuatro canales de entrada• las cantidades de secuencia positiva, negativa y cero utilizando los fasores de


Posteriormente, estos valores ya calculados están disponibles para todas las funciones deprotección y control incorporadas en el IED, que están conectadas a este bloque funcional depreprocesamiento en la herramienta de configuración. Para esta aplicación, la mayoría delos ajustes de preprocesamiento pueden dejarse como los valores predeterminados.Si se requiere seguimiento y compensación de la frecuencia (por lo general, estacaracterística solo es necesaria para los IED instalados en las centrales de generación),entonces los parámetros de ajuste de DFTReference deben ajustarse según corresponda.

Ejemplo de cómo conectar un juego de TC trifásicos conectados entriángulo al IEDLa figura 23 muestra un ejemplo de cómo conectar un juego de TC trifásicosconectados en triángulo al IED. Ofrece una descripción general de las acciones quedebe completar el usuario para que esta medición esté disponible para las funciones deprotección y control incorporadas dentro del IED.




L1

IL1

IL2

IL3

L2 L3

Objeto protegido

IED

TC

600/5

conect

ado

en triángul

o D

AB

IL1-IL2

IL2-IL3

IL3-IL1

1

2

3

4


SMAI_20

IEC11000027 V2 ES

Figura 23: Juego de TC trifásicos conectados en triángulo DAB



Donde:

1) muestra cómo conectar tres corrientes de fase individuales de un juego de TC trifásicosconectados en triángulo a tres entradas de TC del IED.

2) es el TRM donde se encuentran estas entradas de corriente. Recuerde que para todas estasentradas de corriente deben introducirse los siguientes valores de ajuste.CTprim=600ACTsec=5A

• CTStarPoint=ToObject• ConnectionType=Ph-Ph

3) son tres conexiones realizadas en la herramienta de matriz de señales (SMT), herramientade configuración de aplicaciones (ACT), que conectan estas tres entradas de corriente a losprimeros tres canales de entrada del bloque funcional 4 de preprocesamiento). Dependiendodel tipo de funciones que necesitan esta información de corriente, se pueden conectar variosbloques de preprocesamiento en paralelo con estas tres entradas del TC.


• los fasores de frecuencia fundamental para los tres canales de entrada• el contenido de los armónicos para los tres canales de entrada• las cantidades de secuencia positiva, negativa y cero utilizando los fasores de


Posteriormente, estos valores ya calculados están disponibles para todas las funciones deprotección y control incorporadas en el IED, que están conectadas a este bloque funcional depreprocesamiento. Para esta aplicación, la mayoría de los ajustes de preprocesamientopueden dejarse como los valores predeterminados.Si se requiere seguimiento y compensación de la frecuencia (por lo general, estacaracterística solo es necesaria para los IED instalados en las centrales de generación),entonces los parámetros de ajuste DFTReference deben ajustarse según corresponda.

Otra alternativa consiste en utilizar el juego de TC conectados en triángulo tal y comose muestra en la figura 24:



L1

IL1

IL2

IL3

L2 L3

Objeto protegido

IED

TC

800/1

conect

ado e

n

triá

ngulo

DC

A

IL3-IL2

IL2-IL1

IL1-IL3

2

3

4


SMAI_20

IEC11000028 V2 ES

Figura 24: Juego de TC trifásicos conectados en triángulo DAC

En este caso, todo se hace de manera similar al ejemplo anterior, excepto que paratodas las entradas de corriente utilizadas en el TRM, deben introducirse los siguientesparámetros de ajuste:

CTprim=800A

CTsec=1A

• CTStarPoint=ToObject• ConnectionType=Ph-Ph

Es importante tener en cuenta las referencias en SMAI. Ya que se espera que lasentradas en Ph-Ph sean L1L2, L2L3, respectivamente, L3L1 tendrá que inclinarse180º ajustando ToObject.

Ejemplo de cómo conectar un TC monofásico al IEDLa figura 25 muestra un ejemplo de cómo conectar el TC monofásico al IED. Ofreceuna descripción general de las acciones que debe completar el usuario para que estamedición esté disponible para las funciones de protección y control incorporadasdentro del IED.




Objeto protegido

L1 L2 L3

IED

INP

INS

INS

2


4

3

TC

10

00

/1

a)

b)

(+)

(+)

(-)

(-)(+)

(-)

1 SMAI_20_2

BLOCK

REVROT

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

IEC11000029 V3 ES

Figura 25: Conexiones para una entrada de TC monofásico

Donde:

1) muestra cómo conectar una entrada de TC monofásico al IED.

2) es el TRM donde se encuentran estas entradas de corriente. Recuerde que para todasestas entradas de corriente deben introducirse los siguientes valores de ajuste.Para la conexión (a) que se muestra en la figura 25:CTprim = 1000 ACTsec = 1ACTStarPoint=ToObject Para la conexión (b) que se muestra en la figura 25:CTprim = 1000 ACTsec = 1ACTStarPoint=FromObject

3) muestra la conexión realizada en la herramienta SMT, que conecta esta entrada del TCal cuarto canal de entrada del bloque funcional de preprocesamiento 4).

4) es un bloque de preprocesamiento que tiene la tarea de filtrar las entradas analógicasconectadas de manera digital y calcular valores. Posteriormente, estos valores yacalculados están disponibles para todas las funciones de protección y controlincorporadas en el IED, que están conectadas a este bloque funcional depreprocesamiento.Si se requiere seguimiento y compensación de la frecuencia (por lo general, estacaracterística solo es necesaria para IED instalados en las centrales eléctricas), entonceslos parámetros de ajuste DFTReference deben ajustarse según corresponda.



Ajuste de los canales de tensiónComo el IED utiliza cantidades del sistema primario, el IED debe conocer lasrelaciones del TT principal. Esto se realiza ajustando los dos parámetros VTsec yVTprim para cada canal de tensión. El valor de fase a fase puede utilizarse inclusocuando cada canal está conectado a una tensión de fase a tierra desde el TT.

EjemploTenga en cuenta un TT con los siguientes datos:

132 1103 3kV V

EQUATION2016 V1 ES (Ecuación 1)

Se debe utilizar el siguiente ajuste: VTprim=132 (valor en kV) VTsec=110 (valor enV)

Ejemplos de cómo conectar, configurar y ajustar las entradas del TT enlas conexiones de TT más utilizadasLa figura 26 define la marcación de los terminales de transformadores de tensión quese utiliza habitualmente en todo el mundo:

A(H1)

B(H2)

b(X2)

a(X1)

A(H1)

N(H2)

n(X2)

a(X1)

b) c)

A(H1)

N(H2)

dn(X2)

da(X1)

d)

UPri

+ +USec

a)

en06000591.vsd

IEC06000591 V1 ES

Figura 26: Marcaciones habitualmente utilizadas en terminales de TT

Donde:

a) es el símbolo y marcación de terminales que se utilizan en este documento. Los terminalesmarcados con un cuadrado indican los terminales de devanados primarios y secundariosque tienen la misma polaridad (positiva)

b) es el símbolo y marcación de terminales equivalentes que se utilizan en la norma IEC (ANSI)para TT conectados de fase a tierra

c) es el símbolo y marcación de terminales equivalentes que se utilizan en la norma IEC (ANSI)para TT conectados en triángulo abierto

d) es el símbolo y marcación de terminales equivalentes que se utilizan en la norma IEC (ANSI)para TT conectados de fase a fase

Debe tenerse en cuenta que dependiendo de las normas y prácticas de las compañíaseléctricas nacionales, la tensión nominal secundaria de un TT suele tener uno de lossiguientes valores:



• 100 V• 110 V• 115 V• 120 V• 230 V

El IED es totalmente compatible con todos estos valores y la mayoría de ellos semuestran en los siguientes ejemplos.

Ejemplos sobre cómo conectar al IED un TT conectado trifásico a tierraLa figura 27 muestra un ejemplo sobre cómo conectar al IED un TT conectadotrifásico a tierra. También presenta una descripción general de las acciones que deberealizar el usuario para que esta medición esté disponible para las funciones deprotección y control incorporadas dentro del IED.


19

20

21

22

23

24

13

14

15

16

17

18

L1

AI07 (I)

AI08 (U)

AI09 (U)

AI10 (U)

AI11 (U)

AI12 (U)

IED L2

L3

66

3110

3

kV

V

1

3

2

66

3110

3

kV

V

66

3110

3

kV

V

.

5


SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

4

#No utilizado

IEC06000599 V3 ES

Figura 27: Un TT con conexión trifásica a tierra



Donde:

1) muestra cómo conectar tres tensiones secundarias de fase a tierra a tres entradas de TTen el IED

2) es el TRM donde se encuentran estas tres entradas de tensión. Para estas tres entradasde tensión deben introducirse los siguientes valores de ajuste:VTprim =66 kVVTsec = 110 VDentro del IED, solo se utiliza la relación entre estos dos parámetros. Debe tenerse encuenta que la relación de los valores introducidos se corresponde exactamente con larelación de un TT individual.

6666 3

1101103

=


3) son tres conexiones realizadas en la herramienta de matriz de señales (SMT), queconectan estas tres entradas de tensión a los tres primeros canales de entrada del bloquefuncional de preprocesamiento 5). Dependiendo del tipo de funciones que necesitan estainformación de tensión, se puede conectar más de un bloque de preprocesamiento enparalelo con estas tres entradas del TT.

4) muestra que en este ejemplo el cuarto canal de entrada (es decir, el residual) del bloquede preprocesamiento no está conectado en la herramienta SMT. Por lo tanto, el bloque depreprocesamiento calcula automáticamente 3Uo mediante la suma vectorial de las trestensiones de fase a tierra conectadas a los tres primeros canales de entrada del mismobloque de preprocesamiento. Alternativamente, el cuarto canal de entrada se puedeconectar a la entrada del TT conectado en triángulo abierto, tal y como se observa en lafigura 29.


• los fasores de frecuencia fundamental para los cuatro canales de entrada• el contenido de los armónicos para los cuatro canales de entrada• las cantidades de secuencia positiva, negativa y cero utilizando los fasores de

frecuencia fundamental para los tres primeros canales de entrada (donde el canaluno se utiliza como referencia para las cantidades de secuencia)

Posteriormente, estos valores ya calculados están disponibles para todas las funcionesde protección y control incorporadas en el IED, que están conectadas a este bloquefuncional de preprocesamiento en la herramienta de configuración. Para esta aplicación,la mayoría de los ajustes de preprocesamiento pueden dejarse como los valorespredeterminados. Sin embargo, los siguientes ajustes deben realizarse tal y como semuestra a continuación:UBase=66 kV (es decir, la tensión nominal de fase a fase)Si se requiere seguimiento y compensación de la frecuencia (por lo general, estacaracterística solo es necesaria para los IED instalados en las centrales de generación),entonces los parámetros de ajuste DFTReference deben ajustarse según corresponda.

Ejemplo de cómo conectar un TT conectado de fase a fase al IEDLa figura 28 muestra un ejemplo sobre cómo conectar un TT conectado de fase a faseal IED. Ofrece una descripción general de las acciones que debe completar el usuariopara que esta medición esté disponible para las funciones de protección y controlincorporadas dentro del IED. Debe tenerse en cuenta que esta conexión del TT solo seutiliza para niveles de tensión bajos (es decir, una tensión nominal primaria inferior a40 kV).



19

20

21

22

23

24

13

14

15

16

17

18

L1

AI 07 (I)

AI 08 (U)

AI 09 (U)

AI 10 (U)

AI 11 (U)

AI 12 (U)

IED

L2

L3

13,8120

kVV

1

2

3

#No utilizado

13,8120

kVV

.

5


4

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1 (L1L2)

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

^GRP2L2 (L2L3)

^GRP2L3 (L3L1)

^GRP2N

IEC06000600 V4 ES

Figura 28: Un TT bifásico con conexión fase a fase

Donde:

1) muestra cómo conectar el lado secundario de un TT de fase a fase a las entradas de TT enel IED

2) es el TRM donde se encuentran estas tres entradas de tensión. Recuerde que para estastres entradas de tensión deben introducirse los siguientes valores de ajuste:VTprim=13,8 kVVTsec=120 VTenga en cuenta que dentro del IED solo se utiliza la relación entre estos dos parámetros.




3) son tres conexiones realizadas en la herramienta de matriz de señales (SMT), herramientade configuración de aplicaciones (ACT), que conecta estas tres entradas de tensión a los tresprimeros canales de entrada del bloque funcional de preprocesamiento 5). Dependiendo deltipo de funciones que necesitan esta información de tensión, se puede conectar más de unbloque de preprocesamiento en paralelo con estas tres entradas del TT.

4) muestra que en este ejemplo el cuarto canal de entrada (es decir, el residual) del bloque depreprocesamiento no está conectado en la SMT. Nota. Si los parámetros UL1, UL2, UL3, UNdeben utilizarse, el triángulo abierto debe conectarse aquí

5) el bloque de preprocesamiento tiene la tarea de filtrar las entradas analógicas conectadas demanera digital y calcular:



Posteriormente, estos valores ya calculados están disponibles para todas las funciones deprotección y control incorporadas en el IED, que están conectadas a este bloque funcional depreprocesamiento en la herramienta de configuración. Para esta aplicación, la mayoría delos ajustes de preprocesamiento pueden dejarse como los valores predeterminados. Sinembargo, los siguientes ajustes deben realizarse tal y como se muestra a continuación:ConnectionType=Ph-PhUBase=13,8 kVSi se requiere seguimiento y compensación de la frecuencia (por lo general, estacaracterística solo es necesaria para los IED instalados en las centrales de generación),entonces los parámetros de ajuste DFTReference deben ajustarse según corresponda.

Ejemplo sobre cómo conectar un TT conectado en triángulo abierto alIED para redes conectadas a tierra de alta impedancia o no conectadasa tierraLa figura 29 proporciona un ejemplo sobre el cableado de un TT conectado entriángulo abierto con el IED para sistemas de potencia conectados a tierra de altaimpedancia o no conectados a tierra. Debe tenerse en cuenta que este tipo de conexiónde TT presenta una tensión secundaria proporcional a 3U0 en el IED.

En el caso de una falta a tierra directa cercana a la ubicación del TT, el valor primariode 3Uo es igual a:

3 0 3 3Ph Ph Ph NU U U- -= × = ×EQUATION1921 V3 EN (Ecuación 3)

La tensión primaria nominal de un TT conectado en triángulo abierto siempre es iguala UPh-E. Los devanados secundarios del TT conectados en serie de tres proporcionanuna tensión secundaria igual al triple de la relación del devanado secundario del TTindividual. Por lo tanto, los devanados secundarios de los TT conectados en triánguloabierto suelen tener una tensión secundaria nominal igual a un tercio de la tensiónsecundaria nominal del TT de fase a fase (110/3 V en el caso de este ejemplo).

La figura 29 también presenta una descripción general de las acciones que debecompletar el usuario para que esta medición esté disponible para las funciones deprotección y control incorporadas dentro del IED.



19

20

21

22

23

24

13

14

15

16

17

18

L1

AI07 (I)

AI08 (U)

AI09 (U)

AI10 (U)

AI11 (U)

AI12 (U)

IED L2

L3

6.6

3110

3

kV

V

+3Uo

6.6

3110

3

kV

V

6.6

3110

3

kV

V

1

2

4

3

5


SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

# No utilizado

# No utilizado

# No utilizado

IEC06000601 V3 ES

Figura 29: TT conectado en triángulo abierto en sistema de potencia conectado a tierra de alta impedancia



Donde:

1) muestra cómo conectar el lado secundario del TT conectado en triángulo abierto a unaentrada de TT en el IED.

+3U0 debe conectarse al IED

2) es el TRM donde se encuentra esta entrada de tensión. Recuerde que para esta entradade tensión deben introducirse los siguientes valores de ajuste:

3 6.6 11.43VTprim kV= × =


110sec 3 110

3VT V= × =


Dentro del IED, solo se utiliza la relación entre estos dos parámetros. Debe tenerse encuenta que la relación entre los valores introducidos se corresponde exactamente con larelación de un TT conectado en triángulo abierto individual.

6.63 6.6 3

1101103

×=


3) muestra que en este ejemplo los primeros tres canales de entrada del bloque depreprocesamiento no están conectados en la herramienta SMT o herramienta ACT.

4) muestra la conexión establecida en la herramienta de matriz de señales (SMT),herramienta de configuración de aplicaciones (ACT), que conecta esta entrada de tensiónal cuarto canal de entrada del bloque funcional de preprocesamiento 5).

5) es un bloque de preprocesamiento que tiene la tarea de filtrar la entrada analógicaconectada de manera digital y calcular:



Posteriormente, estos valores ya calculados están disponibles para todas las funcionesde protección y control incorporadas en el IED, que están conectadas a este bloquefuncional de preprocesamiento en la herramienta de configuración. Para esta aplicación,la mayoría de los ajustes de preprocesamiento pueden dejarse como los valorespredeterminados.Si se requiere seguimiento y compensación de la frecuencia (por lo general, estacaracterística solo es necesaria para los IED instalados en las estaciones de generación ),entonces los parámetros de ajuste DFTReference deben ajustarse según corresponda.



Ejemplo sobre cómo conectar el TT conectado en triángulo abierto alIED para sistemas de potencia conectados a tierra de baja impedanciao rígidamente conectados a tierraLa figura 30 muestra un ejemplo de cómo conectar un TT conectado en triánguloabierto al IED para sistemas de potencia conectados a tierra de baja impedancia orígidamente conectados a tierra. Debe tenerse en cuenta que este tipo de conexión deTT presenta una tensión secundaria proporcional a 3U0 en el IED.

En el caso de una falta a tierra directa cercana al TT, el valor primario de 3Uo es iguala:

33

Ph PhPh E

UUo U-

-= =


La tensión primaria nominal de este TT siempre es igual a UPh-E Por lo tanto, losdevanados secundarios del TT conectados en serie de tres proporcionan una tensiónsecundaria igual a la relación de un solo devanado secundario del TT individual. Porlo tanto, los devanados secundarios de estos TT conectados en triángulo abierto suelentener una tensión secundaria nominal cercana a la tensión secundaria nominal del TTde fase a fase, es decir, 115 V o 115/√3 V en el caso de este ejemplo. La figura 30proporciona una descripción general de las acciones que deben realizarse para queesta medición esté disponible para las funciones de protección y control incorporadasdentro del IED.



19

20

21

22

23

24

13

14

15

16

17

18

L1

AI07 (I)

AI08 (U)

AI09 (U)

AI10 (U)

AI11 (U)

AI12 (U)

IED L2

L3

138

3115

3

kV

V

+3Uo

138

3115

3

kV

V

138

3115

3

kV

V

1

2

4

3


SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

5

#.NO UTILIZADO

#.NO UTILIZADO

#.NO UTILIZADO

IEC06000602 V3 ES

Figura 30: TT conectado en triángulo abierto en sistema de potencia conectado a tierra de baja impedanciao rígidamente conectado a tierra



Donde:

1) muestra cómo conectar el lado secundario del TT conectado en triángulo abierto a unaentrada de TT en el IED.

+3Uo debe conectarse al IED.

2) es el TRM donde se encuentra esta entrada de tensión. Recuerde que para estaentrada de tensión deben introducirse los siguientes valores de ajuste:

1383 138

3VTprim kV= × =


115sec 3 115

3VT V= × =


Dentro del IED, solo se utiliza la relación entre estos dos parámetros. Debe tenerse encuenta que la relación entre los valores introducidos se corresponde exactamente conla relación de un TT conectado en triángulo abierto individual.

138138 3

1151153

=


3) muestra que en este ejemplo los tres primeros canales de entrada del bloque depreprocesamiento no están conectados en la herramienta SMT.

4) muestra la conexión establecida en la herramienta de matriz de señales (SMT), queconecta esta entrada de tensión al cuarto canal de entrada del bloque funcional depreprocesamiento 4).

5) el bloque de preprocesamiento tiene la tarea de filtrar las entradas analógicasconectadas de manera digital y calcular:



Posteriormente, estos valores ya calculados están disponibles para todas las funcionesde protección y control incorporadas en el IED, que están conectadas a este bloquefuncional de preprocesamiento en la herramienta de configuración. Para estaaplicación, la mayoría de los ajustes de preprocesamiento pueden dejarse como losvalores predeterminados.Si se requiere seguimiento y compensación de la frecuencia (por lo general, estacaracterística solo es necesaria para los IED instalados en las centrales de generación),entonces los parámetros de ajuste DFTReference deben ajustarse según corresponda.



Ejemplo sobre cómo conectar un TT de punto neutro al IEDLa figura 31 muestra un ejemplo de cómo conectar un TT de punto neutro al IED. Estetipo de conexión de TT presenta una tensión secundaria proporcional a U0 en el IED.

En caso de una falta a tierra directa en sistemas conectados a tierra de alta impedanciao no conectados a tierra, el valor primario de la tensión Uo es igual a:

03

Ph PhPh E

UU U--= =

EQUATION1931 V2 EN (Ecuación 11)

La figura 31 también presenta una descripción general de las acciones que debecompletar el usuario para que esta medición esté disponible para las funciones deprotección y control incorporadas dentro del IED.

19

20

21

22

23

24

13

14

15

16

17

18

L1 L2 L3AI07 (I)

AI08 (I)

AI09 (I)

AI10 (U)

AI11 (U)

AI12 (U)

IED

6.6

3100

kV

V

RUo

1

2

3


5

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

4

Objeto protegido

# No utilizado

# No utilizado

# No utilizado

IEC06000603 V3 ES

Figura 31: TT conectado de punto neutro



Donde:

1) muestra cómo conectar el lado secundario del TT de punto neutro a una entrada de TT en elIED.

U0 debe conectarse al IED.

2) es el TRM o AIM donde se encuentra esta entrada de tensión. Para esta entrada de tensióndeben introducirse los siguientes valores de ajuste:

6.63.81

3VTprim kV= =


sec 100VT V=


Dentro del IED, solo se utiliza la relación entre estos dos parámetros. Debe tenerse encuenta que la relación entre los valores introducidos se corresponde exactamente con larelación del TT de punto neutro.

3) muestra que en este ejemplo los primeros tres canales de entrada del bloque depreprocesamiento no están conectados en la herramienta SMT o herramienta ACT.

4) muestra la conexión establecida en la herramienta de matriz de señales (SMT), herramientade configuración de aplicaciones (ACT), que conecta esta entrada de tensión al cuarto canalde entrada del bloque funcional de preprocesamiento 5).




Posteriormente, estos valores ya calculados están disponibles para todas las funciones deprotección y control incorporadas en el IED, que están conectadas a este bloque funcional depreprocesamiento en la herramienta de configuración. Para esta aplicación, la mayoría delos ajustes de preprocesamiento pueden dejarse como los valores predeterminados.Si se requiere seguimiento y compensación de la frecuencia (por lo general, estacaracterística solo es necesaria para los IED instalados en las centrales de generación),entonces los parámetros de ajuste DFTReference deben ajustarse según corresponda.



Sección 5 HMI local

IEC13000239 V1 ES

Figura 32: Interfaz hombre-máquina local

La LHMI del IED incluye los siguientes elementos:

• Pantalla (LCD)• Botones• Indicadores LED• Puerto de comunicación para el PCM600

La LHMI se utiliza para ajustar, monitorizar y controlar.

5.1 Pantalla

La LHMI incluye una pantalla gráfica monocromática con una resolución de 320 x240 píxeles. El tamaño de los caracteres puede variar. La cantidad de caracteres y filas

1MRK 505 302-UES - Sección 5HMI local


que entran en la vista depende del tamaño de los caracteres y la vista que semuestran.

La pantalla se divide en cuatro áreas básicas.

1

3 4

2

=IEC13000063=2=es=Original

IEC13000063 V2 ES

Figura 33: Diseño de la pantalla

1 Ruta

2 Contenido

3 Estado

4 Barra de desplazamiento (aparece cuando es necesario)

El panel de botones de función muestra, según se solicite, qué acciones es posiblerealizar con estos botones. Cada botón de función tiene un indicador LED que sepuede utilizar como señal de retroalimentación para la acción de control del botón. Elindicador LED está conectado a la señal requerida a través del PCM600.

Sección 5 1MRK 505 302-UES -HMI local


GUID-C98D972D-D1D8-4734-B419-161DBC0DC97B V1 ES

Figura 34: Panel de botones de función

El panel de LED de alarma muestra, según se solicite, las etiquetas de texto de alarmapara los LED de alarma. Existen tres páginas de LED de alarma.

GUID-5157100F-E8C0-4FAB-B979-FD4A971475E3 V1 ES

Figura 35: Panel de LED de alarma

Los paneles de botones de función y LED de alarma no se pueden ver al mismotiempo. Cada panel se puede ver presionando uno de los botones de función o el botónde páginas múltiples. Si presiona el botón ESC, el panel desaparece de la pantalla.Ambos paneles tienen un ancho dinámico, que depende de la longitud de la cadena delas etiquetas que contiene el panel.



5.2 LEDs

La LHMI dispone de tres LED de estado de protección en la parte superior de lapantalla: Ready (Listo), Start (Arranque) y Trip (Disparo).

También hay 15 LED de alarma programables en la parte frontal de la LHMI. CadaLED indica tres estados con los colores: verde, amarillo y rojo. Los textos de alarmarelacionados con cada LED de tres colores se dividen en tres páginas.

Existen 3 páginas de LED separadas. Los 15 LED físicos de tres colores en un grupode LED pueden indicar 45 señales diferentes. En total, se pueden indicar 135 señales,porque hay tres grupos de LED. Los LED se encienden en función de la prioridad,siendo el rojo la prioridad más alta y el verde la prioridad más baja. Por ejemplo si enuna página se realiza una indicación que requiere el encendido del LED verde y en otrapágina se realiza una indicación que requiere el encendido del LED rojo, el LED rojotiene prioridad y se enciende. Los LED pueden configurarse con PCM600 y el modode operación puede seleccionarse con la LHMI o el PCM600.

Las páginas de información correspondientes a los LED de alarma se muestranpulsando el botón de páginas múltiples. Al pulsar el botón, se muestran las tres páginasen secuencia. Los LED encendidos o no confirmados aparecen resaltados. Estas líneaspueden seleccionarse mediante las flechas de dirección hacia arriba/hacia abajo. Alpulsar la tecla Enter se muestran detalles acerca del LED seleccionado. Al pulsar elbotón ESC se cierran las ventanas emergentes de información, así como el panel deLED en sí.

El botón de páginas múltiples cuenta con un LED. Este LED se enciende siempre quecualquiera de los LED de cualquier página está encendido. Si existen LED de alarmano confirmados, el LED de páginas múltiples parpadea. Para confirmar los LED, pulseel botón de borrado, que le lleva al menú Reset (consulte la descripción de este menúpara obtener más detalles).

Existen dos LED adicionales que se encuentran junto a los botones de control y. Representan el estado del interruptor.

5.3 Teclado

El teclado de la LHMI tiene pulsadores que se utilizan para navegar en las diferentesvistas o menús. Los pulsadores también se utilizan para reconocer alarmas, reponerindicaciones, brindar ayuda y alternar entre los modos de control local y remoto.

El teclado también tiene pulsadores programables que se pueden configurar ya seacomo accesos directos del menú o botones de control.




GUID-0C172139-80E0-45B1-8A3F-1EAE9557A52D V2 ES

Figura 36: Teclado de la LHMI



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17161514131211109

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=GUID-77E71883-0B80-4647-8205-EE56723511D2=2=es=Original.vsd

GUID-77E71883-0B80-4647-8205-EE56723511D2 V2 ES

Figura 37: Teclado de la LHMI con pulsadores para controlar objetos, navegary dar órdenes, y el puerto de comunicación RJ-45

1...5 Botón de función

6 Cerrar

7 Abrir

8 Escape

9 Izquierda

10 Abajo

11 Arriba

12 Derecha

13 Clave

14 Intro

15 Remoto/Local

16 LED

17 No utilizado

18 Páginas múltiples

19 Menú

20 Borrar

21 Ayuda

22 Puerto de comunicación



23 LED de alarma programables

24 LED de estado de protección

5.4 Funcionalidad de la HMI local

5.4.1 Indicación de protecciones y alarmas

Indicadores de protecciónLos LED indicadores de protección son Ready (Listo), Start (Arranque) y Trip(Disparo).

Los LED de arranque y disparo se configuran a través del registradorde perturbaciones.Los LED de estado amarillo y rojo se configuran en la función deregistrador de perturbaciones, DRPRDRE, mediante la conexión deuna señal de arranque o disparo desde la función actual a un bloquefuncional de entrada binaria BxRBDR mediante PCM600 ycambiando el ajuste a Off (Desactivada), Start (Arranque) o Trip(Disparo) para esa señal en particular.

Tabla 3: LED verde Ready (Listo)

Estado de LED DescripciónApagado La tensión de alimentación auxiliar está desconectada.

Encendido Funcionamiento normal.

Parpadeando Se produjo un fallo interno.

Tabla 4: LED amarillo Start (Arranque)

Estado de LED DescripciónApagado Funcionamiento normal.

Encendido Ha arrancado una función de protección y se visualiza un mensaje deindicación.La indicación de arranque está bloqueada y se la debe reponer mediantecomunicación, la LHMI o una entrada binaria del componente LEDGEN.Para abrir el menú de reposición de la LHMI local, pulse .

Parpadeando El IED está en modo de pruebas y las funciones de protección estánbloqueadas, o bien el protocolo IEC61850 está bloqueando una o variasfunciones.La indicación desaparece cuando el IED sale del modo de pruebas y seelimina el bloqueo. El bloqueo de las funciones por parte del protocoloIEC61850 puede reponerse en el Menú principal/Prueba/Reponer móduloIEC61850. El LED amarillo cambia al estado Encendido o Apagado enfunción del estado de funcionamiento.



Tabla 5: LED rojo Trip (Disparo)

Estado de LED DescripciónApagado Funcionamiento normal.

Encendido Ha disparado una función de protección. Se muestra un mensaje deindicación si la función de indicación automática está activada en la HMIlocal.La indicación de disparo está bloqueada y se la debe reponer mediantecomunicación, la LHMI o una entrada binaria del componente LEDGEN.Para abrir el menú de reposición de la LHMI local, pulse .

Indicadores de alarmaLos 15 LED de tres colores programables se utilizan para las indicaciones de alarma.Una señal de alarma/estado individual, conectada a cualquier bloque funcional deLED, se puede asignar a uno de los tres colores de LED, cuando lo configure.

Tabla 6: Indicaciones de alarmas

Estado deLED

Descripción

Apagado Funcionamiento normal. Todas las señales de activación están desactivadas.

Encendido • Secuencia Follow-S: la señal de activación está activada.• Secuencia LatchedColl-S: la señal de activación está activada, o está desactivada

pero la indicación no se ha reconocido.• Secuencia LatchedAck-F-S: la indicación se ha reconocido, pero la señal de

activación sigue activada.• Secuencia LatchedAck-S-F: la señal de activación está activada, o está

desactivada pero la indicación no se ha reconocido.• Secuencia LatchedReset-S: la señal de activación está activada, o está

desactivada pero la indicación no se ha reconocido.

Parpadeando

• Secuencia Follow-F: la señal de activación está activada.• Secuencia LatchedAck-F-S: la señal de activación está activada, o está

desactivada pero la indicación no se ha reconocido.• Secuencia LatchedAck-S-F: la indicación se ha reconocido, pero la señal de

activación sigue activada.

5.4.2 Gestión de parámetros

El LHMI se utiliza para acceder a los parámetros del IED. Pueden leerse y escribirsetres tipos de parámetros.

• Valores numéricos• Valores de cadena• Valores enumerados

Los valores numéricos se presentan en formato entero o decimal con valores mínimoy máximo. Las cadenas de caracteres pueden editarse carácter a carácter. Los valoresenumerados tienen un conjunto predefinido de valores seleccionables.



5.4.3 Comunicación desde la parte frontal

El puerto RJ-45 de la LHMI habilita la comunicación desde la parte frontal.

• El LED de enlace ascendente de color verde del lado izquierdo se enciendecuando hay un cable conectado correctamente al puerto.

• El LED amarillo no se utiliza; está siempre apagado.


1

2

GUID-AACFC753-BFB9-47FE-9512-3C4180731A1B V1 EN

Figura 38: Puerto de comunicación RJ-45 e indicador LED verde

1 Conector RJ-45

2 Indicador LED verde

La dirección IP predeterminada del puerto frontal del IED es 10.1.150.3 y la máscarade subred correspondiente es 255.255.255.0. Se puede ajustar a través de la ruta de laHMI local Menú principal/Configuración/Comunicación/ConfiguraciónEthernet/FRONT:1.

No conecte el puerto frontal del IED con una LAN. Conecte sólo unasola PC local con PCM600 al puerto frontal. Solo está destinada al usotemporal, por ejemplo en la puesta en servicio y las pruebas.



Sección 6 Protección diferencial

6.1 Protección diferencial de barra

6.1.1 Identificación

Protección diferencial de barra, versión trifásica

Descripción de función Identificación IEC61850

Identificación IEC60617

Número dedispositivo ANSI/IEEE C37.2

Protección diferencial de barra, 2 zonas,trifásica/4 bahías BUTPTRC 3Id/I

SYMBOL-JJ V1 ES

87B

Protección diferencial de barra, 2 zonas,trifásica/4 u 8 bahías BTCZPDIF 3Id/I

SYMBOL-JJ V1 ES

87B

Protección diferencial de barra, 2 zonas,trifásica/4 u 8 bahías BZNTPDIF_A 3Id/I

SYMBOL-JJ V1 ES

87B

Protección diferencial de barra, 2 zonas,trifásica/4 u 8 bahías BZNTPDIF_B 3Id/I

SYMBOL-JJ V1 ES

87B

Protección diferencial de barra, 2 zonas,trifásica/4 u 8 bahías BZITGGIO 3Id/I

SYMBOL-JJ V1 ES

87B

1MRK 505 302-UES - Sección 6Protección diferencial


Protección diferencial de barra, versión monofásicaDescripción de función Identificación IEC

61850Identificación IEC60617


Protección diferencial de barra, 2 zonas,monofásica/12 o 24 bahías BUSPTRC 3Id/I

SYMBOL-JJ V1 ES

87B

Protección diferencial de barra, 2 zonas,monofásica/12 o 24 bahías BCZSPDIF 3Id/I

SYMBOL-JJ V1 ES

87B

Protección diferencial de barra, 2 zonas,monofásica/12 o 24 bahías BZNSPDIF_A 3Id/I

SYMBOL-JJ V1 ES

87B

Protección diferencial de barra, 2 zonas,monofásica/12 o 24 bahías BZNSPDIF_B 3Id/I

SYMBOL-JJ V1 ES

87B

Protección diferencial de barra, 2 zonas,monofásica/12 o 24 bahías BZISGGIO 3Id/I

SYMBOL-JJ V1 ES

87B

Estado del objeto de conmutación primario para selección de zona deprotección de barraDescripción de función Identificación IEC



Estado del objeto de conmutaciónprimario para selección de zona deprotección de barra

BDCGAPC - -

Sección 6 1MRK 505 302-UES -Protección diferencial


6.1.2 Aplicaciones básicas

6.1.2.1 General

En este capítulo, se observan y describen las aplicaciones básicas del IED REB670.Para estas aplicaciones, por lo general, se utiliza la versión trifásica del IED, con doszonas diferenciales y cuatro (o hasta ocho) entradas trifásicas de TC.

6.1.2.2 Aplicación en esquina en malla y en conexión en T

La función diferencial general REB670 es adecuada para su aplicación endisposiciones de esquina en malla. Las esquinas en malla pueden tener cuatro oincluso hasta seis entradas de TC y básicamente son disposiciones simples con unabarra. Se producirá una aplicación similar si se requiere una protección en T para uninterruptor y medio o disposiciones de barras en anillo.

IEC11000237-1-en.vsdIEC11000237 V1 ES

Figura 39: Ejemplo de aplicación de REB670 en una conexión en T

6.1.3 Aplicaciones de la protección de barra

6.1.3.1 General

La protección de barra es un dispositivo que protege las barras contra cortocircuitos yfaltas a tierra. En los comienzos de las redes eléctricas, no se utilizaba un dispositivode protección aparte para las barras. Las protecciones del extremo remoto de la línease utilizaban como protección principal contra las faltas de barra. Con el aumento dela potencia de los cortocircuitos en la red, se deben instalar IED diferenciales apartepara la protección de barra, a fin de limitar el daño causado por las corrientes de faltaprimarias. Al mismo tiempo, también es obligatorio asegurar la estabilidad de la red,puesto que el disparo retardado para las faltas de barra también puede provocarinestabilidad, el deslizamiento de polos en los generadores cercanos o, incluso, lacaída total del sistema.

Para las aplicaciones de la protección de zona de barra, es sumamente importantecontar con una buena seguridad, ya que el funcionamiento no deseado puede tenergraves consecuencias. Desde el punto de vista operativo, el funcionamiento nodeseado del IED diferencial de protección de barra tiene un efecto similar al de las



faltas simultáneas en todos los elementos de la red eléctrica conectados a la barra. Porotro lado, el IED también tiene que ser fiable. El fallo de funcionamiento o incluso elfuncionamiento lento del IED diferencial, en el caso de que realmente se produzca unafalta interna, puede tener serias consecuencias. Algunos de los resultados posibles sonlesiones físicas personales, apagones de la red eléctrica, inestabilidad transitoria odaños considerables a los equipos adyacentes en la subestación y a los generadorescercanos.

Por lo tanto, la protección diferencial de barra debe cumplir los siguientes requisitos:

1. Debe ser totalmente estable durante todas las faltas externas. Las faltas externasson mucho más comunes que las internas. La magnitud de las faltas externaspuede ser igual a la capacidad máxima de cortocircuito de las estaciones. Lafuerte saturación del TC debida a los altos componentes de CC o a la remanenciaen las faltas externas no debe llevar al mal funcionamiento de la proteccióndiferencial de barra. La seguridad contra el funcionamiento incorrecto debe serextremadamente alta, debido al gran impacto en el servicio de toda la red.

2. Debe tener el tiempo de disparo más corto posible, a fin de minimizar los daños,el peligro y las posibles lesiones a las personas que estén trabajando en la estacióncuando se produzca una falta interna, y debe asegurar la estabilidad de la red.

3. Debe ser capaz de detectar faltas internas y funcionar de manera segura cuandose producen, incluso con fuerte saturación del TC. La protección también debe sersuficientemente sensible a fin de funcionar para corrientes de falta mínimas, quea veces pueden ser más bajas que las corrientes de carga máximas.

4. Debe ser capaz de detectar faltas selectivamente y solo despejar la partedefectuosa del sistema de barras.

5. Debe estar protegida contra el mal funcionamiento debido al fallo de contactoauxiliar, a posibles errores humanos, a faltas en los circuitos secundarios, etc.

6.1.3.2 Características distintivas de los esquemas de protección de barra

El diseño de un esquema de protección de barra depende mucho de la disposición delas subestaciones. La complejidad del esquema puede variar notoriamente de unaestación a otra. En este capítulo, se describen los problemas de las aplicaciones típicaspara los esquemas de protección de barra más comunes.

6.1.3.3 Protección diferencial

El concepto básico de cualquier IED diferencial es que la suma de todas las corrientes,que entran en la zona de protección y salen de ella, debe ser igual a cero. De no ser así,se ha producido una falta interna. Este es prácticamente un uso directo de la bienconocida primera ley de Kirchhoff. Sin embargo, los IED diferenciales de barras nomiden directamente las corrientes primarias en los conductores de alta tensión, sinolas corrientes secundarias de los transformadores de corriente (TC) con núcleomagnético, que están instalados en todas las bahías de alta tensión conectadas a labarra.



Por lo tanto, el IED diferencial de barra es único en este sentido: por lo general hayvarios TC, que suelen tener relaciones diferentes y ser de clases distintas, conectadosa la misma zona de protección diferencial. Puesto que los TC con núcleo magnéticoson dispositivos de medición no lineales, cuando hay una corriente alta en los circuitosprimarios de los TC, las corrientes secundarias de cada TC pueden serextremadamente diferentes de las corrientes primarias originales. Esto es producto dela saturación del TC, un fenómeno que los ingenieros de protección conocen muybien. Mientras cualquiera de los TC conectados al IED diferencial se satura, la sumade todas las corrientes secundarias de los TC no es igual a cero y el IED mide lacorriente diferencial falsa. Este fenómeno tiene una importancia especial para lasaplicaciones de protección diferencial de barra, ya que tiene una gran tendencia acausar el funcionamiento no deseado del IED diferencial.

Un factor adicional es la remanencia en el núcleo magnético de un TC, que puedeafectar la corriente secundaria del TC. Puede mejorar o reducir la capacidad del TCpara transferir correctamente la corriente primaria al lado secundario. Sin embargo, laremanencia del TC es un parámetro aleatorio y en la práctica no es posible predecirlacon precisión.

Otro fenómeno transitorio, y quizá menos conocido, se produce en el circuitosecundario del TC en el instante en que se interrumpe una corriente primaria alta. Esparticularmente dominante si el interruptor de alta tensión corta la corriente primariaantes de su cruce cero natural. Este fenómeno se manifiesta como un componente deCC que decae de manera exponencial en el circuito secundario del TC. Esta corrienteCC secundaria no tiene ninguna corriente primaria correspondiente en la red eléctrica.El fenómeno se puede explicar fácilmente como una descarga de la energía magnéticaalmacenada en el núcleo magnético del TC mientras hay una corriente primaria alta.Según el tipo y diseño del TC, esta corriente de descarga puede tener una constante detiempo de alrededor de cien milisegundos.

Por consiguiente, todos estos fenómenos se deben considerar en la etapa de diseño deun IED diferencial de barra, a fin de prevenir el funcionamiento no deseado del IEDcuando se producen faltas externas.

La generación analógica de los IED diferenciales de barra (es decir,RADHA, RADSS,REB103) por lo general resuelve todos estos problemas causados por lascaracterísticas no lineales de los TC al utilizar la conexión galvánica entre los circuitossecundarios de todos los TC conectados a la zona protegida. Gracias al diseño de estosIED, la distribución de corriente a través de la rama diferencial del IED en todas lascondiciones transitorias causadas por la no linealidad de los TC no provoca elfuncionamiento no deseado del IED. Para lograr la distribución necesaria de corrientesecundaria de los TC, la carga resistiva en los circuitos secundarios de cada TC se debemantener por debajo del valor precalculado, a fin de garantizar la estabilidad del IED.

En los nuevos IED de protección numérica, todas las entradas de los TC y los TTtienen una separación galvánica. Todas las muestras de cantidades de entradasanalógicas se toman con una frecuencia de muestreo constante y, después, los valoresdiscretos se transfieren a valores numéricos correspondientes (es decir, conversiónanalógica-digital). Después de estas conversiones, solamente se utilizan los númerosen los algoritmos de protección. Por lo tanto, para los IED diferenciales numéricos



modernos, es posible que la resistencia del circuito secundario del TC ya no sea unfactor decisivo.

El factor importante para el IED diferencial numérico es el tiempo del cual disponepara realizar las mediciones antes de la saturación del TC, que le permite al IED tomarlas medidas correctivas necesarias. A los fines prácticos, esto significa que el IEDdebe ser capaz de realizar las mediciones y tomar la decisión durante un periodo corto,dentro de cada ciclo de la red eléctrica, cuando los TC no están saturados. Según lapráctica, obtenida a través de la realización de numerosas pruebas de corrientes, esteperiodo, incluso con una saturación extremadamente fuerte del TC, para los TCprácticos es de alrededor de dos milisegundos. Debido a esto, se ha decidido tomareste tiempo como el criterio de diseño del IED REB670, para el tiempo mínimoaceptable antes de saturación de un TC práctico con núcleo magnético. Por lo tanto,los requisitos del TC para el IED REB670 son absolutamente mínimos. Consulte lasección "Requisitos de la FEM secundaria equivalente nominal" .

Sin embargo, si la medida preventiva necesaria se debiera tomar para cada una de lasentradas del TC conectadas al IED diferencial, el algoritmo del IED sería bastantecomplejo. Por lo tanto, se ha decidido volver a utilizar la excelente experiencia deABB con el IED de protección diferencial restringida de porcentaje analógico (esdecir, RADSS y REB103), y utilizar solo las tres cantidades siguientes:

1. corriente entrante (es decir, la suma de todas las corrientes que entran en la zonade protección)

2. corriente saliente (es decir, la suma de todas las corrientes que salen de la zona deprotección)

3. corriente diferencial (es decir, la suma de todas las corrientes conectadas a la zonade protección)

como entradas en el algoritmo diferencial, en el diseño del IED numérico.

Estas tres cantidades se pueden calcular numéricamente con facilidad a partir de losvalores de muestra sin procesar (es decir, veinte veces dentro de cada ciclo de la redeléctrica en el IED) de todas las entradas analógicas del TC conectadas a la zonadiferencial. Al mismo tiempo, tienen un significado físico extremadamente valioso,que describe con claridad la condición de la zona protegida en todas las condicionesde funcionamiento.

Al utilizar solamente las propiedades de estas tres cantidades, se ha formado un nuevoalgoritmo diferencial patentado en el IED. Este algoritmo diferencial esabsolutamente estable para todas las faltas externas. Todos los problemas causadospor la no linealidad de los TC se resuelven de una manera numérica innovadora. Almismo tiempo, se puede lograr un tiempo de disparo muy rápido, de hasta 10 ms, paralas faltas internas importantes.

Consulte el manual de referencias técnicas para obtener más detalles sobre losprincipios de funcionamiento del algoritmo de la función diferencial.



6.1.3.4 Selección de zona (conmutación del TC)

La así llamada conmutación del TC (es decir, la selección de zona) se requiere cuandoun circuito en particular (es decir, una bahía) se puede conectar a las diferentes barrasmediante seccionadores individuales. El ejemplo típico es una estación con dos barrasy con o sin barra de transferencia, como se observa en la figura 68 y la figura 61, dondecualquier bahía de línea se puede conectar a cualquiera de las dos barras. En esoscasos, el estado de los seccionadores de barra y todos los seccionadores detransferencia se debe enviar a la protección de barra.

Tradicionalmente, la conmutación del TC se ha realizado en circuitos secundarios delTC. Sin embargo, con REB670 no es así. La selección de zona necesaria (es decir, laconmutación del TC) se hace en el software. Por lo tanto, los circuitos secundarios delTC siempre están intactos y sin ningún contacto de un relé auxiliar.

Para proporcionar una adecuada selección de zona (es decir, réplica de la barra), lainformación sobre la posición de todos los conmutadores primarios relevantes (esdecir, seccionadores e interruptores) se debe enviar al IED. Por lo general, esto selogra conectando dos contactos auxiliares (es decir, contactos auxiliares normalmenteabierto y normalmente cerrado) de cada conmutador primario con las entradasbinarias del IED (es decir, optoacopladores). En la configuración de REB670, unbloque funcional de estado del conmutador se asocia con cada dispositivo deconmutación primario. Entonces, este bloque se utiliza de manera interna para obtenerel estado del objeto primario y después enviar esta información a la lógica interna deselección de zona de la protección de barra.

6.1.3.5 Requisitos y evaluación de los contactos auxiliares

Requisitos de los contactos auxiliares para seccionadores einterruptoresLa posición del objeto de conmutación primario se suele obtener a través de doscontactos auxiliares del aparato primario. El primer contacto auxiliar indica que eldispositivo primario está cerrado. En la documentación sobre esquemas deprotección, se llama de diferentes maneras, como se indica a continuación:

• Contacto auxiliar normalmente abierto• Contacto “a” (es decir, 52a)• “Cerrado”

El segundo contacto auxiliar indica que el dispositivo primario está abierto. En ladocumentación sobre esquemas de protección, se llama de diferentes maneras, comose indica a continuación:

• Contacto auxiliar normalmente cerrado• Contacto “b” (es decir, 52b)• “Abierto”



Por lo general, ambos contactos se utilizan para indicar posiciones y supervisar laprotección de barra.

6.1.3.6 Requisitos mínimos para los contactos

El requisito mínimo para la réplica de la barra es el registro de la posición delseccionador utilizando un solo contacto auxiliar, del tipo NO o NC. Sin embargo, elregistro de un par de contactos auxiliares, que representan las posiciones ABIERTOy CERRADO, ofrece características adicionales que pueden mejorar la fiabilidad dela réplica de la barra, con las posibilidades de supervisión.

6.1.3.7 Lógica de evaluación de los contactos auxiliares

Se pueden encontrar dos esquemas de lógica.

Esquema 1_RADSS “Si no ABIERTO, entonces CERRADO”Tal como lo indica el nombre del esquema, se considera que el seccionador estáabierto solamente cuando los contactos auxiliares emiten una señal clara de posiciónABIERTO (“entrada de contacto auxiliar normalmente abierto [NO]” = inactiva y“entrada de contacto auxiliar normalmente cerrado [NC]” = activa). Para todas lasdemás combinaciones de señales, se considera que el seccionador está cerrado. Esteesquema no presenta requisitos especiales con respecto a la temporización de loscontactos auxiliares. Solamente el contacto NC del seccionador debe estar abiertoantes de que el contacto principal esté cerca de la formación del arco. La función desupervisión de aisladores monitoriza el tiempo durante el cual las entradas de lasseñales de ABIERTO y CERRADO no coinciden (es decir, las dos entradas binariasestán activas o las dos están inactivas). El tiempo máximo permitido antes de que seemita una alarma se puede ajustar de acuerdo con los tiempos de movimiento delseccionador.

Esquema 2_INX “Abierto o cerrado si hay indicación clara disponible,de lo contrario, su última posición guardada”Tal como lo indica el nombre del esquema, se considera que el seccionador estáabierto o cerrado solamente cuando los contactos auxiliares emiten una señal clara deposición ABIERTO o CERRADO, respectivamente. Sin embargo, esto convierte enestricto requisito para los contactos auxiliares que la señal de CERRADO debeactivarse cierto tiempo (>150 ms) antes de que la corriente comience a circular, porejemplo, a través del arco. De lo contrario, esta corriente no se tiene en cuenta en laprotección de barra, lo que puede provocar un mal funcionamiento. Por lo tanto, labuena sincronización de dos contactos auxiliares es un requisito indispensable.

Para los dos esquemas descritos anteriormente, la función de supervisión deaisladores monitoriza el tiempo durante el cual las señales de ABIERTO yCERRADO no coinciden (es decir, las dos entradas binarias están activas o las dosestán inactivas). El tiempo máximo permitido antes de que se emita una alarma sepuede ajustar de acuerdo con los tiempos de movimiento del seccionador.

La tabla 7 y las dos figuras siguientes resumen las propiedades de ambos esquemas.



Tabla 7: Tratamiento del estado del contacto auxiliar del objeto primario dentro de la BBP enREB670

Equipo primario Estado en la protección debarra

Característica de alarma

Estado decontactoauxiliarnormalmenteabierto(contacto“cerrado” o“a”)

Estado decontactoauxiliarnormalmentecerrado(contacto“abierto” o“b”)

cuando“Esquema 1RADSS”estáseleccionado

cuando“Esquema 2INX”estáseleccionado

Alarmadespués deretardoajustable

Información visible en laHMI local

abierto abierto cerrado Últimaposiciónguardada

sí intermediate_00

abierto

cerrado abierto abierto no abierto

cerrado

abierto cerrado cerrado no cerrado

cerrado cerrado cerrado cerrado sí badState_11

asignaciónde la corriente

IEC06000084 V1 ES

Figura 40: Esquema 1 RADSS



BBP

entrada „cerrada‟

entrada „abierta‟

Normalmente abierta

Normalmente cerrada

10

10

10

cerrado abierto

possible formación de arco

asignació de la corriente

2)

1) 1)

1) supervisión del seccionador en funcionamiento2) BI „cerrada“ debe cambiar antes de la distancia de formación de arco


IEC06000085 V1 ES

Figura 41: Scheme2_INX

Réplica del interruptorLa posición del interruptor de una bahía se debe enviar a la protección de barra cuandola posición de este interruptor en particular puede influir en el funcionamiento de laprotección de barra. Algunos ejemplos típicos son la protección de punto ciego en lasbahías de seccionamiento y de acoplamiento de barras o la protección de zona muertaen las bahías de línea. En ambos casos, el margen de medición de una protección debarra está limitado por la ubicación del TC. Al registrar también la posición delinterruptor de una línea o de un acoplamiento, la zona entre el TC y el interruptorpuede tener mejor protección cuando el interruptor está abierto. Sin embargo, en esoscasos es sumamente importante conectar la orden de cierre del interruptor a laprotección de barra, a fin de volver a incluir la corriente del TC a las zonas deprotección de barra a tiempo. Se aconseja utilizar siempre Esquema 1_RADSS paralas posiciones de todos los interruptores conectados al IED, a fin de minimizar todoriesgo de posibles problemas causados por la inclusión tardía de la corriente del TC enlas zonas diferenciales correspondientes.

Réplica del seccionador de líneaEn ciertas circunstancias, la posición del seccionador de línea de una bahía de líneapuede ser necesaria para la protección de barra. El ejemplo típico es cuando elseccionador de línea QB9 y el seccionador de puesta a tierra están ubicados entre el TCy la barra protegida, como se indica en la figura 42.



BI1

QA1

QB1

ZA

ZBQB2

QB9 QC1

en06000086.vsd

IEC06000086 V1 ES

Figura 42: Disposición de la bahía de línea cuando la posición del seccionadorde línea puede ser necesaria para la protección de barra

Esta configuración de líneas suele encontrarse con frecuencia en estaciones GISdonde se utilizan TC de cable para la protección de barra. Si en una línea de este tipoel seccionador de línea QB9 está abierto e inmediatamente después el seccionador depuesta a tierra QC1 se cierra antes de que los seccionadores de barra QB1 & QB2 seabran, existe el peligro de causar un desequilibrio de corrientes en la medicióndiferencial de la zona, en las siguientes circunstancias:

• En el caso de líneas paralelas, el acoplamiento mutuo de secuencia cero puedeinducir corriente de secuencia cero en la línea conectada a tierra, sobre todo,durante faltas a tierra externas.

• En el caso de línea de cable, la energía almacenada en el cable se descarga a travésdel seccionador de puesta a tierra en el momento de su cierre.

Para evitar esos problemas en la protección de barra, el estado del seccionador de línease puede monitorizar mediante la protección de barra y la medición del TC se puededesconectar de las dos zonas diferenciales tan pronto como se abre el seccionador. Sepuede lograr una funcionalidad similar al monitorizar, en cambio, la posición delinterruptor de línea QA1. En ese caso, la señal de cierre del interruptor también se debeconectar a la protección de barra.

6.1.3.8 Características de la selección de zona

El IED ofrece una solución muy eficaz para las estaciones en las que se requiereselección de zona (es decir, la conmutación del TC). Esto es posible gracias alsoftware, que permite tener un control completo y sencillo sobre todas las entradas delTC conectadas al IED. La filosofía es permitir que cada entrada de los TC seacontrolada de manera individual mediante un parámetro de ajuste. Este parámetrodenominado ZoneSel se puede configurar por separado para cada entrada de los TC.Este parámetro, para cada bahía, se puede ajustar a una sola de las cinco alternativassiguientes:



1. FIXEDtoZA2. FIXEDtoZB3. FIXEDtoZA&-ZB4. CtrlIncludes5. CtrlExcludes

Si para una entrada en particular del TC el parámetro de ajuste ZoneSel está ajustado aFIXEDtoZA, entonces esta entrada del TC se incluye solamente en la zona diferencialA. Por lo general, este ajuste se utiliza para aplicaciones simples de una sola zona,como las estaciones con una barra, con interruptor y medio o con dos interruptores.

Si para una entrada en particular del TC el parámetro de ajuste ZoneSel está ajustado aFIXEDtoZB, entonces esta entrada del TC se incluye solamente en la zona diferencialB. Por lo general, este ajuste se utiliza para estaciones con interruptor y medio o condos interruptores.

Si para una entrada en particular del TC el parámetro de ajuste ZoneSel está ajustado aFIXEDtoZA&-ZB, entonces esta entrada del TC se incluye en la zona diferencial A,pero su valor de corriente invertido también se incluye en la zona diferencial B. Por logeneral, este ajuste se utiliza para bahías de acoplamiento/seccionamiento cuando hayun solo TC disponible; consulte la figura 44.

Si para una entrada en particular del TC el parámetro de ajuste ZoneSel está ajustado aCtrl_Includes, entonces esta entrada del TC:

• se incluye en la zona diferencial A cuando la señal de entrada CTRLZA en elbloque de bahía correspondiente tiene valor lógico uno y se excluye de la zonadiferencial A cuando la señal de entrada CTRLZA en el bloque de bahíacorrespondiente tiene valor lógico cero.

• se incluye en la zona diferencial B cuando la señal de entrada CTRLZB en elbloque de bahía correspondiente tiene valor lógico uno y se excluye de la zonadiferencial B cuando la señal de entrada CTRLZB en el bloque de bahíacorrespondiente tiene valor lógico cero.

Por lo general, este ajuste se utiliza para las bahías de línea en estaciones con dosbarras, a fin de formar la réplica adecuada del seccionador de barra. Sobre todo, esadecuado cuando los contactos auxiliares normalmente abierto y normalmentecerrado (es decir, a y b) de los seccionadores de barra están disponibles para el IED.

Si para una entrada en particular del TC el parámetro de ajuste ZoneSel está ajustado aCtrl_Excludes, entonces esta entrada del TC:

• se excluye de la zona diferencial A cuando la señal de entrada CTRLZA en elbloque de bahía correspondiente tiene valor lógico uno y se incluye en la zonadiferencial A cuando la señal de entrada CTRLZA en el bloque de bahíacorrespondiente tiene valor lógico cero.

• se excluye de la zona diferencial B cuando la señal de entrada CTRLZB en elbloque de bahía correspondiente tiene valor lógico uno y se incluye en la zona



diferencial B cuando la señal de entrada CTRLZB en el bloque de bahíacorrespondiente tiene valor lógico cero.

Por lo general, este ajuste se utiliza para las bahías de línea en estaciones con dosbarras y un interruptor, a fin de formar la réplica adecuada del seccionador de barra.Sobre todo, es adecuado cuando solamente el contacto auxiliar normalmente cerrado(es decir, b) del(de los) seccionador(es) de barras está disponible para el IED. Paraobtener más información, consulte la figura 63.

En las aplicaciones en las que la selección de zona (es decir, la conmutación del TC)es necesaria (por ejemplo, estaciones con dos o múltiples barras), todos los TC estánpermanentemente conectados al módulo o a los módulos de entrada analógicos, comose observa en la figura 62. Por lo tanto, toda conmutación necesaria de las corrientesse realiza en la lógica de software interna.

6.1.3.9 Desconexión de TC para núcleos de transformadores de corriente deseccionamiento y de acoplamiento de barras

En la práctica, existen tres soluciones diferentes para la disposición de las bahías deseccionamiento o de acoplamiento de barras. La primera solución consiste en dosjuegos de TC principales, ubicados en ambos lados del interruptor, como se observaen la figura 43.

ZA

21 8

ZB

21 8

BS

en01000013.vsdIEC01000013 V1 ES

Figura 43: Ejemplo de estación con dos juegos de TC principales en la bahía deseccionamiento de barras

Si bien es la más costosa, esta es la mejor solución para la protección de barra. Doszonas diferenciales se superponen en el interruptor de seccionamiento o deacoplamiento de barras. Todas las faltas de la zona de superposición son activadas demanera instantánea por ambas zonas, independientemente del estado del interruptorde seccionamiento/acoplamiento de barras. Sin embargo, con la moderna protecciónde barra, es posible desconectar ambos TC de las zonas correspondientes cuando el



interruptor de seccionamiento o de acoplamiento de barras está abierto. Esto aseguraque si se produce una falta interna en la zona de superposición, con el interruptorabierto, solamente se activa la zona defectuosa, mientras que la otra sección de barrapermanece en servicio. Sin embargo, debido a la baja probabilidad de que se produzcadicha falta, con el interruptor abierto, por lo general esas consideraciones especialesno se incluyen en el esquema de protección de barra para este tipo de estaciones. Enesa aplicación, los transformadores de corriente de seccionamiento o de acoplamientode barras deben estar conectados solamente a dos entradas de corriente del IED porseparado. Entonces en la herramienta de configuración de parámetros (PST) para lasbahías correspondientes, el parámetro ZoneSel se debe ajustar a FIXEDtoZA en unabahía y a FIXEDtoZB en la otra bahía. Esto asegura que ambas zonas diferencialesreciben estas corrientes.

Cuando se utilizan interruptores de tanque vivo, debido al gran coste deltransformador de corriente de alta tensión, suele haber un solo transformador decorriente disponible en la bahía de seccionamiento o de acoplamiento de barras. Lasolución sugerida en esas aplicaciones se observa en la figura 44.

IEC01000014 V1 ES

Figura 44: Ejemplo de estación con solamente un TC principal en la bahía deseccionamiento de barras

Para este tipo de solución, hay solamente un TC principal ubicado en un solo lado delinterruptor. Por lo tanto, no hay superposición de zonas en el interruptor deseccionamiento/acoplamiento, como se observa en la figura 43. Existe un punto ciegoentre el transformador de corriente y el interruptor en la bahía de seccionamiento o deacoplamiento de barras, como se observa en la figura 44.

Para una falta interna en el punto ciego, la zona diferencial ZA funcionainnecesariamente y abre el interruptor de seccionamiento de barras y todos los demásinterruptores de línea asociados. De cualquier manera, la falta sigue existiendo en otrasección de la barra, pero está fuera del transformador de corriente en la bahía deseccionamiento de barras y, por lo tanto, fuera de la zona ZB (es decir, es una faltaexterna para la zona ZB). Existe un problema similar si el interruptor de



seccionamiento/acoplamiento estaba abierto antes de la falta interna en la zona ciega.Por lo tanto, el esquema de protección de barra no protege toda la barra.

Para mejorar el esquema de protección de barra con este tipo de disposición deestaciones, suele ser necesario desconectar el TC de seccionamiento o deacoplamiento de barras de las dos zonas diferenciales en cuanto se abre el interruptor.Esta disposición se puede lograr con facilidad dentro del IED. En esa aplicación, eltransformador de corriente de seccionamiento o de acoplamiento de barras debe estarconectado solamente a una entrada de corriente del IED. Entonces en la herramientade configuración de parámetros para la bahía correspondiente, el parámetro ZoneSelse debe ajustar a FIXEDtoZA&-ZB. Esto asegura que ambas zonas diferencialesreciben esta corriente. Para desconectar esta corriente de ambas zonas, cuando elinterruptor de seccionamiento/acoplamiento está abierto, como se observa en lafigura 45 se tiene que aplicar una lógica adicional en la configuración. Como mínimo,se necesitan las dos entradas binarias siguientes a fin de garantizar el correctofuncionamiento de dicha lógica:

• Contacto normalmente cerrado del interruptor de seccionamiento o deacoplamiento de barras

• Señal del circuito de cierre del interruptor de seccionamiento o de acoplamientode barras cuando alguien quiere cerrar el interruptor

Esta solución no depende de la temporización entre los contactos principales y elcontacto auxiliar del interruptor. Sigue directamente la filosofía utilizada para losesquemas RADSS/REB 103 utilizados anteriormente para aplicaciones similares.Conexión principal entre el contacto auxiliar normalmente cerrado del interruptor deseccionamiento de barras (contacto b), REB670 y la lógica de configuración interna,como se observa en la figura 45



IEC06000155 V1 ES

Figura 45: Bahía de acoplamiento de barras con un TC y solamente contactoauxiliar b del interruptor

Este esquema desconecta los TC de seccionamiento/acoplamiento después deaproximadamente 80 ms (tiempo preestablecido en el ajuste del parámetrotZeroCurrent en el bloque funcional de bahía correspondiente) a partir del momentode apertura del interruptor de seccionamiento/acoplamiento (es decir, a partir delmomento en que el contacto auxiliar b se cierra). De cualquier manera, este retardo esabsolutamente necesario a fin de prevenir una carrera entre la apertura del contactoprincipal del interruptor y la desconexión del TC de las zonas diferenciales. Esteesquema también desconecta el TC en caso de funcionamiento de cualquiera de lasdos zonas diferenciales internas utilizadas en el esquema. Esto asegura el retardo(aproximadamente 150 ms) del despeje y el disparo por una falta interna dentro de lazona ciega, incluso en caso de fallo de interruptor de seccionamiento/acoplamientodurante dicha falta. Esta característica mejora el rendimiento del esquema deprotección de barra cuando un TC está ubicado en un solo lado del interruptor deseccionamiento/acoplamiento de barras.

Con interruptores GIS o de tanque vivo, debido al gran coste de las instalaciones deTC de alta tensión, a veces no hay transformadores de corriente disponibles en la bahíade seccionamiento o de acoplamiento de barras. Esta es la tercera solución, que seobserva en la figura 46



en04000283.vsd

ZA

21 10

ZB

21 10

BS

IEC04000283 V1 ES

Figura 46: Ejemplo de estación sin TC principales en la bahía deseccionamiento de barras

En este caso, se pueden mantener dos zonas por separado solamente mientras elinterruptor de acoplamiento está abierto. En cuanto el interruptor de acoplamiento debarras está por cerrarse, se debe activar la característica de interconexión de zonas ylas barras completas quedan protegidas de manera automática con solamente una zonadiferencial global.

Como no hay ningún transformador de corriente en la bahía de acoplamiento debarras, no es necesario asignar el bloque funcional de bahía interno para la bahía deacoplamiento. Sin embargo, se necesita una lógica de configuración adicional parapoder activar la interconexión automática de zonas cuando el interruptor deacoplamiento de barras se debe cerrar. Ejemplo de esta lógica, como se observa en lafigura 47.



IEC06000137 V1 ES

Figura 47: Lógica de configuración para el acoplamiento de barras sin TCprincipales

6.1.3.10 Protección de zona muerta

Cuando se utilizan interruptores de tanque vivo o GIS, existe una separación físicaentre el TC y el interruptor. La protección de zona muerta está relacionada con lasfaltas primarias entre el TC principal y el interruptor de una bahía de línea. Por lotanto, está directamente relacionada con la posición del TC principal en la bahía delínea. Por lo general, se utilizan tres posiciones de TC en las bahías de línea de las redeseléctricas en todo el mundo, como se observa en la figura 48.



Protecciónde línea



Protecciónde barra

Protecciónde barra

Protecciónde barra

IEC06000138 V1 ES

Figura 48: Ubicaciones típicas del TC en una bahía de línea

donde:

A = hay dos TC disponibles, uno en cada lado del interruptor de línea

B = hay un TC disponible en el lado de la línea del interruptor de línea

C = hay un TC disponible en el lado de la barra del interruptor de línea

1 = región de zona muerta

En la figura 48/A, donde hay dos TC disponibles en una bahía de línea, la protecciónde zona muerta no es un problema. Las zonas de protección de barra y de línea sesuperponen en el interruptor de línea y ambos esquemas de protección detectan ydisparan instantáneamente todas las faltas entre estos dos TC. Como consecuencia deuna falta así, tanto la barra como la línea se desconectan de la red eléctrica.

En la figura 48/B, donde hay un TC disponible en el lado de la línea del interruptor delínea, la falta primaria entre el TC y el interruptor provoca ciertos problemas. Por logeneral, la protección de barra detecta y dispara esa falta. Sin embargo, para despejarlapor completo, también se debe disparar el interruptor del extremo remoto de la línea.Hay que tener en cuenta que, para la protección de líneas, esta falta es inversa (es decir,protección de distancia utilizada para protección de línea) o externa (es decir,protección diferencial de transformador/línea utilizada para protección de línea).

En la figura 48/C, donde hay un TC disponible en el lado de la barra del interruptor delínea, la falta primaria entre el TC y el interruptor también genera problemas. Por logeneral, la protección de línea detecta y dispara esa falta. Sin embargo, para despejarlapor completo, también se debe disparar la sección de barra asociada. Hay que tener encuenta que la protección diferencial de barra clasifica esa falta como externa y, sinmediciones adicionales, la protección permanece estable.

Para entender mejor las aplicaciones de la protección de zona muerta dentro de laprotección de barra, se utiliza la figura 49 .



BI1 BI1

QA1 QA1

ZA

QA1 QA1

BI1 BI1

xx06000139.vsd

4

3

1

2

IEC06000139 V1 ES

Figura 49: Límites de medición de la protección de barra y de despeje de faltas

donde:

1 es el límite de medición de la protección de barra determinado por las ubicaciones de los TC delínea

2 es el límite del despeje de faltas internas de la protección de barra determinado por lasubicaciones de los interruptores de línea

3 es la región de zona muerta para las líneas, como se observa en la figura 48/B

4 es la región de zona muerta para las líneas, como se observa en la figura 48/C

En la figura 49 se observa una estación con una barra. Las dos líneas del lado izquierdotienen los TC en el lado de la línea del interruptor. Las dos líneas del lado derecho dela barra tienen los TC en el lado de la barra del interruptor. Se da por sentado que laprotección de barra está conectada a los cuatro juegos de TC en esta estación.

Debido a la ubicación de los TC en las bahías de línea, la protección de barra detectatodas las faltas primarias localizadas dentro del límite de medición determinado porlas ubicaciones de los TC; consulte la figura 49. Sin embargo, su funcionamientosolamente despeja por completo las faltas dentro del límite de despeje determinadopor las ubicaciones de los interruptores, como se observa en la figura 49.Evidentemente, las faltas primarias entre estos dos límites plantean ciertos problemasprácticos.

En primer lugar, hay que tener en cuenta que no existe una solución ideal para las faltasdentro de la región extrema en una bahía de línea cuando el interruptor de línea estácerrado. Esas faltas, dentro de la región de zona muerta, se despejan con retardoadicional mediante el funcionamiento de la protección de respaldo local (es decir, laprotección de fallo de interruptor de línea) o mediante el funcionamiento de laprotección de respaldo remota (es decir, protección de distancia de zona 2 en losextremos remotos).

Sin embargo, el comportamiento de la protección general de barra se puede mejorarpara las faltas primarias dentro de las regiones de zona muerta, cuando el interruptorde línea está abierto. En tales circunstancias, se pueden tomar las siguientes medidas:



• Para las líneas con TC en el lado de la línea del interruptor (es decir, las dos líneasen el lado izquierdo de la figura 49), la medición de corriente se puededesconectar de la zona de protección de barra cierto tiempo después de la aperturadel interruptor de línea (por ejemplo, 400 ms para líneas de transformador y decable, o el mayor tiempo sin actividad del reenganche de +300 ms para las líneasaéreas). Al mismo tiempo, se debe activar la protección de sobreintensidad rápida(es decir, por lo general, con retardo de 40 ms) y correctamente ajustada a fin dedetectar faltas dentro de la región de zona muerta. Cualquier funcionamiento deesta protección de sobreintensidad solo emite una orden de disparo interna alinterruptor del extremo remoto de la línea. Esta protección de sobreintensidadsuele llamarse protección de zona muerta en la documentación sobre relés. Sedebe tener en cuenta que, al mismo tiempo, la protección de barra permaneceestable (es decir, selectiva) para dicha falta.

• Para las líneas con TC en el lado de la barra del interruptor (es decir, las dos líneasen el lado derecho de la figura 49), la medición de corriente se puede desconectarde la zona de protección de barra cierto tiempo después de la apertura delinterruptor de línea (es decir, después de 400 ms). Esta medida asegura el disparorápido de la protección de barra para faltas dentro de la región de zona muerta enesa bahía de línea, mientras el interruptor de línea está abierto.

Sin embargo, hay que tener en cuenta que para utilizar la protección de zona muerta,el estado del interruptor y su orden de cierre deben estar conectados a las entradasbinarias del esquema de protección de barra, a fin de estar disponibles para la lógicade selección de zona. Para obtener más información, consulte la sección sobreselección de zona.

La lógica de protección de zona muerta se puede realizar con facilidad, con la ayudade la herramienta de configuración gráfica. Una etapa (es decir, la 4.º etapa) de laprotección de sobreintensidad opcional disponible se puede utilizar como protecciónde zona muerta específica para las líneas con TC en el lado de la línea del interruptor.

Aquí se explica la protección de zona muerta para una estación simple con una barra.Sin embargo, los mismos principios se pueden aplicar a casi todas las demásdisposiciones de estaciones. De cualquier manera, en ciertas circunstancias, para lasestaciones con una barra de transferencia se puede necesitar una lógica más amplia afin de implementar la protección de zona muerta.

6.1.3.11 Interconexión de zonas (transferencia de carga)

En las estaciones con dos barras o con dos barras y una barra de transferencia suele serun requisito utilizar la posibilidad de interconexión de zonas de la corriente de cargaen cualquier bahía de línea de una barra a la otra. Por lo general, la secuencia defuncionamiento durante la interconexión de zonas es la siguiente:

• La bahía de acoplamiento de barras está cerrada (es decir, el interruptor y ambosseccionadores).

• El seccionador de barra en la bahía de línea de la barra que todavía no está enservicio está cerrado. El sistema de enclavamiento del equipo de conmutaciónsolo permite esto cuando el interruptor de acoplamiento ya está cerrado. Según la



capacidad térmica de los seccionadores de barra en la bahía de línea (QB1 yQB2), la apertura del interruptor de acoplamiento a veces se enclava mientrasambos seccionadores dentro de una de las bahías de línea están cerrados.

• Apertura del seccionador de la bahía de línea originalmente cerrado. Ahora lacarga se transfiere de una barra a la otra.

• Apertura del interruptor de acoplamiento.

La interconexión de zonas se debe tener en cuenta para el esquema de proteccióndiferencial de barra, ya que las dos zonas están interconectadas a través de dosseccionadores. Se desconoce la corriente primaria dividida entre las dos barras y no sepueden mantener las dos zonas de medición por separado.

En los sistemas de protección de barra analógicos convencionales, las soluciones hansido desconectar una zona (por lo general, la zona B) y conectar todas las líneas a laotra zona (por lo general, la zona A), mediante IED de amplia conmutación de zonas.Al mismo tiempo, la corriente de la bahía de acoplamiento, que solo circula entre doszonas, se debe desconectar de la zona diferencial de medición.

Una situación similar relacionada con la protección de barra se puede producir entredos secciones de una barra interconectadas a través del seccionador; como se observaen la figura 54. Cuando el seccionador está cerrado, dos zonas de protección separadasse convierten en una, y la protección de barra debe ser capaz de manejarlodinámicamente.

Debido a su diseño numérico, el IED puede controlar esta situación de una maneraelegante y simple. La característica interna denominada ZoneInterconnection seutiliza para manejar ambas situaciones. Esta característica se puede activar de maneraexterna a través de una salida binaria o se puede obtener de manera interna mediantela lógica incorporada. Internamente, esta característica de “conmutación de zona” seactiva si se cumplen las siguientes condiciones:

• las bahías tienen el parámetro ZoneSel ajustado a CtrlInclude o CtrlExcludes• la lógica interna de selección de zona decide que esta bahía en particular se debe

conectar simultáneamente a ambas zonas diferenciales internas

Esta situación solamente significa que, para esta bahía en particular, ambosseccionadores de barra están cerrados y, por lo tanto, se está produciendo laconmutación de la interconexión de zonas en la estación.

Cuando la característica de conmutación de zonas se activa dentro del IED, lacorriente de cada bahía tiene el comportamiento predeterminado mediante el ajustedel parámetro ZoneSwitching. Este parámetro, para cada bahía, se puede ajustar a unasola de las tres alternativas siguientes:

• ForceOut• ForceIn• Conditionally



Si para una entrada en particular del TC el parámetro de ajuste ZoneSwitching estáajustado a ForceOut, esta entrada del TC se desconecta de ambas zonas diferenciales,independientemente de cualquier otro valor ajustado o entrada binaria activada,mientras la característica de conmutación de zonas está activada dentro del IED. Porlo general, este ajuste se utiliza para la bahía de acoplamiento en estaciones con dosbarras.

Si para una entrada en particular del TC el parámetro de ajuste ZoneSwitching estáajustado a ForceIn, esta entrada del TC se conecta con ambas zonas diferenciales,independientemente de cualquier otro valor ajustado o entrada binaria activada,mientras la característica de conmutación de zonas está activada dentro del IED. Porlo general, este ajuste se utiliza para todas las bahías de línea con dos zonas simplesinterconectadas mediante un seccionador.

Si para una entrada en particular del TC el parámetro de ajuste ZoneSwitching estáajustado a Conditionally, esta entrada del TC se conecta con ambas zonasdiferenciales solo si fue incluida en cualquiera de las dos zonas durante 2 ms antes dela activación de la característica de conmutación de zonas. Por lo general, este ajustese utiliza para todas las bahías de línea en estaciones con dos barras. Con este ajuste,todas las bahías de línea que no estaban conectadas con ninguna de las dos zonas antesde la activación de la interconexión de zonas (es decir, fuera de servicio para tareas demantenimiento programadas) tampoco se incluyen durante la interconexión de zonas.

A los fines prácticos, esto significa que para la estación con dos barras, cuando lacaracterística de conmutación de zonas está activada, todas las bahías de línea estánconectadas a ambas zonas diferenciales, mientras que el TC de acoplamiento estádesconectado de ambas zonas. De esta manera, se logra una solución simple, peroeficaz. Es muy importante observar que todos los cambios necesarios en la disposicióndel disparo de cada bahía se realizan automáticamente dentro de la lógica interna.

Se activa automáticamente una señal binaria específica en la lógica interna cuando lacaracterística de interconexión de zonas está activada. Si esta característica estáactivada durante más tiempo del preestablecido, se activa una señal binaria de alarmaaparte, a fin de advertir al personal de la estación sobre dichas condiciones defuncionamiento. ZoneInterconnection es una característica que se puede desactivarmediante el ajuste de un parámetro para las disposiciones de subestaciones en las queno se necesita, es decir, estaciones con una barra, estaciones con interruptor ymediointerruptor y medio y otras.

Las zonas discriminantes (es decir, zona A y zona B) en el IED incluyen un niveloperativo sensible. Este nivel operativo sensible se ha diseñado para poder detectarfaltas a tierra en barras de redes eléctricas conectadas a tierra de baja impedancia (esdecir, redes eléctricas donde la corriente de falta a tierra se limita a cierto nivel, por logeneral entre 300 A y 2000 A primarios, mediante un reactor o una resistencia en elpunto neutro) o para otras aplicaciones especiales donde se requiere mayorsensibilidad. El funcionamiento y las características de funcionamiento de laprotección diferencial sensible se pueden ajustar independientemente de lacaracterística de funcionamiento de la protección diferencial principal. El niveldiferencial sensible se bloquea en cuanto la corriente entrante total excede el nivelpreestablecido. Mediante ajustes adecuados, se puede asegurar el bloqueo de este



nivel sensible para faltas externas de fase a fase o trifásicas, que pueden provocar lasaturación del TC. La comparación entre estas dos características se observa en lafigura 50.

Características deoperación dela protección diferencial

Area de operación

Nivel de operación diferencialI d

[Am

perio

s pr

imar

ios]

Iin [Amperios primarios]

s=0.53

I d=I in

Protección diferencial sensible


Nivel de operación sensible Boqueo Iin Sensible

IEC06000142 V1 ES

Figura 50: Característica de funcionamiento de la protección diferencial

Además, la protección diferencial sensible se puede retardar y se debe activar demanera externa mediante una señal binaria (es decir, desde el relé externo desobretensión del TT en triángulo abierto o desde el relé de sobreintensidad de puntoneutro del transformador de potencia).

Los parámetros de ajuste para la zona de comprobación se ajustan a través de la HMIlocal o del PCM600.

Dicha zona de comprobación está incluida en el IED. Mediante el ajuste del parámetroCheckZoneSel = NotConnected/Connected se puede decidir, de manera individualpara cada bahía, si se debe conectar a la zona de comprobación o no. Este ajuste estádisponible en el bloque funcional de bahía.

Para cada zona, hay un parámetro de ajuste CheckZoneSup, que se puede ajustar a Ono Off. Este parámetro de ajuste determina para cada zona por separado si essupervisada o no por una zona de comprobación. Este ajuste está disponible en ambasfunciones de zona. Por último, es necesario activar la zona de comprobación (es decir,el parámetro de ajuste Operation se debe ajustar a On), a fin de que quede activada porcompleto. Las características de funcionamiento para la zona de comprobación sepueden ajustar independientemente de las dos zonas discriminantes.

Sin embargo, se observa que la zona de comprobación tiene una característica defuncionamiento ligeramente distinta de las zonas discriminantes habituales. Para lazona de comprobación, la corriente saliente resultante se utiliza como corrienteestabilizadora, en lugar de la corriente entrante total, a fin de garantizar elfuncionamiento de la zona de comprobación para todas las condiciones de



funcionamiento posibles en la estación. La característica de funcionamiento de la zonade comprobación se observa en la figura 51:


Nivel de

operación s=0,0-0,90 (ajustable)

Iout [Amperios primarios]

I d [A

mp

eri

os p

rim

ari

os]

Región de

operación

IEC06000062 V1 ES

Figura 51: Característica de funcionamiento de la zona de comprobación

Observe que el nivel de funcionamiento diferencial mínimo OperLevel de la zona decomprobación se debe ajustar igual o menor que el nivel de funcionamientocorrespondiente a las zonas discriminantes habituales.

Para las subestaciones en las que no se requiere la “conmutación del TC” tradicional(es decir, estaciones con una sola barra o con interruptor y medio ), no se debe utilizarla zona de comprobación. Para esas aplicaciones, la zona de comprobación se debedesactivar ajustando el parámetro Operation a Off.

Cuando los circuitos del TC se conmutan según la posición de los seccionadores debarra, existe la posibilidad de que algunos de los circuitos secundarios de los TCtengan el circuito abierto por error. Al mismo tiempo, esto puede provocar unfuncionamiento no deseado del esquema de protección diferencial.

Por eso, con frecuencia se necesita la así llamada zona de comprobación para unaprotección de barra tradicional de alta impedancia cuando se conmuta el circuito delTC. La zona de comprobación es fija y no tiene conmutación del TC en ninguno de loscircuitos de salida ni está conectada a las bahías de seccionamiento y de acoplamientode barras. Detecta faltas en cualquier lugar de la subestación, pero no puede distinguiren qué parte de la estación se encuentran. Cuando detecta una falta, emite una señal dedesbloqueo a los relés de protección de barra en todas las zonas discriminantesindividuales. Entonces, las zonas discriminantes de protección de barra disparan laparte defectuosa de la subestación. Sin embargo, este principio no solo genera un costealto, puesto que se necesitan núcleos de TC individuales, sino que crea la necesidad decableado extra y de un relé diferencial de zona de comprobación separado.

No hay necesidad de una zona de comprobación externa, debido a lo siguiente:



• La conmutación del TC se hace solamente en el software, y los circuitos decorriente secundaria del TC no incluyen ningún contacto auxiliar, como seobserva en la figura 62.

• El IED siempre tiene un zona especial y un algoritmo de “detección de TCabierto” selectivo de fase, que puede bloquear de manera instantánea la funcióndiferencial si hay circuitos secundarios de los TC abiertos por accidente o error.

• Se encuentra disponible la característica de zona de comprobación interna.

Esto significa que se puede lograr una solución muy económica al usar REB670, queproduce ahorros adicionales durante la ingeniería, la instalación, la puesta en servicioy el mantenimiento del esquema.

Los contactos de salida binarios preconfigurados se incluyen en el IED, a fin deadvertir sobre la condición del circuito de TC abierto. Al mismo tiempo, uno de losLED en la HMI local se puede programar para encenderse. Hay que tener en cuentaque la alarma del circuito de TC abierto solo se puede reponer manualmente de una delas tres maneras siguientes:

1. Utilizando el menú de reposición en la HMI local.2. Energizando la entrada binaria dedicada llamada “Reset OCT” a través de enlaces

de comunicación.3. Energizando la entrada binaria dedicada llamada “Reset OCT” a través de la

lógica en la configuración interna.

Para obtener más detalles sobre los principios de funcionamiento del algoritmo dedetección de TC abierto, consulte el manual de referencias técnicas.

6.1.3.12 Disposición del circuito de disparo

Las salidas del contacto son de mediana capacidad de corte. Es posible utilizarlas paradisparar directamente cada interruptor de bahía. Esta solución es adecuada para todoslos tipos de disposiciones de estaciones. La lógica interna de selección de zonaproporciona señales de disparo individuales en el software interno y no se requiereningún relé externo para esto. Esta disposición asegura la correcta distribución de laseñal de disparo a todos los interruptores en el caso de funcionamiento de la protecciónde barra o de la protección de fallo del interruptor individual. La protección de fallode interruptor puede ser interna o externa con respecto al IED.

Mediante un ajuste de parámetros, es posible proporcionar contactos de salida dedisparo bloqueados o con reposición automática del IED. Sin embargo, se debe teneren cuenta que el bloqueo es eléctrico (es decir, si el suministro de CC al IED se pierde,los contactos de salida se reponen).

Sin embargo, debido a la gran cantidad de contactos de salida de disparo necesarios (esdecir, interruptores monopolares o bobinas de disparo de respaldo o principales), aveces se aplica una unidad de relé de repetición del disparo para activar losinterruptores en la estación. En ese caso, la disposición del disparo se puede hacer dediferentes maneras.



6.1.3.13 Disposición de disparo con la versión monofásica

Cuando se utiliza la versión monofásica del IED, por lo general, se requiere tener tresIED (es decir, uno por fase). Por lo tanto, cuando la protección de barra funciona enun IED, las órdenes de disparo se envían a todas las bahías, pero la protección internade fallo de interruptor se activa solamente en la misma fase. Para asegurar el arranquede fallo de interruptor de manera interna en las tres fases, se recomienda hacer losiguiente. Conecte la señal de disparo de la zona A en un IED a la entrada de disparoexterna de la zona A en los otros dos IED. Así, los tres IED emiten el disparo en la zonaA y permiten el arranque interno de la protección de fallo de interruptor en las tresfases.

Observe lo siguiente:

• La disposición debe ser similar para la zona B.• Esta disposición se debe repetir entre los tres IED (es decir, tres veces).

Un esquema de este tipo se puede disponer de una de las maneras siguientes:

• mediante conexiones entre los tres IED;• mediante mensajes GOOSE cuando se utiliza IEC 61850-8-1:• mediante el módulo de comunicación LCDM.

Observe que, en este caso, la señal de disparo externa desde los otros dos IED se debedisponer mediante un temporizador de pulsos en la configuración, para evitar elbloqueo de la señal de disparo emitida entre los tres IED. Esta disposición a través deGOOSE se observa en la figura 52:



IED 670

IED 670

IED 670

Conmutador

Disparo ZoneA

Disparo ZoneB

Disparo Ext ZoneA

Disparo Ext ZoneB

Disparo Ext ZoneA

Disparo Ext ZoneB

50 ms

50 ms

50 ms

t

50 ms

en06000227.vsd

GOOSE para ZoneA

GOOSE para ZoneBPue

rto I

EC

618

50 (

OE

M)

Pue

rto I

EC

618

50 (

OE

M)

Pue

rto I

EC

618

50 (

OE

M)

Mis

mo G

OO

SE

desde I

ED

nº

3hacia

IE

D n

º 1 e

IE

D n

º 2

Mis

mo G

OO

SE

desde I

ED

nº

3hacia

IE

D n

º 1 e

IE

D n

º 2

IEC06000227 V1 ES

Figura 52: Disposición de disparo principal a través de GOOSE entre tres IEDmonofásicos

6.1.3.14 Unidad de disparo centralizada

El disparo se realiza directamente desde los contactos del IED, que activan una unidadde disparo auxiliar que multiplica la cantidad de contactos de disparo necesarios. Seproporcionan contactos posibles por separado para cada bahía, alimentados por latensión auxiliar de la bahía, que activan la bobina de disparo del interruptor de cadabahía durante el funcionamiento. Esta configuración de disparo es adecuada cuandono se necesitan IED de fallo de interruptor individuales ni bloqueo de las bobinas decierre del interruptor de cada bahía. Una adecuada unidad de disparo externa consta deuna combinación de relés RXMS1/RXMH 2 cuando se necesitan contactos de altacapacidad de corte y solamente relés RXMS 1 cuando es suficiente con contactos demediana capacidad.

6.1.3.15 Disposición de disparo descentralizada

El disparo se realiza directamente desde los contactos del IED, que activan una unidadde disparo auxiliar específica por cada bahía. Esta unidad de disparo auxiliarindividual se puede montar en el armario de protección de barra o en los armarios debahía individuales. Esta configuración de disparo es adecuada cuando hay relés defallo de interruptor individuales en todas las bahías. Una adecuada unidad de disparoexterna consta de una combinación de relés RXMS1/RXMH 2 cuando se necesitan



contactos de alta capacidad de corte y solamente relés RXMS 1 cuando es suficientecon contactos de mediana capacidad.

Esta solución es adecuada, sobre todo, para las disposiciones de estaciones querequieren la lógica dinámica de selección de zona (es decir, la así llamadaconmutación del TC).

6.1.3.16 Función de báscula mecánica

A veces es necesario utilizar relés biestables para el funcionamiento de la protecciónde barra.

El IED tiene una característica incorporada para proporcionar reposición automáticao disparo mantenido en el caso de funcionamiento de la protección de barra. El tipo deseñal de disparo emitida por cada zona se determina mediante el ajuste del parámetroDiffTripOut que se puede ajustar a SelfReset o Latched. Cuando se selecciona Latchedla salida de disparo del IED solamente se repone si:

1. Se emite una orden de reposición manual al IED.2. Se interrumpe la alimentación auxiliar de CC al IED (es decir, se desconecta).

Sin embargo, si se necesitan un disparo y un enclavamiento mantenidosmecánicamente en el circuito de cierre del interruptor, entonces se recomienda utilizarun IED de báscula específico para cada bahía. Estos IED con enclavamiento mecánicose encuentran disponibles en la serie COMBIFLEX (por ejemplo, IED biestablesRXMVB2 o RXMVB4).

Desde el punto de vista de la aplicación, los IED con el disparo mantenido puedentener las siguientes desventajas:

• Los contactos de disparo se mantienen cerrados. Si el interruptor no se abre, labobina de disparo se quema y la alimentación de CC tiene un cortocircuito.

• Los IED de supervisión del circuito de disparo (TCS) se reponen y emiten unaalarma de fallo de circuito de disparo si el IED de báscula no abre la alarma, o serecomienda una doble supervisión del circuito de disparo donde dicho circuito sesupervisa con dos IED (TCS).

6.1.3.17 Refuerzo de contactos con relés de alta capacidad de corte

A veces se requieren relés de disparo de alta capacidad de corte. Por lo general, lasbobinas de disparo del interruptor, con un consumo de potencia de 200 a 300 W,cuentan con un contacto auxiliar que abre el circuito de disparo inmediatamentecuando se dispara el interruptor. Por lo tanto, no se necesita una capacidad alta de cortepara los relés de disparo. De cualquier manera, suele especificarse el uso de relés dedisparo de alta capacidad a fin de garantizar la apertura del circuito de disparo inclusosi falla el interruptor, debido a un fallo mecánico o a la falta de energía para elfuncionamiento. Esto puede suceder, en particular, durante la realización de pruebas



en el sitio. En ese caso, se recomienda utilizar los relés COMBIFLEX RXMH 2 oRXMVB 2 de alta capacidad de corte.

6.1.3.18 Supervisión del circuito de disparo para la protección de barra

La supervisión del circuito de disparo se requiere principalmente para supervisar elcircuito de disparo desde el armario del IED hasta cada interruptor de bahía. Tambiénse puede utilizar para los circuitos de disparo de la protección de barra.

Sin embargo, se puede afirmar que no es tan esencial supervisar el circuito de un reléde disparo de protección de barra ubicado en el armario de protección, puesto que lasfaltas en las barras son muy poco frecuentes, en comparación con las faltas en lasbahías, sobre todo, de las líneas eléctricas aéreas. Además, por lo general, el riesgo espequeño para faltas en el circuito de disparo y, si se produce una falta, esta afectasolamente a una bahía; por lo tanto, todas las demás bahías se desconectancorrectamente, lo que significa que la corriente de falta desaparece o se limita a unvalor bajo.

6.1.4 Diferentes disposiciones de barras

6.1.4.1 General

En este capítulo, se observan y describen los principios de aplicación de la proteccióndiferencial de barra para disposiciones típicas de barras.

6.1.4.2 Disposiciones de una barra

La forma más simple de protección de barra consta de una sola zona para laconfiguración de una barra, tal y como se observa en la figura 53. Cuando existen TCcon diferentes relaciones en las bahías, se compensa ajustando la relación del TC decada bahía por separado.

El único requisito para la protección de barra es que el esquema de protección debetener una zona diferencial. Para cualquier falta interna, deben dispararse todos losinterruptores, lo que causa la pérdida de suministro a todas las cargas conectadas a laestación.

BI1 BI1 BI1 BI1

QA1 QA1 QA1 QA1

ZA

xx06000087.vsd

IEC06000087 V1 EN

Figura 53: Ejemplo de una sección de una barra con seis bahías de línea



Este tipo de disposición de barras se puede proteger con mucha facilidad. Lasconfiguraciones más comunes para este tipo de estación se describen en la tablasiguiente.

Tabla 8: Soluciones típicas para la disposición de una barra

Versión de IED REB670 Cantidad de líneas porbarra

Cantidad de IEDREB670 necesariospara el esquema

BBP trifásica, 2 zonas, 4 bahías (A20) 4 1


BBP monofásica, 2 zonas, 12 bahías (B20) 12 3



Tenga en cuenta que la tabla 8 anterior se proporciona para las versionespreconfiguradas de REB670 que no contienen ninguna entrada de TT.

6.1.4.3 Disposiciones de una barra con seccionador

Esta disposición es muy similar a la de una barra. El seccionador permite al operadordividir la estación en dos barras separadas. Sin embargo, la maniobra del seccionadorse tiene que hacer sin ninguna carga. Esto significa que se debe deenergizar una de lasdos barras antes de la apertura o cierre del seccionador.

En este caso, el esquema de protección debe tener dos zonas diferenciales, que sepueden dividir para trabajar por separado o se pueden unificar en una zona diferencialgeneral cuando se cierra el seccionador. Sin embargo, cuando se cierra el seccionador,para una falta interna en cualquiera de las dos barras, deben dispararse todos losinterruptores de línea, lo que causa la pérdida de suministro a todas las cargasconectadas a esta estación.

BI1 BI1 BI1 BI1 BI1 BI1 BI1

QA1 QA1 QA1 QA1 QA1 QA1 QA1

QB1ZA ZB

IEC11000238-1-en.vsdIEC11000238 V1 ES

Figura 54: Ejemplo de dos secciones de una barra con seccionador y ochobahías de línea por cada sección de barra

Las configuraciones más comunes para este tipo de estación se describen en la tablasiguiente.



Tabla 9: Soluciones típicas para estaciones con dos secciones de una barra y seccionador

Versión de IED REB670 Cantidad total de líneasen ambas secciones debarra







Tenga en cuenta que la tabla 9 se proporciona para las versiones preconfiguradas deREB670 que no contienen ninguna entrada de TT.

Hay dos zonas diferenciales disponibles en el IED y la conexión de ambas zonas secontrola simplemente mediante la lógica de interconexión de zonas, tal y como sedescribe en la sección "Interconexión de zonas (transferencia de carga)". En lapráctica, la posición CERRADO del seccionador activa la lógica de interconexión dezonas dentro del IED. Todo lo demás (es decir, el disparo) se disponeautomáticamente.

6.1.4.4 Disposiciones de una barra con interruptor de seccionamiento

Esta disposición es muy similar a la de una barra. El interruptor de seccionamientopermite al operador dividir la estación en dos barras separadas durante una cargacompleta. El requisito para el esquema de protección de barra es que debe tener doszonas diferenciales independientes, una para cada sección de barra. Si se produce unafalta interna en una de las dos secciones, deben dispararse el interruptor deseccionamiento y todos los interruptores de línea asociados a esta sección, mientras laotra sección sigue funcionando normalmente.

xx06000088.vsd

ZA ZB

BI1

QA1

BI1

QA1

BI1

QA1

BI1

QA1

BI1

QA1

BI1

QA1

QA1

BI1

IEC06000088 V1 ES

Figura 55: Ejemplo de dos secciones de una barra con interruptor deseccionamiento y ocho bahías de línea por cada sección.

Este tipo de disposición de barras se puede proteger con bastante facilidad. Lasconfiguraciones más comunes para este tipo de estación se describen en la tablasiguiente.



Tabla 10: Soluciones típicas para disposiciones de una barra con interruptor de seccionamiento

Versión de IED REB670 Cantidad total de líneasen ambas secciones debarras

Cantidad de IED REB670necesarios para elesquema

BBP trifásica, 2 zonas, 4 bahías (A20) 3*)/6 1/2

BBP trifásica, 2 zonas, 8 bahías (A31) 7*)/14 1/2

BBP monofásica, 2 zonas, 12 bahías (B20) 11*)/22 3/6



*) con una sola entrada de TC de la bahía de seccionamiento de barras


Para la estación con un solo TC en la bahía de seccionamiento de barras, según losrequisitos del cliente, puede ser necesario proporcionar un esquema especial para ladesconexión del TC de seccionamiento cuando el interruptor de seccionamiento estáabierto. Para obtener más información, consulte la figura 45.

6.1.4.5 Disposiciones de barras tipo H

Las estaciones tipo H se utilizan con frecuencia en redes de transmisión ysubtransmisión, como subestaciones en centros de carga, tal y como se observa en lafigura 56. Estas disposiciones son muy similares a la estación con una barra yseccionador o interruptor de seccionamiento, aunque se caracterizan por la muylimitada cantidad de bahías de línea conectadas a la estación (por lo general, solo doslíneas aéreas y dos transformadores).



01 02

04

BS

03

ZA ZB

xx06000121.vsd

IEC06000121 V1 ES

Figura 56: Ejemplo de estación tipo H

El requisito para el esquema de protección de barra para este tipo de estación puedevariar de una compañía a otra. Se puede aplicar una sola zona diferencial global, queprotege las dos secciones de barra. Sin embargo, cuando se produce una falta internaen cualquiera de las dos barras, deben dispararse todos los interruptores de línea, loque causa la pérdida de suministro a todas las cargas conectadas a esta estación.Algunas compañías prefieren tener dos zonas diferenciales, una para cada sección debarra.

Las configuraciones más comunes para este tipo de estación se describen en la tablasiguiente.

Tabla 11: Soluciones típicas para las estaciones tipo H

Versión de IED REB670 Cantidad de zonasdiferenciales/cantidad delíneas por zona


BBP trifásica, 2 zonas, 4 bahías (A20) 1/4 1


BBP monofásica, 2 zonas, 12 bahías (B20) N/D N/D






Para la estación con dos zonas de protección y un solo juego de TC en la bahía deseccionamiento de barras, según los requisitos del cliente, puede ser necesarioproporcionar un esquema especial para la desconexión del TC de seccionamientocuando el interruptor está abierto. Para obtener más información, consulte la figura45.

6.1.4.6 Disposición de barras con dos interruptores

El interruptor, los seccionadores y los transformadores instrumentales se duplicanpara cada línea, tal y como se observa en la figura 57.

QA1

BI1 BI2

QA2 QA1

BI1 BI2

QA2 QA1

BI1 BI2

QA2 QA1

BI1 BI2

QA2 QA1

BI1 BI2

QA2

ZA

ZB

xx06000018.vsd

IEC06000018 V1 ES

Figura 57: Ejemplo de estación con dos interruptores

Esta es una solución extremadamente flexible. Durante el servicio normal, todos losinterruptores están cerrados. El requisito para el esquema de protección de barra esque debe tener dos zonas diferenciales independientes, una para cada barra. Si seproduce una falta interna en una de las dos barras, deben dispararse todos losinterruptores asociados con la barra defectuosa, pero no se interrumpe el suministro aninguna carga. La lógica de disparo para la protección de fallo de interruptor debediseñarse cuidadosamente.

Las configuraciones más comunes para este tipo de disposición de barras se describenen la tabla siguiente.

Tabla 12: Soluciones típicas para la disposición de barras con dos interruptores

Versión de IED REB670 Cantidad de líneas porestación



BBP trifásica, 2 zonas, 8 bahías (A31) 4/8 1/2

BBP monofásica, 2 zonas, 12 bahías (B20) 6/12 3/6






En la figura 58 se observa una ilustración general del principio sobre cómo utilizarREB670 en este tipo de estación.

OR

IEC06000148 V1 ES

Figura 58: Bahía de línea en una estación con dos barras y dos interruptores

6.1.4.7 Interruptor y medio

Se necesita un número menor de interruptores para lograr la misma flexibilidad quecon la disposición de barras con dos interruptores, tal y como se observa en lafigura 59.



BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

ZA

ZB

IEC11000240-1-en.vsdIEC11000240 V1 ES

Figura 59: Ejemplo de estación de interruptor y medio

Por lo general, todos los interruptores están cerrados. El requisito para el esquema deprotección de barra es que debe tener dos zonas diferenciales independientes, una paracada barra. Si se produce una falta interna en una de las dos barras, deben dispararsetodos los interruptores asociados a la barra defectuosa, pero no se interrumpe elsuministro a ninguna carga. La lógica de disparo de la protección de fallo deinterruptor también necesita un diseño cuidadoso.

Este tipo de disposición de barras se puede proteger con mucha facilidad. Lasconfiguraciones más comunes para este tipo de estación se describen en la tablasiguiente.

Tabla 13: Soluciones típicas para estaciones de interruptor y medio cuando no se requiereprotección de fallo para el interruptor medio

Versión de IED REB670 Número de diámetros enla estación








En la figura 60 se muestra una ilustración general del principio sobre cómo utilizarREB670 para estación de interruptor y medio, incluyendo protección interna de fallopara el interruptor medio.



IEC06000149 V1 ES

Figura 60: Diámetro en la estación de interruptor y medio con protección de fallode interruptor para los tres interruptores del interior de REB670

6.1.4.8 Disposición de dos juegos de barras y un interruptor

Este tipo de disposición se observa en la figura 61.

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2BI1

QA1

BI1

QB1 QB2

QA1

ZA

ZB


IEC11000239 V1 ES

Figura 61: Ejemplo de estación con dos barras



Este tipo de disposición de barras es muy común. Se suele preferir para instalacionesgrandes. Ofrece un buen equilibrio entre los requisitos de mantenimiento y laseguridad del suministro. Si fuera necesario, se pueden dividir dos barras durante elservicio normal. El requisito para el esquema de protección de barra es que debe tenerdos zonas diferenciales independientes, una para cada barra. Si se produce una faltainterna en una de las dos barras, deben dispararse el interruptor de acoplamiento debarras y todos los interruptores de línea asociados a la barra defectuosa, mientras laotra barra sigue funcionando normalmente. En el diseño del esquema, deben incluirseprevisiones para la selección de zona, la réplica del seccionador y la interconexión dezonas.

Este tipo de disposición de barras puede protegerse tal y como se describe en lasiguiente tabla:

Tabla 14: Soluciones típicas para estaciones con dos barras

Versión de IED REB670 Cantidad de líneas en laestación (sin contar la bahíade acoplamiento de barras)

Cantidad de IEDREB670necesarios para elesquema

BBP trifásica, 2 zonas, 4 bahías (A20) 3*) 1



BBP monofásica, 2 zonas, 12 bahías (B21) 11*) 3


*) con una sola entrada de TC de la bahía de acoplamiento de barras


Para una estación con un solo TC de la bahía de acoplamiento de barras, según losrequisitos del cliente, puede ser necesario proporcionar un esquema especial para ladesconexión del TC de acoplamiento de barras cuando el interruptor de acoplamientode barras está abierto. Para obtener más información, consulte la figura 45.

Algunas ilustraciones generales del principio sobre cómo utilizar REB670 en este tipode estación se observan de la figura 62 a la figura 66.



IEC06000151 V1 ES

Figura 62: Bahía de línea donde se utilizan contactos auxiliares a y b



IEC06000152 V1 ES

Figura 63: Bahía de línea donde se utilizan contactos auxiliares b



OR

IEC06000153 V1 ES

Figura 64: Bahía de acoplamiento de barras con dos juegos de TC



IEC06000154 V1 ES

Figura 65: Bahía de acoplamiento de barras con un TC y contacto auxiliar a y bdel interruptor



IEC06000155 V1 ES

Figura 66: Bahía de acoplamiento de barras con un TC y solamente contactoauxiliar b del interruptor

6.1.4.9 Disposiciones de dos juegos de barras con dos interruptores deseccionamiento y dos de acoplamiento de barras

Este tipo de estación se suele utilizar para instalaciones GIS. Brinda alta flexibilidadoperativa. Para este tipo de estaciones, pueden utilizarse dos esquemas similares alesquema de la estación con dos barras.

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2BI1

QA1

BI1 QA1

BI1 QA1

BI1

QB1 QB2

QA1

BI1

QA1

ZA1

ZB1

ZA2

ZB2

xx06000016.vsd

IEC06000016 V1 ES

Figura 67: Ejemplo de disposición de estaciones GIS típicas

Con REB670, este tipo de disposición se puede proteger tal y como se describe en latabla siguiente.



Tabla 15: Posibles soluciones para una estación GIS típica

Versión de IED REB670 Cantidad de líneas encada lado de la estación(sin contar las bahías deseccionamiento y deacoplamiento de barras)


BBP trifásica, 2 zonas, 4 bahías (A20) N/D N/D





*) con una sola entrada de TC de la bahía de acoplamiento de barras


En el diseño del esquema, deben incluirse previsiones para la selección de zona, laréplica del seccionador y la interconexión de zonas.

Para una estación con un solo TC de las bahías de acoplamiento o de seccionamientode barras, según los requisitos del cliente, puede ser necesario proporcionar unesquema especial para la desconexión del TC de acoplamiento o de seccionamiento debarras cuando el interruptor está abierto. Para obtener más información, consulte lafigura 45

6.1.4.10 Disposiciones de dos barras y un interruptor, con barra detransferencia

Este tipo de disposición se observa en la figura 68.

BI1

QB1 QB2 QB7

BI1

QB1 QB2 QB7

BI1

QB1 QB2 QB7

BI1

QB1 QB2 QB7

BI1

QB20QB2 QB7QB1

QA1 QA1 QA1 QA1 QA1

ZAZB

xx06000015.vsd

IEC06000015 V1 ES

Figura 68: Ejemplo de disposición de dos barras y un interruptor, con barra detransferencia

Este tipo de disposición de barras es muy común en algunos países. Ofrece un buenequilibrio entre los requisitos de mantenimiento y la seguridad del suministro. Si fueranecesario, se pueden dividir dos barras durante el servicio normal. Además, cualquierinterruptor de línea se puede sacar para realizar tareas de mantenimiento sininterrumpir el suministro a los usuarios finales conectados a esta línea.



El requisito para el esquema de protección de barra es que debe tener dos zonasdiferenciales independientes, una para cada barra. Si se produce una falta interna enuna de las dos barras, deben dispararse el interruptor de acoplamiento de barras ytodos los interruptores de línea asociados a la barra defectuosa, mientras la otra barrasigue funcionando normalmente. Cuando la barra de transferencia está enfuncionamiento, se protege como una parte integral de una de las dos zonas internasdisponibles. Debe prestarse especial atención al uso de la lógica adecuada para laselección de zona, con ayuda de la herramienta de configuración gráfica. Al mismotiempo, también debe prepararse adecuadamente la transferencia de carga y la posibletransferencia de las señales de disparo de la línea durante la transferencia al interruptorde transferencia. Este tipo de disposición de barras puede protegerse tal y como sedescribe en la siguiente tabla:

Tabla 16: Posibles soluciones para disposiciones de dos barras y un interruptor, con barra detransferencia

Versión de IED REB670 Cantidad total de bahíasde línea en la estación(sin contar las bahías deseccionamiento y deacoplamiento de barras)







*) con un juego de TC en la bahía de acoplamiento de barras e interruptor de transferencia y deacoplamiento de barras por separado


Tenga en cuenta que para las disposiciones de estaciones donde se utiliza unacombinación de bahía de transferencia y de acoplamiento de barras, como la que seobserva en la figura 68, deben asignarse dos bloques funcionales de bahía internos aesa bahía primaria, lo que reduce el número de bahías de línea disponibles. En ese tipode estación, el número máximo de bahías de línea disponibles es uno menos de losvalores que se observan en la tabla 16, con la condición de que haya un solo TCprincipal disponible en la bahía de acoplamiento de barras/transferencia. Para unaestación con un solo TC en la bahía de acoplamiento de barras, según los requisitos delcliente, puede ser necesario proporcionar un esquema lógico para la desconexión delTC de acoplamiento cuando el interruptor está abierto. Para obtener más información,consulte la figura 45.



6.1.4.11 Combinación de disposiciones de barras

Existen estaciones que son prácticamente una combinación de dos tipos normales dedisposiciones de estación, que ya se han descrito anteriormente. Aquí se observanalgunos ejemplos típicos:

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

ZA

ZB

xx06000123.vsd

QA1

BI1 BI2

QA2

IEC06000123 V1 ES

Figura 69: Combinación de las disposiciones de estaciones con interruptor ymedio y con dos interruptores

En la práctica, este tipo de estaciones son muy frecuentes. Por lo general, la estaciónse dispone de manera que las bahías con dos interruptores se puedan transformar, enuna etapa posterior, en una configuración con interruptor y medio. Para la protecciónde barra, este tipo de estación se puede proteger exactamente de la misma manera quelas estaciones con interruptor y medio descritas anteriormente. Se puede utilizar elmismo tipo de IED y se aplican las mismas limitaciones con respecto a la cantidad dediámetros.

xx06000124.vsd

QA1

BI1 BI2

QA2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

ZA

ZBQA1

BI1 BI2

QA2

IEC06000124 V1 ES

Figura 70: Combinación de las disposiciones de estaciones con dosinterruptores y con dos barras



En este tipo de disposición, la bahía con dos interruptores cumple al mismo tiempo lafunción de la bahía de acoplamiento de barras para las estaciones normales con dosbarras y un interruptor. Por lo tanto, todas las bahías de dos barras deben disponer delas características de interconexión de zonas, selección de zona y de réplica delseccionador. Debido a los requisitos muy específicos de la característica deinterconexión de zonas, debe considerarse lo siguiente para este tipo de aplicación:

• Las entradas de corriente TC1 y TC2 deben utilizarse para la primera bahía condos interruptores.

• Las entradas de corriente TC3 y TC4 deben utilizarse para la segunda bahía condos interruptores.

• Las entradas de corriente TC5 y TC6 deben utilizarse para la tercera bahía con dosinterruptores (solamente disponible en la versión monofásica).

Por lo tanto, las siguientes soluciones son posibles:

Tabla 17: Soluciones típicas para la combinación de disposiciones de estaciones con dosinterruptores y con dos barras

Versión de IED REB670 Cantidad de líneas condos interruptores/Cantidad de líneas dedos barras en la estación





BBP monofásica, 2 zonas, 12 bahías (B21) 3/6 3

BBP monofásica, 2 zonas, 24 bahías (B31) 3/18 3




xx06000125.vsd

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

ZA

ZB

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

IEC06000125 V1 ES

Figura 71: Combinación de las disposiciones de estaciones con interruptor ymedio y con dos barras

Para este tipo de disposición de barras, la bahía de dos barras se suele conectar alequipo de compensación de potencia reactiva (es decir, reactor shunt o condensadorshunt). Los diámetros en la parte de interruptor y medio de la estación cumplen almismo tiempo la función de bahía de acoplamiento de barras. Por lo tanto, todas lasbahías de dos barras deben disponer de las características de interconexión de zonas,selección de zona y de réplica del seccionador.

6.1.5 Principio de suma

6.1.5.1 Introducción

Se puede obtener una protección diferencial de barra simplificada para faltas de fasey a tierra mediante el uso de un IED monofásico con transformadores de corriente desuma auxiliares, externos. Con este enfoque, se puede obtener una proteccióndiferencial de barra más económica. Esta solución hace posible aplicar la proteccióndiferencial de barra incluso en subestaciones de media tensión. Las diferenciasprincipales entre el esquema completo de protección diferencial de barra segregadopor fases y el esquema de protección diferencial de barra del tipo de suma se observanen la figura 72.



+ R E B 6 7 0

R E B 6 7 0R E B 6 7 0

@

IE C 0 6 0 0 0 1 2 6 _ 2 _ e n .v s d

T C d e s u m a a u x ilia r * )t ip o S L C E 8 ; 1 /1 A , 2 /1 A o 5 /1 A

T re s R E B 6 7 0 m o n o fá s ic o s

U n R E B 6 7 0 m o n o fá s ic o

H a s ta 1 8 p ie z a s d e T C

a u x ilia re s

* ) U n S L C E 8 p o r T C p r in c ip a l

R E B 6 7 0 c o n e n tra d a s d e l

T C d e 1 A

IEC06000126 V2 ES

Figura 72: Diferencia entre la protección diferencial del tipo de suma y lasegregada por fases

En el diseño completo, segregado por fases, se utilizan tres IED REB670 monofásicos(es decir, uno por fase). Sin embargo, para el diseño de suma, se requiere un solo IEDREB670 monofásico y un TC de suma auxiliar por cada TC principal. Estos TC desuma auxiliares convierten las corrientes trifásicas de cada TC principal en unacorriente de salida monofásica, todas medidas por un IED REB670. Entonces, elcálculo diferencial se hace a base de una sola fase. De ese modo, se puede aplicar estaprotección diferencial de barra más económica. Debido a esta característica, elprincipio de suma de protección diferencial de barra se puede aplicar para todos lostipos de disposiciones de estaciones, como se observa en la sección "Diferentesdisposiciones de barras", para tres IED monofásicos.

A modo de ejemplo, el equipo necesario para la protección diferencial de barra del tipode suma para una estación con una barra y hasta 24 bahías se observa en la figura 73.



IEDcon entradas de TC

de 1A

IB2 IX2IA2

L1 L2 L3 N

IA1 IB1 IX1

LA LB LX

TC principales

TC1 TC2 . . . TC24

IEC06000127_2_en.vsd

L1 L2 L3 N L1 L2 L3 N

Barra A

TC de suma

IEC06000127 V2 ES

Figura 73: Conexiones principales de los TC para la estación completa

La protección diferencial de barra del tipo de suma tiene los mismos requisitos para elTC principal descritos en la sección "Requisitos de la FEM secundaria equivalentenominal". Algunos de ellos son:

• Las diferencias de relación de los TC son tolerables hasta 10:1 (por ejemplo, unTC 3000/5 A se puede equilibrar con TC hasta 300/5).

• Las relaciones diferentes de los TC principales se compensan numéricamentemediante el ajuste de un parámetro.

• El TC principal no se debe saturar en menos de 2 ms (consulte la sección"Requisitos de la FEM secundaria equivalente nominal" para obtener detallessobre los requisitos del TC con respecto a la tensión de codo del TC principal).

Sin embargo, debido al principio de suma, este tipo de esquema de protección de barratiene las siguientes limitaciones:



• Se utiliza un solo circuito de medición para todos los tipos de faltas (es decir, nohay redundancia para faltas multifásicas).

• La sensibilidad de faltas primarias varía según el tipo de falta y la(s) fase(s)involucrada(s); consulte la tabla 19

• Las corrientes de carga en las fases buenas pueden generar la corrienteestabilizadora cuando se produce una falta monofásica a tierra, interna. Sinembargo, no hay problema para los sistemas conectados rígidamente a tierra concorrientes de falta a tierra altas.

• No hay indicación de la(s) fase(s) defectuosa(s) si se produce una falta interna.• No es posible utilizar por completo la característica de detección de TC abierto.

6.1.5.2 TC de suma auxiliares

El transformador de corriente de suma auxiliar (es decir, ASCT de aquí en adelante)del tipo SLCE 8 se utiliza con el principio de suma del IED. La ilustración delprincipio de un ASCT de este tipo se observa en la figura 74.

TC de suma auxiliar detipo SLCE 8; X/1A

N4

S1

S2

en03000118.vsd

P1N1

P2

P3N2

P4

P5N3

P6

IEC03000118 V1 ES

Figura 74: Ilustración del principio del ASCT

El ASCT tiene tres devanados primarios y uno secundario. De aquí en adelante, lacantidad de espiras de estos devanados se indica como N1, N2, N3 y N4,respectivamente (consulte la figura 74 para obtener más información).



Hay tres tipos de ASCT para REB670:

1. El tipo de ASCT con relación 1/1 A, para la entrada de corriente trifásicaequilibrada, se debe utilizar con todos los transformadores de corrienteprincipales con corriente nominal secundaria de 1 A (es decir, 2000/1 A).



Observe lo siguiente:

• La corriente nominal primaria del TC principal no tiene importancia para laselección de ASCT.

• Las posibles diferencias de relación de los TC principales se compensan medianteel ajuste de un parámetro en el IED.

• La corriente nominal secundaria del ASCT es de 1 A para todos los tipos. Estosignifica que el devanado del ASCT secundario siempre debe estar conectado alIED con entradas de TC de 1 A, independientemente de la corriente nominalsecundaria del TC principal.

Todas estas características simplifican el pedido de los ASCT. En la práctica, paracomprar ASCT, la única información necesaria es la corriente nominal secundaria delTC principal (es decir, 1 A, 2 A o 5 A).

La tabla 18 resume los datos de los ASCT:

Tabla 18: Datos de los TC de suma auxiliares

Tipo de falta N1 N2 N3 N4 Ukp [V] Carga[VA]

ASCT SLCE 8;1/1 A

52 52 104 90 33 1.0

ASCT SLCE 8;5/1 A

12 12 24 104 38 1.0

ASCT SLCE 8;2/1 A

26 26 52 90 33 1.0

donde:

• N1, N2, N3 y N4 indican la cantidad de espiras de los devanados del ASCT(consulte la figura 74)

• Ukp es la tensión de codo, a 1,6 T, del devanado secundario con N4 espiras• Carga es la carga trifásica total del ASCT impuesta en el TC principal



Debido a su diseño, para la protección diferencial de barra de tipo desuma, los ASCT siempre se deben montar lo más cerca del IEDposible (es decir, en el mismo armario de protección).

6.1.5.3 Posibles conexiones de los ASCT para REB670

Para la protección diferencial de barra de tipo de suma, es posible conectar los ASCTa REB670:

• en el extremo del circuito del TC principal (por ejemplo, al otro lado de los otrosrelés de protección, como se observa en la figura 75

• en serie con otro equipo secundario cuando algún otro relé debe colocarse en elextremo del circuito del TC principal, como se observa en la figura 76

La conexión en el extremo es la disposición recomendada, ya que ofrece mayorsensibilidad para la protección diferencial de barra del tipo de suma (observe lafigura 19 para obtener más información).

Sin embargo, hay que tener en cuenta que estos dos tipos de conexión no se debenmezclar. Esto significa que dentro de una instalación de barras todos los TC de sumaauxiliares se deben conectar en el extremo o en serie.

La conexión típica en el extremo con ASCT se observa en la figura 75.

IEC06000128 V1 ES

Figura 75: Conexión en el extremo con ASCT conectado a la entrada TC3

Es importante observar que, incluso en el caso de TC principales de 5 A o de 2 A, lacorriente secundaria de los TC de suma debe estar conectada al IED, con entradas deTC de 1 A (como se observa en la figura 75). El motivo es que la corriente secundarianominal de los ASCT siempre es 1 A, independientemente de la corriente secundarianominal del TC principal.



Consulte la sección "Características del ASCT/SLCE 8 para la conexión en elextremo" para obtener detalles sobre los cálculos de corriente de los ASCT para laconexión en el extremo.

La conexión típica en serie con ASCT se observa en la figura 76.

TC principal

IEC06000129 V1 ES

Figura 76: Conexión en serie con ASCT conectado a la entrada TC3

Consulte la sección "Características del ASCT/SLCE 8 para la conexión en serie"paraobtener detalles sobre los cálculos de corrientes de los ASCT para la conexión enserie.

6.1.5.4 Corrección del desequilibrio de relación de los TC principales

Como se dijo antes, se encuentran disponibles tres tipos de ASCT para REB670. Elprimer tipo se debe utilizar para TC principales con corriente secundaria nominal de1 A. El segundo tipo se debe utilizar para TC principales con corriente secundarianominal de 5 A. El tercer tipo se debe utilizar con TC principales de 2 A. Sin embargo,siempre se utiliza REB670 con entradas de TC de 1 A. Por lo tanto, la relación del TCprincipal siempre se debe ajustar de manera que la corriente primaria se introduzcacomo para el TC principal, pero la corriente secundaria siempre se introduce como 1A (es decir, un TC principal con relación 3000/5 se introduce como un TC con relación3000/1 en REB670).



6.1.5.5 Niveles de activación primarios para la protección diferencial del tipode suma

El nivel mínimo de corriente diferencial de funcionamiento se introduce directamenteen amperios primarios. Sin embargo, como se ha dicho anteriormente, en el caso de laprotección diferencial de suma la sensibilidad de falta primaria varía según el tipo defalta y la(s) fase(s) involucrada(s). El valor introducido, para el nivel mínimo decorriente diferencial de funcionamiento, corresponde exactamente al valor dearranque de REB670 si se produce una falta trifásica interna. Para todos los demástipos de faltas, este valor se debe multiplicar por el coeficiente que se observa en latabla 19 para calcular el valor de arranque .

Tabla 19: Coeficientes de arranque para la protección diferencial de tipo de suma

Tipo de falta L1-Tierra L2-Tierra L3-Tierra L1-L2 L2-L3 L3-L1 L1L2L3ASCTconectado enel extremo

0.434 0.578 0.867 1.732 1.732 0.867 1.0

ASCTconectado enserie

1.732 0.867 0.578 1.732 1.732 0.867 1.0

Los coeficientes en la tabla 19 solo son relevantes para faltas internasideales (es decir, no existen corrientes de carga en las fases sanas).

Ejemplo 1:El nivel mínimo de corriente diferencial de funcionamiento en el IED está ajustado a1250 A. Todos los ASCT están conectados en serie. ¿Cuál es el valor de arranqueprimario teórico si se produce una falta L3 a tierra?

Respuesta 1:Según la tabla 19, el coeficiente de activación para este tipo de conexión de los ASCTy este tipo de falta es 0,578. Por lo tanto:

IPickup L3 Gnd–( ) 0.578 1250× 722.5A= =


( ) 0.578 1250 722.5PickupI C Gnd A- = × =


Esto significa que si se inyectan 722,5 amperios primarios solamente en la fase L3 decualquiera de los TC principales conectados, el IED muestra una corriente diferencialde 1250 A (primarios) y debe estar en el punto de arranque (es decir, de disparo).

Además de las zonas de protección diferenciales, el IED puede incorporar funcionesy características adicionales. La posibilidad y el modo de utilizarlos junto con eldiseño de protección de barra de tipo de suma se observa en la tabla 20:



Tabla 20: Funciones

Funciones ComentarioProtección diferencial de barra Las características de protección diferencial, protección

diferencial sensible, algoritmo de TC abierto, zona decomprobación y supervisión diferencial están conectadascon las corrientes sumadas de las bahías. Por lo tanto,tienen un nivel de arranque diferente según el tipo de faltay las fases involucradas. Para obtener más información,consulte la tabla 19. Sin embargo, si todas estaslimitaciones son aceptables, igual es posible utilizar todasestas características internas de la protección de barra.Observe que la lógica de funcionamiento de TC abierto notrabaja de manera adecuada si los cables secundarios delTC principal están abiertos o en cortocircuito (es decir,entre el TC principal y el ASCT). En caso de apertura ocortocircuito de los cables secundarios del ASCT (esdecir, entre el ASCT y el IED), la lógica de TC abiertofunciona correctamente.

Característica dinámica de selección dezona

La característica de selección de zona en el IED se puedeutilizar exactamente de la misma manera que con eldiseño segregado por fases. Todas las característicasincorporadas, incluida la protección de fallo de interruptor,el redireccionamiento de la orden de disparo de laprotección de respaldo y la lógica de protección de zonamuerta, se pueden utilizar exactamente de la mismamanera que con el diseño segregado por fases.

Función CCRBRF/CCSRBRF La función de protección de fallo de interruptor se conectacon la corriente de bahía sumada. Por lo tanto, tiene unnivel de arranque diferente según el tipo de falta y lasfases involucradas. Para obtener más información,consulte la tabla 19 . No es posible tener arranqueindividual por fase, sino que solo se puede utilizar coneficacia el arranque trifásico. Sin embargo, si todas estaslimitaciones son aceptables, igual es posible utilizar lasfunciones internas CCRBRF/CCSRBRF.

OC4PTOC/PHS4PTOC La función de protección de sobreintensidad se conectacon la corriente de bahía sumada. Por lo tanto, tiene unnivel de arranque diferente según el tipo de falta y lasfases involucradas. Para obtener más información,consulte la tabla 19 . Por ende, es muy difícil asegurar elarranque y la graduación de tiempo de manera adecuadacon relés de protección de sobreintensidad aguas abajo.Así, es bastante difícil utilizar OC4PTOC/PHS4PTOCcomo protección de respaldo de líneas con el diseño desuma.

OC4PTOC/PHS4PTOC La característica de protección de zona muerta se conectacon la corriente de bahía sumada. Por lo tanto, tiene unnivel de arranque diferente según el tipo de falta y lasfases involucradas. Para obtener más información,consulte la tabla 19 . Sin embargo, OC4PTOC/PHS4PTOC no necesitan arranque o coordinacióntemporal con ninguna otra protección de sobreintensidad.Por ende, si las limitaciones descritas anteriormente sonaceptables, OC4PTOC/PHS4PTOC se pueden utilizarcon el diseño de suma.




Funciones ComentarioFunción DRPRDRE La característica de registro de perturbaciones se conecta

con cada corriente de bahía sumada. Por lo tanto, lascorrientes registradas no corresponden a ningunacorriente primaria real. Sin embargo, los registros deDRPRDRE se pueden utilizar para evaluar elfuncionamiento de la protección de barra interna y de lasprotecciones CCRBRF/CCSRBRF y OC4PTOC/PHS4PTOC .

Función DRPRDRE La característica de lista de eventos en el IED se puedeutilizar exactamente de la misma manera que con eldiseño segregado por fases.

Función DRPRDRE La característica de registro de valores de disparo seconecta con cada corriente de bahía sumada. Por lo tanto,los valores de corriente de disparo registrados nocorresponden a ninguna corriente primaria real. Sinembargo, esos registros se pueden utilizar para evaluar elfuncionamiento de la protección de barra interna y de lasprotecciones CCRBRF/CCSRBRF y OC4PTOC/PHS4PTOC .

Comunicación Todas las características de comunicación en el IED sepueden utilizar exactamente de la misma manera que conel diseño segregado por fases.

Función SMBRREC La función de reenganche automático en el IED se puedeutilizar exactamente de la misma manera que con eldiseño segregado por fases.

6.1.5.6 Características del ASCT/SLCE 8 para la conexión en el extremo

La conexión en el extremo típica de los ASCT se observa en la figura 75. Para este tipode conexión de los ASCT, la ecuación de equilibrio entre amperios y espiras tiene laforma según la ecuación 15:

N4 ISUMM× N1 IL1× N2 IL1 IL2+( )× N3 IL1 IL2 IL3+ +( )×+ +=


Las relaciones entre la cantidad de espiras para este ASCT SLCE 8 para REB670 seobservan en la ecuación 16, la ecuación 17 y la ecuación 18:

N1 N2 N;= =


N3 2 N×=EQUATION1109 V1 ES (Ecuación 17)

N4 k 3 N× ×=


donde:

k es una constante, que depende del tipo de ASCT

(es decir, k=1, para ASCT 1/1 A; o k=5 para ASCT 5/1 A; o k=2 para ASCT 2/1 A)



La conocida relación entre los componentes de corriente de secuencia cero, positivay negativa, y las cantidades de corrientes de fase individuales se observa en laecuación 19:

IL1IL2IL3

1 1 1

a2 a 1

a a2 1

I1I2I0

×=


donde:

a es una constante compleja (es decir, a=-0,5+j0,866).

Al incluir la ecuación 16, la ecuación 17, la ecuación 18 y la ecuación 19 en laecuación 15 se puede obtener la ecuación para la corriente secundaria de los ASCTconectados en el extremo, según la ecuación 20:

ISUMM1k--- I1 e-j30°× I2 ej30°× 3 3 I0× ×+ +( )×=


A partir de la ecuación 20 es evidente que la relación nominal de los ASCTcorresponde a sistemas de corriente trifásica equilibrada, donde solo existe elcomponente de corriente de secuencia positiva. Para cualquier condición dedesequilibrio (es decir, una falta externa o interna), tanto el componente de secuenciacero como el de secuencia negativa contribuyen a la corriente sumada.

6.1.5.7 Características del ASCT/SLCE 8 para la conexión en serie

La conexión en serie típica de los ASCT se observa en la figura 76. Para este tipo deconexión de los ASCT, la ecuación de equilibrio entre amperios y espiras tiene laforma según la ecuación 21:

N4 ISUMM× N1 IL1 N2– IL3 N3– IL1 IL2 IL3+ +( )× × ×=


Las relaciones entre la cantidad de espiras para este ASCT SLCE 8 para REB670 seobservan en la ecuación 22, la ecuación 23, la ecuación 24:

N1 N2 N;= =


N3 2 N×=EQUATION1109 V1 ES (Ecuación 23)



N4 k 3 N× ×=


donde:

k es una constante, que depende del tipo de ASCT

(es decir, k=1, para ASCT 1/1 A; o k=5 para ASCT 5/1 A; o k=2 para ASCT 2/1 A).

La conocida relación entre los componentes de corriente de secuencia cero, positivay negativa, y las cantidades de corrientes de fase individuales se observa en laecuación 25:

IL1IL2IL3

1 1 1

a2 a 1

a a2 1

I1I2I0

×=


donde:

a es una constante compleja (es decir, a=-0,5+j0,866).

Al incluir la ecuación 22, la ecuación 23, la ecuación 24 y la ecuación 25 en laecuación 21 se puede obtener la ecuación para la corriente secundaria de los ASCTconectados en serie (es decir, la corriente sumada), según la ecuación 26:

ISUMM1k--- I1 e-j30°× I2 ej30°× 2 3 I0× ×+ +( )×=


A partir de la ecuación 26 es evidente que la relación nominal de los ASCTcorresponde a sistemas de corriente trifásica equilibrada, donde solo existe elcomponente de corriente de secuencia positiva. Para cualquier condición dedesequilibrio (es decir, una falta externa o interna), tanto el componente de secuenciacero como el de secuencia negativa contribuyen a la corriente sumada.



Sección 7 Protección de corriente

7.1 Salida trifásica de la protección de sobreintensidadde fase de cuatro etapas OC4PTOC

7.1.1 IdentificaciónDescripción de función Identificación IEC



Salida trifásica de la protección desobreintensidad de fase de cuatroetapas

OC4PTOC

44 alt

3I>

TOC-REVA V1 ES

51/67

7.1.2 Aplicación

La salida trifásica de la protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapasOC4PTOC se utiliza en varias aplicaciones del sistema de potencia. Algunasaplicaciones son:

• Protección de cortocircuito de líneas en sistemas de distribución ysubtransmisión. Por lo general, estas líneas presentan una estructura radial.

• Protección de respaldo de cortocircuito de líneas de transmisión.• Protección de respaldo de cortocircuito de transformadores de potencia.• Protección de cortocircuito de diferentes tipos de equipos conectados al sistema

de potencia, como por ejemplo baterías de condensadores shunt, reactores shunt,motores y otros.

• Protección de respaldo de cortocircuito de generadores de potencia.

Si las entradas TT no están disponibles o conectadas, el parámetro deajuste DirModex (x = etapa 1, 2, 3 o 4) debe dejarse en el valorpredeterminado Non-directional.

En muchas aplicaciones, se necesitan varias etapas con distintos niveles de activaciónde corriente y retardos. OC4PTOC puede tener hasta cuatro etapas individualesajustables diferentes. La flexibilidad de cada etapa de OC4PTOC es enorme. Existenlas siguientes opciones:

1MRK 505 302-UES - Sección 7Protección de corriente


Función Non-directional / Directional: En la mayoría de las aplicaciones, se utiliza lafuncionalidad no direccional. Esto suele suceder cuando no se puede suministrarcorriente de falta desde el objeto protegido. Para lograr tanto selectividad como undespeje rápido de las faltas, se puede requerir la función direccional.

Elección de las características de retardo de tiempo: Existen varios tipos decaracterísticas de retardo de tiempo, como retardo definido y distintos tipos de retardode tiempo inverso. Por lo general, la selectividad entre diferentes protecciones desobreintensidad se logra mediante la coordinación entre los retardos de tiempo defuncionamiento de las diferentes protecciones. Para lograr una coordinación óptimaentre todas las protecciones de sobreintensidad, deben tener la misma característica deretardo de tiempo. Por lo tanto, se encuentra disponible una amplia gama decaracterísticas de tiempo inverso estándar: IEC y ANSI. También se puede diseñar lacaracterística de tiempo inverso según las necesidades.

Por lo general, se requiere que la protección de sobreintensidad de fase se reponga tanrápido como sea posible cuando el nivel de corriente sea más bajo que el nivel defuncionamiento. En algunos casos, se requiere algún tipo de reposición con retardo detiempo. Por lo tanto, se pueden utilizar diferentes tipos de características dereposición.

Para algunas aplicaciones de protección, puede existir la necesidad de cambiar el nivelde activación de la corriente durante algún tiempo. Un caso típico es cuando laprotección mide la corriente de un motor grande. En la secuencia de arranque de unmotor, la corriente de arranque puede ser considerablemente más grande que lacorriente nominal del motor. Por lo tanto, existe la posibilidad de proporcionar elajuste de un factor de multiplicación al nivel de activación de la corriente. Este factorde multiplicación se activa desde una señal de entrada binaria de la función.

Los transformadores de potencia pueden tener una corriente elevada demagnetización cuando están siendo energizados. Este fenómeno se debe a lasaturación del núcleo magnético del transformador durante partes del periodo. Existeel riesgo de que la corriente de magnetización alcance niveles superiores a la corrientede activación de la protección de sobreintensidad de fase. La corriente demagnetización tiene un gran contenido de segundo armónico. Este se puede utilizarpara evitar un funcionamiento no deseado de la protección. Por lo tanto, OC4PTOCtiene la posibilidad de restricción por segundo armónico si el nivel de esta corrientearmónica alcanza un valor superior a un porcentaje ajustado de la corrientefundamental.

La protección de sobreintensidad de fase se suele utilizar para cortocircuitos de dos ytres fases. En algunos casos, no se desea detectar faltas monofásicas a tierra mediantela protección de sobreintensidad de fase. Este tipo de faltas se detecta y se elimina trasel funcionamiento de la protección de falta a tierra. Por lo tanto, se puede elegircuántas fases, como mínimo, deben tener corriente por encima del nivel de activaciónpara permitir el funcionamiento. Si se ajusta a 1 of 3, basta con tener corriente alta soloen una fase. Si se ajusta a 2 of 3 o 3 of 3, las faltas monofásicas a tierra no se detectan.

Sección 7 1MRK 505 302-UES -Protección de corriente



Cuando la característica de sobreintensidad de tiempo inverso estáseleccionada, el tiempo de funcionamiento de la etapa será la suma delretardo de tiempo inverso y el retardo de tiempo definido ajustado. Porlo tanto, si solo se requiere el retardo de tiempo inverso, es importanteajustar a cero el retardo de tiempo definido para esa etapa.

Los parámetros de la salida trifásica de la protección de sobreintensidad instantáneade fase de cuatro etapas OC4PTOC se ajustan a través de la HMI local o del PCM600.

Se pueden realizar los siguientes ajustes para la función OC4PTOC

GlobalBaseSel: Selecciona el grupo de valores básicos generales utilizados por lafunción para definir (IBase), (UBase) y (SBase).

MeasType: selección de las señales de filtro discreto de Fourier (DFT) o de filtro RMSverdadero (RMS). RMS se utiliza cuando deben tenerse en cuenta los contenidosarmónicos, por ejemplo, en aplicaciones con condensadores shunt.

Operation: la protección se puede ajustar a Off o On

AngleRCA: ángulo característico de protección, expresado en grados. Si el ángulo dela corriente del bucle de falta tiene el ángulo RCA, la dirección de la falta es haciadelante.

AngleROA: valor de ángulo, expresado en grados, que define el sector del ángulo dela función direccional; consulte la figura 77.

IminOpPhSel: corriente mínima para la selección de fase ajustada en % de IBase. Esteajuste debe ser inferior al ajuste de la etapa más baja. El valor predeterminado es el 7%.

StartPhSel: número de fases con corriente alta necesarias para el funcionamiento. Lasposibilidades de ajuste son: Not used, 1 out of 3, 2 out of 3 y 3 out of 3. El valorpredeterminado es 1 out of 3.

2ndHarmStab: nivel de funcionamiento de la restricción de corriente del segundoarmónico, ajustado en % de la corriente fundamental. El rango de ajuste es 5 - 100%en pasos del 1%. El valor predeterminado es el 20%.



Uref

Idir

IEC09000636_1_vsd

1

2

2

3

4

IEC09000636 V1 EN

Figura 77: Característica de función direccional

1. RCA = ángulo característico del relé2. ROA = ángulo de funcionamiento del relé3. Reverse4. Forward

7.1.3.1 Ajustes para cada etapa

x significa la etapa 1, 2, 3 y 4.

DirModex: El modo direccional de la etapa x. Los ajustes posibles son Off/Non-directional/Forward/Reverse.

Characteristx: Selección de la característica de tiempo para la etapa x. Se encuentrandisponibles el retardo de tiempo definido y diferentes tipos de características detiempo inverso, según la tabla 21.



Tabla 21: Características de tiempo inverso

Nombre de la curvaANSI Extremadamente inversa

ANSI Muy inversa

ANSI Inversa normal

ANSI Moderadamente inversa

ANSI/IEEE Tiempo definido

ANSI Extremadamente inversa de tiempo largo

ANSI Muy inversa de tiempo largo

ANSI Inversa de tiempo largo

IEC Inversa normal

IEC Muy inversa

IEC Inversa

IEC Extremadamente inversa

IEC Inversa de tiempo corto

IEC Inversa de tiempo largo

IEC Tiempo definido

Programable por el usuario

ASEA RI

RXIDG (logarítmica)

Las diferentes características se describen en el Manual de referencias técnicas.

Ix>: nivel de corriente de fase de funcionamiento para la etapa x expresado en un % deIBase.

tx: retardo de tiempo definido para la etapa x. Se utiliza si se elige la característica detiempo definido.

kx: multiplicador de tiempo para el retardo de tiempo inverso para la etapa x.

IMinx: nivel de corriente de fase de funcionamiento para la etapa x en % de IBase.Ajuste IMinx por debajo de Ix> para cada etapa con el fin de obtener la característicade reposición ANSI de acuerdo con la norma. Si IMinx se establece por encima dePickupx para cualquier etapa, la reposición ANSI funciona como si la corriente fueracero cuando la corriente cae por debajo de IMinx.

IxMult: multiplicador para escalar el valor de ajuste de la corriente. Si se activa unaseñal de entrada binaria (active el multiplicador), el nivel de funcionamiento de lacorriente aumenta mediante esta constante de ajuste. Rango de ajuste: 1,0-10,0

txMin: tiempo mínimo de funcionamiento para todas las características de tiempoinverso. En corrientes altas, la característica de tiempo inverso puede ofrecer untiempo de funcionamiento muy corto. Mediante el ajuste de este parámetro, el tiempo



de funcionamiento de la etapa nunca puede ser más corto que el ajuste. Rango deajuste: 0,000 - 60,000 s en pasos de 0,001 s.

Corriente

Tiempo de funcionamiento

IMinx

txMin

Minimumoperatecurrentandoperationtimeforinversetime=IEC10000058=1=

es=Original.vsd

IEC10000058 V1 ES

Figura 78: Corriente mínima de funcionamiento y tiempo de funcionamientopara las características de tiempo inverso

Para ajustarse por completo a la definición de las curvas, el parámetro de ajuste txMindebe ajustarse al valor equivalente al tiempo de funcionamiento de la curva inversaseleccionada para la corriente medida de veinte veces superior al valor de activaciónde corriente ajustado. Debe considerarse que el valor del tiempo de funcionamientodepende del valor de ajuste seleccionado para el multiplicador de tiempo kx.

ResetTypeCrvx: la reposición del temporizador de retardo puede realizarse dediferentes maneras. La elección del ajuste ofrece las posibilidades que aparecen en latabla 22.

Tabla 22: Posibilidades de reposición

Nombre de la curva Nº índice de la curvaInstantáneo 1

Reposición de IEC (tiempoconstante)

2

Reposición de ANSI (tiempoinverso)

3



Las características de retardo se describen en el manual de referencias técnicas.Existen algunas restricciones con respecto a la elección del retardo de reposición.

Para las características de retardo de tiempo definido, los posibles ajustes de retardoson instantáneo (1) e IEC (2 = reposición de tiempo constante).

Para las características de tiempo inverso ANSI, están disponibles los tres tipos decaracterísticas de tiempo de reposición: instantáneo (1), IEC (2 = reposición de tiempoconstante) y ANSI (3 = tiempo de reposición dependiente de la corriente).

Para las características de tiempo inverso IEC, los posibles ajustes de retardo soninstantáneo (1) e IEC (2 = reposición de tiempo constante).

Para las características de retardo de tiempo inverso diseñado según las necesidades(tipo 17), están disponibles los tres tipos de características de tiempo de reposición:instantáneo (1), IEC (2 = reposición de tiempo constante ajustado) y ANSI (3 = tiempode reposición dependiente de la corriente). Si se utiliza el tipo de característicadependiente de la corriente, deben asignarse los ajustes pr, tr y cr.

HarmRestrainx: Habilita el bloqueo de la etapa x desde la función de restricción porarmónico (2º armónico). Esta función debe utilizarse cuando existe el riesgo de que lascorrientes de magnetización del transformador de potencia provoquen un disparo nodeseado. Se puede ajustar a Off/On.

tPCrvx, tACrvx, tBCrvx, tCCrvx: parámetros para la curva característica de tiempoinverso creada por el usuario (tipo de curva = 17). Consulte la ecuación 27 paraobtener información de la ecuación de la característica de tiempo.

[ ]

>

p

At s B IxMult

iC

in

= + ×

-

æ öç ÷ç ÷ç ÷æ öç ÷ç ÷è øè ø


Para obtener más información, consulte el Manual de referencias técnicas.

tPRCrvx, tTRCrvx, tCRCrvx: parámetros para la curva característica de tiempo dereposición inverso creada por el usuario (tipo de curva de reposición = 3). Puedeobtenerse una descripción más detallada en el Manual de referencias técnicas.

7.2 Protección de sobreintensidad monofásica de cuatroetapas PH4SPTOC



7.2.1 IdentificaciónDescripción de la función Identificación IEC



Protección de sobreintensidadmonofásica de cuatro etapas

PH4SPTOC

44 alt

I>

OC V1 ES

51

7.2.2 Aplicación

La función de protección de sobreintensidad monofásica de cuatro etapas(PH4SPTOC) se utiliza en varias aplicaciones de la red eléctrica. Algunos usos son:

• Protección de cortocircuito de líneas en sistemas de distribución ysubtransmisión. Por lo general, estas líneas tienen una estructura radial.

• Protección de respaldo de cortocircuito de líneas de transmisión.• Protección de respaldo de cortocircuito de transformadores de potencia.• Protección de cortocircuito de diferentes tipos de equipos conectados a la red

eléctrica como: bancos de condensadores shunt, reactores shunt, motores y otros.• Protección de respaldo de cortocircuito de los generadores de potencia.

La protección de sobreintensidad monofásica se utiliza en IEDs que solo tienenentrada desde una fase, por ejemplo protección de barras para barras grandes (conmuchas bahías).

En muchas aplicaciones, se necesitan varias etapas con distintos niveles de activaciónde corriente y retardos. PH4SPTOC puede tener hasta cuatro distintas etapasindividuales ajustables. La flexibilidad de cada etapa de la función PH4SPTOC esenorme. Existen las siguientes opciones:

Elección de las características de retardo de tiempo: Se encuentran disponibles variostipos de características de retardo, como retardo definido y distintos tipos de retardoinverso. Por lo general, la selectividad entre diferentes protecciones desobreintensidad se logra mediante la coordinación entre los retardos defuncionamiento de las diferentes protecciones. Para lograr una coordinación óptima,todos los IEDs de sobreintensidad, para estar coordinados entre sí, deben tener lamisma característica de tiempo. Por lo tanto, se encuentra disponible una amplia gamade características de tiempo inverso estándar: IEC y ANSI. También es posibleprogramar una característica de tiempo inverso definida por el usuario.

Por lo general, se requiere que la función de sobreintensidad de fase se reponga tanrápido como sea posible cuando el nivel de corriente es más bajo que el nivel defuncionamiento. En algunos casos, se requiere algún tipo de reposición con retardo.Por lo tanto, se pueden utilizar tres tipos diferentes de características de tiempo dereposición.



Para algunas aplicaciones de protección, puede haber una necesidad de cambiar elnivel de activación de la corriente durante un tiempo. Un caso típico es cuando laprotección mide la corriente de un motor grande. En la secuencia de arranque de unmotor, la corriente de arranque puede ser considerablemente más grande que lacorriente nominal del motor. Por lo tanto, existe la posibilidad de dar un ajuste de unfactor de multiplicación al nivel de activación de la corriente. Este factor demultiplicación se activa desde una señal de entrada binaria de la función.

Los transformadores de potencia pueden tener una gran corriente de magnetización,cuando están siendo energizados. Este fenómeno se debe a la saturación del núcleomagnético del transformador durante partes del período. Existe el riesgo de que lacorriente de magnetización alcance niveles superiores a la corriente de activación dela protección de sobreintensidad de fase. La corriente de magnetización tiene un grancontenido de segundo armónico. Este se puede utilizar para evitar un funcionamientono deseado de la protección. Por lo tanto, la función de protección de sobreintensidadde fase de cuatro etapas (OC4PTOC) tiene una posibilidad de restricción por segundoarmónico si el nivel de esta corriente armónica alcanza un valor superior a unporcentaje ajustado de la corriente fundamental.


Los parámetros para la función de protección de sobreintensidad de fase de cuatroetapas (OC) se ajustan a través de la HMI local o del Administrador de protección ycontrol (PCM 600) del IED.

Pueden realizarse los siguientes ajustes para la protección de sobreintensidad de fasede cuatro etapas.

Operation: Off/On

IBase: Corriente base en A primarios. Esta corriente se utiliza como referencia para elajuste de corriente. Puede resultar adecuado ajustar este parámetro a la corrientenominal primaria del objeto protegido.

2ndHarmStab: Nivel de funcionamiento de la restricción de corriente del 2º armónico,ajustada en un % de la corriente fundamental. El rango de ajuste es del 5-100% deIBase en pasos de 1%. El valor predeterminado es el 20%.

HarmRestrainx: Disabled/Enabled, activa el bloqueo desde la restricción armónica.

7.2.3.1 Ajustes para cada etapa (x = 1-4)

Characteristx: Selección de la característica de retardo de tiempo para la etapa x. Seencuentran disponibles el retardo de tiempo definido y diferentes tipos decaracterísticas de retardo de tiempo inverso, según la tabla 23.



Tabla 23: Características de retardo de tiempo inverso


ANSI Muy inversa

ANSI Inversa normal






IEC Inversa normal

IEC Muy inversa

IEC Inversa




IEC Tiempo definido


ASEA RI


Las diferentes características se describen en el "Manual de referencias técnicas".

Ix>: nivel de corriente de fase de funcionamiento para la etapa x expresado en un % deIBase.

tx: retardo de tiempo definido para la etapa x. Se utiliza si se elige la característica detiempo definido. Rango de ajuste: 0,000-60,000 s en pasos de 0,001 s

multiplicador de tiempo para la característica dependiente (inversa).

InxMult: multiplicador para escalar el valor de ajuste de la corriente. Si se activa unaseñal de entrada binaria (active el multiplicador), el nivel de funcionamiento de lacorriente aumenta mediante esta constante de ajuste. Rango de ajuste: 1,0-10,0

txMin: tiempo mínimo de funcionamiento para las características de tiempo inversodel IED. En corrientes altas, la característica de tiempo inverso puede ofrecer untiempo de funcionamiento muy corto. Mediante el ajuste de este parámetro, el tiempode funcionamiento de la etapa nunca puede ser más corto que el ajuste. Rango deajuste: 0,000-60,000 s en pasos de 0,001 s.

ResetTypeCrvx: la reposición del temporizador de retardo puede realizarse dediferentes maneras. La elección del ajuste ofrece las posibilidades que aparecen en latabla 24.



Tabla 24: Posibilidades de reposición

Nombre de la curva Nº índice de la curvaInstantáneo 1

Reposición de IEC (tiempoconstante)

2

Reposición de ANSI (tiempoinverso)

3

Las características de retardo se describen en el "Manual de referencias técnicas".Existen algunas restricciones con respecto a la elección del retardo de reposición.

Para las características de retardo de tiempo independiente, los ajustes posibles deretardo son instantáneo (1) e IEC (2 = reposición de tiempo constante ajustado).

Para las características de retardo de tiempo inverso ANSI, están disponibles los trestipos de características de tiempo de reposición: instantáneo (1), IEC (2 = reposiciónde tiempo constante ajustado) y ANSI (3 = tiempo de reposición dependiente de lacorriente).

Para las características de retardo de tiempo inverso IEC, los ajustes posibles deretardo son instantáneo (1) e IEC (2 = reposición de tiempo constante ajustado).

Para las características de retardo de tiempo inverso diseñado según las necesidades(tipo 17), están disponibles los tres tipos de características de tiempo de reposición:instantáneo (1), IEC (2 = reposición de tiempo constante ajustado) y ANSI (3 = tiempode reposición dependiente de la corriente). Si se utiliza el tipo de característicadependiente de la corriente, deben asignarse los ajustes pr, tr y cr.

HarmRestrainx: Habilita el bloqueo de la etapa x desde la función de restricción porarmónico (2º armónico). Esta función debe utilizarse cuando existe el riesgo de que lascorrientes de magnetización del transformador de potencia provoquen un disparo nodeseado. Se puede ajustar a Off/On.

tPCrvx, tACrvx, tBCrvx, tCCrvx: parámetros para la curva característica de tiempoinverso creada por el usuario (tipo de curva = 17). Consulte la ecuación 28 paraobtener información de la ecuación de la característica de tiempo.

[ ]

>

p

At s B IxMult

iC

in

= + ×

-

æ öç ÷ç ÷ç ÷æ öç ÷ç ÷è øè ø


Para obtener más información, consulte el "Manual de referencias técnicas".



tPRCrvx, tTRCrvx, tCRCrvx: parámetros para la curva característica de tiempo dereposición inverso creada por el usuario (tipo de curva de reposición = 3). Puedeobtenerse una descripción más detallada en el" Manual de referencias técnicas".

7.2.3.2 Restricción por segundo armónico

Si se energiza un transformador de potencia, existe el riesgo de que el núcleo deltransformador se sature durante parte del periodo y provoque una corriente demagnetización fuerte del transformador. Esto genera una corriente residualdecreciente en la red, ya que la corriente de magnetización se está desviando entre lasfases. Existe el riesgo de que la función de sobreintensidad de fase proporcione undisparo no deseado. La corriente de entrada tiene un índice relativamente alto decomponente del 2.º armónico. Este componente se puede utilizar para crear una señalde restricción a fin de evitar esta función no deseada.

Los ajustes para la restricción del 2.º armónico se describen a continuación.

2ndHarmStab: La tasa de contenido de corriente del segundo armónico para laactivación de la señal de restricción por 2.º armónico, para bloquear etapas elegidas.El ajuste se expresa en % de la corriente residual de frecuencia fundamental. El rangode ajuste es de 5-100% en etapas de 1%. El ajuste predeterminado es 20%.

HarmRestrainx: Este parámetro se puede ajustar a Off/On, desactivar o activar larestricción por 2.º armónico.

La protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapas se puede utilizar en variasmaneras, según la aplicación en la que se utiliza. A continuación se brinda unadescripción general.

El ajuste de la corriente de funcionamiento de la protección de tiempo inverso o a laetapa con el ajuste de corriente mas baja de la protección de tiempo inverso constante,se les debe asignar un ajuste de corriente para que la corriente de carga máxima posibleno provoque el funcionamiento de la protección. Aquí también se debe tener en cuentala corriente de reposición de la protección, para que un pico corto de sobreintensidadno provoque el funcionamiento de la protección incluso cuando haya finalizado lasobreintensidad. Este fenómeno se describe en la figura 79.



Corriente de operación

Corriente I

El IED no se repone

Corriente de fase de línea

Tiempo t

Corriente de reposición

IEC05000203-en-2.vsd

IEC05000203 V3 ES

Figura 79: Corriente de activación y reposición para una protección desobreintensidad

El valor mínimo de ajuste se puede escribir según la ecuación 29.

ImaxIpu 1.2k

³ ×


donde:

1.2 es un factor de seguridad,

k es la relación de reposición de la protección e

Imax es la corriente de carga máxima.

Se debe calcular la corriente de carga máxima en la línea. En estadísticas defuncionamiento, se puede encontrar la corriente de carga hasta la situación actual. Elajuste de la corriente también debe ser válido para dentro de algunos años. En lamayoría de los casos, es realista que los valores de ajuste se actualicen no más de unavez cada cinco años. En muchos casos, este intervalo de tiempo es aun másprolongado. Investigue la corriente de carga máxima que pueden resistir diferentesequipos en la línea. Estudie sobre componentes como conductores, transformadoresde corriente, interruptores y seccionadores. Por lo general, el fabricante del equipoproporciona la corriente térmica de carga máxima del equipo.



También existe el requisito de que la protección de sobreintensidad de fase debedetectar todas las faltas dentro de la zona que cubre la protección. Se debe calcular lacorriente de la falta Iscmin, que la protección debe detectar. Con este valor como base,se puede formular el ajuste de la corriente máxima de activación según la ecuación30.

Ipu 0.7 Iscmin£ ×EQUATION1263 V2 EN (Ecuación 30)

donde:

0.7 es un factor de seguridad e

Iscmin es la menor corriente de falta que debe detectar la protección de sobreintensidad.

A modo de resumen, la corriente de activación se debe elegir del intervalo expresadoen la ecuación 31.

Imax1.2 Ipu 0.7 Iscmink

× £ £ ×


El función de alta corriente de la protección de sobreintensidad, que solo tiene unretardo breve del funcionamiento, debe tener un ajuste de corriente tal que laprotección sea selectiva de otra protección en la red eléctrica. Es preferible generar undisparo rápido de faltas dentro de una porción lo más grande posible de la parte de lared eléctrica que se va a proteger (zona de protección primaria). Un cálculo de lacorriente de falta proporciona la corriente más grande de faltas, Iscmax, en la parte másremota de la zona protegida primaria. Se debe tener en cuenta el riesgo desobrealcance transitorio, debido a un posible componente de CC de la corriente delcortocircuito. El ajuste de corriente mínima de la etapa más rápida de la protección desobreintensidad de fase se puede formular según

max1.2 t schighI k I³ × ×


donde:

1.2 es un factor de seguridad,

kt es un factor que se encarga del sobrealcance transitorio debido al componente de CC de lacorriente de falta y se lo puede considerar inferior a 1,1

Iscmax es la corriente máxima de falta en una falta en el punto más lejano de la zona de protecciónprimaria.

Los tiempos de funcionamiento de la protección de sobreintensidad de fase se debenelegir de modo que el tiempo de falta sea tan corto que el equipo no se dañe con una



sobrecarga térmica, al mismo tiempo que se garantice selectividad. Para la protecciónde sobreintensidad en una red de alimentación radial, el ajuste de tiempo se puedeelegir de forma gráfica. Esto se utiliza principalmente en la protección desobreintensidad de tiempo inverso. En la siguiente figura se observa cómo se trazanlas curvas de tiempo versus corriente en un diagrama. Se elige el ajuste de tiempo paraobtener el tiempo de falta más corto con selectividad mantenida. La selectividad segarantiza si la diferencia de tiempo entre las curvas es mayor a una diferencia detiempo crítica.

en05000204.wmfCorriente de faltaIEC05000204 V1 ES

Figura 80: Tiempo de falta con selectividad mantenida

El tiempo de funcionamiento se puede ajustar de forma individual para cadaprotección de sobreintensidad. Para garantizar la selectividad entre diferentesprotecciones, en la red radial, tiene que haber una diferencia mínima de tiempo Dtentre los retardos de dos protecciones. La diferencia mínima de tiempo se puededeterminar para diferentes casos. Para determinar la diferencia de tiempo más cortaentre ellas, se deben conocer el tiempo de funcionamiento de las protecciones, eltiempo de apertura del interruptor y el tiempo de reposición de la protección. Estosretardos pueden variar de manera significativa entre diferentes equipos. Se puedencalcular los siguientes retardos:



tiempo defuncionamiento de laprotección:

15-60 ms

tiempo de reposición dela protección:

15-60 ms

Tiempo de apertura delinterruptor:

20-120 ms

EjemploImaginemos dos subestaciones, A y B, directamente conectadas entre sí a través deuna misma línea, como se observa en la siguiente figura. Examinamos una faltaubicada en otra línea de la estación B. La corriente de falta a la protección desobreintensidad del IED B1 tiene una magnitud tal que la protección tendrá unfuncionamiento instantáneo. La protección de sobreintensidad del IED A1 debe teneruna función con retardo. La secuencia de eventos durante la falta se puede describirmediante un eje de tiempo, consulte la figura 81.

I> I>

A1 B1Línea

Eje de tiempos

t=0 t=t1 t=t2 t=t3

Se produce la falta

La protección B1 se dispara

El interruptor en B1 se abre

La protección A1 se repone


IEC05000205 V1 ES

Figura 81: Secuencia de eventos durante la falta

donde:

t=0 es la falta que ocurre,

t=t1 es la señal de disparo que se envía desde la protección de sobreintensidad en el IED B1. Eltiempo de funcionamiento de esta protección es t1,

t=t2 es el interruptor que se abre en el IED B1. El tiempo de apertura del interruptor es t2 - t1 y

t=t3 es la protección de sobreintensidad que se repone en el IED A1. El tiempo de reposición de laprotección es t3 - t2.

Para garantizar que la protección de sobreintensidad del IED A1 sea selectiva de laprotección de sobreintensidad del IED B1, la diferencia de tiempo mínima debe ser



mayor al tiempo t3. Hay incertidumbres en los valores del tiempo de funcionamientode la protección, el tiempo de apertura del interruptor y el tiempo de reposición de laprotección. Por lo tanto, se debe incluir un margen de seguridad. Con valoresnormales, la diferencia de tiempo necesaria se puede calcular según la ecuación 33.

40 100 40 40 220t ms ms ms ms msD ³ + + + =EQUATION1266 V1 ES (Ecuación 33)

donde se considera que:

el tiempo de funcionamiento de la protección de sobreintensidad B1 es 40 ms

el tiempo de apertura del interruptor es 100 ms

el tiempo de reposición de la protección A1 es 40 ms y

el margen adicional es 40 ms

7.3 Protección de sobreintensidad residual de cuatroetapas (direccionalidad de secuencia cero onegativa) EF4PTOC




Protección de sobreintensidad residualde cuatro etapas

EF4PTOC

44 alt

IN

TEF-REVA V1 ES

51N/67N


Cuando la característica de sobreintensidad de tiempo inverso estáseleccionada, el tiempo de funcionamiento de la etapa será la suma delretardo de tiempo inverso y el retardo de tiempo definido ajustado. Porlo tanto, si solo se requiere el retardo de tiempo inverso, resulta desuma importancia ajustar a cero el retardo de tiempo definido para esaetapa.

Los parámetros para la protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas,dirección de secuencia cero o secuencia negativa EF4PTOC, se ajustan a través de laHMI local o del PCM600.



Pueden realizarse los siguientes ajustes para la protección de sobreintensidad residualde cuatro etapas.


Operation: Ajusta la protección a On o Off.

7.3.2.1 Ajustes para cada etapa (x = 1, 2, 3 y 4)

DirModex: El modo direccional de la etapa x. Los ajustes posibles son Off/Non-directional/Forward/Reverse.

Characteristx: Selección de la característica de tiempo para la etapa x. Se encuentrandisponibles el retardo de tiempo definido y diferentes tipos de características detiempo inverso.

La característica de tiempo inverso permite el despeje rápido de las faltas de corrientesaltas y, al mismo tiempo, se puede garantizar la selectividad a otras protecciones desobreintensidad de fase de tiempo inverso. Esto se utiliza principalmente en redes delíneas radiales, aunque también puede utilizarse en redes en malla. En las redes enmalla, los ajustes deben basarse en los cálculos de las faltas de la red.

Para garantizar la selectividad entre diferentes protecciones, en la red radial, tiene queexistir una diferencia mínima de tiempo Dt entre los retardos de dos protecciones. Ladiferencia mínima de tiempo puede determinarse para diferentes casos. Paradeterminar la diferencia de tiempo más corta, deben conocerse el tiempo defuncionamiento de las protecciones, el tiempo de apertura del interruptor y el tiempode reposición de la protección. Estos retardos de tiempo pueden variar de manerasignificativa entre diferentes equipos de protección. Pueden calcularse los siguientesretardos de tiempo

Tiempo de funcionamiento de laprotección:

15-60 ms

Tiempo de reposición de la protección: 15-60 ms

Tiempo de apertura del interruptor: 20-120 ms

Las diferentes características se describen en el manual de referencias técnicas.

INx>: Nivel de corriente residual de funcionamiento para la etapa x expresado en un% de IBase.

kx: Multiplicador de tiempo para la característica dependiente (inversa) para la etapax.

IMinx: nivel de corriente de fase de funcionamiento para la etapa x en % de IBase.Ajuste IMinx por debajo de Ix> para cada etapa con el fin de obtener la característicade reposición ANSI de acuerdo con la norma. Si IMinx se establece por encima de Ix>para cualquier etapa, la señal se reposicionará a corriente igual a cero.



INxMult: multiplicador para escalar el valor de ajuste de la corriente. Si se activa unaseñal de entrada binaria (ENMULTx), el nivel de funcionamiento de la corrienteaumenta mediante esta constante de ajuste.

txMin: Tiempo mínimo de funcionamiento para las características de tiempo inverso.En corrientes altas, la característica de tiempo inverso puede ofrecer un tiempo defuncionamiento muy corto. Mediante el ajuste de este parámetro, el tiempo defuncionamiento de la etapa nunca puede ser más corto que el ajuste.

Corriente

Tiempo de funcionamiento

IMinx

txMin

Minimumoperatecurrentandoperationtimeforinversetime=IEC10000058=1=

es=Original.vsd

IEC10000058 V1 ES

Figura 82: Corriente mínima de funcionamiento y tiempo de funcionamientopara las características de tiempo inverso

Para ajustarse por completo a la definición de las curvas, el parámetro de ajuste txMindebe ajustarse al valor equivalente al tiempo de funcionamiento de la curva de tiempoinverso IEC seleccionada para la corriente medida de veinte veces superior al valor deactivación de corriente ajustado. Debe considerarse que el valor del tiempo defuncionamiento depende del valor de ajuste seleccionado para el multiplicador detiempo kx.

ResetTypeCrvx: la reposición del temporizador de retardo puede realizarse dediferentes maneras. Las posibilidades se describen en el manual de referenciastécnicas.



tPCrvx, tACrvx, tBCrvx, tCCrvx: Parámetros para la curva característica de tiempoinverso programable por el usuario. La ecuación de la característica de tiempo seformula según la ecuación 34:

[ ] = + ×

->

æ öç ÷ç ÷ç ÷æ ö

ç ÷ç ÷è øè ø

p

At s B k

iC

inEQUATION1189 V1 ES (Ecuación 34)

Puede obtenerse una descripción más detallada en el manual de referencias técnicas.

tPRCrvx, tTRCrvx, tCRCrvx: Parámetros para la curva característica de tiempo dereposición inverso programable por el usuario. Se puede obtener una descripción másdetallada en el manual de referencias técnicas.

7.3.2.2 Ajustes comunes para todas las etapas


AngleRCA: ángulo característico del relé expresado en grados. Este ángulo se definetal y como se observa en la figura 83. El ángulo se define como positivo cuando lacorriente residual retrasa la tensión de referencia (Upol = 3U0 o U2)

Upol = 3U0 o U2

I>Dir

RCA

Funcionamiento

en 05000135-4-nsi.vsd

IEC05000135 V4 ES

Figura 83: Ángulo característico del relé expresado en grados



En una red de transmisión normal, el valor normal del RCA es aproximadamente 65°.El rango de ajuste es de -180° a +180°.

polMethod: Define si la polarización direccional es:

• Voltage (3U0 o U2)• Current (3I0 · ZNpol o 3I2 ·ZNpol, donde ZNpol es RNpol + jXNpol), o• de corrientes y tensión, Dual (polarización doble, (3U0 + 3I0 · ZNpol) o (U2 + I2

· ZNpol)).

Por lo general, se utiliza la polarización de tensión de la suma residual calculadainternamente o un triángulo abierto externo.

La polarización de corriente resulta útil cuando la fuente local es fuerte y se necesitaalta sensibilidad. En esos casos, la tensión de polarización (3U0) puede ser inferior al1% y es necesario utilizar la polarización de corriente o la polarización doble.Multiplique la corriente necesaria ajustada (primaria) con la mínima impedancia(ZNpol) y compruebe que el porcentaje de la tensión de fase a tierra seadefinitivamente superior al 1% (ajuste mínimo 3U0>UPolMin) como verificación.

RNPol, XNPol: La fuente de secuencia cero se ajusta en ohmios primarios como basepara la polarización de corriente. Por lo tanto, la tensión de polarización se obtienecomo 3I0 × ZNpol. La ZNpol se puede definir como (ZS1-ZS0)/3, que es la impedanciade retorno a tierra de la fuente detrás de la protección. La máxima corriente de falta atierra en la fuente local se puede utilizar para calcular el valor de la ZN como U/(√3× 3I0). Por lo general, se configura la ZNPol mínima (3 × fuente de secuencia cero).El ajuste se encuentra en ohmios primarios.

Cuando se utiliza el método de la polarización doble, es importante que elajusteINx>o el producto 3I0 × ZNpol no sea superior a 3U0. Si fuera así, existe elriesgo de un funcionamiento incorrecto para faltas en la dirección hacia atrás.

IPolMin: es la corriente mínima de falta a tierra aceptable para la evaluacióndireccional. Para corrientes inferiores a este valor, se bloquea el funcionamiento. Elajuste típico es 5-10% de IBase.

UPolMin: La tensión mínima de polarización (referencia) para la función direccional,expresada en % de UBase/√3.

I>Dir: Nivel de desbloqueo de la corriente residual de funcionamiento en % de IBasepara el esquema de comparación direccional. El ajuste se expresa en % de IBase y debeajustarse por debajo del ajuste INx> más bajo ajustado para la medición direccional.Las señales de salida, STFW y STRV pueden utilizarse en un esquema deteleprotección. La señal adecuada se debe configurar al bloque del esquema decomunicación.



7.3.2.3 Restricción por segundo armónico

Si se energiza un transformador de potencia, existe el riesgo de que el núcleo deltransformador de corriente se sature durante parte del periodo y provoque unacorriente de magnetización del transformador. Esto genera una corriente residualdecreciente en la red, ya que la corriente de magnetización se desvía entre las fases.Existe el riesgo de que la función de sobreintensidad residual proporcione un disparono deseado. La corriente de magnetización tiene un índice relativamente alto decomponente del 2º armónico. Este componente puede utilizarse para crear una señalde restricción a fin de evitar esta función no deseada.

En la saturación del transformador de corriente, puede medirse una corriente residualfalsa mediante la protección. Además, aquí la restricción del 2º armónico puede evitarun funcionamiento no deseado.

2ndHarmStab: La tasa de contenido de corriente del 2º armónico para la activación dela señal de restricción por 2º armónico. El ajuste se expresa en % de la corrienteresidual de frecuencia fundamental.

HarmRestrainx: Habilita el bloqueo de la etapa x desde la función de restricción porarmónico.

7.3.2.4 Lógica de corriente de magnetización de transformador paralelo

En el caso de transformadores paralelos, existe el riesgo de que haya una corriente demagnetización por simpatía. Si uno de los transformadores está en funcionamiento ysi se conecta el transformador paralelo, la corriente de magnetización asimétrica deltransformador conectado genera una saturación parcial del transformador que ya estáen servicio. Esto se llama saturación de transferencia. El 2.º armónico de las corrientesde entrada de los dos transformadores está en oposición de fase. La suma de las doscorrientes proporciona una pequeña corriente del 2.º armónico. Sin embargo, lacorriente fundamental residual es significativa. La corriente de magnetización deltransformador en servicio antes de la energización del transformador paralelo tiene unpoco de retardo en comparación con el primer transformador. Por lo tanto, al principiohay un alto componente de corriente del 2.º armónico. Sin embargo, después de unperiodo corto, esta corriente es pequeña y el bloqueo normal por 2. º armónico serepone.




Sistema de potencia

IN>IN>

IEC05000136 V1 ES

Figura 84: Aplicación para la lógica de corriente de magnetización detransformador paralelo

Si la función BlkParTransf se activa, la señal de restricción por 2.º armónico semantiene siempre que la corriente residual medida por el relé sea mayor que el nivelde corriente de una etapa seleccionada. Supongamos que la etapa 4 se elige como laetapa más sensible de la función de protección de sobreintensidad residual de cuatroetapas EF4PTOC. El bloqueo de restricción por armónico está activado para estaetapa. Además, el mismo ajuste de corriente que esta etapa se elige para el bloqueodurante la energización del transformador paralelo.

A continuación se describen los ajustes para la lógica de transformador paralelo.

UseStartValue: Determina qué nivel de corriente se debe utilizar para la activación dela señal de bloqueo. Este es uno de los ajustes de las etapas: etapa 1/2/3/4. Por logeneral, se debe ajustar a la etapa que tiene el nivel más bajo de corriente defuncionamiento.

BlkParTransf: Este parámetro se puede ajustar a Off/On para la lógica detransformador paralelo.

7.3.2.5 Lógica de cierre sobre falta

Cuando se energiza un objeto defectuoso, existe el riesgo de tener un tiempo largo dedespejo de falta, si la corriente de falta es muy pequeña para proporcionar unfuncionamiento rápido de la protección. La función de cierre sobre falta se puedeactivar desde señales auxiliares del interruptor, ya sea la orden de cierre o la posiciónabierto/cerrado (cambio de posición).

Esta lógica se puede utilizar para emitir un disparo rápido si un polo del interruptor nocierra adecuadamente en un cierre manual o automático.

La lógica SOTF y de tiempo de inactividad son funciones similares para lograr unarápida eliminación de faltas en el cierre asimétrico, sobre la base de requisitos dediferentes compañías eléctricas.

La función se divide en dos partes. La función SOTF proporciona funcionamientodesde las etapas 2 o 3 durante un tiempo ajustado después del cambio de posición del



interruptor. La función SOTF tiene un retardo ajustado. La función de tiempo deinactividad, que tiene bloqueo de restricción por 2.º armónico, proporcionafuncionamiento desde la etapa 4. La restricción por 2.º armónico evita elfuncionamiento no deseado si hay una corriente de magnetización del transformador.La función de tiempo de inactividad tiene un retardo ajustado.

A continuación de describen los ajustes para la lógica de cierre sobre falta.

Modo de funcionamiento SOTF: Este parámetro se puede ajustar a: Off/SOTF/Tiemposin actividad/SOTF+Tiempo sin actividad.

ActivationSOTF: Este ajuste selecciona la señal para activar la función SOTF;posición abierta del CB/posición cerrada del CB/orden de cierre del CB.

tSOTF: Retardo para el funcionamiento de la función SOTF. El margen de ajuste es0,000-60,000 s en etapa de 0,001 s. El ajuste predeterminado es 0,100 s.

StepForSOTF: Si este parámetro se ajusta a On, la señal de arranque de la etapa 3, seutiliza como nivel ajustado de corriente. Si se ajusta a Off la señal de arranque de laetapa 2 se utiliza como nivel ajustado de corriente.

t4U: Intervalo de tiempo cuando la función SOTF está activa después del cierre delinterruptor. El margen de ajuste es 0,000-60,000 s en etapa de 0,001 s. El ajustepredeterminado es 1,000 s.

ActUnderTime: Describe el modo de activación de la función sensible de tiempo deinactividad. La función se puede activar mediante la posición (cambio) del interruptoro una orden al interruptor.

tUnderTime: Retardo para el funcionamiento de la función sensible de tiempo deinactividad. El margen de ajuste es 0,000-60,000 s en etapa de 0,001 s. El ajustepredeterminado es 0.300 s.

7.4 Protección de sobreintensidad de secuencia de fasenegativa direccional de cuatro etapas NS4PTOC




Protección de sobreintensidad desecuencia negativa de cuatro etapas

NS4PTOC I24

4alt

IEC10000053 V1 ES

46I2



7.4.2 Aplicación

La protección de sobreintensidad de secuencia negativa de cuatro etapas NS4PTOCse utiliza en varias aplicaciones del sistema de potencia. Algunas aplicaciones son:

• Protección de falta a tierra y de cortocircuito fase a fase de líneas en sistemas dedistribución y subtransmisión conectados a tierra de manera eficaz. Por logeneral, estas líneas presentan una estructura radial.

• Protección de respaldo de falta a tierra y de cortocircuito fase a fase de líneas detransmisión.

• Protección sensible de falta a tierra de líneas de transmisión. NS4PTOC puedetener mejor sensibilidad para detectar faltas de fase a tierra resistivas, encomparación con la protección de distancia.

• Protección de respaldo de falta a tierra y de cortocircuito fase a fase detransformadores de potencia.

• Protección de falta a tierra y de cortocircuito fase a fase de distintos tipos deequipos conectados al sistema de potencia, como bancos de condensadores shunty reactores shunt, entre otros.

En muchas aplicaciones, se necesitan varias etapas con distintos niveles defuncionamiento de corriente y retardos. NS4PTOC puede tener hasta cuatro etapasindividuales ajustables. La flexibilidad de cada etapa de la función NS4PTOC esenorme. Existen las siguientes opciones:

Función no direccional/direccional: En algunas aplicaciones, se utiliza lafuncionalidad no direccional. Esto suele suceder cuando no se puede suministrarcorriente de falta desde el objeto protegido. Para lograr tanto selectividad como undespeje rápido de las faltas, se puede requerir la función direccional. Este puede ser elcaso para protección de falta asimétrica en sistemas de transmisión en malla yconectados a tierra de manera eficaz. La protección de sobreintensidad de secuencianegativa direccional también es adecuada para el funcionamiento en esquemas decomunicación de teleprotección, lo que permite el despeje rápido de las faltasasimétricas en líneas de transmisión. La función direccional utiliza la cantidad depolarización de tensión.

Elección de las características de tiempo: Se encuentran disponibles varios tipos decaracterísticas de tiempo, como por ejemplo retardo definido y distintos tipos detiempo inverso. Por lo general, la selectividad entre diferentes protecciones desobreintensidad se logra mediante la coordinación entre los tiempos defuncionamiento de las diferentes protecciones. Para lograr una coordinación óptima,todos los relés de sobreintensidad deben tener la misma característica de tiempo paraestar coordinados entre sí. Por lo tanto, se encuentra disponible una amplia gama decaracterísticas de tiempo inverso estándar: IEC y ANSI.





ANSI Muy inversa

ANSI Inversa normal






IEC Inversa normal

IEC Muy inversa

IEC Inversa




IEC Tiempo definido


ASEA RI


El usuario también puede programar una característica de tiempo inverso.

Por lo general, se requiere que la función de sobreintensidad de secuencia negativa sereponga tan rápido como sea posible cuando el nivel de corriente es más bajo que elnivel de funcionamiento. En algunos casos, se requiere algún tipo de reposición conretardo de tiempo. Por lo tanto, se pueden utilizar diferentes tipos de características dereposición.

Para algunas aplicaciones de protección, puede resultar necesario cambiar el nivel defuncionamiento de la corriente durante un tiempo. Por lo tanto, existe la posibilidad deestablecer un ajuste de un factor de multiplicación IxMult al nivel de activación de lacorriente de secuencia negativa. Este factor de multiplicación se activa desde unaseñal de entrada binaria ENMULTx de la función.

7.4.3 Directrices para ajustes

Los parámetros para la protección de sobreintensidad de secuencia negativa de cuatroetapas NS4PTOC se ajustan a través de la HMI local o el Administrador de proteccióny control (PCM600).

Pueden realizarse los siguientes ajustes para la protección de sobreintensidad desecuencia negativa de cuatro etapas.



Operation: Ajusta la protección a On o Off.

Los valores básicos comunes del IED para la corriente primaria (IBase), tensiónprimaria (UBase) y potencia primaria (SBase) se ajustan en una función de valoresbásicos generales de ajuste GBASVAL. GlobalBaseSel: Se utiliza para seleccionaruna función GBASVAL como referencia de valores básicos.


7.4.3.1 Ajustes para cada etapa


DirModeSelx: El modo direccional de la etapa x. Los ajustes posibles son off/nondirectional/forward/reverse.

Characteristx: Selección de la característica de tiempo para la etapa x. Se encuentrandisponibles el retardo de tiempo definido y diferentes tipos de características detiempo inverso.



ANSI Muy inversa

ANSI Inversa normal






IEC Inversa normal

IEC Muy inversa

IEC Inversa




IEC Tiempo definido




Nombre de la curvaProgramable por el usuario

ASEA RI


Las diferentes características se describen en el "Manual de referencias técnicas(TRM)".

Ix>: nivel de corriente de secuencia negativa de funcionamiento para la etapa x,expresado en un % de IBase.


kx: multiplicador de tiempo para la característica dependiente (inversa).

IMinx: corriente mínima de funcionamiento para la etapa x en % de IBase. AjusteIMinx por debajo de Ix> para cada etapa para obtener la característica de reposiciónANSI de acuerdo con la norma. Si se ajusta IMinx por encima de Ix> para cualquieretapa, la reposición ANSI funciona como si la corriente fuera cero cuando la corrientecae por debajo de IMinx.

IxMult: multiplicador para escalar el valor de ajuste de la corriente. Si se activa unaseñal de entrada binaria (ENMULTx), el nivel de funcionamiento de la corriente semultiplica mediante esta constante de ajuste.

txMin: tiempo mínimo de funcionamiento para las características de tiempo inverso.En corrientes altas, la característica de tiempo inverso puede ofrecer un tiempo defuncionamiento muy corto. Mediante el ajuste de este parámetro, el tiempo defuncionamiento de la etapa nunca puede ser más corto que el ajuste.

ResetTypeCrvx: la reposición del temporizador de retardo puede realizarse dediferentes maneras. La selección de ajuste ofrece las siguientes posibilidades:

Nombre de la curvaInstantáneo

Reposición de IEC (tiempo constante)

Reposición de ANSI (tiempo inverso)

Las diferentes características de reposición se describen en el "Manual de referenciastécnicas (TRM)". Existen algunas restricciones con respecto a la elección del retardode reposición.

Para las características de retardo de tiempo independiente, los ajustes posibles deretardo son instantáneo (1) e IEC (2 = reposición de tiempo constante ajustado).

Para las características de retardo de tiempo inverso ANSI, están disponibles los trestipos de características de tiempo de reposición: instantáneo (1), IEC (2 = reposición



de tiempo constante ajustado) y ANSI (3 = tiempo de reposición dependiente de lacorriente).

Para las características de retardo de tiempo inverso IEC, los ajustes posibles deretardo son instantáneo (1) e IEC (2 = reposición de tiempo constante ajustado).

Para las características de retardo de tiempo inverso programable, están disponibleslos tres tipos de características de tiempo de reposición: instantáneo (1), IEC (2 =reposición de tiempo constante ajustado) y ANSI (3 = tiempo de reposicióndependiente de la corriente). Si se utiliza el tipo de característica dependiente de lacorriente, deben asignarse los ajustes pr, tr y cr.

tPCrvx, tACrvx, tBCrvx, tCCrvx: parámetros para la curva característica de tiempoinverso programable (tipo de curva = 17). La ecuación de la característica de tiempose formula según la ecuación 34:

[ ] = + ×

->

æ öç ÷ç ÷ç ÷æ ö

ç ÷ç ÷è øè ø

p

At s B k

iC

inEQUATION1189 V1 ES (Ecuación 35)

Puede obtenerse una descripción más detallada en el " Manual de referencias técnicas(TRM)".

tPRCrvx, tTRCrvx, tCRCrvx: parámetros para la curva característica de tiempo dereposición inverso programable. Puede obtenerse una descripción más detallada en el" Manual de referencias técnicas (TRM)".

7.4.3.2 Ajustes comunes para todas las etapas


AngleRCA: Ángulo característico del relé expresado en grados. Este ángulo se definetal y como se observa en la figura 83. El ángulo se define como positivo cuando lacorriente residual retrasa la tensión de referencia (Upol = -U2)



AngleRCA

Área hacia

delante

Iop = I2

Upol=-U2

Área hacia

atrás


IEC10000031 V1 ES

Figura 85: Ángulo característico del relé expresado en grados

En una red de transmisión, el valor normal del RCA es aproximadamente 80°.

UPolMin: La tensión mínima de polarización (referencia) en % de UBase.

I>Dir: Nivel de corriente residual de funcionamiento para el esquema de comparacióndireccional. El ajuste se expresa en % de IBase. Las señales hacia delante de inicio ohacia atrás de inicio pueden utilizarse en un esquema de comunicación. Debeconfigurarse la señal adecuada para el bloque del esquema de comunicación.

7.5 Protección de sobrecarga térmica, dos constantes detiempo TRPTTR






Protección de sobrecarga térmica, dosconstantes de tiempo

TRPTTR

SYMBOL-A V1 ES

49

7.5.2 Aplicación

Los transformadores del sistema de potencia están diseñados para soportar un nivelmáximo de corriente de carga (potencia) determinado. Si la corriente supera dichonivel, las pérdidas serán mayores de lo estimado. Como consecuencia, aumenta latemperatura del transformador. Si la temperatura del transformador alcanza un valordemasiado alto, el equipo podría resultar dañado.

• El aislamiento dentro del transformador experimenta un envejecimiento forzado.Como consecuencia, aumenta el riesgo de faltas internas de fase a fase o de fase atierra.

• Pueden existir puntos calientes dentro del transformador que degradan elaislamiento de papel. También puede producirse burbujeo en el aceite deltransformador.

En situaciones de estrés en el sistema de potencia, puede resultar necesariosobrecargar los transformadores durante un tiempo limitado. Esto debe realizarse sinlos riesgos mencionados anteriormente. La protección de sobrecarga térmicaproporciona información y hace posible la sobrecarga temporal de lostransformadores.

El nivel de carga permisible de un transformador de potencia depende en gran medidadel sistema de refrigeración del transformador. Existen dos principios fundamentales:

• OA: El aire circula de forma natural sin ventiladores hacia los refrigeradores y elaceite circula de forma natural sin bombas.

• FOA: Los refrigeradores incorporan ventiladores para forzar el aire derefrigeración y bombas para forzar la circulación del aceite del transformador.

La protección puede incluir dos grupos de parámetros, uno para la refrigeraciónnatural y otro para la refrigeración forzada. Tanto el nivel de carga de régimenpermanente permisivo como la constante de tiempo térmica reciben la influencia delsistema de refrigeración del transformador. Los dos grupos de parámetros puedenactivarse mediante la señal de entrada binaria COOLING. Esto puede utilizarse paralos transformadores en los que la refrigeración forzada se puede dejar fuera deservicio, por ejemplo, fallo de ventilador o de bomba.



La protección de sobrecarga térmica calcula el contenido de calor interno deltransformador (temperatura) de manera continua. Este cálculo se realiza con unmodelo térmico del transformador que se basa en la medición de la corriente.

Si el contenido de calor del transformador protegido alcanza un nivel de alarmaajustado, se puede emitir una señal al operador. Existen dos niveles de alarmadisponibles. Esto permite tomar medidas preventivas en el sistema de potencia antesde que se alcancen temperaturas peligrosas. Si la temperatura sigue aumentando hastael valor de disparo, la protección inicia un disparo del transformador protegido.

Después del disparo de la protección de sobrecarga térmica, el transformador se enfríacon el transcurso del tiempo. Transcurre un intervalo de tiempo hasta que el contenidode calor (temperatura) alcanza el nivel suficiente para que el transformador se puedaponer en servicio nuevamente. Por lo tanto, la función sigue calculando el contenidode calor utilizando una constante de tiempo de refrigeración ajustada. La energizacióndel transformador puede bloquearse hasta que el contenido de calor alcance un nivelajustado.


Los parámetros para la protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempo(TRPTTR) se ajustan a través de la HMI local o Administrador de protección y control(PCM600) del IED.

Pueden realizarse los siguientes ajustes para la protección de sobrecarga térmica:

Operation: Off/On

Operation: Ajusta el modo de funcionamiento. Off desactiva la función completa.


IRef: Nivel de referencia de la corriente expresado en % de IBase. Cuando la corrientees igual a IRef, el contenido final de calor (régimen permanente) es igual a 1. Sesugiere establecer un ajuste correspondiente a la corriente nominal del devanado deltransformador.

IRefMult: Si se activa una entrada binaria ENMULT, el valor de corriente dereferencia se puede multiplicar por el factor IRefMult. La activación se puede utilizarsi la temperatura ambiente se desvía del valor de referencia. En el estándar para lacarga de un transformador, se utiliza una temperatura ambiente de 20°C. Paratemperaturas ambiente más bajas, la capacidad de carga aumenta, y viceversa.IRefMult se puede ajustar dentro de un rango de: 0,01 - 10,00

IBase1: Corriente base para el ajuste expresada como porcentaje de IBase. Este ajustedebe relacionarse con el estado sin entrada COOLING. Se sugiere establecer un ajustecorrespondiente a la corriente nominal del transformador con refrigeración natural(OA).



IBase2: Corriente base para el ajuste expresada como porcentaje de IBase. Este ajustedebe relacionarse con el estado con la entrada COOLING activada. Se sugiereestablecer un ajuste correspondiente a la corriente nominal del transformador conrefrigeración forzada (FOA). Si el transformador no tiene refrigeración forzada,IBase2 se puede ajustar igual a IBase1.

Tau1: La constante de tiempo térmica del transformador protegido, relacionada conIBase1 (sin refrigeración), expresada en minutos.

Tau2: La constante de tiempo térmica del transformador protegido, relacionada conIBase2 (con refrigeración), expresada en minutos.

Debe consultarse la constante de tiempo térmica en los manuales de los fabricantes deltransformador. La constante de tiempo térmica depende de la refrigeración y de lacantidad de aceite. Las constantes de tiempo normales para transformadores medianosy grandes (según el IEC 60076-7) son de aproximadamente 2,5 horas para lostransformadores con refrigeración natural y de 1,5 horas para los transformadores conrefrigeración forzada.

La constante de tiempo puede calcularse a partir de mediciones de la temperatura delaceite durante una secuencia de refrigeración (descrita en IEC 60076-7). Se suponeque el transformador funciona con cierto nivel de carga y una temperatura constantedel aceite (funcionamiento de régimen permanente). La temperatura del aceite porencima de la temperatura ambiente es DQo0. A continuación, el transformador sedesconecta de la red (sin carga). Después de un tiempo t de al menos 30 minutos,vuelve a medirse la temperatura del aceite. Ahora, la temperatura del aceite porencima de la temperatura ambiente es DQot. La constante de tiempo térmica puedecalcularse ahora como:

0ln lno ot

tt =DQ - DQ


Si el transformador tiene refrigeración forzada (FOA), la medición debe realizarse conla refrigeración forzada en funcionamiento y sin ella, lo que proporciona Tau2 yTau1.

Las constantes de tiempo pueden cambiarse si la corriente es más alta o más baja queun valor ajustado. Si la corriente es alta, se supone que la refrigeración forzada estáactivada, mientras que se desactiva cuando la corriente es baja. El ajuste de lossiguientes parámetros permite el ajuste automático de la constante de tiempo.

Tau1High: Factor de multiplicación para ajustar la constante de tiempo Tau1 si lacorriente es más alta que el valor ajustado IHighTau1. IHighTau1 se ajusta a un % deIBase1.

Tau1Low: Factor de multiplicación para ajustar la constante de tiempo Tau1 si lacorriente es más baja que el valor ajustado ILowTau1. ILowTau1 se ajusta a un % deIBase1.



Tau2High: Factor de multiplicación para ajustar la constante de tiempo Tau2 si lacorriente es más alta que el valor ajustado IHighTau2. IHighTau2 se ajusta a un % deIBase2.

Tau2Low: Factor de multiplicación para ajustar la constante de tiempo Tau2 si lacorriente es más baja que el valor ajustado ILowTau2. ILowTau2 se ajusta a un % deIBase2.

La posibilidad de cambiar la constante de tiempo con el valor de corriente como basepuede resultar útil en diferentes aplicaciones. A continuación se indican algunosejemplos:

• En el caso de una interrupción total (corriente baja) del transformador protegido,todas las posibilidades de refrigeración están inactivas. Esto puede provocar uncambio en el valor de la constante de tiempo.

• Si se incluyen otros componentes (motores) en la protección térmica, existe elriesgo de sobrecalentar ese equipo en el caso de que exista una corriente muy alta.La constante de tiempo térmica suele ser más pequeña para un motor que para eltransformador.

ITrip: La corriente de régimen permanente que el transformador puede soportar. Elajuste se expresa en % de IBase1 o IBase2.

Alarm1: Nivel de contenido de calor para la activación de la señal ALARM1.ALARM1 se ajusta a un % del nivel de contenido de calor para disparo.

Alarm2: Nivel de contenido de calor para la activación de la señal de salida ALARM2.ALARM2 se ajusta a un % del nivel de contenido de calor para disparo.

ResLo: Nivel de liberación de bloqueo de contenido de calor para liberar la señal debloqueo. Cuando la protección de sobrecarga térmica se dispara, se activa una señal debloqueo. La señal está diseñada para bloquear el reenganche del transformador delcircuito protegido mientras la temperatura del transformador es alta. La señal sedesbloquea cuando el contenido de calor calculado está por debajo del valor ajustado.Este valor de temperatura debe elegirse por debajo de la temperatura de alarma. ResLose ajusta a un % del nivel de contenido de calor para disparo.

ThetaInit: Contenido de calor antes de la activación de la función. Este ajuste puedeajustarse un poco por debajo del nivel de alarma. Si el transformador tiene carga antesde la activación de la función de protección, su temperatura puede ser más alta que latemperatura ambiente. El punto de inicio expresado en el ajuste evita el riesgo de queno se produzca el disparo si existe sobretemperatura durante los primeros momentosdespués de la activación. ThetaInit: se ajusta a un % del nivel de contenido de calorpara disparo.

Warning: Si el factor de tiempo para el disparo calculado está por debajo del ajusteWarning, se activa una señal de advertencia. El ajuste se expresa en minutos.



7.6 Activación y salida trifásicas de la protección de fallode interruptor CCRBRF




Protección de fallo de interruptor,activación y salida trifásicas

CCRBRF

3I>BF

SYMBOL-U V1 EN

50BF

7.6.2 Aplicación

En el diseño del sistema de despeje de faltas, se suele utilizar el criterio N-1. Esosignifica que debe eliminarse la falta aun cuando un componente del sistema dedespeje de faltas esté defectuoso. El interruptor es un componente necesario delsistema de despeje de faltas. Por razones de índole práctica y económica, no resultaviable duplicar el interruptor para el componente protegido. En cambio, se utiliza unaprotección de fallo de interruptor.

La protección de fallo de interruptor, activación y salida trifásicas (CCRBRF), emiteuna orden de disparo de respaldo a los interruptores adyacentes si el interruptor“normal” para el componente protegido no se abre. La detección del fallo deinterrupción de la corriente a través del interruptor se logra mediante la medición dela corriente o como detección de la señal de disparo mantenida (incondicional).

CCRBRF también puede emitir una señal de redisparo. Eso significa que se envía unasegunda señal de disparo al interruptor protegido. La función de redisparo puedeutilizarse para aumentar las probabilidades de funcionamiento del interruptor, o paraevitar el redisparo de respaldo de múltiples interruptores en caso de errores durante elmantenimiento y la prueba del relé.


Los parámetros para la protección de fallo de interruptor, activación y salida trifásicas(CCSRBRF), se ajustan a través de la HMI local o del PCM600.

Se pueden realizar los siguientes ajustes para la protección de fallo de interruptor.


Operation: Off/On



FunctionMode Este parámetro se puede ajustar a Current o Contact. Esto determinael modo en que se efectúa la detección de fallo de interruptor. En el modo Current, lamedición de corriente se utiliza para la detección. En el modo Contact, la largaduración de la señal de posición del interruptor se utiliza como indicador de fallo deinterruptor. El modo Current&Contact significa que ambas formas de detección estánactivadas. El modo Contact puede utilizarse en aplicaciones donde la corriente de faltaa través del interruptor es mínima. Este puede ser el caso de alguna aplicación deprotección del generador (por ejemplo, protección de potencia inversa) o en caso determinales de línea con extremo de alimentación débil.

RetripMode: Este ajuste indica cómo funciona la función de redisparo. Retrip Offsignifica que la función de redisparo no está activada. CB Pos Check (comprobaciónde posición del interruptor) y Current significan que una corriente de fase debe sersuperior al nivel de funcionamiento para permitir el redisparo. CB Pos Check(comprobación de posición del interruptor) y Contact significan que el redisparo seefectúa cuando el interruptor está cerrado (se utiliza la posición del interruptor). NoCBPos Check significa que el redisparo se efectúa sin comprobación de la posición delinterruptor.

Tabla 27: Dependencias entre los parámetros RetripMode y FunctionMode

RetripMode FunctionMode DescripciónRetrip Off N/A el bloque funcional de redisparo

no está activado

CB Pos Check Current una corriente de fase debe sersuperior al nivel defuncionamiento para permitir elredisparo

Contact el redisparo se realiza cuando laposición del interruptor indicaque el interruptor todavía estácerrado después de transcurrirel tiempo del redisparo

Current&Contact se utilizan ambos métodos

No CBPos Check Current el redisparo se efectúa sincomprobación de la posición delinterruptor

Contact el redisparo se efectúa sincomprobación de la posición delinterruptor

Current&Contact se utilizan ambos métodos

BuTripMode: El modo de disparo de respaldo se efectúa para determinar un criterio decorriente suficiente para detectar un fallo de interrupción. Para funcionamientoCurrent, 2 out of 4 significa que al menos dos corrientes de las corrientes trifásicas ola corriente residual deben ser elevadas para indicar el fallo de interruptor. 1 out of 3significa que al menos una corriente de las corrientes trifásicas debe ser elevada paraindicar el fallo de interruptor. 1 out of 4 significa que al menos una corriente de lascorrientes trifásicas o la corriente residual debe ser elevada para indicar el fallo deinterruptor. Para la mayoría de las aplicaciones 1 out of 3 es suficiente. Para



funcionamiento Contact, significa que el disparo de respaldo se efectúa cuando elinterruptor está cerrado (se utiliza la posición del interruptor).

IP>: Nivel de corriente para la detección de fallo de interruptor, ajustado a un % deIBase. Este parámetro debe ajustarse de modo que puedan detectarse las faltas concorriente de falta reducida. Este ajuste puede elegirse de acuerdo con la función deprotección más sensible para activar la protección de fallo de interruptor. El ajustetípico es el 10% de IBase.

I>BlkCont: Si se utiliza una detección de fallo de interruptor basada en contactos, estafunción se puede bloquear cuando una corriente de fase sea superior a este nivel deajuste. Si FunctionMode se ajusta en Current&Contact, el fallo de interruptor parafaltas de corriente alta se detecta de manera segura mediante la función de mediciónde corriente. Para aumentar la seguridad, debe desactivarse la función basada encontactos para corrientes altas. Este ajuste se puede definir dentro del margen del 5 al200% de IBase.

IN>: Nivel de corriente residual para la detección de fallo de interruptor, ajustado a un% de IBase. En sistemas conectados a tierra de alta impedancia, la corriente residualen faltas de fase a tierra es considerablemente más pequeña que las corrientes decortocircuito. Para detectar el fallo de interruptor en faltas monofásicas a tierra enestos sistemas, es necesario medir la corriente residual por separado. Además, ensistemas conectados a tierra de manera eficaz, el ajuste de la protección de corrientede faltas a tierra puede ajustarse a un nivel de corriente relativamente bajo.BuTripMode se ajusta a 1 out of 4. El ajuste de corriente debe elegirse de acuerdo conel ajuste de la protección de falta a tierra. Este ajuste se puede definir dentro delmargen del 2 al 200 % de IBase.

t1: Retardo de tiempo del redisparo. Este ajuste puede definirse dentro del margen de0 a 60 s en pasos de 0,001 s. El ajuste típico es de 0 a 50 ms.

t2: Retardo de tiempo del disparo de respaldo. Este ajuste debe ser lo más breveposible y debe evitarse también el funcionamiento no deseado. El ajuste típico es de90 a 200 ms (también depende del temporizador de redisparo).

El retardo de tiempo mínimo para el redisparo se puede calcular como:

_2 1³ + + +cbopen BFP reset margint t t t tEQUATION1430 V1 EN (Ecuación 37)

donde:

tcbopen es el tiempo máximo de apertura del interruptor

tBFP_reset es el tiempo máximo para que la protección de fallo de interruptor detecte la función correctadel interruptor (reposición del criterio de corriente)

tmargin es un margen de seguridad



Se suele requerir que el tiempo total de despeje de faltas sea inferior a un tiempo críticodado. Este tiempo suele depender de la capacidad para mantener la estabilidadtransitoria si se produce alguna falta cerca de una central eléctrica.

T ie m p o

O c u rre la fa l ta

T ie m p o d e fu n c io n a m ie n to d e la p ro te c c ió n

D is p a ro y a rra n q u e C C R B R F

M a rg e n

R e ta rd o d e re d is p a ro t1

tB F P re s e t

R e ta rd o m ín im o d e d is p a ro d e re s p a ld o t 2

T ie m p o c r ít ic o d e e lim in a c ió n d e fa l ta s p a ra e s ta b ilid a d

IE C 0 5 0 0 0 4 7 9 _ 2 _ e n .v s d

tc b o p e n n o rm a l

tc b o p e n d e s p u é s d e re d is p a ro

IEC05000479 V2 ES

Figura 86: Secuencia de tiempo

t2MPh: Retardo de tiempo del disparo de respaldo en inicio multifásico. El tiempocrítico de despeje de faltas suele ser más corto en el caso de las faltas multifásicas, encomparación con faltas monofásicas a tierra. Por lo tanto, puede reducirse el retardode tiempo del disparo de respaldo para las faltas multifásicas. El ajuste típico es de 90a 150 ms.

t3: Retardo de tiempo adicional a t2 para un segundo disparo de respaldo TRBU2. Enalgunas aplicaciones puede existir el requisito de que haya funciones de disparo derespaldo separadas para activar distintos interruptores de respaldo.

tCBAlarm: Retardo de tiempo para la alarma en caso de indicación de un interruptordefectuoso. Existe una entrada binaria CBFLT del interruptor. Esta señal se activacuando la supervisión interna del interruptor detecta que el interruptor no puededespejar una falta. Puede producirse cuando la presión de gas en un interruptor SF6 esbaja, entre otros casos. Después del tiempo ajustado se activa una alarma, de modo quepuedan llevarse a cabo las acciones necesarias para reparar el interruptor. El retardode tiempo para el disparo de respaldo se omite cuando la señal CBFLT está activa. Elajuste típico es de 2,0 segundos.

tPulse: Duración del impulso de disparo. Este ajuste debe ser mayor que el tiempocrítico del impulso de los interruptores para dispararse desde la protección de fallo deinterruptor. El ajuste típico es de 200 ms.



7.7 Protección de fallo de interruptor, versión monofásicaCCSRBRF




Protección de fallo de interruptor,versión monofásica

CCSRBRF

I>BF

SYMBOL-II V1 EN

50BF

7.7.2 Aplicación

En el diseño del sistema de despeje de faltas, con frecuencia se utiliza el criterio N-1.Esto significa que las faltas se deben despejar aun cuando haya algún componentedefectuoso en el sistema de despeje de faltas. El interruptor es un componentenecesario del sistema de despeje de faltas. Por razones de índole práctica y económica,no es viable duplicar el interruptor para el componente protegido. En cambio, seutiliza una protección de fallo de interruptor.

La función de protección de fallo de interruptor, versión monofásica (CCSRBRF),emite una orden de disparo de respaldo a los interruptores adyacentes en caso de noabrirse el interruptor “normal” para el componente protegido. La detección del fallode interrupción de la corriente a través del interruptor se logra mediante la mediciónde la corriente o como detección de la señal de disparo mantenida (incondicional).

La función CCSRBRF también puede emitir una señal de redisparo. Esto significa quese envía una segunda señal de disparo al interruptor protegido. La función de redisparose puede utilizar para aumentar las probabilidades de funcionamiento del interruptor,o para evitar el redisparo de respaldo de múltiples interruptores en caso de erroresdurante el mantenimiento y la prueba del relé.


Los parámetros para la protección de fallo de interruptor, versión monofásica(CCSRBRF) se ajustan a través de la HMI local o del PCM600.

Se pueden realizar los siguientes ajustes para la protección de fallo de interruptor.


Operation: Off o On



FunctionMode: Este parámetro se puede ajustar a Current o Contact. Esto determinael modo en que se efectúa la detección de fallo de interruptor. En el modo Current, lamedición de corriente se utiliza para la detección. En el modo Contact, la largaduración de la señal (disparo) de inicio se utiliza como indicador de fallo deinterruptor. El modo Current&Contact significa que ambas formas de detección estánactivadas. El modo Contact puede utilizarse en aplicaciones donde la corriente de faltaa través del interruptor es mínima. Este puede ser el caso de alguna aplicación deprotección del generador (por ejemplo, protección de potencia inversa) o determinales de línea con extremo con alimentación débil.

RetripMode: Este ajuste indica cómo funciona la función de redisparo. Retrip Offsignifica que la función de redisparo no está activada. CB Pos Check (comprobaciónde posición del interruptor) y Contact significan que el redisparo se efectúa cuando elinterruptor está cerrado (se utiliza la posición del interruptor). No CB Pos Checksignifica que el redisparo se efectúa sin comprobación de la posición del interruptor.

IP>: Nivel de corriente para la detección de fallo de interruptor, ajustado a un % deIBase. Este parámetro debe ajustarse de modo que se puedan detectar las faltas concorriente de falta reducida. Este ajuste puede elegirse de acuerdo con la función deprotección más sensible para iniciar la protección de fallo de interruptor. El ajustetípico es el 10% de IBase.

I>BlkCont: Si se utiliza una detección de fallo de interruptor basada en contactos, estafunción se puede bloquear cuando la corriente de fase es superior a este nivel de ajuste.Si FunctionMode se ajusta a Current&Contact, el fallo de interruptor para faltas decorriente alta se detecta de manera segura mediante la función de medición decorriente. Para aumentar la seguridad, debe desactivarse la función basada encontactos para corrientes altas. Este ajuste se puede definir dentro del margen del 5 al200% de IBase.

t1: Retardo de tiempo del redisparo. Este ajuste se puede definir dentro del margen de0 a 60 s en pasos de 0,001 s. El ajuste típico es de 0 a 50 ms.

t2: Retardo de tiempo del disparo de respaldo. Este ajuste debe ser lo más breveposible y debe evitarse también el funcionamiento no deseado. El ajuste típico es de90 a 150 ms (también depende del temporizador de redisparo).

El retardo de tiempo mínimo para el redisparo se puede calcular como:

_2 1³ + + +cbopen BFP reset margint t t t tEQUATION1430 V1 EN (Ecuación 38)

donde:

tcbopen es el tiempo máximo de apertura del interruptor

tBFP_reset es el tiempo máximo para que la protección de fallo de interruptor detecte la función correctadel interruptor (reposición del criterio de corriente)

tmargin es un margen de seguridad



Se suele requerir que el tiempo total de despeje de faltas sea inferior a un tiempo críticodado. Este tiempo suele depender de la capacidad para mantener la estabilidadtransitoria si se produce alguna falta cerca de una central eléctrica.

T ie m p o

O c u rre la fa l ta

T ie m p o d e fu n c io n a m ie n to d e la p ro te c c ió n

D is p a ro y a rra n q u e C C R B R F

M a rg e n

R e ta rd o d e re d is p a ro t1

tB F P re s e t

R e ta rd o m ín im o d e d is p a ro d e re s p a ld o t 2

T ie m p o c r ít ic o d e e lim in a c ió n d e fa l ta s p a ra e s ta b ilid a d

IE C 0 5 0 0 0 4 7 9 _ 2 _ e n .v s d

tc b o p e n n o rm a l

tc b o p e n d e s p u é s d e re d is p a ro

IEC05000479 V2 ES

Figura 87: Secuencia de tiempo

t3: Retardo de tiempo adicional a t2 para un segundo disparo de respaldo TRBU2. Enalgunas aplicaciones puede existir el requisito de que haya funciones de disparo derespaldo separadas para activar distintos interruptores de respaldo.

tCBAlarm: Retardo de tiempo para la alarma en caso de indicación de un interruptordefectuoso. Existe una entrada binaria CBFLT del interruptor. Esta señal se activacuando la supervisión interna del interruptor detecta que el interruptor no puededespejar una falta. Puede producirse cuando la presión de gas en un interruptor SF6 esbaja, entre otros casos. Después del tiempo ajustado se activa una alarma, de modo quepuedan llevarse a cabo las acciones necesarias para reparar el interruptor. El retardode tiempo para el disparo de respaldo se omite cuando la señal CBFLT está activa. Elajuste típico es de 2,0 segundos.

tPulse: Duración del impulso de disparo. Este ajuste debe ser mayor que el tiempocrítico del impulso de los interruptores para dispararse desde la protección de fallo deinterruptor. El ajuste típico es de 200 ms.

7.8 Protección de subpotencia direccional GUPPDUP






Protección de subpotencia direccional GUPPDUPP <

2SYMBOL-LL V2 EN

37

7.8.2 Aplicación

La tarea de un generador en una central eléctrica consiste en convertir la energíamecánica disponible como par en un eje giratorio, en energía eléctrica.

A veces, la potencia mecánica de una fuente de energía primaria puede disminuir tantoque no cubra las pérdidas de cojinetes y de ventilación. Por lo tanto, el generadorsincrónico se convierte en un motor sincrónico y comienza a tomar potencia eléctricadel resto del sistema de potencia. Este estado de funcionamiento, en el cual lasmáquinas sincrónicas individuales funcionan como motores, no implica ningún riesgopara la máquina en sí misma. Si el generador en consideración fuera muy grande yconsumiera mucha energía eléctrica, puede ser preferible desconectarlo para facilitarla tarea del resto del sistema de potencia.

Con frecuencia, la condición de motorización puede significar que la turbina seencuentre en un estado muy peligroso. La tarea de la protección de potencia inversaconsiste en proteger la turbina y no el generador en sí.

Las turbinas de vapor se recalientan con facilidad si el flujo de vapor desciende muchoo si el vapor deja de fluir por la turbina. Por lo tanto, los turbogeneradores deben tenerprotección de potencia inversa. Existen varias contingencias que pueden causarpotencia inversa: rotura de una tubería de vapor principal, daño en uno o más álabesde la turbina de vapor o cierre inadvertido de las válvulas de retención principales. Eneste último caso, es muy recomendable tener protección de potencia inversa fiable.Puede evitar daños en una central que no presentaba ningún tipo de problema.

Durante la parada rutinaria de muchas unidades de potencia térmica, la protección depotencia inversa proporciona el impulso de disparo al interruptor del generador (elinterruptor de la unidad). De esta forma, se evita la desconexión de la unidad antes deque la potencia mecánica llegue a cero. La desconexión prematura provocaría laaceleración del generador de la turbina en todas las paradas rutinarias. Esto provocaríaun exceso de velocidad y altas tensiones centrífugas.

Cuando el vapor deja de fluir por una turbina, la refrigeración de los álabesdesaparece. Por lo tanto, no se puede eliminar todo el calor generado por las pérdidasaerodinámicas. En cambio, el calor aumentará la temperatura en la turbina de vapor y,especialmente, en los álabes. Cuando una turbina de vapor gira sin suministro devapor, el consumo de energía eléctrica es de alrededor del 2% de la potencia nominal.



Incluso si la turbina girara en vacío, se recalienta inmediatamente y se producendaños. Si se pierde el vacío, la turbina se recalienta en cuestión de minutos.

El tiempo crítico de recalentamiento de una turbina de vapor varía deaproximadamente 0,5 a 30 minutos, según el tipo de turbina. Una turbina de altapresión, con álabes pequeños y finos, se recalienta con más facilidad que una de bajapresión, con álabes largos y pesados. Las condiciones varían según cada turbina y esnecesario preguntarle al fabricante de la turbina en cada caso.

La potencia de los equipos auxiliares de la central puede proceder de un transformadorde estación conectado en el lado secundario del transformador elevador. Tambiénpuede provenir de un transformador de arranque conectado a la red externa. Laprotección de potencia inversa debe diseñarse para que pueda detectar la potenciainversa independientemente del flujo de potencia a los equipos auxiliares de la central.

Las turbinas hidráulicas toleran la potencia inversa mucho más que las de vapor. Sololas turbinas Kaplan y las bulbo pueden sufrir por la potencia inversa. Existe el riesgode que el corredor de la turbina se mueva en dirección axial y toque partesestacionarias. No siempre son lo suficientemente fuertes como para resistir lastensiones asociadas.

El hielo y la nieve pueden bloquear la entrada cuando la temperatura exterior seencuentra bajo cero. Las ramas y hojas también pueden bloquear las puertas dedesechos. Un bloqueo total de la entrada puede causar la formación de cavidades. Elriesgo de daños en las turbinas hidráulicas puede justificar la protección de potenciainversa en plantas descuidadas.

Una turbina hidráulica que gira en agua con los álabes directores o distribuidoresextrae energía eléctrica del resto del sistema de potencia. Esta energía esaproximadamente el 10% de la potencia nominal. Si solo hay aire en la turbinahidráulica, la demanda de energía cae al 3% aproximadamente.

Los motores diésel deben tener protección de potencia inversa. El generador tomaalrededor del 15% de la potencia nominal o más de la red. Puede que un motor rígidorequiera un 25% de la potencia nominal para impulsarlo. Un motor que tenga un buenfuncionamiento no debería necesitar más del 5%. Es necesario obtener informacióndel fabricante del motor y medir la potencia inversa durante la puesta en servicio.

Las turbinas de gas generalmente no requieren protección de potencia inversa.

La Figura 88 muestra la protección de potencia inversa con protección de subpotenciay de sobrepotencia. La protección de subpotencia proporciona un margen mayor ydebería ofrecer más fiabilidad. Por otro lado, el riesgo de un funcionamiento nodeseado inmediatamente después de la sincronización puede ser más alto. Laprotección de subpotencia (ángulo de referencia ajustado a 0) debe ajustarse para queemita un disparo si la potencia activa del generador fuera inferior al 2%aproximadamente. La protección de sobrepotencia (ángulo de referencia ajustado a180) debe ajustarse para que emita un disparo si el flujo de potencia de la red algenerador fuera mayor que el 1%.



Protección de mínima potencia

Protección de máxima potencia

Q Q

P P

Punto de funcionamiento sin torsión de turbinas

Margen Margen

Línea de funcionamiento




IEC09000019 V2 ES

Figura 88: Protección de potencia inversa con protección de subpotencia ysobrepotencia



Operation: Con el parámetro Operation, la función puede ajustarse a On/Off.

Mode: La tensión y la corriente utilizadas para la medición de la potencia. Lasposibilidades de ajuste se muestran en la tabla 28.

Tabla 28: Cálculo de potencia compleja

Ajuste el valor Mode Fórmula utilizada para calcular la potencia complejaL1, L2, L3 * * *

1 1 2 2 3 3L L L L L LS U I U I U I= × + × + ×


Arone * *1 2 1 2 3 3L L L L L LS U I U I= × - ×


PosSeq *3 PosSeq PosSeqS U I= × ×


L1L2 * *1 2 1 2( )L L L LS U I I= × -


L2L3 * *2 3 2 3( )L L L LS U I I= × -


L3L1 * *3 1 3 1( )L L L LS U I I= × -





Ajuste el valor Mode Fórmula utilizada para calcular la potencia complejaL1 *

1 13 L LS U I= × ×


L2 *2 23 L LS U I= × ×


L3 *3 33 L LS U I= × ×


La función dispone de dos etapas que pueden ajustarse de forma independiente.

Con el parámetro OpMode1(2), la función puede ajustase a On/Off.

La función proporciona el disparo si el componente de potencia en la direccióndefinida por el ajuste Angle1(2) fuera menor que el valor de la potencia de activaciónajustado Power1(2)

Operación

Angle1(2)

Power1(2)

P

Q


IEC06000441 V1 ES

Figura 89: Modo de subpotencia

El ajuste Power1(2) proporciona el valor de activación del componente de potencia enla dirección Angle1(2). El ajuste está expresado en p.u. de la potencia nominal delgenerador; consulte la ecuación 49.



El ajuste mínimo recomendado es de 0,2% de SN cuando se utilizan las entradas de TCde clase de medición en el IED.

3NS UBase IBase= × ×


El ajuste Angle1(2) proporciona el ángulo característico y ofrece la máximasensibilidad de la función de protección de potencia. El ajuste se expresa en grados.Para la potencia activa, el ángulo ajustado debe ser de 0º o 180º. El de 0º debe utilizarsepara la protección de potencia activa baja hacia delante del generador.

Operación

Angle1(2) = 0

Power1(2)

P

Q


IEC06000556 V1 ES

Figura 90: Para la potencia baja hacia delante, el ángulo ajustado debe ser de0º en la función de subpotencia.

TripDelay1(2) está ajustado en segundos para expresar el retardo del disparo de laetapa después de la activación.

Hysteresis1(2) está expresado en p.u. de la potencia nominal del generador, deacuerdo con la ecuación 50.



La potencia de desactivación es Power1(2) + Hysteresis1(2).

Existe la posibilidad de disponer de filtrado paso bajo de la potencia medida, tal ycomo se observa en la fórmula:



( )1Old CalculatedS k S k S= × + - ×


Donde

S es un nuevo valor medido que debe utilizarse en la función de protección,

Sold es el valor medido proporcionado por la función en un ciclo de ejecución previo,

SCalculated es el nuevo valor calculado en el ciclo de ejecución actual y

k es un parámetro ajustable

Se recomienda el valor de k=0.92 en aplicaciones de generadores, ya que el retardo dedisparo suele ser bastante prolongado.

Los factores de calibración para los errores de medición de corriente y tensión estánajustados en % de la corriente/tensión nominal:

IAmpComp5, IAmpComp30, IAmpComp100

UAmpComp5, UAmpComp30, UAmpComp100

IAngComp5, IAngComp30, IAngComp100

La compensación de ángulo se expresa como diferencia entre los errores de ángulo decorriente y tensión.

Se proporcionan los valores para los puntos de operación 5, 30 y 100% de la corriente/tensión nominal. Los valores deben estar disponibles en los protocolos de prueba delos transformadores de medida.

7.9 Protección de sobrepotencia direccional GOPPDOP




Protección de sobrepotencia direccional GOPPDOPP >

2DOCUMENT172362-IMG158942

V2 EN

32



7.9.2 Aplicación

La tarea de un generador en una central eléctrica es convertir la energía mecánica,disponible como par en un eje giratorio, en energía eléctrica.

A veces, la potencia mecánica de una fuente de energía primaria puede disminuir tantoque no cubre las pérdidas por cojinetes y por ventilación. Entonces, el generadorsincrónico se convierte en un motor sincrónico y comienza a tomar potencia eléctricadel resto de la red eléctrica. Este estado de funcionamiento, en el cual las máquinassincrónicas individuales funcionan como motores, no implica ningún riesgo para lamáquina en sí misma. Si el generador en consideración es muy grande y consumemucha energía eléctrica, puede ser preferible desconectarlo para facilitar la tarea delresto de la red.

Con frecuencia, la condición de motorización puede significar que la turbina está enun estado muy peligroso. La tarea de la protección de potencia inversa es proteger laturbina y no el generador en sí.

Las turbinas de vapor se recalientan con facilidad si el flujo de vapor desciende muchoo si el vapor deja de fluir por la turbina. Por lo tanto, los turbogeneradores deben tenerprotección de potencia inversa. Existen varias contingencias que pueden causarpotencia inversa: rotura de una tubería de vapor principal, daño en una o más paletasde la turbina de vapor o cierre inadvertido de las válvulas de retención principales. Enel último caso, es muy recomendable tener protección de potencia inversa. Puedeevitar daños en una central que no presentaba ningún tipo de problema.

Durante el cierre de rutina de muchas unidades de potencia térmica, la protección depotencia inversa da el impulso de disparo al interruptor del generador (el interruptorde la unidad). Así, uno evita la desconexión de la unidad antes de que la potenciamecánica llegue a cero. La desconexión prematura causaría el aceleramiento delgenerador de turbina en todos los cierres de rutina. Esto causaría un exceso develocidad y altas tensiones centrífugas.

Cuando el vapor deja de fluir por una turbina, el enfriamiento de las paletasdesaparece. Entonces, no es posible eliminar todo el calor generado por las pérdidasaerodinámicas. En cambio, el calor aumenta la temperatura en la turbina de vapor y,especialmente, en las paletas. Cuando una turbina de vapor gira sin suministro devapor, el consumo de energía eléctrica es de alrededor del 2% de la potencia nominal.Incluso si la turbina gira en vacío, pronto se recalienta y se daña. Si se pierde el vacío,se recalienta en cuestión de minutos.

El tiempo crítico de recalentamiento de una turbina de vapor varía deaproximadamente 0,5 a 30 minutos, según el tipo de turbina. Una turbina de altapresión, con paletas pequeñas y finas, se recalienta con más facilidad que una de bajapresión, con paletas largas y gruesas. Las condiciones varían según cada turbina y esnecesario preguntarle al fabricante de la turbina en cada caso.

La potencia de los equipos auxiliares de la central puede provenir de un transformadorde estación conectado al lado primario del transformador elevador. También puedeprovenir de un transformador de arranque conectado a la red externa. Se debe diseñar



la protección de potencia inversa para que pueda detectar la potencia inversaindependientemente del flujo de potencia a los equipos auxiliares de la central.

Las turbinas hidrálicas toleran la potencia inversa mucho más que las de vapor. Sololas turbinas Kaplan y las bulbo pueden sufrir por la potencia inversa. Existe el riesgode que el corredor de la turbina se mueva en dirección axial y toque partesestacionarias. No siempre son lo suficientemente fuertes como para resistir lastensiones asociadas.

El hielo y la nieve pueden bloquear la entrada cuando la temperatura está bajo cero.Las ramas y las hojas también pueden bloquear las puertas de desechos. Un bloqueototal de la entrada puede causar la formación de cavidades. El riesgo de daños en lasturbinas hidráulicas puede justificar la protección de potencia inversa en plantasdescuidadas.

Una turbina hidráulica que gira en agua con los postigos cerrados extrae energíaeléctrica del resto de la red eléctrica. Esta energía es aproximadamente el 10% de lapotencia nominal. Si solo hay aire en la turbina hidráulica, la demanda de energía caeal 3% aproximadamente.

Los motores diesel deben tener protección de potencia inversa. El generador tomaalrededor del 15% de la potencia nominal o más de la red. Un motor rígido puederequerir quizás un 25% de la potencia nominal para impulsarlo. Un motor ya puestoen marcha podría necesitar no más del 5%. Es necesario obtener información delfabricante del motor y medir la potencia inversa durante la puesta en servicio.

Las turbinas de gas generalmente no requieren protección de potencia inversa.

La figura 91 muestra la protección de potencia inversa con IED de mínima potenciay de máxima potencia. El IED de mínima potencia proporciona un margen mayor ydebería brindar más confiabilidad. Por otro lado, el riesgo de un funcionamiento nodeseado inmediatamente después de la sincronización puede ser más alto. Uno debeajustar el IED de mínima potencia para que dispare si la potencia activa del generadores inferior al 2% aproximadamente. Uno debe ajustar el IED de máxima potencia paraque dispare si el flujo de potencia de la red al generador es mayor al 1%.

IED de mínima potencia IED de máxima potencia

Q Q

P P


Margen Margen





IEC06000315 V2 ES

Figura 91: Protección de potencia inversa con IED de mínima potencia y demáxima potencia





Operation: Con el parámetro Operation, la función puede ajustarse a On/Off.

Mode: La tensión y la corriente utilizadas para la medición de la potencia. Lasposibilidades de ajuste se muestran en la tabla 29.

Tabla 29: Cálculo de potencia compleja

Ajuste el valor Mode Fórmula utilizada para calcular la potencia complejaL1, L2, L3 * * *

1 1 2 2 3 3L L L L L LS U I U I U I= × + × + ×


Arone * *1 2 1 2 3 3L L L L L LS U I U I= × - ×


PosSeq *3 PosSeq PosSeqS U I= × ×


L1L2 * *1 2 1 2( )L L L LS U I I= × -


L2L3 * *2 3 2 3( )L L L LS U I I= × -


L3L1 * *3 1 3 1( )L L L LS U I I= × -


L1 *1 13 L LS U I= × ×


L2 *2 23 L LS U I= × ×


L3 *3 33 L LS U I= × ×


La función dispone de dos etapas que pueden ajustarse de forma independiente.

Con el parámetro OpMode1(2), la función puede ajustase a On/Off.

La función proporciona disparo si el componente de potencia en la dirección definidapor el ajuste Angle1(2) fuera mayor que el valor de la potencia de activación ajustadoPower1(2)



Operación

Angle1(2)

Power1(2)

P

Q


IEC06000440 V1 ES

Figura 92: Modo de sobrepotencia

El ajuste Power1(2) proporciona el valor de activación del componente de potencia enla dirección Angle1(2). El ajuste está expresado en p.u. de la potencia nominal delgenerador; consulte la ecuación 62.

El ajuste mínimo recomendado es de 0,2% de SN cuando se utilizan las entradas de TCde clase de medición en el IED.



El ajuste Angle1(2) proporciona el ángulo característico y ofrece la máximasensibilidad de la función de protección de potencia. El ajuste se expresa en grados.Para la potencia activa, el ángulo ajustado debe ser de 0º o 180º. Debe utilizarse 180°para la protección de potencia inversa del generador.



Funcionamiento

Angle 1(2 ) = 180 o

Power1(2)

P

Q

=IEC06000557=2=es=Original.vsdIEC06000557 V2 ES

Figura 93: Para la potencia inversa, el ángulo ajustado debe ser de 180º en lafunción de sobrepotencia.

TripDelay1(2) está ajustado en segundos para expresar el retardo del disparo de laetapa después de la activación.

Hysteresis1(2) está expresado en p.u. de la potencia nominal del generador, deacuerdo con la ecuación 63.



La potencia de desactivación es Power1(2) - Hysteresis1(2).

Existe la posibilidad de disponer de filtrado paso bajo de la potencia medida, tal ycomo se observa en la fórmula:



( )1Old CalculatedS k S k S= × + - ×


Donde

S es un nuevo valor medido que debe utilizarse en la función de protección,

Sold es el valor medido proporcionado por la función en un ciclo de ejecución previo,

SCalculated es el nuevo valor calculado en el ciclo de ejecución actual y

k es un parámetro ajustable

Se recomienda el valor de k=0.92 en aplicaciones de generadores, ya que el retardo dedisparo suele ser bastante prolongado.

Los factores de calibración para los errores de medición de corriente y tensión estánajustados en % de la corriente/tensión nominal:

IAmpComp5, IAmpComp30, IAmpComp100

UAmpComp5, UAmpComp30, UAmpComp100

IAngComp5, IAngComp30, IAngComp100

La compensación de ángulo se expresa como diferencia entre los errores de ángulo decorriente y tensión.

Se proporcionan los valores para los puntos de operación 5, 30 y 100% de la corriente/tensión nominal. Los valores deben estar disponibles en los protocolos de prueba delos transformadores de medida.

7.10 Protección de banco de condensadores CBPGAPC


61850Identificación IEC

60617Número de

dispositivo ANSI/IEEE C37.2

Protección de banco de condensadores CBPGAPC - -

7.10.2 Aplicación

Los bancos de condensadores shunt (SCB) son ligeramente diferentes y específicos delos demás elementos del sistema de potencia. Estas características específicas del SCBse resumen brevemente en esta sección.



Una unidad de condensador es el bloque de construcción utilizado para laconstrucción del SCB. La unidad de condensador está compuesta por elementosindividuales de condensador, dispuestos en conexiones en paralelo o en serie. Loselementos de condensador suelen consistir en papel de aluminio, papel o celdasaisladas con película que se sumergen en un fluido aislante biodegradable y se sellanen un contenedor metálico. La resistencia de descarga interna también se integra en launidad de condensador para reducir la tensión residual atrapada después de ladesconexión del SCB del sistema de potencia. Las unidades están disponibles en unaamplia variedad de tensiones nominales (240 V a 25 kV) y tamaños (2,5 kVAr aaproximadamente 1000 kVAr). La unidad de condensador puede diseñarse con uno odos bornes.

El SCB de alta tensión suele construirse utilizando unidades de condensadorindividuales conectadas en serie y/o paralelo para obtener la tensión requerida ypotencia nominal en MVAr. Normalmente, las unidades de condensador vecinas semontan en racks. Cada rack debe aislarse de los demás mediante aislantes, ya que elrevestimiento dentro de cada rack está sometido a un cierto potencial. Consulte lafigura 94 para disponer de un ejemplo:



Unidad de

condensador (Can)

Rack


IEC09000753 V1 ES

Figura 94: Sustitución de una unidad de condensador defectuosa dentro delSCB

Existen cuatro tipos de diseños de fusibles de unidades de condensador que se utilizanpara la construcción del SCB:

Con fusibleexterno

donde un fusible individual, montado en el exterior, protege cada unidad decondensador.

Con fusibleinterno

donde se utiliza un fusible para cada elemento de condensador dentro de la unidad decondensador

Sin fusible(fuseless)

donde el SCB se integra a partir de conexiones en serie de las unidades decondensador individuales (es decir, cadenas) y sin ningún fusible

Sin fusible(unfused)

donde, al contrario que la configuración sin fusibles, se utiliza una conexión en serie oen paralelo de las unidades de condensador para formar el SCB, aunque todavía sinningún fusible

El tipo de fusible utilizado puede depender de la preferencia del fabricante delrevestimiento o de la compañía eléctrica y de la experiencia previa.



Ya que los SCB se integran a partir de unidades de condensador individuales, lasconexiones generales podrían variar. Las configuraciones del SCB utilizadashabitualmente son:

1. Bancos conectados en triángulo (normalmente utilizados únicamente entensiones de distribución)

2. Bancos conectados en estrella individuales3. Bancos conectados en estrella dobles4. Configuración en H, donde cada fase se conecta en un puente

Adicionalmente, el punto de estrella del SCB, cuando está disponible, puedeconectarse a tierra directamente , conectarse a tierra a través de impedancia o aislarsede tierra. El tipo de conexión a tierra del SCB que se utiliza depende del nivel detensión, interruptor utilizado, preferencia de la compañía y experiencia previa.Muchas compañías tienen el principio estándar de conexión a tierra del sistema aneutros de tierra del SCB por encima de 100 kV.

La conmutación del SCB generará transitorios en el sistema de potencia. La corrientede magnetización transitoria durante la energización del SCB suele tenercomponentes de alta frecuencia y pueden alcanzar valores de corriente de pico, queson múltiplos de los valores nominales del SCB. La apertura del interruptor del bancode condensadores puede generar tensiones de recuperación de etapa a través delcontacto abierto del CB, lo que puede provocar reencendidos de arco tras la primerainterrupción de la corriente capacitiva. En el sistema de potencia moderno, el cierre/apertura del CB sincronizado podría utilizarse de tal forma que se eviten transitoriosprovocados por la conmutación del SCB.

7.10.2.1 Protección de SCB

La protección del IED de bancos de condensadores shunt requiere comprender lascapacidades y limitaciones de las unidades de condensador individuales y equiposeléctricos asociados. Los diferentes tipos de fusibles, configuraciones o conexiones atierra del banco de condensadores shunt podrían afectar a la selección del IED para elesquema de protección. La disponibilidad y colocación de TC y TT puedenrepresentar un factor limitante adicional durante el diseño del esquema de protección.

Se proporcionan esquemas de protección del SCB para detectar y despejar faltasdentro del propio banco de condensadores o en los cables conectados a la barra de lasubestación. La protección del banco puede incluir componentes tales como un mediopara desconectar una unidad de condensador o elemento(s) de condensadordefectuosos, un medio para iniciar una parada del banco en caso de faltas que pudierandar lugar a un fallo catastrófico y alarmas para indicar un desequilibrio dentro delbanco.

Los cortes y fallos del banco de condensadores suelen estar provocados por el contactoaccidental de animales. Las alimañas, monos y pájaros podrían utilizar el SCB comoun lugar de descanso o un lugar para posarse. Si el animal tocara las piezas activas dealta tensión podría producirse una descarga disruptiva, ruptura del revestimiento ofallos en cascada que podrían provocar daños generales, incendio o incluso la



destrucción total de todo el SCB, a menos que el banco esté suficientemente equipadocon IED de protección.

Además, para las condiciones de falta, el SCB podría exponerse a diferentes tipos decondiciones anómalas de funcionamiento. De acuerdo con las normas IEC y ANSI,los condensadores deben ser capaces de ofrecer un funcionamiento continuo encondiciones de contingencia del sistema y del banco, siempre que no se superen lassiguientes limitaciones:

1. Las unidades de condensador deben ser capaces de ofrecer un funcionamientocontinuo, incluyendo armónicos, aunque excluyendo transitorios, hasta el 110%de la tensión RMS (raíz cuadrada media) nominal del IED y una tensión de crestaque no supere la tensión RMS nominal. El condensador debe ser capaz detransportar el 135% de la corriente nominal. La capacidad de tensión de cualquierelemento en serie de una unidad de condensador debe considerarse que es su partede la capacidad de tensión total de la unidad de condensador.

2. Las unidades de condensador no deben proporcionar menos del 100% ni superarel 110% de la potencia reactiva nominal a la frecuencia y tensión sinusoidalnominales, medida en caso uniforme y a temperatura interna de 25 °C.

3. Las unidades de condensador montadas en múltiples filas y niveles debendiseñarse para que ofrezcan funcionamiento continuo a una temperaturapromedio 24 horas de 40 °C durante el día más caluroso o −40 °C durante el díamás frío esperado en la ubicación.

4. Las unidades de condensador deben ser adecuadas para el funcionamientocontinuo en hasta el 135% de la potencia reactiva nominal provocado por losefectos combinados de:• Un exceso de tensión con respecto a la tensión nominal indicada en los

datos característicos a la frecuencia fundamental, aunque sin superar el110% de la tensión RMS nominal

• Tensiones de armónicos superpuestas en la frecuencia fundamental• Tolerancia de generación de potencia reactiva de hasta el 115% de la

potencia reactiva nominal5. Las tensiones nominales de las unidades de condensador por encima de 600 V

deben tener un dispositivo de descarga interno para reducir la tensión residual a50 V o menos en 5 o 10 minutos (dependiendo de la norma nacional).

Tenga en cuenta que las unidades de condensador diseñadas para aplicacionesespeciales pueden superar estos valores nominales.

Por lo tanto, como regla general, el mínimo número de unidades de condensadorconectadas en paralelo dentro de un SCB es tal que el aislamiento de una unidad decondensador en un grupo no debe provocar ningún desequilibrio de tensión suficientepara aplicar más del 110% de la tensión nominal en los condensadores restantes de esegrupo en paralelo. De igual forma, el número mínimo de grupos conectados en seriedentro de un SCB es tal que el desvío total de un grupo no debe interrumpir una tensiónmayor del 110% de la tensión nominal en los condensadores restantes de ese grupo enserie. El valor del 110% es la capacidad de sobretensión continua máxima de lasunidades de condensador según la norma IEEE Std 18-1992.



El SCB suele requerir los siguientes tipos de protección de IED:

1. Protección de cortocircuito para SCB y cables de conexión (puedeproporcionarse utilizando las funciones PHPIOC, OC4PTOC, CVGAPC,T2WPDIF/T3WPDIF o HZPDIF)

2. Protección de falta de tierra para SCB y cables de conexión (puedeproporcionarse utilizando las funciones EFPIOC, EF4PTOC, CVGAPC,T2WPDIF/T3WPDIF o HZPDIF)

3. Protección de desequilibrio basada en corriente o tensión para el SCB (puedeproporcionarse utilizando las funciones EF4PTOC, OC4PTOC, CVGAPC oVDCPTOV)

4. Protección de sobrecarga para SCB5. Protección de subintensidad para SCB6. Protección de inhibición de reconexión para SCB7. Detección de condición de reencendido de arco

La función CBPGAPC puede utilizarse para proporcionar los últimos cuatro tipos deprotección mencionados en la lista anterior.


Este ejemplo de ajuste se realizará para la aplicación tal y como se muestra en la figura95:

Bloque funcional de

pre procesamiento

Función de

protección de banco

de condensadores

400kV

CBPGAPCSMAI

200MVAr

400kV

500/1

IED


IEC09000754 V1 ES

Figura 95: Ejemplo de diagrama unifilar para la aplicación

A partir de la figura 95 se puede calcular la siguiente corriente de frecuenciafundamental nominal para este SCB:



1000 200[ ] 2893 400[ ]r

MVArI AkV

×= =

×IEC09000755 V1 ES (Ecuación 65)

o en el lado de TC secundario:

_ ec

289 0.578500 1r S

AI A= =

IEC09000756 V1 ES (Ecuación 66)

Tenga en cuenta que la corriente nominal del SCB en el lado de TC secundario esimportante para la inyección secundaria de la función.

Los parámetros de la función de protección de banco de condensadores CBPGAPC seajustan a través de la HMI local o el PCM600. Para esta función se realizan lossiguientes ajustes:

Ajustes generales:

Operation =On; para habilitar la función

IBase =289A; Corriente nominal del SCB de frecuencia fundamental en amperiosprimarios. Este valor se utiliza como un valor base para ajustes de activación de todaslas demás funciones integradas en esta función.

Característica de inhibición de reconexión:

OperationRecIn =On; para habilitar esta característica

IRecnInhibit< =10% (de IBase); Nivel de corriente en el que la función detectará queel SCB está desconectado del sistema de potencia

tReconnInhibit =300s; Periodo de tiempo en el que el SCB descargará la tensiónresidual restante a menos del 5%.

Característica de sobreintensidad:

OperationOC =On; para habilitar esta característica

IOC> =135% (de IBase); Nivel de corriente para activación por sobreintensidad. Elvalor seleccionado proporciona la activación recomendada por las normasinternacionales.

tOC =30s; Retardo de tiempo para disparo por sobreintensidad

Característica de subintensidad:

OperationUC =On; para habilitar esta característica

IUC< =70% (de IBase); Nivel de corriente para activación por subintensidad



tUC =5s; Retardo de tiempo para disparo por subintensidad

La característica de subintensidad está bloqueada por elfuncionamiento de la característica de inhibición de reconexión.

Característica de sobrecarga de potencia reactiva:

OperationQOL =On; para habilitar esta característica.

QOL> =130% (de la potencia nominal MVAr del SCB); Nivel de potencia reactivarequerido para la activación. El valor seleccionado proporciona la activaciónrecomendada por las normas internacionales.

tQOL =60s; Retardo de tiempo para disparo de sobrecarga de potencia reactiva

Característica de sobrecarga de tensión de armónicos:

OperationHOL =On; para habilitar esta característica

Ajustes para la etapa de retardo de tiempo definido

HOLDTU> =200% (de la tensión nominal del SCB); Nivel de tensión requerido parala activación

tHOLDT =10s; Retardo de tiempo definido por el disparo de sobrecarga de armónicos

Ajustes para la etapa de retardo de IDMT

HOLIDMTU> =110% (de la tensión nominal del SCB); Nivel de tensión requeridopara la activación de la etapa de IDMT. El valor seleccionado proporciona laactivación recomendada por las normas internacionales.

kHOLIDMT =1.0; Multiplicador de tiempo para la etapa de IDMT. El valorseleccionado proporciona tiempo de operación de acuerdo con normasinternacionales

tMaxHOLIDMT =2000s; Retardo de tiempo máximo para la etapa de IDMD para unnivel muy bajo de sobrecarga de armónicos

tMinHOLIDMT =0.1s; Retardo de tiempo mínimo para la etapa de IDMT. El valorseleccionado proporciona tiempo de operación de acuerdo con normasinternacionales

7.10.3.1 Detección de reencendido de arco

La apertura de los SCB puede resultar bastante problemática para ciertos tipos deinterruptores (CB). Normalmente, dichos problemas se manifiestan comoreencendidos de arco de CB.



En pocas palabras, eso significa que el CB no interrumpe la corriente en el primercruce por cero después de la separación de los contactos del CB. En su lugar, lacorriente se reactiva y solo se interrumpe en cruces por cero consecutivos de lacorriente. Esta condición se manifiesta como pulsos de corriente altos en el momentode la reactivación de la corriente.

Para detectar esta condición del CB, puede utilizarse la característica desobreintensidad integrada. Sencillamente, cualquier inicio de la característica desobreintensidad durante la apertura normal del interruptor, significa un reencendidode arco. Por lo tanto, puede crearse una sencilla lógica en la herramienta ApplicationConfiguration para detectar este comportamiento del CB. Dicha condición del CBpuede comunicarse solo con una alarma y, si se requiere, el registrador deperturbaciones integrado también puede dispararse.

Para crear esta lógica, se pondrá a disposición del IED una señal binaria que indiqueque se va a abrir el CB (aunque no una orden de disparo).



Sección 8 Protección de tensión

8.1 Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV




Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV

3U<

SYMBOL-R-2U-GREATER-THANV2 ES

27


Deben considerarse todas las condiciones de tensión en el sistema donde UV2PTUVrealiza sus funciones. Lo mismo se aplica al equipo asociado, su tensión ycaracterística de tiempo.

Existe una amplia área de aplicación donde se utilizan las funciones de subtensióngenerales. Todos los ajustes relacionados con la tensión se efectúan como unporcentaje de los ajustes de la tensión base UBase y corriente base IBase, quenormalmente se ajustan al nivel de tensión nominal primaria (fase a fase) del sistemade potencia o del equipo de alta tensión que se está considerando.

El ajuste para UV2PTUV no suele ser crítico, ya que debe haber suficiente tiempodisponible para que la protección principal despeje cortocircuitos y faltas a tierra.

En las siguientes secciones se describen algunas aplicaciones y directrices de ajusterelacionadas para el nivel de tensión.

8.1.2.1 Protección de equipos, como motores y generadores

El ajuste debe ser inferior a la tensión "normal" más baja que se produzca y superiora la tensión más baja aceptable del equipo.

1MRK 505 302-UES - Sección 8Protección de tensión


8.1.2.2 Detección de equipo desconectado

El ajuste debe ser inferior a la tensión "normal" más baja que se produzca y superiora la tensión más alta que se produzca, causada por el acoplamiento inductivo ocapacitivo, cuando el equipo está desconectado.

8.1.2.3 Calidad de la alimentación

El ajuste debe ser inferior a la tensión "normal" más baja que se produzca y superiora la tensión más baja aceptable, por cuestiones de regulación, buenas prácticas y otrasdisposiciones.

8.1.2.4 Mitigación de la inestabilidad de la tensión

Este ajuste depende en gran medida de las características del sistema de potencia, ydeben llevarse a cabo estudios minuciosos para encontrar los niveles adecuados.

8.1.2.5 Protección de respaldo para faltas del sistema de potencia

El ajuste debe ser inferior a la tensión "normal" más baja que se produzca y superiora la tensión más alta que se produzca durante las condiciones de falta que se estánconsiderando.

8.1.2.6 Ajustes para la protección de subtensión de dos etapas

Pueden realizarse los siguientes ajustes para la protección de subtensión de dos etapasUV2PTUV:

ConnType: Establece si la medición debe ser del valor fundamental de fase a tierra, elvalor fundamental de fase a fase, el valor RMS de fase a tierra o el valor RMS de fasea fase.

Operation: Off o On.

UBase (proporcionado en GlobalBaseSel): Tensión base fase a fase en kV primarios.Esta tensión se utiliza como referencia para el ajuste de tensión. UV2PTUV mideselectivamente las tensiones de fase a tierra o tensión de fase a fase seleccionada porel ajuste ConnType. La función actúa si la tensión cae por debajo del porcentajeajustado de UBase. Si ConnType se ajusta a PhN DFT o PhN RMS, entonces el IEDdivide automáticamente el valor ajustado para UBase por √3. UBase se utiliza cuandoConnType se ajusta a PhPh DFT o PhPh RMS. Por lo tanto, ajuste siempre UBasecomo tensión de fase a fase primaria nominal del objeto protegido. Eso implica unaactuación por tensión de fase a tierra cuando:

(%) ( )3

U UBase kV< ×


Sección 8 1MRK 505 302-UES -Protección de tensión


y una actuación por tensión fase a fase cuando:

U (%) UBase(kV)< ×EQUATION1990 V1 ES (Ecuación 68)

Los parámetros de ajuste que se describen a continuación son idénticos para las dosetapas (n = 1 o 2). Por lo tanto, se describen una sola vez.

Characteristicn: Este parámetro proporciona el tipo de retardo de tiempo que seutilizará. El ajuste puede ser Definite time, Inverse Curve A, Inverse Curve B, Prog.inv. curve. La selección depende de la aplicación de la protección.

OpModen: Este parámetro describe cuántas de las tres tensiones medidas deberían serinferiores al nivel ajustado para proporcionar funcionamiento para la etapa n. El ajustepuede ser 1 out of 3, 2 out of 3 o 3 out of 3. En la mayoría de las aplicaciones, essuficiente que una tensión de fase sea baja para proporcionar funcionamiento. SiUV2PTUV debe ser insensible para faltas monofásicas a tierra, puede seleccionarse 2out of 3. En las redes de subtransmisión y transmisión, la función de subtensión esprincipalmente una función de supervisión del sistema y se selecciona "3 out of 3".

Un<: Ajuste el valor de funcionamiento de subtensión para la etapa n, proporcionadocomo % del parámetro UBase. El ajuste depende en gran medida de la aplicación dela protección. Es fundamental tener en cuenta la tensión mínima en situaciones sinfaltas. Por lo general, esta tensión es mayor que el 90% de la tensión nominal.

tn: Retardo de tiempo de la etapa n, expresado en s. Este ajuste depende de laaplicación de la protección. En muchas aplicaciones, la función de protección noemite un disparo directamente si hubiera un cortocircuito o faltas a tierra en el sistema.El retardo de tiempo debe coordinarse con las protecciones de cortocircuito.

tResetn: Tiempo de reposición para la etapa n si se utiliza retardo de tiempo definido,expresado en s. El valor predeterminado es 25 ms.

tnMin: Tiempo mínimo de funcionamiento para la característica de tiempo inversopara la etapa n, en s. Cuando se utiliza la característica de tiempo inverso para lafunción de subtensión durante tensiones muy bajas, puede proporcionar un tiempo defuncionamiento corto. Esto puede conducir a un disparo no selectivo. Con el ajuste det1Min mayor que el tiempo de funcionamiento para otras protecciones, puede evitarsedicho disparo no selectivo.

ResetTypeCrvn: Este parámetro, para la característica de tiempo inverso, puedeajustarse a Instantaneous, Frozen time, Linearly decreased. El ajuste predeterminadoes Instantaneous.

tIResetn: Tiempo de reposición para la etapa n si se utiliza retardo de tiempo inverso,expresado en s. El valor predeterminado es 25 ms.

kn: Multiplicador de tiempo para la característica de tiempo inverso. Este parámetrose utiliza para la coordinación entre diferentes protecciones de subtensión de retardode tiempo inverso.



ACrvn, BCrvn, CCrvn, DCrvn, PCrvn: Parámetros para crear la característicaprogramable de tiempo inverso de subtensión. Para disponer de una descripción,consulte el Manual de referencias técnicas.

CrvSatn: Cuando el denominador de la expresión de la curva programable es igual acero, el retardo de tiempo es infinito. Existe una discontinuidad no deseada. Por lotanto, se establece un parámetro de ajuste CrvSatn para compensar este fenómeno. Enel intervalo de tensión Un< a Un< · (1,0 - CrvSatn/100), la tensión utilizada será: Un<· (1,0 - CrvSatn/100). Si se utiliza la curva programable, este parámetro debecalcularse de modo que:

0100

CrvSatnB C× - >


IntBlkSeln: Este parámetro puede ajustarse a Off, Block of trip, Block all. En el casode baja tensión, se puede bloquear la función de subtensión. Esta función se puedeutilizar para evitar el funcionamiento cuando se desconecta el objeto protegido. Si elparámetro se ajusta a Block of trip o Block all, se evitará un disparo indeseado.

IntBlkStValn: Nivel de tensión por debajo del cual se activa el bloqueo, ajustado en %de UBase. Este ajuste debe ser inferior al ajuste Un<. Como se detecta unadesconexión, el ajuste puede ser muy bajo, es decir, alrededor del 10%.

tBlkUVn: El retardo de tiempo para bloquear la etapa n de subtensión cuando el nivelde tensión se encuentra por debajo de IntBlkStValn, proporcionado en s. Es importanteque este retardo sea más corto que el retardo de tiempo de funcionamiento de la etapade protección de subtensión.

8.2 Protección de sobretensión de dos etapasOV2PTOV




Protección de sobretensión de dosetapas

OV2PTOV

3U>

SYMBOL-C-2U-SMALLER-THANV2 ES

59



8.2.2 Aplicación

La protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV puede aplicarse en todas lassituaciones donde sea necesaria una detección fiable de alta tensión. OV2PTOV seutiliza para la supervisión y detección de condiciones anómalas y, combinada conotras funciones de protección, aumenta la seguridad de un sistema de proteccióncompleto.

Las condiciones de alta tensión son provocadas por situaciones anómalas en el sistemade potencia. OV2PTOV se aplica a elementos del sistema de potencia, comogeneradores, transformadores, motores y líneas de potencia, a fin de detectarcondiciones de alta tensión. OV2PTOV se utiliza en combinación con señales de bajaintensidad a fin de identificar una línea de transmisión abierta en el extremo remoto.Además, OV2PTOV también se utiliza para iniciar las medidas de corrección de latensión, como la inserción de reactores shunt, para compensar una carga baja y, de estaforma, reducir la tensión. La función ofrece alta precisión de medición y ajuste dehistéresis para permitir que las aplicaciones controlen la carga reactiva.

OV2PTOV se utiliza para desconectar aparatos, como motores eléctricos, queresultarán dañados si están sujetos al funcionamiento en condiciones de alta tensión.Aborda condiciones de alta tensión a la frecuencia del sistema de potencia, que puedenser provocadas por:

1. Diferentes tipos de faltas, donde una tensión demasiado alta aparece en un ciertosistema de potencia, como una conexión metálica a un nivel de tensión más alto(conductor roto que cae a una línea aérea que cruza, una falta del arco voltaico deltransformador desde el devanado de alta tensión al devanado de baja tensión,etc.).

2. Avería de un regulador de tensión o ajustes erróneos en el control manual (caídasimétrica de la tensión).

3. Carga baja en comparación con la generación de potencia reactiva (disminuciónde tensión simétrica).

4. Las faltas a tierra en sistemas conectados a tierra de alta impedancia provocan,además de la sobretensión en el neutro, altas tensiones en las dos fases sin faltas(aumento de tensión asimétrica).

OV2PTOV evita que equipos sensibles funcionen en condiciones que puedanprovocar su sobrecalentamiento o un esfuerzo del material de aislamiento y, por lotanto, acortar su vida útil. En muchos casos, resulta una función útil en circuitos paraprocesos de automatización locales o remotos en el sistema de potencia.


Los parámetros para la protección de sobretensión de dos etapas (OV2PTOV) seajustan a través de la HMI local o el PCM600.



Deben considerarse todas las condiciones de tensión en el sistema donde OV2PTOVrealiza sus funciones. Lo mismo se aplica al equipo asociado, su tensión ycaracterística de tiempo.

Existe un amplio campo de aplicación donde se utilizan las funciones de sobretensióngenerales. Todos los ajustes relacionados con la tensión se efectúan como unporcentaje de la tensión base primaria ajustable, la cual suele ajustarse al nivel detensión nominal (fase a fase) del sistema de potencia o del equipo de alta tensión quese está considerando.

A veces, el retardo de tiempo para OV2PTOV puede ser crítico y relacionarse con elalcance de la sobretensión - un sistema de potencia o componente de alta tensiónpuede soportar sobretensiones más pequeñas durante algún tiempo, aunque en caso degrandes sobretensiones, el equipo en cuestión debe desconectarse con más rapidez.

A continuación, se describen algunas aplicaciones y directrices de ajuste relacionadaspara el nivel de tensión:

La histéresis es muy importante para funciones de sobretensión con el fin de evitar queuna tensión transitoria por encima del nivel ajustado no se "mantenga" debido a unahistéresis alta. Los valores típicos deben ser ≤ 0,5%.

8.2.3.1 Protección de equipos, como motores, generadores, reactores ytransformadores

Una tensión alta provoca sobreexcitación del núcleo y deteriora el aislamiento deldevanado. El ajuste debe estar bastante por encima de la tensión “normal” más alta quese produzca y bastante por debajo de la tensión más alta aceptable para el equipo.

8.2.3.2 Protección de equipos, condensadores

La sobretensión deteriora el dieléctrico y el aislamiento. El ajuste debe estar bien porencima de la tensión “normal” más alta y bien por debajo de la tensión aceptable másalta para el condensador.

8.2.3.3 Calidad de alimentación

El ajuste debe estar bien por encima de la tensión “normal” más alta y bien por debajode la tensión aceptable más alta, debido a la reglamentación, la práctica adecuada uotros acuerdos.

8.2.3.4 Sistemas a tierra de neutro impedante

En los sistemas de neutro impedante a tierra, las faltas a tierra causan un aumento dela tensión en las fases no defectuosas. La protección de sobretensión de dos etapas(OV2PTOV) se utiliza para detectar tales faltas. El ajuste debe estar por encima de latensión “normal” más alta y por debajo de la tensión más baja durante faltas. Una falta



a tierra monofásica metálica causa que las tensiones de fase sin falta aumenten unfactor de √3.

8.2.3.5 Se pueden realizar los siguientes ajustes para la protección desobretensión de dos etapas

ConnType: Establece si la medición debe ser del valor fundamental de fase a tierra, elvalor fundamental de fase a fase, el valor RMS de fase a tierra o el valor RMS de fasea fase.

Operation: Off/On.

UBase (proporcionado en GlobalBaseSel): Tensión base fase a fase en kV primarios.Esta tensión se utiliza como referencia para el ajuste de tensión. OV2PTOV mideselectivamente las tensiones de fase a tierra o tensión de fase a fase seleccionada porel ajuste ConnType. La función actúa si la tensión cae por debajo del porcentajeajustado de UBase. Si ConnType se ajusta a PhN DFT o PhN RMS, entonces el IEDdivide automáticamente el valor ajustado para UBase por √3. Si ConnType se ajusta aPhPh DFT o PhPh RMS, entonces se utiliza el valor ajustado para UBase. Por lo tanto,ajuste siempre UBase como tensión de fase a fase primaria nominal del objetoprotegido. Si la medición de fase a neutro (PhN) se selecciona como ajuste, elfuncionamiento de la sobretensión de fase a tierra se divide automáticamente por laraíz cuadrada de 3. Esto implica una actuación por tensión de fase a tierra cuando:

(%) ( ) / 3U UBase kV> ×

y una actuación por tensión de fase a fase sobre:

U (%) UBase(kV)> ×EQUATION1993 V1 ES (Ecuación 71)

Los parámetros de ajuste que se describen a continuación son idénticos para las dosetapas (n = 1 o 2). Por lo tanto, los parámetros de ajuste se describen solamente unavez.

Characteristicn: Este parámetro proporciona el tipo de retardo de tiempo que seutilizará. El ajuste puede ser Definite time, Inverse Curve A, Inverse Curve B, InverseCurve C o I/Prog. inv. curve. La elección depende en gran medida de la aplicación dela protección.

OpModen: Este parámetro describe cuántas de las tres tensiones medidas deben estarpor encima del nivel ajustado para proporcionar el funcionamiento. El ajuste puede ser1 out of 3, 2 out of 3, 3 out of 3. En la mayoría de las aplicaciones, es suficiente que latensión de una fase sea alta para dar paso al funcionamiento. Si la función debe serinsensible a faltas monofásicas a tierra, puede seleccionarse 1 out of 3 porquenormalmente la tensión sube en las fases sin falta durante las faltas monofásicas atierra. En las redes de subtransmisión y transmisión, la función UV es principalmenteuna función de supervisión del sistema y se selecciona "3 out of 3".



Un>: Ajuste el valor de funcionamiento de sobretensión para la etapa n,proporcionado como % de UBase. El ajuste depende en gran medida de la aplicaciónde la protección. Aquí, es fundamental considerar la tensión máxima en situacionessin faltas. Por lo general, esta tensión es inferior al 110% de la tensión nominal.

tn: Retardo de tiempo de la etapa n, expresado en s. Este ajuste depende en granmedida de la aplicación de la protección. En muchas aplicaciones, la función deprotección se utiliza para prevenir daños en el objeto protegido. La velocidad puedeser importante, por ejemplo, en el caso de protección de un transformador que estésobreexcitado. El retardo de tiempo debe estar coordinado con otras accionesautomatizadas del sistema.


tnMin: Tiempo mínimo de funcionamiento para la característica de tiempo inversopara la etapa n, en s. Para tensiones muy altas, la función de sobretensión, utilizandouna característica de tiempo inverso, puede proporcionar un tiempo defuncionamiento muy corto. Esto puede conducir a un disparo no selectivo. Con elajuste de t1Min mayor que el tiempo de funcionamiento para otras protecciones,puede evitarse dicho disparo no selectivo.

ResetTypeCrvn: Este parámetro para la característica de tiempo inverso puedeajustarse en: Instantaneous, Frozen time, Linearly decreased. El ajustepredeterminado es Instantaneous.



ACrvn, BCrvn, CCrvn, DCrvn, PCrvn: Parámetros para crear la característicaprogramable de tiempo inverso de subtensión. Para disponer de una descripción,consulte el Manual de referencias técnicas.

CrvSatn: Cuando el denominador de la expresión de la curva programable es igual acero, el retardo de tiempo es infinito. Existe una discontinuidad no deseada. Por lotanto, se establece un parámetro de ajuste CrvSatn para compensar este fenómeno. Enel intervalo de tensión Un> hasta Un> · (1,0 + CrvSatn/100), la tensión utilizada será:Un> · (1,0 + CrvSatn/100). Si se utiliza la curva programable, este parámetro debecalcularse de modo que:

0100

CrvSatnB C× - >


HystAbsn: Histéresis absoluta expresada en % de UBase. El ajuste de este parámetrodepende en gran medida de la aplicación. Si se utiliza la función como control de la



conmutación automática de los dispositivos de compensación reactiva, la histéresisdebe ajustarse por debajo del cambio de tensión después de la conmutación deldispositivo de compensación.

8.3 Protección de sobretensión residual de dos etapasROV2PTOV




Protección de sobretensión residual dedos etapas

ROV2PTOV

3U0TRV V1 ES

59N

8.3.2 Aplicación

La protección de sobretensión residual de dos etapas ROV2PTOV se utilizaprincipalmente en redes de distribución conectadas a tierra de alta impedancia,principalmente como respaldo para la protección de falta a tierraprimaria de las líneasy del transformador. Para aumentar la seguridad de las diferentes funcionesrelacionadas con faltas a tierra, la señal de sobretensión residual puede utilizarse comouna señal de liberación. La tensión residual puede medirse en el neutro deltransformador o desde una conexión de triángulo abierto del transformador de tensión.La tensión residual también puede calcularse internamente en función de la mediciónde las tensiones trifásicas.

En sistemas conectados a tierra de alta impedancia, la tensión residual aumentará encaso de producirse alguna falta conectada a tierra. Dependiendo del tipo de falta y dela resistencia de la falta, la tensión residual alcanzará valores diferentes. La tensiónresidual más alta, equivalente a tres veces la tensión de fase a tierra, se alcanza parauna falta monofásica a tierra. La tensión residual aumenta aproximadamente al mismonivel en todo el sistema y no proporciona ninguna guía para encontrar el elemento confalta. Por lo tanto, ROV2PTOV se suele utilizar como protección de respaldo o comoseñal de liberación para la protección de falta a tierra de la línea.


Deben considerarse todas las condiciones de tensión en el sistema donde ROV2PTOVrealiza sus funciones. Lo mismo se aplica al equipo asociado, su tensión ycaracterística de tiempo.



Existe un campo de aplicación muy amplio donde se utilizan las funciones generalesde sobretensión de entrada monofásica o residual. Todos los ajustes relacionados conla tensión se efectúan como un porcentaje de la tensión base ajustable, la cual puedeajustarse al nivel de tensión nominal (fase a fase) primaria del sistema de potencia odel equipo de alta tensión que se está considerando.

El retardo de tiempo para ROV2PTOV no suele ser crítico, dado que la tensiónresidual se relaciona con las faltas a tierra en un sistema conectado a tierra de altaimpedancia y, por lo general, debe darse tiempo suficiente para que la protecciónprimaria despeje la falta. En otras situaciones más específicas, donde se utiliza laprotección de sobretensión simple para proteger algún equipo específico, el retardo esmás corto.

A continuación se describen algunas aplicaciones y directrices de ajuste relacionadaspara el nivel de tensión residual.

8.3.3.1 Protección de equipos, como motores, generadores, reactores ytransformadores

La tensión alta residual indica falta a tierra en el sistema, quizás en el componente alcual se conecta la protección de sobretensión residual de dos etapas (ROV2PTOV).Por motivos de selectividad de la protección primaria para el dispositivo con falta,ROV2PTOV debe disparar el componente con algún retardo de tiempo. El ajuste debeestar por encima de la tensión residual “normal” más alta que se produzca y por debajode la tensión residual más alta aceptable para el equipo

8.3.3.2 Protección de equipos, condensadores

Una tensión alta deteriora el dieléctrico y el aislamiento. La protección desobretensión residual de dos etapas (ROV2PTOV) tiene que conectarse a un devanadoneutro o de triángulo abierto. El ajuste debe estar por encima de la tensión residual“normal” más alta que se produzca y por debajo de la tensión residual más altaaceptable para el condensador.

8.3.3.3 Calidad de la alimentación

El ajuste debe estar por encima de la tensión residual “normal” más alta que seproduzca y por debajo de la tensión residual más alta aceptable, debido a lareglamentación, a las buenas prácticas u otros acuerdos.

8.3.3.4 Sistemas conectados a tierra de alta impedancia

En sistemas conectados a tierra de alta impedancia, las faltas de tierra provocan unatensión del neutro en el neutro del transformador de alimentación. La protección desobretensión residual de dos etapas ROV2PTOV se utiliza para emitir un disparo deltransformador como protección de respaldo de la protección de falta a tierra de la líneay como respaldo para la protección primaria de falta a tierra del transformador. Elajuste debe estar por encima de la tensión residual “normal” más alta que se produzca



y por debajo de la tensión residual más baja que se produzca durante las faltas encuestión. Una falta monofásica a tierra metálica provoca que el neutro de untransformador alcance una tensión igual a la tensión de fase a tierra nominal.

Los transformadores de tensión que miden las tensiones de fase a tierra miden tensióncero en la fase defectuosa. Las dos fases en perfecto estado medirán la tensión de fasea fase completa ya que la fase defectuosa se conectará a tierra. La sobretensiónresidual es tres veces la tensión de fase a tierra. Consulte la figura 96.

IEC07000190 V1 ES

Figura 96: Falta a tierra en sistemas no conectados a tierra de manera eficaz



8.3.3.5 Sistema conectado a tierra de forma directa

En sistemas conectados a tierra de forma directa, una falta a tierra en una fase indicauna caída de tensión en dicha fase. Las dos fases en perfecto estado tienen tensionesde fase a tierra normales. La suma residual tiene el mismo valor que la tensión de fase atierra restante. Consulte la figura 97.

IEC07000189 V1 ES

Figura 97: Falta a tierra en sistema conectado a tierra de forma directa

8.3.3.6 Ajustes para la protección de sobretensión residual de dos etapas

Operation: Off o On

UBase (proporcionado en GlobalBaseSel) se utiliza como referencia de tensión parala tensión. La tensión se puede alimentar al IED de diferentes formas:

1. El IED recibe alimentación desde un grupo de transformadores de tensión normaldonde se calcula internamente la tensión residual a partir de las tensiones de fase atierra dentro de la protección. El ajuste de la entrada analógica se proporcionacomo UBase=Uph-ph.

2. El IED se alimenta desde un grupo de transformadores de tensión normal conconexión en triángulo abierto. En una conexión en triángulo abierto, la protecciónse alimenta mediante la tensión 3U0 (entrada simple). El capítulo de ajustes delmanual de aplicación explica cómo tiene que ajustarse la entrada analógica.

3. El IED se alimenta desde un transformador de tensión individual conectado alpunto neutro de un transformador de potencia en el sistema de potencia. En esta



conexión, la protección se alimenta mediante la tensión UN=U0 (entrada simple).El capítulo de ajustes del manual de aplicación explica cómo tiene que ajustarsela entrada analógica. ROV2PTOV mide la tensión residual que se correspondecon la tensión de fase a tierra nominal para un sistema conectado a tierra de altaimpedancia. La medición se basa en el desplazamiento de la tensión del neutro.

Los parámetros de ajuste que se describen a continuación son idénticos para las dosetapas (n = etapa 1 y 2). Por lo tanto, los parámetros de ajuste se describen solamenteuna vez.

Characteristicn: Característica de tiempo inverso seleccionada para la etapa n. Esteparámetro proporciona el tipo de retardo de tiempo que se utilizará. El ajuste puedeser, Definite time o Inverse curve A o Inverse curve B o Inverse curve C o Prog. inv.curve. La elección depende en gran medida de la aplicación de la protección.

Un>: Ajuste el valor de funcionamiento de sobretensión para la etapa n,proporcionado como % de la tensión residual correspondiente con UBase.

( ) ( )% 3U UBase kV> ×IECEQUATION2290 V1 ES (Ecuación 73)

El ajuste depende de la sensibilidad requerida de la protección y de la conexión a tierradel sistema. En sistemas no conectados a tierra de forma eficiente, la tensión residualpuede ser como máximo la tensión de fase a tierra nominal, que deberíacorresponderse con 100%.

En sistemas conectados a tierra de forma eficaz, este valor depende de la relación Z0/Z1. El ajuste necesario para detectar faltas a tierra de alta resistencia debe basarse encálculos de la red.

tn: Retardo de tiempo de la etapa n, expresado en s. El ajuste depende en gran medidade la aplicación de la protección. En muchas aplicaciones, la función de proteccióntiene la tarea de evitar daños en el objeto protegido. La velocidad puede serimportante, por ejemplo, en el caso de protección de un transformador que estésobreexcitado. El retardo de tiempo debe estar coordinado con otras accionesautomatizadas del sistema.


tnMin: Tiempo mínimo de funcionamiento para la característica de tiempo inversopara la etapa n, en s. Para tensiones muy altas, la función de sobretensión, utilizandouna característica de tiempo inverso, puede proporcionar un tiempo defuncionamiento muy corto. Esto puede conducir a un disparo no selectivo. Con elajuste de t1Min mayor que el tiempo de funcionamiento para otras protecciones,puede evitarse dicho disparo no selectivo.

ResetTypeCrvn: Ajuste la curva de tiempo de reposición para la etapa n. Esteparámetro puede ajustarse en: Instantaneous,Frozen time,Linearly decreased. Elajuste predeterminado es Instantaneous.





ACrvn, BCrvn, CCrvn, DCrvn, PCrvn: Parámetros para la etapa n, que se ajustaránpara crear la característica programable de tiempo inverso de subtensión. Paradisponer de una descripción, consulte el Manual de referencias técnicas.

CrvSatn: Establezca el parámetro de ajuste para la etapa n. Cuando el denominador dela expresión de la curva programable es igual a cero, el retardo es infinito. Existe unadiscontinuidad no deseada. Por lo tanto, se establece un parámetro de ajuste CrvSatnpara compensar este fenómeno. En el intervalo de tensión U hasta U · (1,0 + CrvSatn/100), la tensión utilizada será: U> · (1,0 + CrvSatn/100). Si se utiliza la curvaprogramable, este parámetro debe calcularse de modo que:

0100

CrvSatnB C× - >


HystAbsn: Histéresis absoluta para la etapa n, ajustada en % de UBase. El ajuste deeste parámetro depende en gran medida de la aplicación.

8.4 Protección diferencial de tensión VDCPTOV




Protección diferencial de tensión VDCPTOV - 60

8.4.2 Aplicación

Las funciones de la protección diferencial de tensión VDCPTOV pueden utilizarse enalgunas aplicaciones diferentes.

• Protección de desequilibrio de tensión para bancos de condensadores. La tensiónde la barra se supervisa con la tensión del banco de condensadores, fase por fase.La diferencia indica una falta, ya sea un cortocircuito o un elemento abierto en elbanco de condensadores. Se utiliza principalmente para elementos con fusiblesexternos, aunque también puede utilizarse para elementos con fusibles internosen lugar de una protección de desequilibrio de corriente que mide la corrienteentre los neutros de las dos mitades del banco de condensadores. La funciónrequiere transformadores de tensión en todas las fases del banco de



condensadores. La figura 98 muestra algunas conexiones alternativas de estafunción.

Ud>L1

Ph L2Ph L3

U1

U2

Ud>L1

Ph L2Ph L3

U1 U2

Ph L3 Ph L2

Estrella a tierra

Doble estrella


IEC06000390 V3 ES

Figura 98: Conexión de la función de protección diferencial de tensiónVDCPTOV para detectar desequilibrio en bancos de condensadores(se muestra solo una fase)

La función VDCPTOV tiene una entrada de bloqueo (BLOCK) donde se puedeconectar una supervisión de fallo de fusibles (o MCB disparado) para evitarproblemas si se abrió un fusible en el transformador de tensión del banco decondensadores pero el otro no (la tensión de los condensadores se conecta a la entradaU2). También garantiza que se proporcione una alarma de fallo de fusible en lugar deuna alarma de tensión diferencial o de subtensión y/o disparo.


Los parámetros para la función diferencial de tensión se ajustan a través de la HMIlocal o el PCM600.

Se realizan los siguientes ajustes para la función diferencial de tensión.



Operation: Off/On


BlkDiffAtULow: El ajuste se utiliza para bloquear la función cuando las tensiones enlas fases son bajas.

RFLx: Es el ajuste del factor de compensación de relación de tensión donde secompensan las posibles diferencias entre las tensiones. Las diferencias puedendeberse a diferentes relaciones de los transformadores de tensión, diferentes nivelesde tensión; por ejemplo, la medición de tensión dentro del banco de condensadorespuede tener un nivel distinto de tensión, aunque la diferencia también puede serutilizada, por ejemplo, por la caída de tensión en los circuitos secundarios. Por logeneral, el ajuste se realiza en el sitio mediante la evaluación de la tensión diferencialalcanzada como valor de servicio para cada fase. El factor se define como U2 · RFLxy será igual a la tensión U1. Cada fase tiene su propio factor de relación.

UDTrip: El nivel diferencial de tensión requerido para el disparo se ajusta con esteparámetro. Para la aplicación en bancos de condensadores, el ajuste depende de latensión del banco de condensadores y de la cantidad de elementos por fase en serie yen paralelo. Los bancos de condensadores deben dispararse antes de que se produzcauna tensión excesiva en los elementos en perfectas condiciones del condensador. Porlo general, los valores de ajuste requeridos son proporcionados por el proveedor delbanco de condensadores. Para otras aplicaciones, debe decidirse según cada caso. Parala supervisión de fusibles solo se suele utilizar el nivel de alarma.

tTrip: El retardo de tiempo para el disparo se ajusta con este parámetro. Por lo general,no es necesario que el retardo sea demasiado corto en aplicaciones de bancos decondensadores, ya que no hay ninguna falta que requiera un disparo urgente.

tReset: El retardo de tiempo para la reposición del elemento de nivel de disparo seajusta con este parámetro. Por lo general, se puede ajustar a un retardo corto ya que,cuando se producen, las faltas son permanentes.

También existen los siguientes parámetros de ajuste para usuarios avanzados. Enprincipio, se supone que los valores predeterminados son aceptables.

U1Low: El ajuste del nivel de subtensión para la primera entrada de tensión se decidecon este parámetro. El ajuste predeterminado propuesto es 70%.

U2Low: El ajuste del nivel de subtensión para la segunda entrada de tensión se decidecon este parámetro. El ajuste predeterminado propuesto es 70%.

tBlock: El retardo de tiempo para el bloqueo de la función para subtensionesdetectadas se ajusta con este parámetro.

UDAlarm: El nivel diferencial de tensión requerido para la alarma se ajusta con esteparámetro. Para la aplicación en bancos de condensadores, el ajuste depende de latensión del banco de condensadores y de la cantidad de elementos por fase en serie y



en paralelo. Por lo general, los valores requeridos están suministrados por elproveedor del banco de condensadores.

Por lo general, para la supervisión de fusibles solo se utiliza este nivel de alarma, y unnivel adecuado de tensión es 3%-5% si el factor de corrección de relación se evaluócorrectamente durante la puesta en servicio.

Para otras aplicaciones, debe decidirse según cada caso.

tAlarm: El retardo de tiempo para la alarma se ajusta con este parámetro. Por logeneral, se puede utilizar un retardo de unos segundos para la alarma del banco decondensadores. Para la supervisión de fallo de fusible (SDDRFUF), el retardo de laalarma se puede ajustar a cero.

8.5 Comprobación de pérdida de tensión LOVPTUV

8.5.1 IdentificaciónDescripción del bloque funcional Identificación IEC



Comprobación de pérdida de tensión LOVPTUV - 27

8.5.2 Aplicación

Por lo general, el disparo del interruptor del circuito durante una pérdida de tensiónprolongada en las tres fases se utiliza en los sistemas de restauración automática parafacilitar la restauración del sistema después un corte de energía importante. El bloquefuncional de comprobación de pérdida de tensión (LOVPTUV) genera una señalTRIP solamente cuando la tensión de las tres fases está baja durante más tiempo queel ajustado. Si el disparo del interruptor no es necesario, el bloque funcionalLOVPTUV se utiliza para señalización a través de un contacto de salida o de lafunción de registro de eventos solamente.


En principio, la comprobación de pérdida de tensión (LOVPTUV) es independientede las funciones de protección. Debe de estar ajustada para abrir el interruptor a fin depermitir una restauración sencilla del sistema después de una pérdida de la tensiónprincipal en una parte importante de la red y solamente cuando la tensión se pierde conlos interruptores todavía cerrados.

Todos los ajustes están definidos en valores primarios o por unidad. Ajuste UBase ala tensión nominal del sistema o a la tensión primaria nominal del transformador detensión. Ajuste el nivel de actuación por fase UPE a generalmente el 70% del nivel deUBase nominal. Ajuste el retardo de tiempo tTrip=5-20 segundos.



8.5.3.1 Ajustes de usuarios avanzados

Para usuarios avanzados también es necesario ajustar los siguientes parámetros.Ajuste la longitud del pulso de disparo a tPulse=0,15 segundos, que es el valor típico.Ajuste el tiempo de bloqueo tBlock para bloquear la comprobación de pérdida detensión (LOVPTUV), si alguna aunque no todas las tensiones fueran bajas, atípicamente 5,0 segundos y ajuste el retardo de tiempo para habilitar la funcióndespués de la restauración tRestore a 3 - 40 segundos.



Sección 9 Protección de frecuencia

9.1 Protección de subfrecuencia SAPTUF




Protección de subfrecuencia SAPTUF

f <

SYMBOL-P V1 ES

81

9.1.2 Aplicación

La protección de subfrecuencia SAPTUF se puede aplicar en todas las situaciones enlas que se necesite contar con una detección fiable de la frecuencia fundamental bajadel sistema de potencia. La frecuencia del sistema de potencia, y la derivada de lafrecuencia, es una medida del desequilibrio entre la generación real y la demanda decarga. La frecuencia fundamental baja en un sistema de potencia indica que lageneración disponible es demasiado baja para responder por completo a la demandade energía por parte de la carga conectada a la red eléctrica. SAPTUF detecta estassituaciones y proporciona una señal de salida adecuada para el deslastre de la carga,la aceleración del generador, la modificación del punto de ajuste de HVDC, elarranque de la turbina de gas, etc. Algunas veces se conectan automáticamentereactores shunt debido a la frecuencia baja, a fin de reducir la tensión del sistema depotencia y, al mismo tiempo, reducir también la parte de la carga dependiente de latensión.

SAPTUF es muy sensible y precisa, y se utiliza para alertar a los operadores de que lafrecuencia se ha desviado ligeramente del punto de ajuste y que puede que seasuficiente aplicar acciones manuales. La señal de subfrecuencia también se utilizapara detectar casos de sobreexcitación. Esto resulta de gran importancia para lostransformadores elevadores de los generadores, que podrían estar conectados algenerador aunque desconectados de la red, durante una secuencia de parada. Si elgenerador todavía está energizado, el sistema experimenta sobreexcitación debido ala frecuencia baja.

1MRK 505 302-UES - Sección 9Protección de frecuencia



Deben considerarse todas las condiciones de magnitud de frecuencia y tensión en elsistema donde SAPTUF realiza sus funciones. Lo mismo se aplica al equipo asociado,su frecuencia y característica de tiempo.

Existen especialmente dos áreas de aplicación específicas para SAPTUF:

1. la protección de equipos contra daños por frecuencia baja, como generadores,transformadores y motores (la sobreexcitación también está relacionada con lafrecuencia baja)

2. la protección contra caída de un sistema de potencia o parte del mismo, condeslastre de la carga, en situaciones con déficit de generación.

El valor START de subfrecuencia se ajusta en Hz. Todos los ajustes relacionados conla magnitud de la tensión se realizan en porcentajes de una tensión base ajustable, quepor lo general se ajusta al nivel nominal primario de la tensión (fase a fase) del sistemade potencia o del equipo de alta tensión en cuestión.

A continuación, se presentan algunas aplicaciones y directrices de ajuste relacionadascon el nivel de frecuencia:

Protección de equipos, como motores y generadoresEl ajuste tiene que estar bastante por debajo de la frecuencia "normal" más baja que seproduzca y bastante por encima de la frecuencia más baja aceptable para los equipos.

Protección del sistema de potencia mediante deslastre de la cargaEl ajuste tiene que estar por debajo de la frecuencia "normal" más baja que se produzcay bastante por encima de la frecuencia más baja aceptable para las centrales eléctricaso las cargas sensibles. El nivel de ajuste, la cantidad de niveles y la distancia entre dosniveles (en tiempo y/o frecuencia) dependen en gran medida de las características delsistema de potencia en cuestión. El tamaño de la "pérdida de producción más grande"en comparación con "el tamaño del sistema de potencia" es un parámetro crítico. Ensistemas grandes, el deslastre de la carga puede ajustarse a un nivel de frecuenciabastante alto, y por lo general el retardo de tiempo no resulta crítico. En sistemas máspequeños, el nivel START de frecuencia se tiene que ajustar a un valor más bajo, y elretardo de tiempo debe ser más bien corto.

El retardo de tiempo relacionado con la tensión se utiliza para el deslastre de la carga.Los ajustes de SAPTUF pueden ser los mismos en todo el sistema de potencia. Así, eldeslastre de la carga se realiza primero en las áreas con magnitud de tensión baja, quepor lo general son las áreas más problemáticas, donde el deslastre de la carga tambiénresulta muy eficaz.

9.1.3.1 Protección de máquinas, como motores y generadores

El ajuste tiene que estar bien por debajo de la frecuencia ocurrente "normal" más bajay bien por encima de la frecuencia más baja aceptable para las máquinas.

Sección 9 1MRK 505 302-UES -Protección de frecuencia


9.1.3.2 Protección de redes eléctricas, mediante deslastre de la carga

El ajuste tiene que estar bien por debajo de la frecuencia ocurrente "normal" más bajay bien por encima de la frecuencia más baja aceptable para las centrales eléctricas o lascargas sensibles. El nivel de ajuste, la cantidad de niveles y la distancia entre dosniveles (en tiempo o frecuencia) dependen mucho de las características de la redeléctrica en cuestión. El tamaño de la "pérdida de producción más grande" encomparación con "el tamaño de la red eléctrica" es un parámetro crítico. En redesgrandes, el deslastre de la carga se puede ajustar a un nivel de frecuencia bastante alto,y por lo general el retardo no es crítico. En redes más pequeñas, el nivel de arranquede la frecuencia se tiene que ajustar a un valor más bajo, y el retardo debe ser más biencorto.

El retardo relacionado con la tensión se utiliza para el deslastre de la carga. Los ajustesde la función de subfrecuencia pueden ser iguales en toda la red eléctrica. Así, eldeslastre de la carga se realiza primero en las áreas con magnitud de tensión baja, quepor lo general son las áreas más problemáticas, donde el deslastre de la carga tambiénresulta muy eficaz.

9.2 Protección de sobrefrecuencia SAPTOF




Protección de sobrefrecuencia SAPTOF

f >

SYMBOL-O V1 ES

81

9.2.2 Aplicación

La función de protección de sobrefrecuencia SAPTOF se puede aplicar en todas lassituaciones en las que se necesite contar con una detección fiable de la frecuenciafundamental alta del sistema de potencia. La frecuencia del sistema de potencia, y laderivada de la frecuencia, es una medida del desequilibrio entre la generación real yla demanda de carga. La frecuencia fundamental alta de un sistema de potencia indicaque la generación disponible es demasiado grande en comparación con la demanda deenergía de la carga conectada a la red eléctrica. SAPTOF detecta estas situaciones yproporciona una señal de salida adecuada para el deslastre del generador, cambio delpunto de ajuste de la corriente continua de alta tensión (HVDC), etc. SAPTOF es muysensible y precisa, y también se puede utilizar para alertar a los operadores de que la



frecuencia se ha desviado ligeramente del punto de ajuste y que puede que seasuficiente aplicar acciones manuales.


Deben considerarse todas las condiciones de magnitud de frecuencia y tensión en elsistema donde SAPTOF realiza sus funciones. Lo mismo se aplica al equipo asociado,su frecuencia y característica de tiempo.

Existen especialmente dos áreas de aplicación para SAPTOF:

1. la protección de equipos contra daños por frecuencia alta, como generadores ymotores

2. la protección contra caída de un sistema de potencia o de parte del mismo, condeslastre de generación, en situaciones con exceso de producción.

El valor START de sobrefrecuencia se ajusta en Hz. Todos los ajustes relacionadoscon la magnitud de la tensión se realizan en porcentajes de una tensión base ajustable,que por lo general se ajusta al nivel nominal de la tensión (fase a fase) del sistema depotencia o del equipo de alta tensión en cuestión.

A continuación, se presentan algunas aplicaciones y directrices de ajuste relacionadascon el nivel de frecuencia:

Protección de equipos, como motores y generadoresEl ajuste tiene que estar bastante por encima de la frecuencia "normal" más alta que seproduzca y bastante por debajo de la frecuencia aceptable más alta para los equipos.

Protección del sistema de potencia mediante deslastre del generadorEl ajuste tiene que estar por encima de la frecuencia "normal" más alta que se produzcay por debajo de la frecuencia aceptable más alta para las centrales eléctricas o cargassensibles. El nivel de ajuste, la cantidad de niveles y la distancia entre dos niveles (entiempo y/o frecuencia) dependen en gran medida de las características del sistema depotencia en cuestión. El tamaño de la "pérdida de carga más grande" en comparacióncon "el tamaño del sistema de potencia" es un parámetro crítico. En sistemas grandes,el deslastre del generador puede ajustarse a un nivel de frecuencia bastante bajo, y porlo general el retardo de tiempo no resulta crítico. En sistemas más pequeños, el nivelSTART de frecuencia tiene que ajustarse a un valor más alto, y el retardo de tiempodebe ser más bien corto.

9.2.3.1 Protección de equipos, como motores y generadores

El ajuste tiene que estar bien por encima de la frecuencia existente "normal" más altay bien por debajo de la frecuencia aceptable más alta para los equipos.



9.2.3.2 Protección de redes eléctricas, mediante deslastre de generación

El nivel de ajuste, la cantidad de niveles y la distancia entre dos niveles (en tiempo ofrecuencia) dependen mucho de las características de la red eléctrica en cuestión. Eltamaño de la "pérdida de carga más grande" en comparación con "el tamaño de la redeléctrica" es un parámetro crítico. En redes grandes, el deslastre de generación sepuede ajustar a un nivel de frecuencia bastante bajo, y por lo general el retardo no escrítico. En redes más pequeñas, el nivel de frecuencia de arranque se tiene que ajustara un valor más alto, y el retardo debe ser más bien corto.

9.3 Protección de derivada de la frecuencia SAPFRC




Protección de derivada de la frecuencia SAPFRC

df/dt ><

SYMBOL-N V1 ES

81

9.3.2 Aplicación

La protección de derivada de la frecuencia (SAPFRC) se puede aplicar en todas lassituaciones donde se necesite la detección fiable del cambio de la frecuenciafundamental de la tensión del sistema de potencia. SAPFRC puede utilizarse tantopara la subida de la frecuencia como para la caída. SAPFRC proporciona una señal desalida adecuada para el deslastre de la carga o del generador, la aceleración delgenerador, la modificación del punto de ajuste de HVDC, el arranque de la turbina degas, etc. En muchas ocasiones, SAPFRC se utiliza junto con una señal de frecuenciabaja, especialmente en sistemas de potencia pequeños donde la pérdida de ungenerador relativamente grande requiere medidas correctivas rápidas para garantizarla integridad del sistema de potencia. En dichas situaciones se requieren medidas dedeslastre de la carga en un nivel de frecuencia bastante alto aunque, junto con unaderivada de la frecuencia grande y negativa, la protección de subfrecuencia puedeutilizarse con un ajuste bastante alto.


Los parámetros de la protección de derivada de la frecuencia SAPFRC se ajustan através de la HMI local o el PCM600.



Deben considerarse todas las condiciones de magnitud de frecuencia y tensión en elsistema donde SAPFRC realiza sus funciones. Lo mismo se aplica al equipo asociado,su frecuencia y característica de tiempo.

Existen especialmente dos áreas de aplicación para SAPFRC:

1. la protección de equipos contra daños producidos por frecuencia alta o porfrecuencia demasiado baja, como generadores, transformadores y motores

2. la protección contra caída de un sistema de potencia o parte del mismo condeslastre de la carga o de generación en situaciones donde la carga y la generaciónno están equilibradas.

SAPFRC se utiliza junto con una función de sobrefrecuencia o subfrecuencia ensistemas de potencia pequeños donde un solo evento puede provocar un grandesequilibrio entre carga y generación. En dichas situaciones, el deslastre de la cargao de generación debe producirse muy rápido, y es posible que no haya suficientetiempo para esperar hasta que la señal de frecuencia alcance un valor anómalo. Por lotanto, se toman medidas en un nivel de frecuencia más cercano al nivel nominalprimario si la derivada de la frecuencia es grande (con respecto al signo).

El valor START de SAPFRC se ajusta en Hz/s. Todos los ajustes relacionados con lamagnitud de la tensión se realizan en porcentajes de una tensión base ajustable, quepor lo general se ajusta al nivel de tensión nominal primaria (fase a fase) del sistemade potencia o del equipo de alta tensión en cuestión.

SAPFRC no es instantánea, ya que la función necesita algún tiempo para suministrarun valor estable. Se recomienda tener un retardo de tiempo lo suficientementeprolongado como para encargarse del ruido de la señal. Sin embargo, las etapas detiempo, de la derivada de la frecuencia y de frecuencia entre las diferentes accionespodrían ser críticas y, a veces, se requiere un tiempo de operación más corto, porejemplo, de hasta 70 ms.

Los sistemas industriales más pequeños podrían experimentar una derivada de lafrecuencia de hasta 5 Hz/s debido a un solo evento. Incluso grandes sistemas depotencia pueden formar pequeñas islas con un gran desequilibrio entre carga ygeneración cuando se despejan faltas graves (o combinaciones de faltas); se haexperimentado hasta 3 Hz/s cuando una isla pequeña estaba aislada de un sistemagrande. Para perturbaciones graves más "normales" en grandes sistemas de potencia,la derivada de la frecuencia es mucho menor, la mayoría de las veces solo una fracciónde 1,0 Hz/s.



Sección 10 Protección multifunción

10.1 Protección general de corriente y tensión CVGAPC




Protección general de corriente ytensión

CVGAPC 2(I>/U<) -

10.1.2 Aplicación

Una ruptura del aislamiento entre conductores de fase o entre un conductor de fase ytierra da lugar a un cortocircuito o a una falta a tierra respectivamente. Estas faltaspueden provocar grandes corrientes de falta y generar daños graves en los equiposprincipales del sistema de potencia. Según la magnitud y tipo de falta, puedenutilizarse distintas protecciones de sobreintensidad en función de la medición de loscomponentes de la corriente de fase, tierra o de secuencia, para despejar dichas faltas.Además, a veces es necesario que estas protecciones de sobreintensidad seandireccionales y/o tengan control/restricción de tensión.

La protección de sobre/subtensión se aplica a elementos del sistema de potencia comogeneradores, transformadores, motores y líneas eléctricas con el fin de detectarcondiciones anómalas de tensión. Según el tipo de desviación de tensión y el tipo decondición anómala del sistema de potencia, pueden utilizarse distintas proteccionesde sobre/subtensión en base a la medición de los componentes de la tensión de fase atierra, fase a fase, residual o de secuencia, a fin de detectar y solucionar dichaincidencia.

El IED se puede proporcionar con varios módulos de protección de la proteccióngeneral de corriente y tensión (CVGAPC). La función siempre está conectada aentradas de corriente trifásica y tensión trifásica en la herramienta de configuración,aunque siempre mide una sola cantidad de corriente y de tensión que selecciona elusuario final en la herramienta de ajuste.

Cada módulo de la función CVGAPC tiene cuatro elementos de protecciónindependientes incorporados.

1. Dos etapas de sobreintensidad con las siguientes características incorporadas:

1MRK 505 302-UES - Sección 10Protección multifunción


• Retardo de tiempo definido o retardo TOC/IDMT de sobreintensidad detiempo inverso para ambas etapas.

• Disponen de supervisión del segundo armónico para permitir solo elfuncionamiento de las etapas de sobreintensidad si el contenido delsegundo armónico en la corriente medida es inferior al nivel preestablecido.

• Disponen de supervisión direccional para permitir solo el funcionamientode las etapas de sobreintensidad si la ubicación de la falta se encuentra enla dirección preestablecida (Forward o Reverse). Se puede ajustar elcomportamiento durante la tensión de polarización de bajo nivel (Non-Directional,Block,Memory)

• Disponen de la característica de control/restricción de tensión paramodificar el nivel de activación de las etapas de sobreintensidad enproporción con la magnitud de la tensión medida.

• Disponen de una característica de restricción de corriente para permitir soloel funcionamiento de las etapas de sobreintensidad si la cantidad decorriente medida es mayor que el porcentaje ajustado de la cantidad derestricción de corriente.

2. Dos etapas de subintensidad con las siguientes características incorporadas:• Retardo de tiempo definido para ambas etapas.

3. Dos etapas de sobretensión con las siguientes características incorporadas:• Retardo de tiempo definido o retardo TOC/IDMT de sobreintensidad de

tiempo inverso para ambas etapas.4. Dos etapas de subtensión con las siguientes características incorporadas:

• Retardo de tiempo definido o retardo TOC/IDMT de sobreintensidad detiempo inverso para ambas etapas.

Estos cuatro elementos de protección dentro de una función de protección generalfuncionan de forma independiente y pueden habilitarse o deshabilitarseindividualmente. Sin embargo, debe tenerse en cuenta una vez más que estos cuatroelementos de protección miden una sola cantidad de corriente seleccionada y una solacantidad de tensión seleccionada (consulte la tabla 30 y la tabla 31). Se pueden utilizarlos cuatro elementos de protección y sus etapas individuales al mismo tiempo. Aveces, para obtener la funcionalidad deseada de la aplicación, es necesarioproporcionar interacción entre dos elementos/etapas de protección o más dentro deuna función CVGAPC, mediante la configuración adecuada del IED (por ejemplo,protección de máquina inactiva para generadores).

10.1.2.1 Selección de corriente y tensión para la función CVGAPC

La función CVGAPC siempre está conectada a entradas de corriente trifásica ytensión trifásica en la herramienta de configuración, pero siempre mide solo lacantidad de corriente y de tensión que selecciona el usuario final en la herramienta deajuste (cantidad de corriente seleccionada y cantidad de tensión seleccionada).

Sección 10 1MRK 505 302-UES -Protección multifunción


Mediante el parámetro de ajuste CurrentInput, el usuario puede seleccionar lamedición de una sola de las siguientes cantidades de corriente que se observan en latabla 30.

Tabla 30: Selección disponible para cantidad de corriente dentro de la función CVGAPC

Valor ajustado para elparámetro "CurrentInput"

Comentario

1 phase1 La función CVGAPC mide el fasor de tensión de la fase L1 .



4 PosSeq La función CVGAPC mide el fasor de corriente de secuenciapositiva calculado internamente.

5 NegSeq La función CVGAPC mide el fasor de corriente de secuencianegativa calculado internamente.

6 3 · ZeroSeq La función CVGAPC mide el fasor de corriente de secuenciacero calculado internamente, multiplicado por el factor 3.

7 MaxPh La función CVGAPC mide el fasor de corriente de la fase con lamayor magnitud.

8 MinPh La función CVGAPC mide el fasor de corriente de la fase con lamenor magnitud.

9 UnbalancePh La función CVGAPC mide la magnitud de la corriente dedesequilibrio, que se calcula internamente como la diferencia demagnitud algebraica entre el fasor de corriente de la fase conmayor magnitud y el fasor de corriente de la fase con menormagnitud. El ángulo de fase está ajustado a 0° todo el tiempo.

10 phase1-phase2 La función CVGAPC mide el fasor de corriente calculadointernamente como la diferencia de vector entre el fasor decorriente de la fase L1 y el fasor de corriente de la fase L2 (IL1-IL2)

11 phase2-phase3 La función CVGAPC mide el fasor de corriente calculadointernamente como la diferencia de vector entre el fasor decorriente de la fase L2 y el fasor de corriente de la fase L3 (IL2-IL3)

12 phase3-phase1 La función CVGAPC mide el fasor de corriente calculadointernamente como la diferencia de vector entre el fasor decorriente de la fase L3 y el fasor de corriente de la fase L1 ( IL3-IL1)

13 MaxPh-Ph La función CVGAPC mide el fasor de corriente fase a fase demayor magnitud.

14 MinPh-Ph La función CVGAPC mide el fasor de corriente fase a fase demenor magnitud.

15 UnbalancePh-Ph La función CVGAPC mide la magnitud de la corriente dedesequilibrio, que se calcula internamente como la diferencia demagnitud algebraica entre el fasor de corriente fase a fase conmayor magnitud y el fasor de corriente fase a fase con menormagnitud. El ángulo de fase está ajustado a 0° todo el tiempo.

Mediante el parámetro de ajuste VoltageInput, el usuario puede seleccionar lamedición de una sola de las siguientes cantidades de tensión que se observan en latabla 31.



Tabla 31: Selección disponible para cantidad de tensión dentro de la función CVGAPC

Valor ajustado para elparámetro "VoltageInput"

Comentario




4 PosSeq La función CVGAPC mide el fasor de tensión de secuenciapositiva calculado internamente.

5 -NegSeq La función CVGAPC mide el fasor de tensión de secuencianegativa calculado internamente. Este fasor de tensión se giraintencionalmente a 180° a fin de permitir ajustes más simples dela característica direccional cuando se utiliza.

6 -3*ZeroSeq La función CVGAPC mide el fasor de tensión de secuencia cerocalculado internamente, multiplicado por el factor 3. Este fasorde tensión se gira intencionalmente a 180° a fin de permitirajustes más simples de la característica direccional cuando seusa.

7 MaxPh La función CVGAPC mide el fasor de tensión de la fase demayor magnitud.

8 MinPh La función CVGAPC mide el fasor de tensión de la fase demenor magnitud.

9 UnbalancePh La función CVGAPC mide la magnitud de la tensión dedesequilibrio, que se calcula internamente como la diferencia demagnitud algebraica entre el fasor de tensión de la fase conmayor magnitud y el fasor de tensión de la fase con menormagnitud. El ángulo de fase está ajustado a 0° todo el tiempo.

10 phase1-phase2 La función CVGAPC mide el fasor de tensión calculadointernamente como la diferencia de vector entre el fasor detensión de la fase L1 y el fasor de tensión de la fase L2 (UL1-UL2)



13 MaxPh-Ph La función CVGAPC mide el fasor de tensión fase a fase demayor magnitud.

14 MinPh-Ph La función CVGAPC mide el fasor de tensión fase a fase demenor magnitud.

15 UnbalancePh-Ph La función CVGAPC mide la magnitud de la tensión dedesequilibrio, que se calcula internamente como la diferencia demagnitud algebraica entre el fasor de tensión fase a fase conmayor magnitud y el fasor de tensión fase a fase con menormagnitud. El ángulo de fase está ajustado a 0° todo el tiempo.

Es importante tener en cuenta que la selección de tensión de la tabla 31 se puedeaplicar siempre, independientemente de las conexiones del TT externas reales. Lasentradas trifásicas del TT se pueden conectar al IED ya sea como tensiones trifásicas atierra UL1, UL2 & UL3 o como tres tensiones fase a fase UL1L2, UL2L3 & UL3L1VAB,



VBC y VCA. Esta información sobre la conexión del TT real se introduce comoparámetro de ajuste para el bloque de preprocesamiento, que después lo procesaautomáticamente.

10.1.2.2 Cantidades base para la función CVGAPC

El ajuste de los parámetros para las cantidades base, que representan la base (100%)para los niveles de activación de todas las etapas de medición, se debe introducir comoparámetros de ajuste para cada función CVGAPC.

La corriente base se debe introducir como:

1. corriente de fase nominal del objeto protegido en amperios primarios cuando lacantidad de corriente medida se selecciona de 1 a 9, como se observa en la tabla30.

2. corriente de fase nominal del objeto protegido en amperios primarios,multiplicada por √3 (1,732 x Iphase), cuando la cantidad de corriente medida seselecciona de 10 a 15, como se observa en la tabla 30.

La tensión base se debe introducir como:

1. tensión nominal fase a tierra del objeto protegido en kV primarios cuando lacantidad de tensión medida se selecciona de 1 a 9, como se observa en la tabla 31.

2. tensión nominal fase a fase del objeto protegido en kV primarios cuando lacantidad de tensión medida se selecciona de 10 a 15, como se observa en la tabla31.

10.1.2.3 Posibilidades de aplicación

Gracias a su gran flexibilidad, la función de protección general de corriente y tensión(CVGAPC) se puede utilizar en muchas aplicaciones, con la configuración y losajustes adecuados. A continuación se mencionan algunos ejemplos posibles:

1. Aplicaciones en líneas y transformadores:• Protección de subimpedancia (característica no direccional circular)• Protección de subimpedancia (característica mho circular)• Protección de sobreintensidad con control/restricción de tensión• Protección de sobreintensidad (direccional o no direccional) de secuencia

negativa/positiva/cero o de fase• Protección de sobretensión/subtensión de secuencia negativa/positiva/cero

o de fase o fase a fase• Protección especial de sobrecarga térmica• Protección de fase abierta• Protección de desequilibrio

2. Protección de generador



• Protección del 80%-95% de faltas a tierra del estator (3Uo medida ocalculada)

• Protección de faltas a tierra del rotor (con unidad de inyección externaCOMBIFLEX RXTTE4)

• Protección de subimpedancia• Protección de sobreintensidad con control/restricción de tensión• Protección de respaldo diferencial y entre espiras (protección de

sobreintensidad direccional de secuencia negativa conectada a los TC delterminal de alta tensión mirando hacia el generador)

• Protección de sobrecarga del estator• Protección de sobrecarga del rotor• Protección de pérdida de excitación (protección de sobreintensidad

direccional de secuencia positiva)• Protección de potencia baja hacia delante/potencia inversa (protección de

sobreintensidad direccional de secuencia positiva, sensibilidad al 2%)• Protección de energización inadvertida/máquina muerta• Protección de descarga disruptiva del cabezal del interruptor• Detección de sincronización incorrecta• Alarma y protección sensible de sobreintensidad se secuencia negativa del

generador• Protección de sobretensión/subtensión de secuencia negativa/positiva/cero

o de fase o fase a fase• Detección de salto de vector (en base a la sobreintensidad direccional de

secuencia positiva)• Energización inadvertida del generador

10.1.2.4 Energización inadvertida del generador

Cuando el generador se deja fuera de servicio y está parado, existe el riesgo de que elinterruptor del generador se cierre por error.

La energización trifásica de un generador, que se puede encontrar parado o girando,hace que se comporte de un modo similar a un motor de inducción y acelere. En estepunto, la máquina básicamente representa la reactancia subtransitoria al sistema y sepuede esperar que obtenga de 1 a 4 p.u. de corriente, según la impedancia del sistemaequivalente. La tensión del terminal de la máquina puede ir del 20% al 70% de latensión nominal, de nuevo, según la impedancia del sistema equivalente (incluso eltransformador del bloque). Si el generador está conectado a un sistema potente, sepueden esperar cantidades más altas de corriente y tensión de la máquina (de 3 a 4 p.u.de corriente y del 50% al 70% de la tensión nominal). Los valores más bajos decorriente y tensión (1 y 2 p.u. y del 20% al 40% de la tensión nominal) sonrepresentativos de sistemas más débiles.

Como un generador se comporta de manera similar a un motor de inducción, sedesarrollan corrientes altas en el rotor durante el período de aceleramiento. Aunque elrotor puede tener daños térmicos por las corrientes excesivamente altas, el tiempo dedaño térmico es de unos pocos segundos. Sin embargo, debe preocuparnos mucho másel cojinete, que se puede dañar en una fracción de segundo debido a la baja presión del



aceite. Por lo tanto, es fundamental que se proporcione un disparo de alta velocidad.Este disparo debe ser casi instantáneo (< 100 ms).

Existe el riesgo de que la corriente que entra al generador durante la energizacióninadvertida se limite y que la protección de subimpedancia o sobreintensidad"normal" no detecte esta situación peligrosa. El retardo de estas funciones deprotección puede ser demasiado largo. La protección de potencia inversa puededetectar la situación, pero el tiempo de funcionamiento de esta protección es serdemasiado largo.

Por lo tanto, para máquinas grandes e importantes, se debería incluir una protecciónrápida contra energización inadvertida en el esquema de protección.

La protección contra energización inadvertida se puede realizar mediante unacombinación de las protecciones de subtensión, sobretensión y sobreintensidad. Laprotección de subtensión detecta, con un retardo de 10 s por ejemplo, la situación enla que un generador no está conectado a la red (parado) y activa la función desobreintensidad. La protección de sobretensión detecta la situación en la que ungenerador entra en funcionamiento y desactiva la función de sobreintensidad. Laprotección de sobreintensidad tiene un valor de activación de aproximadamente el50% de la corriente nominal del generador. El retardo del disparo es deaproximadamente 50 ms.



Los parámetros para la función de protección general de corriente y tensión(CVGAPC) se ajustan a través de la HMI local o el Administrador de protección ycontrol (PCM600).

Las etapas de sobreintensidad tienen un ajuste IMinx (x=1 o 2dependiendo de la etapa) para ajustar la corriente mínima deoperación . Ajuste IMinx por debajo de StartCurr_OCx para cadaetapa con el fin de obtener la característica de reposición ANSI deacuerdo con la norma. Si se ajusta IMinx por encima deStartCurr_OCx para cualquier etapa, la reposición ANSI funcionacomo si la corriente fuera cero si la corriente cae por debajo de IMinx.



10.1.3.1 Protección de sobreintensidad de secuencia negativa direccional

La protección de sobreintensidad de secuencia negativa direccional se suele utilizarcomo protección sensible de falta a tierra en líneas eléctricas, en las que podríaproducirse una polarización incorrecta de secuencia cero a causa de la inducciónmutua entre dos o más líneas paralelas. Además, se puede utilizar en aplicaciones paracables subterráneos donde la impedancia de secuencia cero depende de las rutas deretorno de la corriente de falta, aunque la impedancia de secuencia negativa del cablees prácticamente constante. Debe tenerse en cuenta que el elemento desobreintensidad de secuencia negativa direccional ofrece protección contra todas lasfaltas de desequilibrio (incluso faltas de fase a fase). Debe prestarse atención a que laactivación mínima de dicha función de protección se ajuste por encima del nivel dedesequilibrio natural del sistema.

Se proporciona un ejemplo sobre cómo puede lograrse la protección sensible de falta atierra para líneas eléctricas mediante elementos de protección de sobreintensidaddireccional de secuencia negativa dentro de una función CVGAPC.

Esta funcionalidad puede lograrse utilizando una sola función CVGAPC. Deberealizarse lo siguiente para garantizar el funcionamiento correcto de la función:

1. Conecte las corrientes de líneas eléctricas trifásicas y tensiones de líneaseléctricas trifásicas a una misma instancia de CVGAPC (por ejemplo, GF04).

2. Ajuste CurrentInput a NegSeq (tenga en cuenta que la función CVGAPC mide lacorriente I2 y NO la corriente 3I2; esto es fundamental para el ajuste adecuado delnivel de activación de la función de sobreintensidad).

3. Ajuste VoltageInput a -NegSeq (tenga en cuenta que el fasor de tensión desecuencia negativa está invertido intencionalmente a fin de simplificar ladireccionalidad).

4. Ajuste el valor de la corriente base IBase para que sea igual que la corrienteprimaria nominal de los TC de la línea eléctrica.

5. Ajuste el valor de la tensión base UBase para que sea igual que la tensión de fasea fase nominal de la línea eléctrica, en kV

6. Ajuste RCADir al valor de +65 grados (la corriente NegSeq suele estar retrasadacon respecto a la tensión invertida NegSeq para este ángulo durante la falta)

7. Ajuste ROADir al valor de 90 grados8. Ajuste LowVolt_VM al valor del 2% (nivel de tensión NegSeq por encima del cual

se habilita el elemento direccional).9. Habilite una etapa de sobreintensidad (por ejemplo, OC1).10. Con el parámetro CurveType_OC1, seleccione la curva apropiada de retardo de

tiempo definido o TOC/IDMT, según su filosofía de protección de la red.11. Ajuste StartCurr_OC1 a un valor entre 3% y 10% (valores típicos).12. Ajuste tDef_OC1 o el parámetro “k” cuando se utilicen curvas TOC/IDMT para

garantizar la coordinación de tiempo adecuada con otras protecciones de falta atierra instaladas en las proximidades de esta línea eléctrica

13. Ajuste DirMode_OC1 a Forward14. Ajuste DirPrinc_OC1 a IcosPhi&U15. Ajuste ActLowVolt1_VM a Block

• Para garantizar la restricción adecuada de este elemento para saturacionesdel TC durante faltas trifásicas, se puede utilizar la característica de



restricción de corriente y permitir que este elemento funcione solo cuandola corriente NegSeq sea mayor que un determinado porcentaje (el valor máshabitual es 10%) de la corriente PosSeq medida en la línea eléctrica. Paraello, deben realizarse los siguientes ajustes dentro de la misma función:

16. Ajuste EnRestrainCurr a On17. Ajuste RestrCurrInput a PosSeq18. Ajuste RestrCurrCoeff al valor 0.10

Si fuera necesario, esta función CVGAPC puede utilizarse en el esquema deprotección por comparación direccional para la protección de línea eléctrica si loscanales de comunicación con el extremo remoto de esta línea eléctrica estuvierandisponibles. En ese caso, se suelen requerir dos etapas de sobrecorriente NegSeq. Unapara la dirección hacia delante y otra para la dirección hacia atrás. Como se explicócon anterioridad, se puede utilizar la etapa OC1 para detectar faltas en dirección haciadelante. La etapa OC2 incorporada se puede utilizar para detectar faltas en direcciónhacia atrás.

Sin embargo, para dicha aplicación, debe tenerse en cuenta lo siguiente:

• los valores ajustados para los ajustes RCADir y ROADir también serán aplicablespara la etapa OC2

• el ajuste DirMode_OC2 se establecerá en Reverse• el parámetro de ajuste StartCurr_OC2 debe ser más sensible que el valor de

activación para el elemento de la etapa OC1 hacia delante (es decir, por lo general,60% del nivel de activación ajustado para la etapa OC1) para garantizar elfuncionamiento correcto del esquema de comparación direccional durantesituaciones de inversión de corriente

• las señales de inicio de los elementos de OC1 y OC2 deben utilizarse para enviarseñales hacia delante y hacia atrás al extremo remoto de la línea eléctrica

• El bloque funcional de esquema de comunicación disponible dentro del IED debeutilizarse entre la función de protección multifunción y el equipo decomunicación para garantizar las condiciones adecuadas de las dos señales deinicio anteriores

Además, los otros elementos de protección de subintensidad, sobretensión ysubtensión incorporados pueden utilizarse con otros fines de protección y advertencia.

10.1.3.2 Protección de sobreintensidad de secuencia negativa

Daremos un ejemplo de cómo utilizar una sola función CVGAPC para proporcionaruna protección de sobreintensidad de tiempo inverso y secuencia negativa para ungenerador con constante de capacidad de 20 s y una tasa de secuencia negativamáxima continua del 7% de la corriente nominal del generador.

La curva de capacidad de la protección de sobreintensidad de secuencia negativa deun generador, por lo general usada en todo el mundo, está definida por la norma ANSIsegún la siguiente fórmula:



2op

NS

r

ktII

=æ öç ÷è ø


donde:

top es el tiempo de operación del IED de sobreintensidad de secuencia negativa, en segundos;

k es la constante de capacidad del generador, en segundos;

INS es la corriente de secuencia negativa medida

Ir es la corriente nominal del generador.

Al definir el parámetro x igual al valor de secuencia negativa máxima continua delgenerador según la siguiente fórmula

7% 0, 07x pu= =EQUATION1373 V1 ES (Ecuación 76)

La ecuación 75 puede reescribirse de la siguiente forma sin cambiar el valor deltiempo de operación del IED de sobreintensidad de tiempo inverso y secuencianegativa:

2

2

1

op

NS

r

kxt

Ix I

×=

æ öç ÷×è ø


Para lograr la funcionalidad de esta protección con una sola función CVGAPC, deberealizarse lo siguiente:

1. Conecte las corrientes trifásicas del generador a una sola instancia de CVGAPC(por ejemplo, GF01).

2. Ajuste el parámetro CurrentInput al valor NegSeq3. Ajuste el valor de la corriente base a la corriente nominal del generador, en

amperios primarios.4. Habilite una sola etapa de sobreintensidad (por ejemplo, OC1)5. Ajuste el parámetro CurveType_OC1 al valor Programmable



op P

At k BM C

æ ö= × +ç ÷-è øEQUATION1375 V1 ES (Ecuación 78)

donde:

top es el tiempo de operación del algoritmo de sobreintensidad de tiempo inverso TOC/IDMT,en segundos;

k es el multiplicador de tiempo (ajuste de parámetro);

M es la relación entre la magnitud de la corriente medida y el nivel de corriente de activaciónajustado;

A, B, C y P son coeficientes ajustables por el usuario que determinan la curva utilizada para el cálculode sobreintensidad de tiempo inverso TOC/IDMT.

Cuando la ecuación 75 se compara con la ecuación 77 para la característica de tiempoinverso de la etapa OC1, es evidente que, si se siguen las siguientes reglas:

1. ajuste k al mismo valor que la capacidad de secuencia negativa del generador2. ajuste A_OC1 igual que el valor 1/x23. ajuste B_OC1 = 0.0, C_OC1=0.0 y P_OC1=2.04. ajuste StartCurr_OC1 igual que el valor x

por lo tanto, la etapa OC1 de la función CVGAPC puede utilizarse para la protecciónde sobreintensidad de tiempo inverso y secuencia negativa del generador.

Para este ejemplo en particular, deben introducirse los siguientes ajustes paragarantizar el funcionamiento correcto de la función:

1. seleccione la corriente de secuencia negativa como cantidad de medición paraesta función CVGAPC

2. asegúrese de que el valor de la corriente base para la función CVGAPC sea igualque la corriente nominal del generador

3. ajuste k_OC1 = 204. ajuste A_OC1= 1/0.072 = 204.08165. ajuste B_OC1 = 0.0, C_OC1 = 0.0 y P_OC1 = 2.06. ajuste StartCurr_OC1 = 7%

La temporización adecuada de la función CVGAPC, realizada de esta manera, puedeverificarse fácilmente mediante una inyección secundaria. Todos los demás ajustes sepueden dejar en sus valores predeterminados. Si fuera necesario, puede ajustarse lareposición de tiempo retardado para la etapa OC1 a fin de garantizar elfuncionamiento correcto de la función en condiciones de desequilibrio repetitivas.

Además, los demás elementos de protección incorporados pueden utilizarse con otrosfines de protección y advertencia (por ejemplo, OC2 para alarma de sobreintensidadde secuencia negativa y OV1 para alarma de sobretensión de secuencia negativa).



10.1.3.3 Protección de sobrecarga del estator del generador según losestándares IEC o ANSI

Daremos un ejemplo de cómo utilizar una sola función CVGAPC para proteger elestator del generador contra la sobrecarga de acuerdo con los estándares IEC o ANSIsi la corriente mínima de funcionamiento se ajusta al 116% del valor nominal delgenerador.

La protección de sobrecarga del estator del generador se define con los estándares IECo ANSI para turbogeneradores según la siguiente fórmula:

2

1op

m

r

ktII

=æ ö

-ç ÷è ø


donde:

top es el tiempo de funcionamiento del IED de sobrecarga del estator del generador;

k es la constante de capacidad del generador según el estándar relevante (k = 37,5 para elestándar IEC o k = 41,4 para el estándar ANSI);

Im es la magnitud de la corriente medida;

Ir es la corriente nominal del generador.

Esta fórmula se puede aplicar solo cuando la corriente medida (por ejemplo, lacorriente de secuencia positiva) supera el valor preestablecido (por lo general, del105% al 125% de la corriente nominal del generador).

Al definir el parámetro x igual al valor unitario para la activación deseada del IED desobrecarga según la siguiente fórmula:

x = 116% = 1.16 puEQUATION1377 V2 EN (Ecuación 80)

La fórmula 3.5 se puede reescribir de la siguiente manera sin cambiar el valor deltiempo de funcionamiento del IED de sobrecarga del estator del generador:

2

2

2

1

1op

m

r

kxt

Ix I x

×=

æ ö-ç ÷×è ø


Para lograr la funcionalidad de esta protección con una sola función CVGAPC, sedebe realizar lo siguiente:



1. Conectar las corrientes trifásicas del generador a una sola instancia de CVGAPC(por ejemplo, GF01)

2. Ajustar el parámetro CurrentInput en el valor PosSeq3. Ajustar el valor de la corriente base a la corriente nominal del generador, en

amperios primarios4. Activar una etapa de sobreintensidad (por ejemplo, OC1)5. Seleccionar el parámetro CurveType_OC1 en el valor Programmable

op P

At k BM C

æ ö= × +ç ÷-è øEQUATION1375 V1 ES (Ecuación 82)

donde:

top es el tiempo de funcionamiento del algoritmo de sobreintensidad de tiempo inverso TOC/IDMT, en segundos;

k es el multiplicador de tiempo (ajuste del parámetro);

M es la relación entre la magnitud de la corriente medida y el nivel de corriente de activaciónajustado;

A, B, C y P son coeficientes ajustables por el usuario, que determinan la curva utilizada para el cálculode sobreintensidad de tiempo inverso TOC/IDMT.

Cuando se compara la ecuación 81 con la ecuación 82 para la característica de tiempoinverso de la etapa OC1, es evidente que, si se siguen las siguientes reglas:

1. Ajustar k igual al valor de la capacidad del generador según estándar IEC o ANSI2. Ajustar el parámetro A_OC1 igual al valor 1/x23. Ajustar el parámetro C_OC1 igual al valor 1/x24. Ajustar los parámetros B_OC1 = 0,0 y P_OC1=2.05. Ajustar StartCurr_OC1 igual al valor x,

entonces la etapa OC1 de la función CVGAPC se puede utilizar para la protección desobreintensidad de tiempo inverso y secuencia negativa del generador.

1. Seleccionar la corriente de secuencia positiva como cantidad de medición paraesta función CVGAPC

2. Comprobar que el valor de la corriente base para CVGAPC sea igual a la corrientenominal del generador

3. Ajustar k = 37,5 para el estándar IEC o k = 41,4 para el estándar ANSI4. Ajustar A_OC1= 1/1.162 = 0.74325. Ajustar C_OC1= 1/1.162 = 0.74326. Ajustar B_OC1 = 0,0 y P_OC1 = 2.07. Ajustar StartCurr_OC1 = 116%

La temporización adecuada de la función CVGAPC, realizada de esta manera, sepuede verificar fácilmente mediante una inyección secundaria. Todos los demásajustes se pueden dejar en sus valores predeterminados. Si es necesario, se puede



ajustar la reposición retardada para la etapa OC1 a fin de garantizar el funcionamientocorrecto de la función en condiciones de sobrecarga repetitivas.

Además, los otros elementos de protección incorporados se pueden utilizar con otrosfines de protección y advertencia.

De un modo similar, se puede lograr una protección de sobrecarga del rotor según elestándar ANSI.

10.1.3.4 Protección de fase abierta para transformadores, líneas o generadoresy protección de descarga disruptiva de interruptor para generadores

Daremos un ejemplo de cómo utilizar una función CVGAPC para proporcionar unaprotección de fase abierta. Esto se puede lograr mediante el uso de una funciónCVGAPC, comparando la corriente de desequilibrio con un nivel ajustadopreviamente. Para que esta función resulte más segura, se la puede restringir medianteel requisito de que, al mismo tiempo, la corriente de desequilibrio medida debe sersuperior al 97% de la corriente de fase máxima. Al hacer esto, se asegura que lafunción solo se pueda activar si una de las fases tiene el circuito abierto. Estadisposición es fácil de obtener en la función CVGAPC al activar la característica derestricción de corriente. Se debe realizar lo siguiente para garantizar elfuncionamiento correcto de la función:

1. Conectar las corrientes trifásicas del objeto protegido a una sola instancia deCVGAPC (por ejemplo, GF03)

2. Ajustar CurrentInput en el valor UnbalancePh3. Ajustar EnRestrainCurr a On4. Ajustar RestrCurrInput a MaxPh5. Ajustar RestrCurrCoeff al valor 0,976. Ajustar el valor de la corriente base a la corriente nominal del objeto protegido,

en amperios primarios7. Activar una etapa de sobreintensidad (por ejemplo, OC1)8. Seleccionar el parámetro CurveType_OC1 en el valor IEC Def. Time9. Ajustar el parámetro StartCurr_OC1 al valor de 5%10. Ajustar el parámetro tDef_OC1 al retardo deseado (por ejemplo, 2,0 s)

El funcionamiento adecuado de la función CVGAPC, realizado de esta manera, sepuede verificar fácilmente mediante una inyección secundaria. Todos los demásajustes se pueden dejar en sus valores predeterminados. Sin embargo, se debe tener encuenta que los valores ajustados para la corriente de restricción y su coeficientetambién se aplican para la etapa OC2 en cuanto se la active.

Además, los otros elementos de protección incorporados se pueden utilizar con otrosfines de protección y advertencia. Por ejemplo, en el caso de la aplicación degeneradores, al activar la etapa OC2 con la activación ajustada a 200% y el retardo a0,1 s, se logra la protección simple pero eficaz contra la descarga disruptiva delinterruptor.



10.1.3.5 Protección de sobreintensidad con restricción de tensión paragenerador y transformador elevador

Daremos un ejemplo de cómo utilizar una función CVGAPC para proporcionar unaprotección de sobreintensidad con restricción de tensión para un generador.Supongamos que el estudio de coordinación de tiempo proporciona los siguientesajustes requeridos:

• Curva de sobreintensidad de tiempo invertido TOC/IDMT: ANSI muy inversa• Corriente de activación del 185% de la corriente nominal del generador para la

tensión nominal del generador• Corriente de activación del 25% del valor original de la corriente de activación

para tensiones del generador inferiores al 25% de la tensión nominal

Esta funcionalidad se puede lograr utilizando una sola función CVGAPC. Se deberealizar lo siguiente para garantizar el funcionamiento correcto de la función:

1. Conectar las corrientes y tensiones trifásicas del generador a una sola instancia deCVGAPC (por ejemplo, GF05)

2. Ajustar CurrentInput en el valor MaxPh3. Ajustar VoltageInput en el valor MinPh-Ph (se supone que se utiliza la tensión

mínima fase a fase para la restricción. Como alternativa, se puede utilizar latensión de secuencia positiva para la restricción mediante la selección de PosSeqpara este parámetro de ajuste).

4. Ajustar el valor de la corriente base a la corriente nominal del generador, enamperios primarios

5. Ajustar el valor de la tensión base a la tensión nominal fase a fase del generador,en kV

6. Activar una etapa de sobreintensidad (por ejemplo, OC1)7. Seleccionar CurveType_OC1 en el valor ANSI Very inv8. Si es necesario, ajustar el tiempo mínimo de funcionamiento para esta curva

mediante el parámetro tMin_OC1 (valor predeterminado 0,05 s)9. Ajustar StartCurr_OC1 al valor de 185%10. Ajustar VCntrlMode_OC1 a On11. Ajustar VDepMode_OC1 a Slope12. Ajustar VDepFact_OC1 al valor 0,2513. Ajustar UHighLimit_OC1 al valor de 100%14. Ajustar ULowLimit_OC1 al valor de 25%

El funcionamiento adecuado de la función CVGAPC, realizado de esta manera, sepuede verificar fácilmente mediante una inyección secundaria. Todos los demásajustes se pueden dejar en sus valores predeterminados. Además, los otros elementosde protección incorporados se pueden utilizar con otros fines de protección yadvertencia.



10.1.3.6 Protección de pérdida de excitación para un generador

Daremos un ejemplo de cómo se puede lograr una protección de pérdida de excitaciónpara un generador mediante el uso del elemento de protección de sobreintensidaddireccional de secuencia positiva dentro de una función CVGAPC. Supongamos quese calculan los siguientes valores a partir de los datos nominales del generador:

• Capacidad máxima del generador para absorber la potencia reactiva con cargaactiva 0 38% del valor MVA del generador

• Ángulo de desacoplo del generador 84 grados

Esta funcionalidad se puede lograr utilizando una sola función CVGAPC. Se deberealizar lo siguiente para garantizar el funcionamiento correcto de la función:

1. Conectar las corrientes trifásicas y tensiones trifásicas del generador a una mismainstancia de CVGAPC (por ejemplo, GF02)

2. Ajustar el parámetro CurrentInput a PosSeq3. Ajustar el parámetro VoltageInput a PosSeq4. Ajustar el valor de la corriente base a la corriente nominal del generador, en

amperios primarios5. Ajustar el valor de la tensión base a la tensión nominal fase a fase del generador,

en kV6. Ajustar el parámetro RCADir al valor de -84 grados (es decir, la corriente va por

delante de la tensión para este ángulo)7. Ajustar el parámetro ROADir al valor de 90 grados8. Ajustar el parámetro LowVolt_VM al valor de 5%9. Activar una etapa de sobreintensidad (por ejemplo, OC1)10. Seleccionar el parámetro CurveType_OC1 en el valor IEC Def. Time11. Ajustar el parámetro StartCurr_OC1 al valor de 38%12. Ajustar el parámetro tDef_OC1 al valor de 2,0 s (ajuste más común)13. Ajustar el parámetro DirMode_OC1 a Forward14. Ajustar el parámetro DirPrinc_OC1 a IcosPhi&U15. Ajustar el parámetro ActLowVolt1_VM a Block

El funcionamiento adecuado de la función CVGAPC, realizado de esta manera, sepuede verificar fácilmente mediante una inyección secundaria. Todos los demásajustes se pueden dejar en sus valores predeterminados. Sin embargo, se debe tener encuenta que los valores ajustados para los ángulos RCA y ROA se aplican para la etapaOC2 si también se activa la característica direccional para esta etapa. La figura 99muestra la característica global de la protección.

Además, los otros elementos de protección incorporados se pueden utilizar con otrosfines de protección y advertencia.



0.2 0.4 0.6

-0.2

0.6

0.8

0.8 1

DILowSet

B

A

C

0.4

0.2

0

1.2 1.4

-0.4

-0.6

-0.8

-rca

Región de funcionamiento

Q [pu]

P[pu]

rca

UPS

IPSILowSet

tr05000535.ai

Región de funcionamiento

IEC05000535 V2 ES

Figura 99: Pérdida de excitación



Sección 11 Supervisión del sistema secundario

11.1 Supervisión de fallo de fusible FUFSPVC




Supervisión de fallo de fusible FUFSPVC - -

11.1.2 Aplicación

Las diferentes funciones de protección dentro del IED de protección funcionan enbase a la tensión medida en el punto del relé. Por ejemplo:

• funciones de protección de impedancia• función de subtensión• función de comprobación de energización y comprobación de tensión para la

lógica de alimentación débil

Estas funciones pueden operar accidentalmente si se produce una falta en los circuitossecundarios entre los transformadores de medida de tensión y el IED.

Pueden tomarse distintas medidas para evitar dichos operaciones accidentales. Losinterruptores automáticos en los circuitos de medición de tensión deben ubicarse lomás cerca posible de los transformadores de medida de tensión y deben equiparse concontactos auxiliares conectados a los IED. Otras posibilidades abarcan el uso deelementos o IED de monitorización de fallo de fusible dentro de la protección ydispositivos de monitorización separados. Estas soluciones se combinan para lograr elmejor efecto posible en la función de supervisión de fallo de fusible (FUFSPVC).

La función FUFSPVC incorporada en los productos IED puede funcionar en base aseñales binarias externas desde el interruptor automático o desde el seccionador delínea. El primer caso influye en la operación de todas las funciones dependientes de latensión mientras que el segundo no afecta las funciones de medición de impedancia.

Se recomienda utilizar el algoritmo de detección de secuencia negativa, basado en lascantidades de medición de secuencia negativa, en redes aisladas o conectadas a tierrade alta impedancia: un valor alto de la tensión 3U2 sin la presencia de la corriente de

1MRK 505 302-UES - Sección 11Supervisión del sistema secundario


secuencia negativa 3I2 es una condición que se relaciona con un evento de fallo defusible.

Se recomienda utilizar el algoritmo de detección de secuencia cero, basado en lascantidades de medición de secuencia cero, en redes conectadas a tierra directamenteo de baja impedancia: un valor alto de la tensión 3U0 sin la presencia de la corrienteresidual 3I0 es una condición que se relaciona con un evento de fallo de fusible. En loscasos donde la línea tiene una alimentación débil de corriente de secuencia cero, debeevitarse esta función.

Se puede agregar un criterio basado en mediciones del cambio de corriente y delcambio de tensión a la función de supervisión de fallo de fusible a fin de detectar unfallo de fusible trifásico. Esto resulta beneficioso, por ejemplo, durante laconmutación de transformadores trifásicos.


11.1.3.1 General

Las tensiones y corrientes de secuencia cero y de secuencia negativa existen siempredebido a diferentes asimetrías en el sistema primario y a diferencias en lostransformadores de medida de corriente y de tensión. El valor mínimo para laoperación de los elementos de medición de corriente y tensión debe ajustarse siemprecon un margen de seguridad del 10 al 20%, dependiendo de las condiciones defuncionamiento del sistema.

Preste especial atención a la asimetría en las cantidades de medición cuando se utilizala función en líneas largas no transpuestas, en líneas multicircuito, etc.

Los ajustes de la secuencia negativa, la secuencia cero y el algoritmo de cambios serealizan en un porcentaje de la tensión base y la corriente base para la función. Losvalores básicos comunes del IED para la corriente primaria (IBase), tensión primaria(UBase) y potencia primaria (SBase) se ajustan en valores básicos generalesGBASVAL. El ajuste GlobalBaseSel se utiliza para seleccionar un GBASVALparticular y se utilizan sus valores base.

11.1.3.2 Ajuste de parámetros comunes

Ajuste el selector de modo de funcionamiento Operation a On para liberar la funciónde fallo de fusible.

El umbral de tensión USealIn< se utiliza para identificar condiciones de tensión bajaen el sistema. Ajuste USealIn< por debajo de la tensión de operación mínima que sepueda producir durante condiciones de emergencia. Proponemos un ajuste deaproximadamente el 70% de UBase.

El tiempo de caída de 200 ms para la detección de fase inactiva hace que se recomiendeajustar siempre SealIn a On dado que esto asegura una indicación de fallo de fusible

Sección 11 1MRK 505 302-UES -Supervisión del sistema secundario


ante un fallo de fusible persistente cuando se cierra el interruptor local cuando la líneaya se ha energizado desde el otro extremo. Cuando el interruptor remoto se cierra, latensión vuelve excepto en la fase que tenga un fallo de fusible persistente. Dado queel interruptor local está abierto, no hay corriente y la indicación de fase inactivapersiste en la fase con el fusible fundido. Cuando se cierra el interruptor local, lacorriente comienza a circular y la función detecta la situación de fallo de fusible.Aunque debido al temporizador de caída de 200 ms, la salida BLKZ no se activaráhasta después de 200 ms. Eso significa que las funciones de distancia no se bloqueany debido a la situación de “falta de tensión aunque presencia de corriente”, podríaemitirse un disparo.

El selector de modo de funcionamiento OpMode se ha introducido para mejorar laadaptación a los requisitos del sistema. El selector de modo permite seleccionarinteracciones entre los algoritmos de secuencia negativa y de secuencia cero. Enaplicaciones normales, OpMode se ajusta a UNsINs para seleccionar algoritmos desecuencia negativa o a UZsIZs para algoritmos basados en secuencia cero. Si estudiosdel sistema o la experiencia en campo demuestran que existe riesgo de que la funciónde fallo de fusible no se active debido a las condiciones del sistema, la fiabilidad de lafunción de fallo de fusible puede aumentarse si OpMode se ajusta a UZsIZs ORUNsINs o OptimZsNs. En el modo UZsIZs OR UNsINs, se activan tanto el algoritmobasado en secuencia cero como el de secuencia negativa, y funcionan en condiciónOR. También en modo OptimZsNs, se activan tanto el algoritmo basado en secuenciacero como el de secuencia negativa, y opera el que tenga la magnitud más alta de lacorriente medida de secuencia negativa o de secuencia cero. Si surge la necesidad deaumentar la seguridad de la función de fallo de fusible, se puede ajustar OpMode aUZsIZs AND UNsINs, lo cual da como resultado que el algoritmo de secuencia cero yel de secuencia negativa se activen y funcionen en una condición AND, es decir,ambos algoritmos deben establecer condiciones para el bloqueo a fin de activar lasseñales de salida BLKU o BLKZ.

11.1.3.3 Basada en secuencia negativa

El valor del ajuste de relé 3U2> se expresa en un porcentaje de la tensión base UBasey no debe ajustarse por debajo de lo calculado en la ecuación 83.

3 23 2 100UU

UBase> = ×


donde:

3U2 es la tensión de secuencia negativa máxima durante condiciones de funcionamiento normales,más un margen del 10...20%

UBase es la tensión base para la función de acuerdo con el ajuste GlobalBaseSel



El ajuste del límite de corriente 3I2< se encuentra en porcentaje del parámetro IBase.El ajuste de 3I2< debe ser más alto que la corriente de desequilibrio normal que puedahaber en el sistema, y se puede calcular de acuerdo con la ecuación 84.

3 23 2 100IIIBase

= < ×


donde:

3I2 es la corriente de secuencia negativa máxima durante condiciones de funcionamientonormales, más un margen del 10...20%

IBase es la corriente base para la función de acuerdo con el ajuste GlobalBaseSel

11.1.3.4 Basada en secuencia cero

El valor de ajuste del IED 3U0> se expresa en porcentaje de la tensión base UBase. Elajuste de 3U0> no debe ajustarse por debajo del valor que se calcula de acuerdo conla ecuación 85.

3 03 0 = 100

UU

UBase> ×


donde:

3U0 es la tensión de secuencia cero máxima durante condiciones de funcionamiento normales,más un margen del 10...20%

UBase es la tensión base para la función de acuerdo con el ajuste GlobalBaseSel

El ajuste del límite de corriente 3I0< se encuentra en porcentaje de IBase. El ajuste de3I0< debe ser más alto que la corriente de desequilibrio normal que pueda haber en elsistema. El ajuste puede calcularse según la ecuación 86.

3 03 0 100IIIBase

= × <


donde:

3I0< es la corriente de secuencia cero máxima durante condiciones de funcionamiento normales,más un margen del 10...20%

IBase es la corriente base para la función de acuerdo con el ajuste GlobalBaseSel



11.1.3.5 Cambio de U y cambio de I

Ajuste el selector de modo de funcionamiento OpDUDI a On si la función dedetección de cambios debe estar en funcionamiento.

El ajuste de DU> debe ajustarse a un valor alto (aproximadamente el 60% de UBase)y el umbral de corriente DI< a un valor bajo (aproximadamente el 10% de IBase) paraevitar una operación no deseada debido a condiciones de conmutación normales en lared. La función de detección de cambio de corriente y cambio de tensión siempre debeutilizarse junto con el algoritmo de secuencia negativa o de secuencia cero. Si USetprimes la tensión primaria para la operación de dU/dt e ISetprim la corriente primaria parala operación de dI/dt, el ajuste de DU> y DI< se proporcionará de acuerdo con laecuación 87 y la ecuación 88.

DUUSet

UBaseprim> = 100.


DIISetIBase

prim< = 100.


El umbral de tensión UPh> se utiliza para identificar condiciones de tensión baja enel sistema. Ajuste UPh> por debajo de la tensión de operación mínima que se puedaproducir durante condiciones de emergencia. Se recomienda un ajuste deaproximadamente el 70% de UBase.

El umbral de corriente IPh> debe ajustarse por debajo de IMinOp para la función deprotección de distancia. Se recomienda un valor menor del 5...10%.

11.1.3.6 Detección de línea inactiva

La condición para el funcionamiento de la detección de línea inactiva se ajustamediante los parámetros IDLD< para el umbral de corriente y UDLD< para el umbralde tensión.

Ajuste IDLD< con un margen suficiente por debajo de la corriente de carga mínimaesperada. Se recomienda un margen de seguridad de al menos 15-20%. No obstante,el valor de operación debe superar la corriente de carga máxima de una línea aérea,cuando solo una fase está desconectada (acoplamiento mutuo a las otras fases).

Ajuste UDLD< con un margen suficiente por debajo de la tensión de operaciónmínima esperada. Se recomienda un margen de seguridad de al menos el 15%.

11.2 Supervisión de fallo de fusible VDSPVC






Supervisión de fallo de fusible VDSPVC VTS 60

11.2.2 Aplicación

Algunas funciones de protección funcionan sobre la base de la tensión medida en elpunto de relé. Algunos ejemplos de dichas funciones de protección son la función deprotección de distancia, función de subtensión y función de comprobación de laenergización. Estas funciones podrían funcionar deficientemente si hubiera unatensión medida incorrecta debido a un fallo de fusible o a otro tipo de falta en elcircuito de medición de la tensión.

VDSPVC se diseñó para detectar fallos de fusible o faltas en el circuito de mediciónde la tensión en función de la comparación de las tensiones de los circuitos confusibles principales y piloto por orden de fase. La salida VDSPVC puede configurarsepara bloquear funciones de protección dependientes de la tensión, como por ejemploprotección de distancia de alta velocidad, relés de subtensión, relés de subimpedancia,etc.



FuseFailSupvn

IED

L1 L2 L3

U2

L1

U2

L2

U2

L3

U1

L1

U1

L2

U1

L3


Circuito de TT

principal

Circuito d

e T

T

pilo

to

IEC12000143 V1 ES

Figura 100: Aplicación de VDSPVC


Los parámetros para la supervisión de fallo de fusible VDSPVC se ajustan a través dela HMI local o el PCM600.

El tipo de entrada de tensión (fase a fase o fase a neutro) se selecciona utilizando losparámetros ConTypeMain y ConTypePilot para los grupos de fusibles principales ypiloto respectivamente.

El tipo de conexión para los grupos de fusibles principales y pilotodebe ser consistente.



Los ajustes Ud>MainBlock, Ud>PilotAlarm y USealIn se encuentran en porcentajede la tensión base, UBase. Ajuste UBase a la tensión de fase a fase nominal primariadel transformador de tensión potencial. UBase está disponible en los grupos de valoresbásicos globales; el grupo de Valores básicos globales particular utilizado porVDSPVC se establece con el parámetro de ajuste GlobalBaseSel.

Los ajustes Ud>MainBlock y Ud>PilotAlarm deben ajustarse con un valor bajo(aproximadamente el 30% de UBase) de tal forma que sean sensibles a la falta en elcircuito de medición de tensión, ya que las tensiones en ambos lados son iguales en lacondición de perfecto estado. Si USetPrim fuera la tensión deseada de fase a faseprimaria de activación, el ajuste de Ud>MainBlock y Ud>PilotAlarm seproporcionará de acuerdo con la ecuación 89.

> or > 100S etPrim

Base

UUd MainBlock Ud PilotAlarmU

= ×

IECEQUATION2424 V2 EN (Ecuación 89)

USetPrim se define como tensión de fase a neutro o de fase a fase dependiente de laselección de ConTypeMain y ConTypePilot. Si ConTypeMain y ConTypePilot seajustaran a Ph-N, entonces la función realiza internamente el reajuste de USetPrim.

Si SealIn se ajusta a On y el fallo de fusible hubiera durado más de 5 segundos, lasfunciones de protección bloqueadas seguirán así hasta que se restablezcan lascondiciones de tensión normales por encima del ajuste USealIn. Las salidas de fallode fusible se desactivan cuando se restauran las condiciones de tensión normales.



Sección 12 Control

12.1 Comprobación de sincronismo, comprobación deenergización y sincronización SESRSYN




Comprobación de sincronismo,comprobación de energización ysincronización

SESRSYN

sc/vc

SYMBOL-M V1 ES

25

12.1.2 Aplicación

12.1.2.1 Sincronización

Para permitir el cierre de los interruptores entre redes asíncronas, se incluye unafunción de sincronización. La orden de cierre del interruptor se emite en el momentoóptimo en que se cumplen las condiciones en el interruptor a fin de evitar la presiónen la red y sus componentes.

Los sistemas se definen como asíncronos cuando la diferencia de frecuencia entre labarra y la línea es mayor que un parámetro ajustable. Si la diferencia de frecuenciafuera menor que este valor umbral, se define que el sistema tiene un circuito paraleloy se utiliza la función de comprobación de sincronismo.

La función de sincronización mide la diferencia entre U-Line y U-Bus. Funciona yhabilita una orden de cierre al interruptor cuando el ángulo de cierre calculado es igualal ángulo de fase medido y, al mismo tiempo, se cumplen las siguientes condiciones:

• Las tensiones U-Line y U-Bus son mayores que los valores ajustados paraUHighBusSynch y UHighLineSynch de las tensiones base GblBaseSelBus yGblBaseSelLine.

• La diferencia en la tensión es menor que el valor ajustado de UDiffSynch.• La diferencia en frecuencia es menor que el valor ajustado de FreqDiffMax y

mayor que el valor ajustado de FreqDiffMin. Si la frecuencia fuera menor queFreqDiffMin, se utiliza la comprobación de sincronismo y, por lo tanto, el valorde FreqDiffMin debe ser idéntico al valor de FreqDiffM y FreqDiffA

1MRK 505 302-UES - Sección 12Control


respectivamente, para la función de comprobación de sincronismo. Lasfrecuencias de barra y de línea también deben estar dentro de un rango de +/- 5 Hzde la frecuencia nominal. Cuando la opción de sincronización también se incluyepara el reenganche automático, no hay motivo para tener diferentes ajustes defrecuencia para el reenganche manual y automático, y los valores de la diferenciade frecuencia para la comprobación de sincronismo deben mantenerse bajos.

• La derivada de la frecuencia es menor que el valor ajustado para U-Bus y U-Line.• El ángulo de cierre se decide con el cálculo de la frecuencia de deslizamiento y el

tiempo requerido previo al cierre.

La función de sincronización compensa la frecuencia de deslizamiento medida y elretardo de cierre del interruptor. El avance del ángulo de fase se calculacontinuamente. El ángulo de cierre es el cambio de ángulo durante el tiempo ajustadode funcionamiento de cierre del interruptor tBreaker.

La tensión de referencia puede ser de fase a neutro L1, L2, L3 o de fase a fase L1-L2,L2-L3, L3-L1 o de secuencia positiva (se requiere una tensión trifásica, es decir, UL1,UL2 y UL3) . Ajustando las fases utilizadas para SESRSYN con los ajustesSelPhaseBus1, SelPhaseBus2, SelPhaseLine2 y SelPhaseLine2, se realiza unacompensación automática para la diferencia de amplitud de tensión y diferencia delángulo de fase provocadas si se seleccionan diferentes valores de ajuste en amboslados del interruptor. Si fuera necesario, puede realizarse un ajuste de ángulo adicionalpara la tensión de línea seleccionada con el ajuste PhaseShift.

12.1.2.2 Comprobación de sincronismo

El objetivo principal de la función de comprobación de sincronismo consiste enproporcionar el control del cierre de los interruptores en redes eléctricas a fin de evitarel cierre si no se detectan condiciones para el sincronismo. También se utiliza paraevitar la reconexión de dos sistemas que están divididos después del efecto isla ydespués de un reenganche tripolar.

El reenganche automático monopolar no requiere comprobación desincronismo ya que el sistema está unido por dos fases.

El bloque funcional SESRSYN incluye la función de comprobación de sincronismo yla función de energización para permitir el cierre cuando un lado del interruptor estámuerto. La función SESRSYN también incluye un esquema de selección de tensionesincorporado que permite adoptar varias disposiciones de barra.

Sección 12 1MRK 505 302-UES -Control


~ ~~~ ~~

en04000179.vsd

IEC04000179 V1 ES

Figura 101: Dos sistemas de potencia interconectados

La figura 101 muestra dos sistemas de potencia interconectados. La nube significa quela interconexión puede estar más lejos, es decir, una conexión débil a través de otrasestaciones. La necesidad de comprobar la sincronización aumenta a medida quedisminuye el sistema en malla, ya que el riesgo de que las dos redes estén fuera desincronización en el cierre manual o automático es mayor.

La función de comprobación de sincronismo mide las condiciones a través delinterruptor y las compara con los límites ajustados. La salida solo se genera cuandotodas las condiciones medidas están simultáneamente dentro de los límites ajustados.La comprobación consiste en:

• Línea viva y barra viva.• Diferencia de nivel de tensión.• Diferencia de frecuencia (deslizamiento). La frecuencia de barra y línea también

debe encontrarse dentro de un rango de ±5 Hz de la frecuencia nominal.• Diferencia de ángulo de fase.

Existe disponible un retardo de tiempo para asegurar que las condiciones se cumplandurante un periodo mínimo de tiempo.

En sistemas de potencia muy estables, la diferencia de frecuencia es insignificante ocero para el cierre iniciado manualmente o el cierre por restauración automática. Encondiciones estables, puede permitirse una diferencia mayor de ángulo de fase ya que,a veces, es lo que sucede en una línea eléctrica paralela larga y cargada. Para estaaplicación, aceptamos una comprobación de sincronismo con un tiempo defuncionamiento prolongado y alta sensibilidad en cuanto a la diferencia de frecuencia.El ajuste de la diferencia de ángulo de fase se puede ajustar para condiciones estables.

Otro ejemplo es el funcionamiento de una red eléctrica que sea perturbada por unevento de falta. Tras el despeje de la falta, tiene lugar un reenganche automático de altavelocidad. Esto puede producir una oscilación de potencia en la red y la diferencia deángulo de fase también puede comenzar a oscilar. Por lo general, la diferencia defrecuencia es el tiempo derivado de la diferencia de ángulo de fase y suele oscilar entrevalores positivos y negativos. Si el interruptor debe cerrarse por reengancheautomático después del despeje de una falta, debería tolerarse una diferencia defrecuencia mayor que en las condiciones estables mencionadas en el caso anterior.Aunque si al mismo tiempo se permite una diferencia de ángulo de fase mayor, existeel riesgo de que se produzca el reenganche automático cuando la diferencia de ángulo



de fase es grande y se incrementa. En tal caso, resulta más seguro cerrar cuando ladiferencia de ángulo de fase sea menor.

Para cumplir los requisitos anteriores, se proporciona la función de comprobación desincronismo con ajustes duplicados, uno para condiciones estables (Manual) y otropara el funcionamiento en condiciones de perturbación (Auto).

Comprobación de sincronismo

UHighBusSC > 50 - 120 % de GblBaseSelBus

UHighLineSC > 50 - 120 % de GblBaseSelLine

UDiffSC < 0,02 – 0,50 p.u.

PhaseDiffM < 5 - 90 grados

PhaseDiffA < 5 - 90 gradosFreqDiffM < 3 - 1000 mHz

FreqDiffA < 3 - 1000 mHz

Fallo de fusible

Fallo de fusible

Tensión de líneaTensión de

referencia de línea

Tensión de barra


IEC10000079 V2 ES

Figura 102: Principio para la función de comprobación de sincronismo

12.1.2.3 Comprobación de energización

El objetivo principal de la función de comprobación de energización consiste enfacilitar la reconexión controlada de las líneas y barras desconectadas a las líneas ybarras energizadas.

La función de comprobación de energización mide las tensiones de barra y línea y lascompara con los valores umbral altos y bajos. La salida solo se genera cuando lascondiciones medidas reales coinciden con las condiciones ajustadas. La figura 103muestra dos subestaciones: una (1) está energizada y la otra (2), no lo está. La líneaentre CB A y CB B se energiza (DLLB) desde la subestación 1 a través del interruptorA y la energización de la estación 2 se realiza con el dispositivo de comprobación dela energización de CB B para esa DBLL del interruptor. (o ambos).



~

1 2

A

Comprobación energización

UHighBusEnerg > 50 - 120 % de GblBaseSelBusUHighLineEnerg > 50 - 120 % de GblBaseSelLine ULowBusEnerg < 10 - 80 % de GblBaseSelBus ULowLineEnerg < 10 - 80 % de GblBaseSelLine UMaxEnerg < 50 - 180 % de GblBaseSelBus y/o GblBaseSelLine

Tensión de línea

Tensión de barra


B

IEC10000078 V4 ES

Figura 103: Principio de la función de comprobación de energización

La energización puede funcionar en dirección de línea muerta y barra viva (DLLB),en dirección de barra muerta y línea viva (DBLL) o en ambas direcciones por elinterruptor. La energización desde diferentes direcciones puede ser distinta para elreenganche automático y el cierre manual del interruptor. Para el cierre manual,también se puede permitir el cierre cuando ambos lados del interruptor están muertos:barra muerta y línea muerta (DBDL).

El equipo se considera energizado (viva) si la tensión se encuentra por encima delvalor ajustado para UHighBusEnerg o UHighLineEnerg de las tensiones baseGblBaseSelBus y GblBaseSelLine, que se definen en los grupos de valores básicosgenerales; de forma similar, el equipo se considera no energizado (muerto) si latensión se encontrara por debajo del valor ajustado para ULowBusEnerg oULowLineEnerg de los grupos de valores básicos generales. Una línea desconectadapuede tener un potencial considerable por factores tales como la inducción de unalínea que funciona en paralelo o la alimentación a través de condensadores deextinción en los interruptores. Esta tensión puede ser tan alta como el 50% o más dela tensión base de la línea. Por lo general, para interruptores con elementos deinterrupción simple (<330 kV), el nivel es bastante inferior al 30%.

Cuando la dirección de la energización se corresponde con los ajustes, la situacióndebe permanecer constante durante un determinado periodo de tiempo antes depermitir la señal de cierre. El objetivo del tiempo de operación retardado consiste engarantizar que el lado muero permanezca sin energizar y que esa condición no se debaa una interferencia temporal.

12.1.2.4 Selección de tensiones

La función de selección de tensiones se utiliza para la conexión de las tensionesadecuadas a las funciones de comprobación de sincronismo, sincronización ycomprobación de energización. Por ejemplo, cuando se utiliza el IED en una



disposición de barra doble, la tensión que debe seleccionarse depende del estado de losinterruptores y/o seccionadores. Al comprobar el estado de los contactos auxiliares delos seccionadores, pueden seleccionarse las tensiones correctas para las funciones desincronización, comprobación de sincronismo y comprobación de energización.

Los tipos disponibles de selección de tensiones están destinados para disposiciones deun interruptor con barra doble y de interruptor y medio. Las disposiciones de dosinterruptores y de un interruptor con barra simple no necesitan la función de selecciónde tensiones. Además, un interruptor con barra doble que utiliza selección detensiones externa tampoco necesita selección de tensiones interna.

La lógica interna permite la energización manual de un diámetro completamenteabierto en la aparamenta de interruptor y medio.

Las tensiones de las barras y líneas deben estar físicamente conectadas a las entradasde tensión en el IED y conectadas, mediante el software PCM, con cada una de lasfunciones SESRSYN disponibles en el IED.

12.1.2.5 Fallo del fusible externo

Tanto las señales de fallo de fusible externas como las señales de un fusible disparado(o interruptor automático), se conectan a entradas binarias de hardware del IED; estasseñales se conectan a entradas de la función SESRSYN en la herramienta deconfiguración de la aplicación del PCM600. También se puede utilizar la función desupervisión interna de fallo de fusible si existe una tensión trifásica. Por lo tanto, laseñal BLKU procedente de la función de supervisión interna de fallo de fusible, seutiliza y conecta a las entradas de supervisión de fusible del bloque funcionalSESRSYN. En caso de producirse un fallo de fusible, se bloquea la función deenergización SESRSYN .

Las entradas UB1OK/UB2OK y UB1FF/UB2FF están relacionadas con la tensión debarra, y las entradas ULN1OK/ULN2OK y ULN1FF/ULN2FF están relacionadas conla tensión de línea.

Selección externa de la dirección de energizaciónLa energización puede seleccionarse mediante el uso de los bloques funcionaleslógicos disponibles. A continuación, se incluye un ejemplo donde la elección delmodo se realiza desde un símbolo creado en la herramienta del editor de diseño gráfico(GDE) en la HMI local a través del bloque funcional de conmutador selector, aunquecomo alternativa se puede utilizar, por ejemplo, un conmutador selector físico en laparte frontal del panel, conectado a un bloque funcional de valor binario a entero(B16I).

Si se utiliza la entrada PSTO, conectada al conmutador local-remoto en la HMI local,la elección también puede hacerse desde el sistema de la HMI de la estación, por logeneral, ABB Microscada a través de comunicación IEC 61850–8–1.

En la figura 104 se muestra el ejemplo de conexión para la selección del modo deenergización manual. Los nombres seleccionados son solo ejemplos, aunque debe



tener en cuenta que el símbolo en la HMI local solo puede mostrar la posición activadel selector virtual.

IEC07000118 V3 ES

Figura 104: Selección de la dirección de energización desde un símbolo de laHMI local a través de un bloque funcional de conmutador selector

12.1.3 Ejemplos de aplicaciones

El bloque funcional de sincronización también puede utilizarse en algunasdisposiciones de aparamenta, aunque con ajustes de parámetros diferentes. Acontinuación, se incluyen algunos ejemplos sobre cómo se conectan diferentesdisposiciones a las entradas analógicas y al bloque funcional SESRSYN. Se utiliza unbloque funcional por interruptor.

Las entradas utilizadas en el ejemplo son las más habituales y puedencambiarse mediante las herramientas de configuración y de matriz deseñales.

Las instancias del bloque funcional SESRSYN y SMAI conectadadeben tener el mismo tiempo de ciclo en la configuración de laaplicación.



12.1.3.1 Un interruptor con barra simple

WA1_MCB

LÍNEA

WA1

QB1

QA1


LINE_VT

LINE_MCB

WA1_MCB

SESRSYN

U3PBB1*

U3PBB2*

U3PLN1*

U3PLN2*

GRP_OFF

UB1OK

UB1FF

ULN1OK

ULN1FF

WA1_VT

WA1_VT

LINE_VT

LINE_MCB

WA1_MCB

IEC10000093 V4 ES

Figura 105: La conexión del bloque funcional SESRSYN en una disposición deuna barra

La figura 105 muestra los principios de conexión para una barra. Para la funciónSESRSYN hay un transformador de tensión en cada lado del interruptor. Lasconexiones del circuito del transformador de tensión son directas; no es necesarianinguna selección de tensiones en especial.

La tensión del TT de la barra se conecta a U3PBB1 y la tensión del TT de la línea seconecta a U3PLN1. Las condiciones de los fusibles del TT también se conectan tal ycomo se mostró anteriormente. El parámetro de selección de tensiones CBConfig seajusta a No voltage sel.



12.1.3.2 Un interruptor con barra doble, selección externa de tensiones

WA1

WA2

QB1

QB2

LÍNEA

QA1


WA2_MCBWA1_MCB

LINE_VT

LINE_MCB

SESRSYN

U3PBB1*

U3PBB2*

U3PLN1*

U3PLN2*

GRP_OFF

UB1OK

UB1FF

ULN1OK

ULN1FF

WA1_VT/

WA2_VT

LINE_VT

LINE_MCB

WA1_MCB/

WA2_MCBWA1_MCB / WA2_MCB

WA1_VT / WA2_VT

IEC10000094 V4 ES

Figura 106: Conexión del bloque funcional SESRSYN en una disposición de uninterruptor y barra doble, con selección de tensiones externa.

En este tipo de disposiciones, no se requiere selección de tensiones interna. Laselección de tensiones se realiza mediante relés externos, por lo general conectadossegún la figura 106. La tensión adecuada y la supervisión de fallo de fusible del TT delas dos barras se seleccionan en función de la posición de los seccionadores de barra.Esto significa que las conexiones con el bloque funcional son las mismas que las de ladisposición de barra simple. El parámetro de selección de tensiones CBConfig seajusta a No voltage sel.



12.1.3.3 Un interruptor con barra doble, selección interna de tensiones

WA1

WA2

QB1

QB2

LÍNEA

QA1


WA1_MCB WA2_MCB

LINE_VT

LINE_MCB

WA1_MCB

WA1_VT

WA2_VT

QB2

QB1

GRP_OFF

SESRSYN

U3PBB1*

U3PBB2*

U3PLN1*

U3PLN2*

B1QOPEN

B1QCLD

B2QOPEN

B2QCLD

UB1OK

UB1FF

UB2OK

UB2FF

ULN1OK

ULN1FF

WA1_VT

WA2_VT

LINE_VT

QB1

QB2

WA1_MCB

WA2_MCB

LINE_MCB

IEC10000095 V4 ES

Figura 107: Conexión del bloque funcional SESRSYN en una disposición de uninterruptor y barra doble, con selección de tensiones interna

Si fuera necesaria la selección de tensiones interna, las conexiones del circuito deltransformador de tensión se realizan de acuerdo con la figura 107. La tensión del TTde la barra 1 se conecta a U3PBB1 y la tensión de la barra 2 se conecta a U3PBB2. Latensión del TT de la línea se conecta a U3PLN1. Las posiciones de los seccionadoresy fusibles del TT deben conectarse tal y como se muestra en la figura 107. Elparámetro de selección de tensiones CBConfig se ajusta a Double bus.



12.1.3.4 Dos interruptores

WA1

WA2

QB1

WA2_QA1

QA1

WA1_MCBWA2_

MCB

WA2_VT

WA2_VT

LÍNEA

WA1_QA1

GRP_OFF

LINE_VT

GRP_OFF

SESRSYN

U3PBB1*

U3PBB2*

WA1_VT

LINE_MCB

U3PLN1*

U3PLN2*

ULN1OK

ULN1FF

WA1_MCB

WA2_VT

WA2_QA1

GRP_OFF

LINE_VT

U3PBB1*

U3PBB2*

U3PLN1*

U3PLN2*

WA1_VT

LINE_MCB

B1QOPEN

UB1FF

ULN1OK

B1QCLD

WA2_MCB

WA2_VT

WA1_MCB

WA2_MCB

LÍNEA

LINE_VT


IEC10000096 V4 ES

Figura 108: Las conexiones del bloque funcional SESRSYN en una disposiciónde dos interruptores

Una disposición de dos interruptores requiere dos bloques funcionales, uno para elinterruptor WA1_QA1 y otro para el interruptor WA2_QA1. No es necesario unaselección de tensiones, ya que la tensión del TT de la barra 1 se conecta a U3PBB1 enSESRSYN para WA1_QA1 y la tensión del TT de la barra 2 se conecta a U3PBB1 enSESRSYN para WA2_QA1. La tensión del TT de la línea se conecta a U3PLN1 enambos bloques funcionales. La condición de los fusibles del TT también se conecta taly como se muestra en la figura 107. El parámetro de selección de tensiones CBConfigse ajusta a No voltage sel. para ambos bloques funcionales.

12.1.3.5 Interruptor y medio

La figura 109 describe una disposición de interruptor y medio con tres funcionesSESRSYN en el mismo IED, cada una de ellas manejando la selección de tensionespara los interruptores WA1_QA1, TIE_QA1 y WA2_QA1 respectivamente. Latensión del TT de la barra 1 se conecta a U3PBB1 en los tres bloques funcionales y latensión del TT de la barra 2 se conecta a U3PBB2 en los tres bloques funcionales. Latensión del TT de la línea 1 se conecta a U3PLN1 en los tres bloques funcionales y latensión del TT de la línea 2 se conecta a U3PLN2 en los tres bloques funcionales. Lasposiciones de los seccionadores y fusibles del TT deben conectarse tal y como semuestra en la figura 109.



LINE1

QB2QB1

QB61 QB62

WA1

WA2


Parámetro de ajuste CBConfig = Interruptor y medio de barra

Parámetro de ajuste CBConfig = Tie CB

Parámetro de ajuste CBConfig = Interruptor y medio de barra alt. Interruptor

WA2_QA1

TIE_QA1

LINE1_QB9

WA1_QA1

WA1_VT

WA2_VT

LINE1_VT

LINE2_VT

TIE_QA1

WA2_QA1

LINE1_QB9

LINE2_QB9

WA1_MCB

WA2_MCB

LINE1_MCB

LINE2_MCB

SESRSYNU3PBB1*

B1 QOPENB1 QCLDB2 QOPENB2 QCLDLN1 QOPENLN1QCLDLN2 QOPENLN2QCLDUB1OKUB1FFUB2OKUB2FFULN1OKULN1FFULN2OKULN2FF

U3PLN2*

U3PLN1*

U3PBB2*

WA1_VT

WA2_VT

LINE1_VT

LINE2_VT

WA1_QA1

WA2_QA1

LINE1_QB9

LINE2_QB9

WA1_MCB

WA2_MCB

LINE1_MCB

LINE2_MCB

SESRSYNU3PBB1*


U3PLN2*

U3PLN1*

U3PBB2*

WA1_VT

WA2_VT

LINE1_VT

LINE2_VT

WA1_QA1

TIE_QA1

LINE1_QB9

LINE2_QB9

WA1_MCB

WA2_MCB

LINE1_MCB

LINE2_MCB

SESRSYNU3PBB1*


U3PLN2*

U3PLN1*

U3PBB2*

LINE1_MCB

TIE_QA1

LINE2

LINE2_MCB

LINE2_VT

LINE1_VT

LINE2_QB9

WA1_QA1

WA2_QA1

WA2_VT

WA2_MCB

WA1_MCB

WA1_VT

WA1_QB6 WA2_QB6

LINE1_QB9

WA1_QA1

TIE_QA1

WA2_QA1

LINE2_QB9

IEC10000097 V4 ES

Figura 109: Conexiones para el bloque funcional SESRSYN en una disposición de interruptor y medio conselección de tensiones interna



Las conexiones son similares en todas las funciones SESRSYN, además de lasindicaciones de posición del interruptor. Las conexiones analógicas físicas de lastensiones y la conexión al IED y a los bloques funcionales SESRSYN debencomprobarse detenidamente en el PCM600. En todas las funciones SESRSYN, lasconexiones y configuraciones deben cumplir las siguientes reglas: Por lo general, laposición del aparato está conectada a contactos que muestran las posiciones cerradas(tipo b) y abiertas (tipo a).

WA1_QA1:

• B1QOPEN/CLD = Posición del interruptor TIE_QA1 y seccionadorescorrespondientes

• B2QOPEN/CLD = Posición del interruptor WA2_QA1 y seccionadorescorrespondientes

• LN1QOPEN/CLD = Posición del seccionador LINE1_QB9• LN2QOPEN/CLD = Posición del seccionador LINE2_QB9• UB1OK/FF = Supervisión del fusible WA1_MCB• UB2OK/FF = Supervisión del fusible WA2_MCB• ULN1OK/FF = Supervisión del fusible LINE1_MCB• ULN2OK/FF = Supervisión del fusible LINE2_MCB• Ajuste CBConfig = 1 1/2 bus CB

TIE_QA1:



• LN1QOPEN/CLD = Posición del seccionador LINE1_QB9• LN2QOPEN/CLD = Posición del seccionador LINE2_QB9• UB1OK/FF = Supervisión del fusible WA1_MCB• UB2OK/FF = Supervisión del fusible WA2_MCB• ULN1OK/FF = Supervisión del fusible LINE1_MCB• ULN2OK/FF = Supervisión del fusible LINE2_MCB• Ajuste CBConfig = Tie CB

WA2_QA1:


• B2QOPEN/CLD = Posición del interruptor TIE_QA1 y seccionadorescorrespondientes

• LN1QOPEN/CLD = Posición del seccionador LINE1_QB9• LN2QOPEN/CLD = Posición del seccionador LINE2_QB9• UB1OK/FF = Supervisión del fusible WA1_MCB• UB2OK/FF = Supervisión del fusible WA2_MCB• ULN1OK/FF = Supervisión del fusible LINE1_MCB• ULN2OK/FF = Supervisión del fusible LINE2_MCB• Ajuste CBConfig = 1 1/2 bus alt. CB



Si solo se proporcionaran dos funciones SESRSYN en el mismo IED, las conexionesy ajustes se realizan de acuerdo con las funciones SESRSYN para WA1_QA1 yTIE_QA1.


Los parámetros de ajuste para la función de sincronización, comprobación desincronismo y comprobación de energización SESRSYN se ajustan mediante la HMIlocal (LHMI) o el PCM600.

Estas directrices de ajuste describen los ajustes de la función SESRSYN a través de laLHMI.

El valor básico común del IED para la tensión primaria ( UBase ) se ajusta en unafunción de valores básicos generales, GBASVAL, que se encuentra en Main menu//Configuration/Power system/GlobalBaseValue/GBASVAL_X/UBase. Lafunción SESRSYN tiene un ajuste para la tensión de referencia de barra(GblBaseSelBus) y un ajuste para la tensión de referencia de la línea(GblBaseSelLine) que, independientemente de los demás, pueden ajustarse paraseleccionar una de las doce funciones GBASVAL utilizadas como referencia de losvalores base. Eso significa que la tensión de referencia de la barra y de la línea puedenajustarse a diferentes valores. Los ajustes para la función SESRSYN que seencuentran en Main menu/Settings/IED Settings/Control/Synchronizing(25,SC/VC)/SESRSYN(25,SC/VC):X, se han dividido en cuatrogrupos de ajustes diferentes: General, Sincronización, Comprobación de sincronismoy Comprobación de energización

Ajustes generalesOperation: El modo de funcionamiento puede ajustarse a On o Off. El ajuste Offdeshabilita toda la función.

GblBaseSelBus y GblBaseSelLine

Estos ajustes de configuración se utilizan para seleccionar una de doce funcionesGBASVAL para ser utilizada como tensión de referencia de valor base para la barray línea respectivamente.

SelPhaseBus1 y SelPhaseBus2

Son los parámetros de configuración para seleccionar la fase de medición de la tensiónpara las barras 1 y 2 respectivamente, que puede ser una tensión monofásica (fase aneutro), bifásica (fase a fase) o de secuencia positiva.

SelPhaseLine1 y SelPhaseLine2

Son los parámetros de configuración para seleccionar la fase de medición de la tensiónpara las líneas 1 y 2 respectivamente, que puede ser una tensión monofásica (fase aneutro), bifásica (fase a fase) o de secuencia positiva.



CBConfig

Este ajuste de configuración se utiliza para definir el tipo de selección de tensiones. Eltipo de selección de tensiones puede ser:

• sin selección de tensiones, No voltage sel.• un interruptor con dos barras, Double bus• disposición de interruptor y medio con el interruptor conectado a la barra 1, 1 1/2

bus CB• disposición de interruptor y medio con el interruptor conectado a la barra 2, 1 2/2

bus alt. CB• disposición de interruptor y medio con el interruptor conectado a la línea 1 y 2,

Tie CB

PhaseShift

Este ajuste se utiliza para compensar un desplazamiento de fase provocado por untransformador de potencia entre los dos puntos de medición para la tensión de barra yla tensión de línea. El valor ajustado se suma al ángulo de fase de la línea medido. Latensión de barra es la tensión de referencia.

Ajustes de sincronizaciónOperationSynch

El ajuste Off deshabilita la función de sincronización. Con el ajuste On, la función estáen modo servicio y la señal de salida depende de las condiciones de entrada.

UHighBusSynch y UHighLineSynch

Los ajustes del nivel de tensión se eligen en relación a la tensión de barra/línea de lared. Las tensiones umbral UHighBusSynch y UHighLineSynch deben ajustarse pordebajo del valor en el que se espera que se sincronice la red. Un valor típico es el 80%de la tensión nominal.

UDiffSynch

Es el ajuste de la diferencia de tensión entre la tensión de línea y la tensión de barra.La diferencia se ajusta según la configuración de la red y las tensiones esperadascuando las dos redes funcionan de forma asíncrona. Un ajuste normal es 0,10-0,15 p.u.

FreqDiffMin

El ajuste FreqDiffMin es la diferencia de frecuencia mínima en la cual los sistemas sedefinen como asíncronos. Para una diferencia de frecuencia inferior a este valor, lossistemas se consideran paralelos. Un valor típico para FreqDiffMin es 10 mHz. Por logeneral, el valor debería ser bajo si se proporcionan las funciones de sincronización yde comprobación de sincronismo, y es mejor dejar que la función de sincronización secierre ya que se cerrará exactamente en la instancia correcta si las redes funcionan conuna diferencia de frecuencia.



Para evitar que se solape la función de sincronización y decomprobación de sincronismo, el ajuste FreqDiffMin debe ajustarse aun valor mayor que el ajuste utilizado FreqDiffM, respectivamenteFreqDiffA, utilizado para la comprobación de sincronismo.

FreqDiffMax

El ajuste FreqDiffMax es la máxima frecuencia de deslizamiento en la que se aceptala sincronización. 1/FreqDiffMax muestra el tiempo para que el vector se mueva 360grados, una vuelta de sincronoscopio, y se denomina "tiempo de golpe". Un valortípico para FreqDiffMax es 200-250 mHz, lo cual genera tiempos de golpe en 4-5segundos. Deben evitarse valores más altos ya que, por lo general, las dos redes estánreguladas a la frecuencia nominal, independientemente una de la otra, por lo cual ladiferencia de frecuencia es pequeña.

FreqRateChange

Es la derivada de la frecuencia máxima permitida.

tBreaker

tBreaker debe ser igual que el tiempo de cierre del interruptor y también deberíaincluir los posibles relés auxiliares en el circuito de cierre. Es importante comprobarque no se utilicen componentes lógicos lentos en la configuración del IED, ya quepueden producirse grandes variaciones en el tiempo de cierre debido a dichoscomponentes. El ajuste típico es 80-150 ms, según el tiempo de cierre del interruptor.

tClosePulse

Es el ajuste para la duración del pulso de cierre del interruptor.

tMaxSynch

El ajuste tMaxSynch se ajusta para reponer la operación de la función desincronización si el funcionamiento no se produce dentro de este periodo de tiempo.El ajuste debe permitir el ajuste de FreqDiffMin, que decide cuánto tiempo se tardarácomo máximo en alcanzar la igualdad de fases. Con el ajuste de 10 mHz, el tiempo degolpe es de 100 segundos y, por lo tanto, el ajuste debería ser de al menos tMinSynchmás 100 segundos. Si se espera que las frecuencias de la red estén fuera de los límitesdesde el inicio, debe agregarse un margen. Un ajuste típico es 600 segundos.

tMinSynch

El ajuste tMinSynch se ajusta para limitar el tiempo mínimo en el cual se realiza elintento de cierre de sincronización. La función de sincronización no proporcionaráuna orden de cierre en dicho periodo de tiempo, desde el momento en el que se iniciala sincronización, incluso si se cumple una condición de sincronización. El ajustetípico es 200 ms.



Ajustes de comprobación de sincronismoOperationSC

El ajuste OperationSC a Off deshabilita la función de comprobación de sincronismoy ajusta las salidas AUTOSYOK, MANSYOK, TSTAUTSY y TSTMANSY a unnivel bajo. Con el ajuste On, la función está en modo servicio y la señal de salidadepende de las condiciones de entrada.

UHighBusSC y UHighLineSC

Los ajustes del nivel de tensión deben elegirse en relación con la tensión de barra olínea de la red. La tensiones umbral UHighBusSC y UHighLineSC deben ajustarse pordebajo del valor en el que se debería cerrar el interruptor con la comprobación desincronismo. Un valor típico puede ser el 80% de las tensiones base.

UDiffSC

Es el ajuste de la diferencia de tensión entre línea y barra en p.u. Este ajuste en p.u. sedefine como (U-Bus/GblBaseSelBus) - (U-Line/GblBaseSelLine). Un ajuste normales 0,10-0,15 p.u.

FreqDiffM y FreqDiffA

Los ajustes de nivel de la diferencia de frecuencia, FreqDiffM y FreqDiffA, debenelegirse según las condiciones en la red. En condiciones estables, es necesario unajuste de diferencia de frecuencia bajo, donde se utiliza el ajuste FreqDiffM. Parareenganche automático, es preferible un ajuste de diferencia de frecuencia mayor,donde se utiliza el ajuste FreqDiffA. Un valor típico para FreqDiffM puede ser 10 mHzy un valor típico para FreqDiffA puede ser 100-200 mHz.

PhaseDiffM y PhaseDiffA

Los ajustes del nivel de diferencia del ángulo de fase, PhaseDiffM y PhaseDiffA,también deben elegirse según las condiciones en la red. El ajuste del ángulo de fasedebe elegirse para permitir el cierre bajo la condición de carga máxima. Un valormáximo típico en redes con carga fuerte puede ser 45 grados, mientras que en lamayoría de las redes, el ángulo máximo que se produce es inferior a 25 grados. Elajuste PhaseDiffM es una limitación al ajuste PhaseDiffA. Las fluctuaciones seproducen en el límite de reenganche automático de alta velocidad PhaseDiffA.

tSCM y tSCA

El objetivo de los ajustes de retardo del temporizador, tSCM y tSCA, consiste enasegurar que las condiciones de comprobación de sincronismo permanezcanconstantes y que esta situación no se deba a una interferencia temporal. Si lascondiciones no continúan durante el tiempo especificado, el temporizador de retardose repone y el procedimiento se reinicia cuando se vuelvan a cumplir las condiciones.Por lo tanto, el cierre del interruptor no se permite hasta que la situación decomprobación de sincronismo haya permanecido constante durante todo el tiempo delajuste de retardo establecido. El cierre manual se suele hacer en condiciones más



estables y es necesario un ajuste del retardo de tiempo de funcionamiento másprolongado, donde se utiliza el ajuste tSCM. Durante el reenganche automático, espreferible un ajuste de retardo de tiempo de operación más corto, donde se utiliza elajuste tSCA. Un valor típico para tSCM puede ser 1 segundo y un valor típico paratSCA puede ser 0,1 segundos.

Ajustes de comprobación de energizaciónAutoEnerg y ManEnerg

Pueden utilizarse dos ajustes diferentes para el cierre automático y manual delinterruptor. Los ajustes para cada uno de ellos son:

• Off, la función de energización se deshabilita.• DLLB, línea muerta y barra viva, la tensión de línea es inferior al valor ajustado de

ULowLineEnerg y la tensión de barra es superior al valor de UHighBusEnerg.• DBLL, barra muerta y línea activa, la tensión de barra es inferior al valor ajustado

de ULowBusEnerg y la tensión de línea es superior al valor de UHighLineEnerg.• Both, la energización puede realizarse en ambas direcciones, DLLB o DBLL.

ManEnergDBDL

Si el parámetro se ajusta a On, también se habilita el cierre manual cuando la tensiónde línea y la tensión de barra son inferiores a ULowLineEnerg y ULowBusEnergrespectivamente, y ManEnerg se ajusta a DLLB, DBLL o Both.

UHighBusEnerg y UHighLineEnerg

Los ajustes del nivel de tensión deben elegirse en relación con la tensión de barra olínea de la red. Las tensiones umbral UHighBusEnerg y UHighLineEnerg debenajustarse por debajo del valor en el que se considera que la red está energizada. Unvalor típico puede ser el 80% de las tensiones base.

ULowBusEnerg y ULowLineEnerg

Las tensiones umbral ULowBusEnerg y ULowLineEnerg, deben ajustarse por encimadel valor en el que se considera que la red no está energizada. Un valor típico puedeser el 40% de las tensiones base.

Una línea desconectada puede tener un potencial considerable a causade, por ejemplo, la inducción desde una línea que está tendida enparalelo o por estar alimentada a través de condensadores de extinciónen los interruptores. Esta tensión puede ser el 30% o más de la tensiónbase de la línea.

Como los rangos de ajuste de las tensiones umbral UHighBusEnerg/UHighLineEnergy ULowBusEnerg/ULowLineEnerg se superponen parcialmente entre sí, lascondiciones de ajuste pueden ser tales que el ajuste del valor umbral no energizado sea



más alto que el ajuste del valor umbral energizado. Por lo tanto, los parámetros debenajustarse con cuidado para evitar solapes.

UMaxEnerg

Este ajuste se utiliza para bloquear el cierre cuando la tensión del lado vivo seasuperior al valor ajustado de UMaxEnerg

tAutoEnerg y tManEnerg

El objetivo de los ajustes de retardo de temporizador, tAutoEnerg y tManEnerg,consiste en garantizar que el lado muerto permanezca sin energizar y que la condiciónno se deba a una interferencia temporal. Si las condiciones no continúan durante eltiempo especificado, el temporizador de retardo se repone y el procedimiento sereinicia cuando se vuelvan a cumplir las condiciones. Por lo tanto, el cierre delinterruptor no se permite hasta que la condición de energización haya permanecidoconstante durante todo el tiempo del ajuste del retardo establecido.

12.2 Reenganche automático para una operaciónmonofásica, bifásica y/o trifásica SMBRREC




Reenganche automático paramonofásico, bifásico y trifásico

SMBRREC

O->I

SYMBOL-L V1 ES

79

12.2.2 Aplicación

En algunos países, resulta habitual proporcionar restauración retardada después de laoperación de la protección de barras para una falta interna, puesto que muchas faltasen las barras son transitorias, es decir, provocadas por animales, pájaros, tormentas,objetos que vuelan, etc. En dichas aplicaciones, por lo general, una líneapreseleccionada se cierra automáticamente con cierto retardo para tratar de volver areenergizar la barra defectuosa. Generalmente, se selecciona la línea aérea más largapara limitar la corriente de falta si se ha producido una falta permanente en la barra. Sila primera línea se cierra con éxito, todas las demás líneas que han estado conectadasa la misma barra vuelven a ponerse en servicio automáticamente.

El nivel de protección diferencial sensible en REB670 puede utilizarse durante dichaoperación si se necesita mayor sensibilidad de la protección de barras. Esta lógica de



restauración de barras puede implementarse utilizando las funciones de reengancheautomático, disponibles de manera opcional, y las puertas lógicas incorporadas. Haydos funciones de reenganche automático disponibles, una para cada zona.

El reenganche automático es un método muy reconocido para la restauración delservicio en un sistema de potencia después de una falta transitoria en la línea. Lamayoría de las faltas en la línea son arcos voltaicos, que son transitorios pornaturaleza. Cuando la línea eléctrica se desactiva debido a la operación de laprotección de línea y los interruptores de línea, el arco se desioniza y recupera lacapacidad para soportar tensiones con un índice más o menos variable. Por lo tanto, senecesita cierto tiempo banda muerta para una línea desenergizada. Después se puedereanudar el servicio de la línea mediante el reenganche automático de los interruptoresde línea. El tiempo banda muerta seleccionado debe ser suficientemente prolongadopara garantizar una alta probabilidad de desionización del arco y el éxito delreenganche.

Para interruptores de línea y equipos de reenganche automático individuales, eltiempo de apertura del reenganche automático se utiliza para determinar el "tiempobanda muerta" de la línea. Cuando se produce simultáneamente el disparo yreenganche en los dos extremos de la línea, el tiempo de apertura del reengancheautomático es aproximadamente igual al "tiempo banda muerta" de la línea. Si eltiempo de apertura y el tiempo banda muerta fueran diferentes, la línea quedaenergizada hasta que se abran los interruptores en ambos extremos.



Abierto

Cerrado

Tiempo de operación


Interruptor

Tiempo de interrupción

Ord

en d

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paro

Conta

cto

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para

dos

Son e

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tore

sDuración de falta Tiempo de apertura de AR para interruptor Duración de falta

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Tiempo de interrupción

Tiempo de cierre

Tiempo de operación

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Opera

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Ajustar tiempo de apertura de AR Tiempo de recuperaciónFunción de

reenganche automático (AR)

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Reposi

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de A

R


IEC04000146 V2 ES

Figura 110: Reenganche automático de un único intento con una faltapermanente

El disparo monofásico y el reenganche automático monofásico es un modo de limitarel efecto de una falta de línea monofásica sobre el funcionamiento de un sistema depotencia. Especialmente a niveles de tensión más altos, la mayoría de las faltas sonmonofásicas (aproximadamente el 90%). Para mantener la estabilidad de los sistemasde potencia con mallado limitado o direccionamiento paralelo, el reengancheautomático monofásico resulta particularmente importante. Durante el tiempo bandamuerta monofásico, el sistema sigue siendo capaz de transmitir carga en las dos fasesen perfecto estado y permanece sincronizado. Se requiere que cada interruptor de fasefuncione de forma individual, lo que suele suceder para tensiones de transmisión másaltas.

Puede que se necesite un tiempo banda muerta algo más prolongado para elreenganche monofásico en comparación con el reenganche trifásico de alta velocidad.Esto se debe a la influencia que tienen la tensión y la corriente sobre el arco de faltaen las fases no disparadas.

Para maximizar la disponibilidad del sistema de potencia, se puede elegir el disparomonopolar y reenganche automático para faltas monofásicas, y el disparo tripolar yreenganche automático para faltas multifásicas. El reenganche automático trifásicopuede realizarse con o sin una comprobación de sincronismo y una comprobación deenergización, como por ejemplo una comprobación de línea muerta o de barra muerta.



Si durante el tiempo de apertura monopolar hubiera una falta "serie" equivalente en elsistema, se provoca un flujo de corriente de secuencia cero. Por lo tanto, es necesariocoordinar las protecciones de corriente residual (protección de falta a tierra) con eldisparo monopolar y la función de reenganche automático. También debe prestarseatención a la "discordancia de polos" que surja cuando se proporcionan interruptorescon dispositivos monopolares. Estos interruptores necesitan protección dediscordancia de polos. También deben coordinarse con el reenganche automáticomonopolar y bloquearse durante el tiempo banda muerta cuando se produce unadiscordancia normal. De manera alternativa, deben utilizar un tiempo de disparo másprolongado que el tiempo banda muerta monofásico ajustado.

Para los interruptores de línea y equipos de reenganche automático individuales, seutiliza la expresión "tiempo de apertura de reenganche automático". Este es el ajustede tiempo banda muerta para el reenganche automático. Durante disparos yreenganches automáticos simultáneos en los dos extremos de la línea, el tiempo deapertura de reenganche automático es aproximadamente igual al tiempo banda muertade la línea. De lo contrario, estos dos tiempos pueden diferir, ya que un extremo de lalínea puede tener un disparo más lento que el otro, lo que significa que la línea no estámuerta hasta que se abran ambos extremos.

Si la falta es permanente, la protección de línea vuelve a disparar cuando se intenta elreenganche para despejar la falta.

Por lo general, se utiliza una función de reenganche automático por cada interruptorde línea (CB). Cuando se utiliza un interruptor por cada extremo de línea, hay unafunción de reenganche automático en cada extremo. Si se incluyen funciones dereenganche automático en una protección de línea duplicada, es decir, dos funcionespor interruptor, deben tomarse medidas para evitar órdenes de reenganche nocoordinadas. En disposiciones de interruptor y medio, dos interruptores o barra enanillo, se utilizan dos interruptores por cada extremo de línea. Se recomienda el uso deuna función de reenganche automático por cada interruptor. Con estas disposiciones,el reenganche secuencial de los dos interruptores puede utilizarse con un circuito deprioridad disponible en la función de reenganche automático. En el caso de una faltapermanente y fallo de reenganche del primer interruptor, el reenganche del segundointerruptor se cancela y, por lo tanto, se limita el esfuerzo en el sistema de potencia.Otra ventaja del reenganche automático conectado con interruptores, reside en queresulta mucho más sencillo comprobar que el interruptor se cerró antes de lasecuencia, que el interruptor está preparado para una secuencia de reengancheautomático, etc.

La función de reenganche automático puede configurarse para que realice elreenganche automático monofásico y/o trifásico con una selección de entre variosprogramas de uno a múltiples intentos de reenganche. El tiempo de apertura dereenganche automático trifásico puede ajustarse para proporcionar reengancheautomático de alta velocidad (HSAR) o retardado (DAR). Estas expresiones, HSARy DAR, se utilizan sobre todo para el reenganche trifásico, ya que el monofásico essiempre de alta velocidad para evitar mantener la condición asimétrica. HSAR sueleimplicar un tiempo banda muerta de menos de 1 s.



En los sistemas de transmisión de potencia, suele ser habitual aplicar el reengancheautomático de un único intento, trifásico y/o monofásico. En los sistemas desubtransmisión y distribución, el disparo y el reenganche automático suelen sertrifásicos. Sin embargo, el modo del reenganche automático varía. Se utilizan uno ymúltiples intentos. El primer intento puede tener un retardo corto, HSAR, o más largo,DAR. El segundo y posteriores intentos de reenganche tienen un retardo bastanteamplio. Cuando se utilizan múltiples intentos, el tiempo banda muerta debearmonizarse con la capacidad del ciclo de funcionamiento del interruptor.

El reenganche automático suele iniciarse con la protección de línea y, en particular,con el disparo instantáneo de dicha protección. La función de reenganche automáticopuede inhibirse (bloquearse) cuando se encuentran en funcionamiento ciertasfunciones de protección que detectan faltas permanentes, como la protección debarras, cables o reactores shunt. Las zonas de protección de respaldo que indican faltasfuera de la propia línea también se conectan para inhibir el reenganche automático.

No debe intentarse el reenganche automático cuando se cierra un interruptor y seenergiza una línea sobre falta (SOTF), excepto cuando se utilizan múltiples intentosdonde el segundo intento y posteriores se inician con SOFT. De la misma manera, enuna disposición de barras con múltiples interruptores, un interruptor que no se cierrecuando se produce una falta no debería cerrarse mediante el funcionamiento de lafunción de reenganche automático. El reenganche automático se suele combinar conuna condición de liberación de la comprobación de sincronismo y la comprobación delínea muerta o de barra muerta. Para limitar el esfuerzo en turbogeneradoresprovocado por el reenganche automático sobre una falta permanente, se puedecombinar el reenganche automático con una comprobación de sincronismo en losterminales de la línea próximos a dichas centrales eléctricas, intentar la energizacióndesde el lado más alejado de la central y realizar la comprobación de sincronismo enel extremo local si la energización resultara exitosa.

Los sistemas de protección de transmisión suelen subdividirse y proporcionarse condos IED de protección redundantes. En dichos sistemas, resulta habitual proporcionarreenganche automático en uno solo de los subsistemas, ya que el requisito es eldespeje de la falta, y el fallo de reenganche debido a que el reenganche automático estáfuera de servicio no se considera una perturbación importante. Si se proporcionan dosreenganches automáticos para el mismo interruptor, la aplicación debe comprobarsedetenidamente y, por lo general, uno debe ser el maestro y conectarse para inhibir alotro reenganche automático si se hubiera iniciado. Esta inhibición puede realizarse,por ejemplo, desde el reenganche automático para funcionamiento trifásico(SMBRREC) en curso.

Cuando se considera el reenganche automático monofásico o trifásico, existennumerosos casos en los que el disparo debe ser trifásico de cualquier manera. Porejemplo:



• Falta evolutiva en la que la falta durante el tiempo banda muerta se extiende a otrafase. Por lo tanto, deben dispararse las otras dos fases y debe iniciarse unreenganche automático y tiempo banda muerta trifásicos.

• Falta permanente• Falta durante el tiempo banda muerta trifásico• Reenganche automático fuera de servicio o interruptor no preparado para un ciclo

de reenganche automático

Por lo tanto, se utiliza "Prepare three-phase tripping" (“Prepare disparo trifásico”)para cambiar el disparo a trifásico. Esta señal se genera con el reenganche automáticoy se conecta al bloque funcional de disparo y también fuera del IED a través de E/Scuando se proporciona un reenganche común para dos subsistemas. También seproporciona una señal alternativa "Prepare 1 Phase tripping" (“Prepare el disparomonofásico”), que se puede utilizar como alternativa cuando el reengancheautomático se comparte con otro subsistema. Esto proporciona una conexión a pruebade fallos, de modo que incluso con un fallo en el IED con el reenganche automático,se consigue que el otro subsistema inicie un disparo trifásico.

Una falta permanente provoca un nuevo disparo de la protección de línea cuando sereengancha en un intento de energizar la línea.

La función de reenganche automático permite el ajuste de varios parámetros.

Por ejemplo:

• numero de intentos de reenganche automático• programa de reenganche automático• tiempos de apertura de reenganche automático (tiempo banda muerta) para cada

intento.

12.2.2.1 Funcionamiento del reenganche automático OFF y ON

El funcionamiento del reenganche automático puede ajustarse a OFF y ON medianteun parámetro de ajuste y mediante un control externo. El parámetro Operation= Off oOn ajusta la función a OFF y ON.Con los ajustes Operation = On y ExternalCtrl =On, el control se realiza mediante pulsos de señales de entrada en las entradas ON yOFF, por ejemplo, desde un sistema de control o desde la entrada binaria (y otrossistemas).

Cuando la función se ajusta a ON, se establece la salida SETON y pasa a estaroperativa (si también se cumplen otras condiciones como por ejemplo interruptorcerrado e interruptor preparado), la salida READY se activa (alta). Cuando la funciónestá preparada para aceptar el inicio de un reenganche.



12.2.2.2 Inicio del reenganche automático y condiciones para el inicio de unciclo de reenganche

El modo habitual de iniciar un ciclo o secuencia de reenganche es hacerlo cuando seha producido un disparo selectivo de una protección de línea, mediante la aplicaciónde una señal a la entrada START. Las señales de inicio pueden ser señales de disparogeneral o solamente las condiciones para el disparo de zona 1 de una proteccióndiferencial de distancia y asistido por la protección de distancia. En algunos casos, eldisparo asistido de la función de falta a tierra direccional puede conectarse a fin deiniciar un intento de reenganche automático. Si el disparo general se utilizara parainiciar el reenganche automático, es importante bloquearlo de otras funciones que nodeben iniciar una secuencia de reenganche.

Cuando se quiere diferenciar el "tiempo de apertura de reenganche automático"trifásico ("tiempo banda muerta") para diferentes configuraciones de sistemas depotencia o para disparos de diferentes etapas de protección, también se puede utilizarla entrada STARTHS (Inicio de reenganche de alta velocidad). Al iniciar STARTHS,se utiliza el tiempo de apertura de reenganche automático para el intento 1 trifásico, t13PhHS, y el cierre se realiza sin comprobar la condición de comprobación desincronismo.

Deben cumplirse varias condiciones para que se acepte el inicio y se inicie un nuevociclo de reenganche automático. Están vinculadas con entradas dedicadas. Lasentradas son las siguientes:

• CBREADY: interruptor preparado para un ciclo de reenganche, por ejemplo,engranaje de funcionamiento cargado.

• CBPOS para garantizar que el interruptor estaba cerrado cuando se produjo lafalta en la línea y se aplicó el inicio.

• No hay ninguna señal en la entrada INHIBIT, es decir, no hay ninguna señal debloqueo o inhibición. Una vez aceptado el inicio, este se mantiene y se estableceuna señal interna "Started". Se puede interrumpir debido a ciertos eventos, comopor ejemplo una señal de "Inhibit".

12.2.2.3 Inicio del reenganche automático mediante la información deinterruptor abierto

La función ofrece la posibilidad de iniciar el reenganche automático mediante laposición "interruptor abierto" en lugar de hacerlo a través de señales de disparo de laprotección. Este modo de inicio se selecciona con el parámetro de ajusteStartByCBOpen=On. Es necesario bloquear el reenganche para todas las operacionesde disparo manuales. Normalmente, también se ajusta CBAuxContType=NormClosedy se conecta un contacto auxiliar de interruptor de tipo NC (normalmente cerrado) alas entradas CBPOS y START. Cuando la señal cambia de "CB closed" (interruptorcerrado) a "CB open" (interruptor abierto), en la función se genera y se mantiene unpulso de inicio de reenganche automático, sujeto a las comprobaciones habituales.Posteriormente, la secuencia de reenganche continúa de la manera habitual. Es



necesario conectar las señales del disparo manual y de otras funciones, que impidenel reenganche automático, a la entrada INHIBIT.

12.2.2.4 Bloqueo del reenganche automático

Se espera que únicamente haya intentos de reenganche automático para faltas en lapropia línea. El reenganche automático debe bloquearse activando la entradaINHIBIT en las siguientes condiciones:

• Disparo de zonas de protección de distancia con retardo• Disparo de funciones de protección de respaldo• Disparo de la función de fallo de interruptor• Interdisparo recibido desde la función de fallo de interruptor en el extremo

remoto• Disparo de la protección de barras

Según el principio de inicio (disparo general o solamente disparo instantáneo)adoptado anteriormente, puede que no se requieran zonas de respaldo ni con retardo .Sin embargo, el disparo de fallo de interruptor local y remoto siempre debe estarconectado.

12.2.2.5 Control del tiempo de apertura de reenganche automático para elintento 1

Para el primer intento, pueden utilizarse hasta cuatro ajustes de tiempo diferentes yuna extensión del tiempo. Existen ajustes separados para el tiempo de apertura dereenganche automático monofásico, bifásico y trifásico, t1 1Ph, t1 2Ph, t1 3Ph. Si nose aplica ninguna señal de entrada particular y se selecciona un programa dereenganche automático con reenganche monofásico, se utiliza el tiempo de aperturade reenganche automático t1 1Ph. Si se activara una de las entradas TR2P o TR3P enrelación con el inicio, se utiliza el tiempo de apertura de reenganche automático parael reenganche bifásico o trifásico. También existe una característica separada de ajustede tiempo para el reenganche automático trifásico de alta velocidad sin comprobaciónde sincronismo, t1 3PhHS, disponible cuando se requiera. Se activa con la entradaSTARTHS.

Para ampliar el tiempo de apertura de reenganche automático, se puede agregar unretardo, tExtended t1, al retardo normal del intento 1. Está diseñado para su uso si sepierde el canal de comunicación para la protección de línea permisiva. En ese caso,puede haber una diferencia de tiempo importante en el despeje de la falta en los dosextremos de la línea. Por lo tanto, puede resultar útil un "tiempo de apertura dereenganche automático" más prolongado. Esta extensión del tiempo se controlamediante el parámetro de ajuste Extended t1=On y la entrada PLCLOST. Si se utilizaesta función, el inicio del reenganche automático también debe permitirse a partir deldisparo con retardo de tiempo de la Zona 2 de protección de distancia.



12.2.2.6 Señal de disparo larga

En circunstancias normales, la orden de disparo se repone rápidamente debido a laeliminación de la falta. El usuario puede ajustar una duración máxima del pulso dedisparo tTrip. Si Extended t1=Off, una señal de disparo prolongada interrumpe lasecuencia de reenganche de la misma manera que una señal en la entrada INHIBIT. SiExtend t1=On, se deshabilita la inhibición de tiempo de disparo prolongado y Extendt1 se utiliza en su lugar.

12.2.2.7 Cantidad máxima de intentos de reenganche

La cantidad máxima de intentos de reenganche en un ciclo de reenganche automáticose selecciona mediante el parámetro de ajuste NoOfShots. El tipo de reengancheutilizado en el primer intento se ajusta mediante el parámetro ARMode. La primeraalternativa es el reenganche trifásico. Las otras alternativas incluyen el reenganchemonofásico o bifásico. Normalmente, no existe ninguna disposición de disparobifásico y por lo tanto no habrá ningún reenganche bifásico.

La decisión para disparo monofásico y trifásico también se toma en el bloquefuncional lógico de disparo (SMPTTRC), donde se selecciona el ajuste 3Ph, 1/3Ph (o1/2/3Ph).

12.2.2.8 ARMode=3ph, (ajuste típico para un intento trifásico único)

Reenganche trifásico, de uno a cinco intentos de acuerdo con el ajuste NoOfShots. Elsalida para preparar disparo trifásico PREP3P siempre está establecida (alta). Serealiza una operación de disparo trifásico para todos los tipos de faltas. El reenganchees como el trifásico en el modo 1/2/3ph descrito a continuación. Todas las señales,bloqueos, inhibiciones, temporizadores, requisitos, etc., son los mismos que en elejemplo descrito a continuación.

12.2.2.9 ARMode=1/2/3ph

Primer intento de reenganche monofásico, bifásico o trifásico, seguido de intentos dereenganche trifásicos, si están seleccionados. En este caso, se supone que la funciónde reenganche automático está en "On" y "Ready". El interruptor está cerrado y elengranaje de funcionamiento está preparado (energía de funcionamientoalmacenada). La entrada START (o STARTHS) se recibe y se mantiene. La salidaREADY se repone (se ajusta a False). La salida ACTIVE está ajustada.

• Si la entrada TR2P es baja y TR3P es baja (disparo monofásico): el temporizadorpara el tiempo de apertura de reenganche monofásico se inicia y la salida 1PT1(reenganche monofásico en curso) se activa. Puede utilizarse para suprimir la



discordancia de polos y el disparo de protección de falta a tierra durante elintervalo de apertura monofásica.

• Si TR2P es alta y TR3P es baja (disparo bifásico): el temporizador para el tiempode apertura de reenganche bifásico se inicia y la salida 2PT1 (reenganche bifásicoen curso) se activa.

• Si TR3P fuera alta (disparo trifásico): El temporizador para el tiempo de aperturade reenganche trifásico t1 3Ph se inicia y se establece la salida 3PT1 (intento 1 dereenganche automático trifásico en curso).

• Si STARTHS fuera alta (disparo trifásico): El temporizador para el tiempo deapertura de reenganche automático trifásico t1 3PhHS se inicia y se establece lasalida 3PT1 (intento 1 de reenganche automático trifásico en curso).

Mientras cualquiera de los temporizadores del tiempo de apertura de reengancheautomático se encuentre en funcionamiento, la salida INPROGR estará activada.Cuando el temporizador de "tiempo de apertura" se agota, la señal interna respectivase transmite al módulo de salida para comprobaciones adicionales y para emitir unaorden de cierre al interruptor.

Cuando se emite una orden de cierre de interruptor, se establece la salida para prepararel disparo trifásico. Cuando se emite una orden de cierre del interruptor, se inicia untemporizador de "recuperación" tReclaim. Si no se produce ningún disparo duranteese tiempo, la función de reenganche automático se repone al estado "Ready" y serepone la señal ACTIVE. Si fallara el primer intento de reenganche, se inicia undisparotrifásico y el reenganche trifásico se puede producir si se selecciona.

12.2.2.10 ARMode=1/2ph: reenganche monofásico o bifásico en el primerintento.

En el disparo monofásico o bifásico, el funcionamiento es igual que en el ejemplodescrito anteriormente, modo de programa 1/2/3ph. Si fallara el primer intento dereenganche, se emite un disparo trifásico y el reenganche trifásico se puede producir,si se selecciona. En el caso de un disparo trifásico (TR3P alta), el reengancheautomático se bloquea y no se produce el reenganche.

12.2.2.11 ARMode=1ph + 1*2ph: reenganche monofásico o bifásico en el primerintento

El intento de reenganche monofásico puede estar seguido del reenganche trifásico, siestá seleccionado. El fallo de un intento de reenganche bifásico bloquea el reengancheautomático. Si el primer disparo fuera un disparo trifásico, se bloquea el reengancheautomático. En el caso de un disparo monofásico (TR2P baja y TR3P baja), elfuncionamiento es el mismo que el descrito anteriormente, modo de programa1/2/3ph. Si fallara el primer intento de reenganche, se inicia un disparo trifásico y sepuede producir el reenganche trifásico, si se selecciona. Pueden realizarse un máximode cuatro intentos adicionales (de acuerdo con el parámetro NoOfShots). En el disparobifásico (TR2P alta y TR3P baja), el funcionamiento es similar al descritoanteriormente. No obstante, si fallara el primer intento de reenganche, se emitirá undisparo trifásico y se bloquea el reenganche automático. No se producen más intentos.



La expresión 1*2ph debe entenderse como “Un solo intento en el reenganchebifásico”. Durante el disparo trifásico (TR2P baja y TR3P alta), el reengancheautomático se bloquea y no se produce el reenganche.

12.2.2.12 ARMode=1/2ph + 1*3ph: reenganche monofásico, bifásico o trifásicoen el primer intento

En el disparo monofásico o bifásico, el funcionamiento es el descrito anteriormente.Si fallara el primer intento de reenganche, se emite un disparo trifásico y el reenganchetrifásico se produce, si se selecciona. En el disparo trifásico, el funcionamiento essimilar al descrito anteriormente. No obstante, si fallara el primer intento dereenganche, se emitirá la orden de disparo trifásico y se bloquea el reengancheautomático. No se producen más intentos. 1*3ph debe entenderse como “Un solointento en el reenganche trifásico”.

12.2.2.13 ARMode=1ph + 1*2/3ph: reenganche monofásico, bifásico o trifásicoen el primer intento

En el disparo monofásico, el funcionamiento es el descrito anteriormente. Si fallara elprimer intento de reenganche, se emite un disparo trifásico y el reenganche trifásicose produce, si se selecciona. En el disparo bifásico o trifásico, el funcionamiento essimilar al descrito anteriormente. No obstante, si fallara el primer intento dereenganche, se emitirá un disparo trifásico y se bloquea el reenganche automático. Nose producen más intentos. "1*2/3ph" debe entenderse como "Un solo intento en elreenganche bifásico o trifásico".

Tabla 32: Tipos de intentos de reenganche con diferentes ajustes para ARMode o entradas deenteros en MODEINT

MODEINT (entero) ARMode Tipo de falta Intento 1 2º - 5º intento

1 3ph

1ph 3ph 3ph

2ph 3ph 3ph

3ph 3ph 3ph

2 1/2/3ph

1ph 1ph 3ph

2ph 2ph 3ph

3ph 3ph 3ph

3 1/2ph

1ph 1ph 3ph

2ph 2ph 3ph

3ph ..... .....

4 1ph + 1*2ph

1ph 1ph 3ph

2ph 2ph .....

3ph ..... .....

5 1/2ph + 1*3ph

1ph 1ph 3ph

2ph 2ph 3ph

3ph 3ph .....




MODEINT (entero) ARMode Tipo de falta Intento 1 2º - 5º intento

6 1ph + 1*2/3ph

1ph 1ph 3ph

2ph 2ph .....

3ph 3ph .....

El inicio de un nuevo ciclo de reenganche se bloquea durante el "tiempo derecuperación" ajustado después de la realización del número seleccionado de intentosde reenganche.

12.2.2.14 Selección externa del modo de reenganche automático

El modo de reenganche automático puede seleccionarse mediante el uso de losbloques funcionales lógicos disponibles. A continuación, se ofrece un ejemplo en elque la elección del modo se realiza con una tecla de función de hardware en la partefrontal del IED con solo el modo trifásico o monofásico/trifásico, aunque existe laalternativa de que haya, por ejemplo, un conmutador selector en la parte frontal delpanel conectado a un bloque funcional de valor entero o binario (BTIGAPC).

El ejemplo de conexión para selección del modo de reenganche automático se observaen la figura.


MODO AR

Off=AR trifásico

On=AR monofásico y trifásico

MODO ARBL a INT Reenganche automático

IEC07000119 V3 ES

Figura 111: Selección del modo de reenganche automático a partir de una teclafuncional de hardware en la parte frontal del IED

12.2.2.15 Temporizador de recuperación del reenganche

El temporizador de recuperación denominado tReclaim define el tiempo desde laemisión de la orden de reenganche hasta que la función de reenganche automático serepone. Si se produce un nuevo disparo durante este tiempo, se trata como unacontinuación de la primera falta. El temporizador de recuperación se activa cuando seemite la orden de cierre del interruptor.

12.2.2.16 Impulso de la orden de cierre del interruptor y contador

La orden de cierre del interruptor CLOSECB es un pulso con una duración ajustadamediante el parámetro tPulse. En el caso de interruptores sin función antibombeo, sepuede utilizar el limitador de pulsos de cierre. Se selecciona mediante el parámetroCutPulse=On. Si se produce un nuevo pulso de disparo (inicio), el pulso de la orden



de cierre se corta (se interrumpe). La duración mínima del pulso de cierre es siempre50 ms. Cuando se emite una orden de reenganche, se incrementa el contador deoperación de reenganche correspondiente. Hay un contador para cada tipo dereenganche y uno para la cantidad total de órdenes de reenganche.

12.2.2.17 Falta transitoria

Después de la orden de reenganche, el temporizador de recuperación sigue enfuncionamiento durante el tiempo ajustado. Si no se produce un disparo durante estetiempo, tReclaim, el reenganche automático se repone. El interruptor permanececerrado y el engranaje de funcionamiento se recarga. Las señales de entrada CBPOSy CBREADY están activadas.

12.2.2.18 Señal de falta permanente y fallo de reenganche

Si se produjera un nuevo disparo y el número de intentos de reenganche se hubieraajustado a 1, aparece una nueva señal de entrada START o TRSOTF, después de laorden de cierre del interruptor, y la salida UNSUCCL (cierre no satisfactorio) se ajustaen alta. El temporizador para el primer intento ya no puede iniciarse. Según la cantidadajustada de intentos de reenganche, pueden realizarse otros intentos o se termina lasecuencia de reenganche. Después de que transcurra el temporizador de recuperación,la función de reenganche automático se repone, aunque el interruptor permaneceabierto. Falta la información de "Interruptor cerrado" a través de la entrada CBPOS.Por lo tanto, la función de reenganche no está preparada para un nuevo ciclo dereenganche.

Por lo general, la señal UNSUCCL aparece cuando se recibe un nuevo disparo e iniciodespués de realizarse el último intento de reenganche y de bloquearse la función dereenganche automático. La señal se repone después del tiempo de recuperación.También se puede hacer que la señal "de fallo" dependa de la entrada de posición delinterruptor. Por lo tanto, el parámetro UnsucClByCBChk debe ajustarse a CBCheck yel temporizador tUnsucCl también debe ajustarse. Si el interruptor no responde a laorden de cierre y se mantiene abierto, la salida UNSUCCL se activa después deltiempo tUnsucCl. La salida de fallo puede utilizarse, por ejemplo, en la disposición deinterruptor múltiple para cancelar la función de reenganche automático para elsegundo interruptor, si el primer interruptor se cierra sobre una falta persistente.También se puede utilizar para generar un bloqueo del cierre manual hasta que eloperador haya repuesto el bloqueo; consulte la sección correspondiente.

12.2.2.19 Inicio de bloqueo

En muchos casos, es requisito que se produzca el bloqueo cuando el intento dereenganche automático falta. Esto se hace con lógica conectada a las entradas y salidasde la función de reenganche automático y conectadas a E/S binarias según se requiera.Existen muchas alternativas para ejecutar la lógica que dependen de si el cierre manualestá enclavado en el IED, si existe un relé de bloqueo físico externo y si la reposiciónestá cableada o se lleva a cabo mediante comunicación. También existen diferentesalternativas en relación con lo que puede producir el bloqueo. Ejemplos de preguntas:



• ¿El disparo de respaldo con retardo de tiempo proporciona bloqueo? (Por logeneral, sí).

• ¿Se produce el bloqueo cuando hay un cierre sobre falta? (Casi siempre).• ¿Se produce el bloqueo cuando el reenganche automático está ajustado a OFF

durante la falta o, por ejemplo, en modo AR (reenganche automático) monofásicoy la falta es multifásica? (Por lo general, no, ya que no se ha producido ningúnintento de cierre).

• ¿Se produce el bloqueo si el interruptor no tiene suficiente potencia operativapara una secuencia de reenganche automático? (Por lo general, no, ya que no seha producido ningún intento de cierre).

En las figuras 112 y 113, la lógica muestra cómo se puede diseñar una lógica debloqueo de cierre con el relé de bloqueo como relé externo, o con el bloqueo generadode manera interna con el cierre manual que pasa por la función de comprobación desincronismo. Un ejemplo de la lógica de bloqueo.

Lock-out RXMD1

11

1221

MAIN ZAK CLOSE CLOSE COMMAND

SMBO

OR

SMBRREC

OR

CCRBRF

BU-TRIP

ZCVPSOF-TRIP INHIBIT

UNSUCCL

TRBU

IEC05000315-4-en.vsdIEC05000315-WMF V4 ES

Figura 112: Bloqueo dispuesto con un relé de bloqueo externo

ORDEN DE CIERRE

OR

SMBRREC

OR

CCRBRF

BU-TRIP

ZCVPSOF-TRIP INHIBIT

UNSUCCL

TRBU

SMPPTRC

AND

BLOQUEO DE

REPOSICIÓN

OR

OR

SESRSYN

Tecla funcional,

REPOSICIÓN

DE SOFTWARE

O E/S

MANSYOK

CIERRE MAN

CIERRE

DE SMBRREC

CLLKOUT

RSTLOUT

SETLKOUT

=IEC05000316-WMF=3=es=Original.vsd

SMBO

MANENOK

IEC05000316-WMF V3 ES

Figura 113: Bloqueo dispuesto con lógica interna con el cierre manual en el IED



12.2.2.20 Falta evolutiva

Una falta evolutiva se inicia como una falta monofásica que provoca un disparomonofásico y después alcanza a otra fase. La segunda falta se despeja mediante undisparo trifásico.

La función de reenganche automático primero recibe una señal de disparo y arranque(START) sin ninguna señal trifásica (TR3P). La función de reenganche automáticoinicia un reenganche monofásico, si así está programada. Cuando se despeja la faltaevolutiva, se emite una nueva señal START e información de disparo trifásico(TR3P). La secuencia de reenganche monofásico se detiene y, en cambio, eltemporizador, t1 3Ph, para el reenganche trifásico se inicia desde cero. La secuenciacontinúa como una secuencia de reenganche trifásico, si es un modo de reenganchealternativo seleccionado.

La segunda falta, que puede ser monofásica, se dispara trifásicamente porque elmódulo de disparo (TR) en el IED tiene un temporizador de falta evolutiva queasegura que la segunda falta siempre se dispara trifásicamente. Para otros tipos derelés que no incluyen esta función, se utiliza la salida PREP3PH (o la invertidaPERMIT1PH) para preparar el otro subsistema para el disparo trifásico. Cuando seproduce una falta evolutiva, la señal se activa poco tiempo después de la reposición delprimer disparo y, por lo tanto, asegura que los nuevos disparos son trifásicos.

12.2.2.21 Continuación automática de la secuencia de reenganche

La función SMBRREC puede programarse para proceder con los intentos dereenganche siguientes (si se seleccionan múltiples intentos), incluso si no se recibenlas señales de inicio de las funciones de protección, aunque el interruptor aún no estécerrado. Esto se hace ajustando el parámetro AutoCont = On y tAutoContWait alretardo necesario para que la función proceda sin un nuevo inicio.

12.2.2.22 Retención del reenganche automático mediante la protección desobrecarga térmica

Si la entrada THOLHOLD (la protección de sobrecarga térmica retiene el reengancheautomático) está activada, retiene la función de reenganche automático hasta que serepone. Por lo tanto, puede haber un retardo importante entre el inicio del reengancheautomático y la orden de reenganche al interruptor. Se puede utilizar una lógicaexterna que limita el tiempo y envía una inhibición a la entrada INHIBIT. La entradatambién se puede utilizar para poner el reenganche automático en pausa durante unperiodo más corto o más largo.


12.2.3.1 Configuración

Utilice la herramienta de configuración del PCM600 para configurar las señales.



Los parámetros de la función de reenganche automático se ajustan a través de la HMIlocal o de la herramienta de ajustes de parámetros (PST). La herramienta de ajustes deparámetros es parte del PCM600.

Recomendaciones para las señales de entradaConsulte los ejemplos de la figura 114, figura 115 y figura 116 para conocer laconfiguración predeterminada de fábrica.

ON y OFFEstas entradas pueden conectarse a entradas binarias o a un bloque de interfaz decomunicación para permitir el control externo.

STARTDebe conectarse a la función de protección de salida de disparo, que inicia la funciónde reenganche automático para funcionamiento monofásico/bifásico/trifásico(SMBRREC). También se puede conectar a una entrada binaria para permitir el iniciodesde un contacto externo. Se puede utilizar una puerta lógica O para combinar lacantidad de fuentes de inicio.

Si se utiliza StartByCBOpen, la condición de interruptor abiertotambién debe conectarse a la entrada START.

STARTHS, Inicio de reenganche automático de alta velocidadSe puede utilizar cuando se quiere emplear dos tiempos muertos diferentes enoperaciones de disparo de protección diferentes. Esta entrada inicia el tiempo bandamuerta t1 3PhHS. El intento 1 de reenganche de alta velocidad iniciado por estaentrada no tiene comprobación de sincronización.

INHIBITA esta entrada deben conectarse las señales que interrumpen un ciclo de reengancheo impiden el inicio. Dichas señales pueden proceder de la protección para un reactorshunt conectado a la línea, de la recepción de un disparo de transferencia, de funcionesde protección de respaldo, del disparo de la protección de barras o de la protección defallo de interruptor. Cuando la posición interruptor abierto se ajusta para activarSMBRREC, la apertura manual también debe conectarse aquí. La inhibición suele seruna combinación de señales procedentes de IED externos a través de E/S y funcionesinternas. Por lo tanto, se utiliza una puerta lógica O para la combinación.

CBPOS y CBREADYDeben conectarse a entradas binarias para recibir información del interruptor. Laentrada CBPOS se interpreta como interruptor cerrado si el parámetroCBAuxContType se ajusta a NormOpen, que es el ajuste predeterminado. Con tresengranajes de funcionamiento del interruptor (interruptores monopolares) laconexión debe ser "Todos los polos cerrados" (conexión en serie de los contactos NO)o "Al menos un polo abierto" (conexión en paralelo de contactos NC) si



CBAuxContType se ajusta a NormClosed. La señal "CB Ready" significa que elinterruptor está preparado para una operación de reenganche, ya sea cierre-apertura(CO) o apertura-cierre-apertura (OCO). Si la señal disponible es del tipo “CB notcharged” (interruptor no cargado) o “not ready” (no preparado), se puede insertar uninversor frente a la entrada CBREADY.

SYNCSi se requiere, se conecta a la función de comprobación de sincronismo interna.También se puede conectar a una entrada binaria para permitir la sincronización desdeun dispositivo externo. Si no se necesita sincronismo interno ni externo ocomprobación de energización, se puede conectar a una fuente alta permanente,TRUE. La señal se requiere para la continuidad de los intentos trifásicos 1 a 5(Atención: No la etapa HS).

PLCLOSTSe utiliza para la pérdida (fallo) del canal de señal de la protección de línea de sistemapermisivo, por ejemplo, PLC= fallo de onda portadora de línea eléctrica. Puedeconectarse si se requiere para prolongar el tiempo de reenganche automático cuandola comunicación no funciona, es decir, un extremo de la línea se puede disparar con unretardo de zona 2. Si se utiliza, el reenganche automático también debe iniciarse apartir del disparo con retardo de tiempo de la zona 2.

TRSOTFEsta es la señal "Trip by Switch Onto Fault" (disparo por cierre sobre falta). Por logeneral, se conecta a la salida "switch onto fault" (cierre sobre falta) de la protecciónde línea si se utilizan múltiples intentos de reenganche automático. La entrada iniciarálos intentos 2 - 5.

THOLHOLDSeñal de "Thermal overload protection holding back Auto-Reclosing" (la protecciónde sobrecarga térmica que retiene el reenganche automático).Se puede conectar conuna señal de disparo de protección de sobrecarga térmica que solo se repone cuandoel contenido térmico ha bajado a un nivel aceptable, por ejemplo, 70%. Mientras laseñal es alta, lo que indica que la línea está caliente, se retiene el reengancheautomático. Cuando la señal se repone, continúa el ciclo de reenganche. Observe queel retardo es considerable. La entrada también puede utilizarse con otros propósitos si,por algún motivo, fuera necesario contener el intento de reenganche automático.

TR2P y TR3PSeñales para el disparo bifásico y trifásico. Por lo general, están conectadas a la salidacorrespondiente del bloque TRIP. Controlan la elección de tiempo banda muerta y elciclo de reenganche de acuerdo con el programa seleccionado. La señal TR2P solodebe conectarse si el disparo se hubiera seleccionado como monofásico, bifásico otrifásico y se prevé un ciclo de reenganche automático bifásico.



WAITSe utiliza para retener el reenganche de la "unidad de baja prioridad" durante unreenganche secuencial. Consulte "Recomendación para la disposición de interruptormúltiple" que se incluye a continuación. La señal se activa mediante la salidaWFMASTER en el reenganche automático del segundo interruptor, en disposicionesde interruptor múltiple.

BLKONSe utiliza para bloquear la función de reenganche automático para funcionamientotrifásico (SMBRREC) si surgen ciertas condiciones de servicio especiales. Cuando seutiliza, el bloqueo debe reponerse con BLOCKOFF.

BLOCKOFFSe utiliza para desbloquear la función SMBRREC cuando se ha bloqueado debido ala activación de la entrada BLKON o a un fallo de intento de reenganche automáticosi el ajuste BlockByUnsucCl se ajusta a On.

RESETSe utiliza para reponer SMBRREC a la condición de inicio. La posible retención porsobrecarga térmica se repone. Las posiciones y el ajuste On-Off se activan y secomprueban con los tiempos ajustados.

Recomendaciones para las señales de salidaConsulte la figura 114, figura 115 y figura 116 y la configuración predeterminada defábrica para conocer ejemplos.

SETONIndica que la función de reenganche automático para funcionamiento monofásico/bifásico/trifásico (SMBRREC) está activada y operativa.

BLOCKEDIndica que la función SMRREC está bloqueada de forma temporal o permanente.

ACTIVEIndica que SMBRREC está activa, desde el inicio hasta el final del Tiempo derecuperación.

INPROGRIndica que hay una secuencia en curso, desde el inicio hasta la orden de reenganche.

UNSUCCLIndica el fallo de reenganche.

CLOSECBSe conecta a una salida binaria para la orden de cierre del interruptor.



READYIndica que la función SMBRREC está preparada para una nueva secuencia dereenganche completa. Se puede conectar a la extensión de zona de una protección delínea si se necesita alcance de zona extendido antes del reenganche automático.

1PT1 y 2PT1Indica que el reenganche automático monofásico o bifásico está en curso. Se utilizapara bloquear de manera temporal una función de falta a tierra y/o de discordancia depolos durante el intervalo de apertura monofásico o bifásico.

3PT1, 3PT2, 3PT3, 3PT4 y 3PT5Indica que los intentos 1 a 5 de reenganche automático trifásico están en curso. Lasseñales pueden utilizarse como indicaciones de progreso o para la propia lógica.

PREP3P"Prepare disparo trifásico" se suele conectar al bloque de disparo para forzar undisparo trifásico. Si la función no puede generar un reenganche monofásico o bifásico,el disparo debe ser trifásico.

PERMIT1P"Permitir disparo monofásico" es la inversa de PREP3P. Se puede conectar a un reléde salida binaria para la conexión a relés de disparo o de protección externos. Si sepierde por completo la alimentación auxiliar, el relé de salida cae y no permite eldisparo monofásico.

WFMASTERLa señal “Espera del maestro” se utiliza en unidades de alta prioridad para retener elreenganche de la unidad de baja prioridad durante un reenganche secuencial. Consultela recomendación para disposiciones de interruptor múltiple en la figura 116.

Otras salidasLas demás salidas pueden conectarse para indicaciones, registro de perturbación,según sea necesario.



ONOFFBLKONBLOCKOFFINHIBIT

BLOCKEDSETON

INPROGRACTIVE

UNSUCCLSUCCL

CLOSECB

CBREADYCBPOSPLCLOST

1PT1

WFMASTER

RESET

START

THOLHOLD

READY

TRSOTF

SYNC

INPUTxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx

OR

OR

OUTPUTxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx

PROTECTIONxxxx-TRIP

ZCVPSOF-TRIPZMQPDIS-TRIP

SESRSYN-AUTOOK

IOM IOMSMBRREC


PERMIT1PPREP3P

F

FT

STARTHSSKIPHS

FF

TR2PTR3P

FT

WAITRSTCOUNT

FF

3PT12PT1

3PT23PT33PT43PT5

F

IEC04000135 V3 ES

Figura 114: Ejemplo de conexiones de señales de E/S en una función dereenganche trifásico

Recomendaciones de ajuste para disposiciones de interruptor múltipleEl reenganche secuencial en disposiciones de interruptor múltiple, como las deinterruptor y medio, dos interruptores y barra en anillo, se consigue asignandodiferentes prioridades a los dos interruptores de la línea. Consulte la figura 116. En ladisposición de un interruptor, el ajuste es Priority = None. En la disposición deinterruptor múltiple, el primer interruptor, el maestro, se ajusta a Priority = High ypara el otro interruptor Priority = Low.

Mientras el reenganche del maestro está en curso, se emite la señal WFMASTER. Unretardo de reposición de un segundo asegura que la señal WAIT se mantenga altadurante el tiempo de cierre del interruptor. Después de un fallo de reenganche,también se mantiene mediante la señal UNSUCCL. En la unidad esclava, la señalWAIT retiene una operación de reenganche. Cuando la señal WAIT se repone en elmomento de un reenganche satisfactorio del primer interruptor, la unidad esclava selibera para continuar la secuencia de reenganche. Un parámetro tWait ajusta un tiempomáximo de espera para la reposición de la señal WAIT. Cuando se agota el tiempo,interrumpe el ciclo de reenganche de la unidad esclava. Si fallara el reenganche del



primer interruptor, la señal de salida UNSUCCL conectada a la entrada INHIBIT dela unidad esclava interrumpe la secuencia de reenganche de esta última.

Las señales pueden conectarse cruzadas para permitir el cambio deprioridad simplemente con el ajuste de las prioridades Alta y Baja sinnecesidad de cambiar la configuración. Las entradas CBPOS paracada interruptor son importantes en las disposiciones de interruptormúltiple para asegurar que el interruptor estaba cerrado al principiodel ciclo. Si el interruptor con prioridad alta no está cerrado, laprioridad alta se traslada al interruptor con prioridad baja.

ONOFFBLKONBLOCKOFFINHIBIT

BLOCKEDSETON

INPROGRACTIVE

UNSUCCLSUCCL

CLOSECBPERMIT1P

CBREADYCBPOSPLCLOST

3PT1

WFMASTER

RESET

START1PT12PT1

TRSOTF

TR2PTR3PSYNC

INPUTxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx

OR

OR

OUTPUTxx

OR

PROTECTIONxxxx-TRIP

ZCVPSOF-TRIPZMQPDIS--TRIP

TRIP-TR2PTRIP-TR3PSESRSYN-AUTOOK

EF4PTOC-BLOCK

IOM IOMSMBRREC


xxxxxxxxxx

xxxxxxxx

STARTHS

SKIPHSF

F

THOLHOLDF

WAIT

RSTCOUNTF

F

3PT23PT33PT43PT5

FT

F

READYPREP3P TRIP-P3PTR

IEC04000136 V3 ES

Figura 115: Ejemplo de conexiones de señales de E/S en una función dereenganche monofásico, bifásico o trifásico




ACTIVE

UNSUCCL

READY

CLOSECB

3PT23PT3

WAIT

CBPOSCBREADY

TRSOTF

START

RESET

BLOCKOFF

BLKON

OFF

ON BLOCKED

SETON

INPROGR

3PT4SYNC

INHIBIT

Terminal “maestro”Prioridad = Alta

SMBRREC

CLOSECB

WAIT

Terminal “esclavo”Prioridad = Baja

CB1

CB2

WFMASTER

WFMASTER

*) Otras señales de entrada/salida como en disposiciones anteriores de un solo interruptor

PLCLOST

SUCCL

SKIPHS

STARTHS

RSTCOUNT

THOLHOLD

PERMIT1P

PREP3P

3PT12PT11PT1

3PT5

RESET

BLOCKOFF

BLKONOFF

ON

INHIBIT

PLCLOST

START

SKIPHS

STARTHS

CBPOSCBREADY

SYNC

THOLHOLD

TRSOTF

3PT23PT33PT4

PERMIT1P

PREP3P

3PT12PT11PT1

3PT5

ACTIVE

UNSUCCL

READY

BLOCKED

SETON

INPROGR

x

x

SUCCL

SMBRREC

IEC04000137 V3 ES

Figura 116: Señales de entrada y salida adicionales en la disposición deinterruptor múltiple. Las conexiones pueden hacerse para que sean"simétricas" con el fin de permitir el control de la prioridad mediantelos ajustes, Priority:High/Low



12.2.3.2 Ajustes de parámetros del reenganche automático

OperaciónEl funcionamiento de la función de reenganche automático para funcionamientomonofásico/bifásico/trifásico (SMBRREC) puede ajustarse a On y Off. El ajusteExternalCtrl permite situarlo en On o Off utilizando un conmutador externo a travésde E/S o puertos de comunicación.

NoOfShots: cantidad de intentos de reengancheEn transmisión eléctrica, lo más utilizado es un 1 intento. En la mayoría de los casos,un intento de reenganche es suficiente, ya que la mayoría de las faltas de arcosdesaparecen después del primer intento. En sistemas de potencia con muchos otrostipos de faltas provocadas por otros fenómenos, como por ejemplo el viento, puedeque se necesite una cantidad mayor de intentos.

Primer intento y programa de reengancheExisten seis opciones diferentes a la hora de seleccionar los programas de reenganche.El tipo de reenganche utilizado para diferentes clases de faltas depende de laconfiguración del sistema de potencia y de las prácticas y preferencias de los usuarios.Cuando los interruptores solamente son trifásicos, debe elegirse el reenganchetrifásico. Este suele ser el caso de las líneas de subtransmisión y distribución. Elreenganche y disparo trifásico para todos los tipos de faltas también tiene granaceptación en sistemas de potencia completamente en malla. En los sistemas detransmisión con pocos circuitos paralelos, el reenganche monofásico para faltasmonofásicas representa una opción atractiva para mantener el servicio y la estabilidaddel sistema.

Tiempos de apertura de reenganche automático, tiempos muertosTiempo de reenganche automático monofásico: Un ajuste típico es t1 1Ph = 800ms.Debido a la influencia de las fases energizadas, puede que la extinción del arco noresulte instantánea. En líneas largas con alta tensión, el uso de reactores shunt enforma de estrella con un reactor neutro, mejora la extinción del arco.

Retardo del intento 1 trifásico: para el reenganche automático de alta velocidadtrifásico (HSAR) el tiempo de apertura típico es de 400 ms. Diferentes factoreslocales, como la humedad, la sal y la polución, pueden influir en el tiempo bandamuerta necesario. Algunos usuarios aplican un reenganche automático retardado(DAR) con retardos de 10 s o más. El retardo del intento 2 de reenganche y de losposibles intentos posteriores se suele ajustar a 30 s o más. Debe comprobarse que elciclo de servicio del interruptor puede manejar el ajuste seleccionado. En algunoscasos, el ajuste puede estar restringido por la reglamentación nacional. Para múltiplesintentos, el ajuste de los intentos 2 a 5 debe ser más largo que el tiempo de ciclo deservicio del interruptor.

Extended t1 y tExtended t1: tiempo de apertura de reenganche automático extendidopara el intento 1.



Puede que el enlace de comunicación en un esquema de protección de línea de sistemapermisivo (no estricto), por ejemplo un enlace de onda portadora de línea eléctrica(PLC), no siempre esté disponible. Si se pierde, puede provocar un disparo retardadoen uno de los extremos de una línea. Existe la posibilidad de extender el tiempo deapertura de reenganche automático en ese caso, mediante el uso de una entrada aPLCLOST y los parámetros de ajuste. Ajuste típico en ese caso: Extended t1 = On ytExtended t1 = 0.8 s.

tSync: tiempo máximo de espera para la comprobación desincronizaciónLa ventana de tiempo debe coordinarse con el tiempo de operación y otros ajustes dela función de comprobación de sincronización. También debe prestarse atención a laposibilidad de una oscilación de potencia durante el reenganche después de una faltaen la línea. Un tiempo demasiado corto puede impedir un reenganche potencialmenteexitoso.

tTrip: pulso largo de disparoNormalmente, la orden de disparo y señal de reenganche automático de inicio sereponen rápidamente cuando se despeja la falta. Una orden de disparo prolongadapuede depender del fallo de un interruptor para despejar la falta. La presencia de unaseñal de disparo cuando el interruptor vuelve a cerrarse provoca un nuevo disparo.Dependiendo del ajuste Extended t1 = Off u On, un pulso de disparo/inicio mayor queel tiempo ajustado tTrip bloqueará el reenganche o ampliará el tiempo de apertura dereenganche automático. Un pulso de disparo más largo que el tiempo ajustado tTripinhibe el reenganche. Con un ajuste un poco más largo que el tiempo de apertura dereenganche automático, esta característica no afectará al reenganche. Un ajuste típicode tTrip podría ser similar al tiempo de apertura de reenganche automático.

tInhibit: retardo de reposición de inhibiciónUn ajuste típico es tInhibit = 5.0 s para garantizar la interrupción fiable y el bloqueotemporal de la función. La función se bloquea durante este tiempo después de laactivación de tinhibit.

tReclaim, Reclaim timeEl tiempo de recuperación ajusta el tiempo para reponer la función a su estadooriginal, después del cual una falta en la línea y el disparo se tratan como un casonuevo e independiente con un nuevo ciclo de reenganche. Podría considerarse un ciclode servicio nominal del interruptor de, por ejemplo, O-0,3 s CO- 3 min – CO. Sinembargo, el tiempo de recuperación de 3 minutos (180 s) no suele ser crítico, ya quelos niveles de faltas son en su mayoría inferiores al valor nominal y el riesgo de unanueva falta dentro de un periodo corto es insignificante. Un tiempo típico podría sertReclaim = 60 o 180 s según el nivel de falta y el ciclo de servicio del interruptor.

StartByCBOpenEl ajuste normal es Off. Se utiliza cuando la función se inicia mediante señales dedisparo de protecciones. Si se ajusta a On, el inicio del reenganche automático secontrola con un contacto auxiliar de interruptor.



FollowCBEl ajuste habitual es Follow CB = Off. El ajuste On puede utilizarse para el reenganchecon retardo largo con el fin de cubrir el caso en el que un interruptor se cierremanualmente durante el "tiempo de apertura de reenganche automático" antes de quela función de reenganche automático haya emitido la orden de cierre del interruptor.

tCBClosedMinUn ajuste típico es 5,0 s. Si el interruptor no se hubiera cerrado durante al menos esetiempo mínimo, no se acepta el inicio del reenganche.

CBAuxContType: tipo de contacto auxiliar del interruptorDebe ajustarse para que coincida con el contacto auxiliar del interruptor utilizado. Serecomienda un contacto NormOpen para generar una señal positiva cuando elinterruptor está en la posición de cerrado.

CBReadyType: tipo de señal conectada de interruptor preparadoLa selección depende del tipo de funcionamiento disponible para el engranaje delinterruptor. En el ajuste OCO (interruptor preparado para un ciclo de apertura-cierre-apertura), la condición se comprueba solamente en el inicio del ciclo de reenganche.La señal desaparece después del disparo, pero el interruptor todavía puede realizar lasecuencia de cierre-apertura (C-O). Para la selección de CO (interruptor preparadopara un ciclo de cierre-apertura), la condición también se comprueba después deltiempo banda muerta ajustado del reenganche automático. Esta selección esimportante, sobre todo durante el reenganche de múltiples intentos, para asegurar queel interruptor esté preparado para una secuencia C-O en el intento 2 y en los intentosposteriores. Durante el reenganche de un intento, puede utilizarse la opción OCO.Según su ciclo de servicio, el interruptor siempre debe tener energía almacenada parala operación CO después del primer disparo. (el ciclo de servicio según IEC 56 esO-0,3 s CO-3min CO).

tPulse: duración del pulso de la orden de cierre del interruptorEl pulso debe ser suficientemente largo para garantizar el funcionamiento fiable delinterruptor. Un ajuste típico puede ser tPulse=200 ms. Un ajuste de pulso más largopuede facilitar la indicación dinámica durante la realización de pruebas, por ejemplo,en el modo "Debug" (depuración) de la herramienta de configuración de aplicaciones(ACT). En los interruptores sin relés antibombeo, el ajuste CutPulse = On puedeutilizarse para evitar la operación de cierre reiterado durante el reenganche sobre falta.Por lo tanto, un nuevo inicio interrumpirá el pulso actual.

BlockByUnsucClAjuste para determinar si un fallo de intento de reenganche automático bloquea elreenganche automático. Si se utiliza, las entradas BLOCKOFF deben configurarsepara desbloquear la función después de un fallo de intento de reenganche. El ajustenormal es Off.



UnsucClByCBCheck: fallo de cierre mediante comprobación deinterruptorEl ajuste normal es NoCBCheck. El evento "fallo de reenganche automático" se decidemediante un nuevo disparo dentro del tiempo de recuperación después del últimointento de reenganche. Si se quiere obtener la señal UNSUCCL (fallo de cierre) en elcaso de que el interruptor no responda a la orden de cierre, CLOSECB, se puedeajustar UnsucClByCBCheck= CB Check y ajustar tUnsucCl a, por ejemplo, 1,0 s.

Priority y tiempo tWaitForMasterEn las aplicaciones con un solo interruptor, el ajuste es Priority = None. Durante elreenganche secuencial, la función del primer interruptor, por ejemplo cerca de labarra, se ajusta a Priority = High y el segundo interruptor se ajusta a Priority = Low.El tiempo máximo de espera, tWaitForMaster del segundo interruptor, se ajusta a unvalor mayor que el "tiempo de apertura de reenganche automático", y con un margenpara la comprobación de sincronismo en el primer interruptor. El ajuste típico estWaitForMaster=2sec.

AutoCont y tAutoContWait: continuación automática con el siguienteintento si el interruptor no se cierra dentro del tiempo ajustadoEl ajuste normal es AutoCont = Off. tAutoContWait es el periodo de tiempo queSMBRREC espera para saber si el interruptor está cerrado cuando AutoCont se ajustaa On. Normalmente, el ajuste puede ser tAutoContWait = 2 sec.

12.3 Control de aparatos APC

12.3.1 Aplicación

El control de aparatos es una función para el control y supervisión de interruptores,seccionadores y seccionadores de puesta a tierra dentro de una bahía. Se proporcionapermiso para operar después de la evaluación de las condiciones de otras funciones,como enclavamiento, comprobación de sincronismo, selección de posición deloperador y bloqueos internos o externos.

La figura 117 proporciona información general sobre los lugares desde los cuales lafunción de control de aparatos recibe órdenes. Las órdenes a un aparato puedeniniciarse en el centro de control (CC), la HMI en la estación o la HMI local en la partefrontal del IED.



HMI de la estación

GW

cc

Barra de estación

Interruptores, seccionadores seccionadores de puesta a tierra


Control de aparatos

IED

E/S

HMI local

Control de aparatos

IED

E/S

Control de aparatos

IED

E/S

HMI local

HMI local

IEC08000227 V1 ES

Figura 117: Información general sobre las funciones de control de aparatos

Características de la función de control de aparatos:

• Operación de aparatos primarios• Principio de selección-ejecución para proporcionar alta seguridad• Función de selección y reserva para evitar el funcionamiento simultáneo• Selección y supervisión de la posición del operador• Supervisión de órdenes• Bloqueo/desbloqueo del funcionamiento• Bloqueo/desbloqueo de la actualización de indicaciones de posición• Sustitución de indicaciones de posición• Cancelación de funciones de enclavamiento• Cancelación de comprobación de sincronismo• Supervisión de discordancia de polos• Contador de operaciones• Eliminación de la posición intermedia

La función de control de aparatos se lleva a cabo mediante los siguientes bloquesfuncionales:

• Controlador de conmutador SCSWI• Interruptor SXCBR• Seccionador SXSWI• Control de bahía QCBAY



• Evaluación de la posición POS_EVAL• Reserva de bahía QCRSV• Entrada de reserva RESIN• Local o remoto LOCREM• Control local o remoto LOCREMCTRL

El flujo de señal entre los bloques funcionales se muestra en la figura 118. Para llevara cabo la función de reserva, también se incluyen en la función de control de aparatoslos bloques funcionales de entrada de reserva (RESIN) y de reserva de bahía(QCRSV). A continuación, se ofrece la descripción de las aplicaciones para todasestas funciones. La función SCILO de la figura que aparece a continuación es el nodológico para el enclavamiento.

Operaciones de control pueden realizarse desde la HMI local del IED. Si eladministrador ha definido usuarios con la herramienta Usuarios de IED del PCM600,entonces el conmutador local/remoto está bajo control de autorizaciones. En casocontrario, el usuario predeterminado (de fábrica) es el SuperUser, que puede realizaroperaciones de control desde la HMI local del IED sin iniciar sesión. La posiciónpredeterminada del conmutador local/remoto está ajustada a remoto.



en05000116.vsd

SXCBRSCSWI

SCILO

SXCBRSXCBR

SCSWI

SCILO

SXSWI

-QA1

-QB1

-QB9

IEC 61850

QCBAY

IEC05000116 V1 ES

Figura 118: Flujo de señales entre los bloques funcionales de control de aparatos

Categorías de originador aceptadas para PSTOSi la autoridad acepta la orden solicitada, el valor se cambia. De lo contrario, elatributo blocked-by-switching-hierarchy se ajusta en la señal cause. Si el valor dePSTO se cambia durante una orden, entonces se aborta la orden.

Las categorías de originador aceptadas para cada valor de PSTO se muestran en laTabla 33

Tabla 33: Categorías de originador aceptadas para cada PSTO

Fuente permitida para operar Originador (orCat)

0 = Off 4,5,6

1 = Local 1,4,5,6

2 = Remoto 2,3,4,5,6

3 = Defectuoso 4,5,6

4 = No utilizado 4,5,6




5 = Todo 1,2,3,4,5,6

6 = Estación 2,4,5,6

7 = Remoto 3,4,5,6

PSTO = Todo, cuando no es prioritario entre posiciones del operador. Se permite quefuncionen todas las posiciones del operador.

De acuerdo con la norma IEC61850, el atributo orCat en la categoría del originadorse define en la Tabla 34

Tabla 34: Atributo orCat de acuerdo con IEC61850

Valor Descripción

0 no admitido

1 control de bahía

2 control de estación

3 control remoto

4 automático - bahía

5 automático - estación

6 automático - remoto

7 mantenimiento

8 proceso

12.3.1.1 Control de bahía (QCBAY)

El control de bahía (QCBAY) se utiliza para manejar la selección de la posición deloperador por cada bahía. La función autoriza operaciones desde dos tipos principalesde posiciones: remoto (por ejemplo, centro de control o HMI en la estación), local(HMI local en el IED) o ambos (local y remoto). La posición del conmutador local/remoto también puede ajustarse a Off, lo que significa que no se selecciona ningunaposición del operador, es decir, la operación no es posible de manera local ni remota.

Para la comunicación de IEC 61850-8-1, la función de control de bahía puedeajustarse para diferenciar entre órdenes con estación orCat y remoto (2 y 3). Por lotanto, la selección se realiza a través de la orden LocSta de IEC61850-8-1, edición 2.

QCBAY también proporciona funciones de bloqueo que pueden distribuirse adistintos aparatos dentro de la bahía. Existen dos alternativas de bloqueo diferentes:

• Bloqueo de la actualización de posiciones• Bloqueo de las órdenes




IEC13000016 V2 ES

Figura 119: APC: Bloque funcional remoto local

12.3.1.2 Controlador de conmutación (SCSWI)

SCSWI puede manejar un dispositivo trifásico o tres dispositivos de conmutaciónmonofásicos y accionar a ellos.

Después de la selección de un aparato y antes de la ejecución, el controlador deconmutación lleva a cabo las siguientes comprobaciones y acciones:

• Se inicia una solicitud para reservar otras bahías y así evitar accionamientossimultáneos.

• Las entradas de posición reales para la información de enclavamiento se leen yevalúan si se permite el accionamiento.

• La comprobación de sincronismoy las condiciones de sincronización se leen y secomprueban, y se produce el accionamiento si hay una respuesta positiva.

• Se evalúan las condiciones de bloqueo.• Las indicaciones de posición se evalúan de acuerdo con la orden emitida y la

dirección solicitada (abierto o cerrado).

La secuencia de órdenes se supervisa teniendo en cuenta el tiempo entre lo siguiente:



• Selección y ejecución.• Selección y hasta que se otorga la reserva.• Ejecución y la posición extrema final del aparato.• Ejecución y condiciones de cierre válidas de la comprobación de sincronismo.

Si se produce un error, se cancela la secuencia de órdenes.

Cuando hay tres conmutadores monofásicos (SXCBR) conectados a la función delcontrolador de conmutación, el controlador "combina" la posición de los tresconmutadores en la posición trifásica resultante. En el caso de discordancia de polos,es decir, si las posiciones de los conmutadores monofásicos no son iguales durante untiempo superior al ajustado, se emite una señal de error.

El controlador de conmutación no depende del tipo de dispositivo de conmutación,SXCBR o SXSWI. El controlador de conmutación representa el contenido del nodológico SCSWI (de acuerdo con IEC 61850) con funcionalidad obligatoria.

12.3.1.3 Conmutadores (SXCBR/SXSWI)

Los conmutadores son funciones utilizadas para cerrar e interrumpir un circuito de CAen condiciones normales o para interrumpir el circuito durante una falta o encondiciones de emergencia. Con esta funciones se pretende representar el nivel másbajo de un dispositivo de conmutación de potencia con capacidad de corte decortocircuito o sin ella, por ejemplo, interruptores, seccionadores, seccionadores depuesta a tierra, etc.

El objetivo de estas funciones es proporcionar el estado real de las posiciones y llevara cabo las operaciones de control, es decir, enviar todas las órdenes a los aparatosprimarios a través de tarjetas de salidas y supervisar la operación de conmutación y laposición.

Los conmutadores tienen las siguientes funcionalidades:

• Conmutador local/remoto para la aparamenta• Bloqueo/desbloqueo para la orden de apertura/cierre, respectivamente• Bloqueo/desbloqueo de la actualización de indicaciones de posición• Sustitución de indicaciones de posición• Temporizador para supervisar que el dispositivo primario se empieza a mover

después de una orden• Supervisión del tiempo permitido para la posición intermedia• Definición de duración del pulso para la orden de apertura/cierre,

respectivamente

Estas funciones se llevan a cabo con SXCBR, que representa un interruptor, y conSXSWI, que representa un seccionador, es decir, un seccionador o un seccionador depuesta a tierra.

El interruptor (SXCBR) se puede realizar como tres conmutadores monofásicos ocomo un conmutador trifásico.



El contenido de esta función se representa con las definiciones de IEC 61850 para losnodos lógicos de interruptor (SXCBR) y de seccionador (SXSWI), con funcionalidadobligatoria.

12.3.1.4 Función de reserva (QCRSV y RESIN)

El objetivo de la función de reserva consiste principalmente en transferir informaciónde enclavamiento entre los IED de manera segura y evitar el funcionamiento doble enuna bahía, parte de la aparamenta o en toda la subestación.

Para la evaluación del enclavamiento en una subestación, puede requerirseinformación procedente de la misma bahía o de muchas otras bahías sobre la posiciónde dispositivos de conmutación, como por ejemplo interruptores, seccionadores yseccionadores de puesta a tierra . Cuando se necesita información de otras bahías, estase intercambia sobre la barra de la estación entre los IED distribuidos. El problema quesurge, incluso a alta velocidad de comunicación, es un lapso de tiempo durante el cualla información sobre la posición de los dispositivos de conmutación es incierta. Lafunción de enclavamiento utiliza esta información para la evaluación, por lo que lascondiciones de enclavamiento también son inciertas.

Para asegurarse de que la información de enclavamiento sea correcta durante laoperación, dentro de los IED se encuentra disponible un método único de reserva. Coneste método de reserva, la bahía que desea la reserva envía una petición de reserva aotras bahías y espera una señal de reserva otorgada de las demás bahías. Acontinuación, las indicaciones de posición real de estas bahías se transfieren sobre labarra de la estación para ser evaluadas en el IED. Después de la evaluación, laoperación se puede realizar con alta seguridad.

Esta funcionalidad se lleva a cabo a través de la barra de la estación mediante losbloques funcionales QCRSV y RESIN. En la figura 120 se muestra el principio deaplicación.

El bloque funcional QCRSV se ocupa de la reserva. Envía la solicitud de reserva aotras bahías o la confirmación si la bahía ha recibido una solicitud de otra bahía.

El otro bloque funcional, RESIN, recibe la información de reserva de otras bahías. Lacantidad de instancias es igual a la cantidad de bahías implicadas (hay disponibleshasta 60 instancias). Las señales recibidas son o una solicitud de reserva de otra bahíao la confirmación de cada bahía de que ha recibido una solicitud de esta bahía.También debe recibirse la información de transmisión válida a través de la barra de laestación.



e n 0 5 0 0 0 1 1 7 .v s d

IE DIE D

D e s d e o tro S C S W I e n

la b a h íaH a c ia o tro

S C S W I e n la b a h ía

3

B u s d e e s ta c ió n

. . .

. . .

. . .

3

R E S IN

E X C H _ O U TE X C H _ IN

R E S IN

E X C H _ O U TE X C H _ IN

..

S C S W I

R E S _ R QR E S _ G R T

R E S _ D A T A

Q C R S V

R E S _ R Q 1

R E S _ R Q 8

R E S _ G R T 1

R E S _ G R T 8

..

2

IEC05000117 V2 ES

Figura 120: Principios de aplicación para la reserva a través de la barra de laestación

La reserva también se puede llevar a cabo con cableado externo, de acuerdo con elejemplo de aplicación de la figura 121. Esta solución utiliza relés auxiliares externosy entradas y salidas binarias adicionales en cada IED, aunque no utiliza los bloquesfuncionales QCRSV y RESIN.

SCSWI

SELECTED

RES_EXT

+

IED

BI BO

IED

BI BO

OROtro SCSWI en la bahía

en05000118.vsd

IEC05000118 V2 ES

Figura 121: Principios de aplicación para la reserva con cableado externo

La solución de la figura 121 también puede realizarse sobre la barra de la estación, deacuerdo con el ejemplo de aplicación de la figura 122. Las soluciones de la figura 121y figura 122 no ofrecen una seguridad tan elevada como la solución de la figura 120,aunque ofrecen mayor disponibilidad ya que no se requiere ninguna confirmación.



SCSWI

SELECTED

RES_EXT

IEDIED

OROtro SCWI en

la bahía

Barra de estación

. . .

SPGAPCIN

RESGRANT

IntlReceive

. . .

. . .

RESGRANT

IntlReceive


IEC05000178 V3 ES

Figura 122: Principio de aplicación para una solución de reserva alternativa

12.3.2 Interacción entre módulos

Una bahía típica con función de control de aparatos consiste en una combinación denodos lógicos o funciones que se describen a continuación:

• El controlador de conmutador (SCSWI) inicia todas las operaciones para unaparato. Es la interfaz de órdenes del aparato. Incluye la información de laposición además del control de la posición.

• El interruptor (SXCBR) es la interfaz del proceso del interruptor para la funciónde control de aparatos.

• El seccionador (SXSWI) es la interfaz del proceso del seccionador o delseccionador de puesta a tierra para la función de control de aparatos.

• El control de bahía (QCBAY) cumple las funciones a nivel de bahía para losaparatos, como por ejemplo la selección de posición del operador y los bloqueospara toda la bahía.

• La reserva (QCRSV) se ocupa de la función de reserva.• La lógica de disparo de protección (SMPPTRC) conecta las salidas de "disparo"

de una o más funciones de protección a un "disparo" común que se transmite aSXCBR.

• El reenganche automático (SMBRREC) consta de las características para cerrarautomáticamente un interruptor disparado en relación con varias condicionesconfigurables.

• El enclavamiento de nodo lógico (SCILO) proporciona a SCSWI informaciónsobre si la operación está permitida debido a la topología de la aparamenta. Lascondiciones de enclavamiento se evalúan con una lógica separada y se conectana SCILO .

• La comprobación de sincronismo, comprobación de energización ysincronización (SESRSYN) calcula y compara la diferencia del fasor de tensiónde ambos lados de un interruptor abierto con condiciones de conmutación



predefinidas (comprobación de sincronismo). También se incluye el caso en queun lado está muerta (comprobación de energización).

• La función de control automático de procesos genérico, GAPC, maneja órdenesgenéricas del operador al sistema.

La descripción general de la interacción entre estas funciones se muestra en la figura123 siguiente.


SXCBR

(Interruptor)

Bloque funcional de

enclavamiento (No una LN)

SCSWI

(Control de conmutación)

QCBAY

(Control de bahía)

SMBRREC

(Reenganche automático)

E/S

Disparo

Cerrar rel.

Solic. reserva

Arr

anque A

R

Cerrar CB

Posición

Reserv. otorgada

Selección lugar

operador

SCSWI

(control de conmutación)

SXSWI

(Seccionador)

Orden de apertura

Orden de cierre

Posición

SESRSYN(Comprobación de sincronismo y

sincronizador)

SCILO

SCILO

Comprobación de sincronismo

OK

QCRSV

(Reserva) Solic. reserva

Reserv. otorgada

GAPC

(Control de proceso

automático genérico) Abrir/cerrar

Abrir/cerrar

Habilitar cierre

Habilitarapertura

Abrir rel.

Cerrar rel.Abrir rel.

SMPPTRC(Lógica de disparo)

Posición

Enable

Habili

tar

ape

rtura

Enable

Habili

tar

cie

rre

Pos. de

otras b

ahí

as

E/S

Orden de apertura

Orden de cierre

(Enclavamiento)

(Enclavamiento)

Sincronización en curso

IEC05000120 V2 ES

Figura 123: Ejemplo general de la interacción entre las funciones en una bahíatípica




Los parámetros de ajuste para la función de control de aparatos se ajustan a través dela HMI local o del PCM600.

12.3.3.1 Control de bahía (QCBAY)

Si el parámetro AllPSTOValid se ajustara a No priority, todos los originadores, localeso remotos, se aceptan sin establecer ninguna prioridad.

Si el parámetro RemoteIncStation se ajusta a Yes, se aceptan las órdenes de los clientesde IEC61850-8-1 a nivel de estación y remoto, cuando la función QCBAY seencuentra en Remoto. Si se ajusta a No, la orden LocSta controla la posición deloperador que se acepta cuando QCBAY está en Remoto. Si LocSta fuera True, solo seaceptan las órdenes del nivel de estación; de lo contrario, solo se aceptan las órdenesdel nivel remoto.

El parámetro RemoteIncStation solo tiene efecto en la comunicaciónde IEC61850-8-1. Además, al utilizar la comunicación de IEC61850,edición 1, el parámetro debe ajustarse a Yes, ya que la orden LocSta nose define en IEC61850-8-1, edición 1.

12.3.3.2 Controlador de conmutador (SCSWI)

El parámetro CtlModel especifica el tipo de modelo de control de acuerdo con IEC61850. Para el control de interruptores, seccionadores y seccionadores de puesta atierra, el modelo de control se ajusta de forma predeterminada a SBO Enh (seleccionarantes de operar) con seguridad mejorada.

Cuando el funcionamiento debe realizarse en una etapa y no se desea lamonitorización del resultado de la orden, se utiliza el modelo de control directo conseguridad estándar.

El control con seguridad mejorada incluye supervisión adicional del valor de estadodel objeto de control, por lo que cada secuencia de órdenes debe ser terminada por unaorden de terminación.

El parámetro PosDependent autoriza la operación en función de la posición indicada,es decir, con el ajuste Always permitted la operación siempre está permitida,independientemente del valor de la posición. En Not perm at 00/11 no se permite elfuncionamiento si la posición está en estado erróneo o en estado intermedio.

tSelect es el tiempo máximo permitido entre las señales de las órdenes de selección yejecución, es decir, el tiempo que el operador tiene para ejecutar la orden después dela selección del objeto que se accionará. Una vez transcurrido el tiempo, la señal desalida seleccionada se ajusta a FALSE y se emite un código de causa.



El parámetro de tiempo tResResponse es el tiempo permitido entre la solicitud dereserva y la respuesta de reserva otorgada desde todas las bahías involucradas en lafunción de reserva. Una vez transcurrido el tiempo, se repone la función de control yse emite un código de causa.

tSynchrocheck es el tiempo permitido para que la función de comprobación desincronismo cumpla las condiciones de cierre. Cuando ha expirado el tiempo, lafunción intenta iniciar la función de sincronización. Si tSynchrocheck se ajusta a 0, nose realiza ninguna comprobación de sincronismo antes de iniciar la función desincronización.

El temporizador tSynchronizing supervisa que la señal de sincronización en curso seobtiene en SCSWI después del inicio de la función de sincronización. La señal deinicio para la sincronización se establece si no se cumplen las condiciones de lacomprobación de sincronismo. Una vez transcurrido el tiempo, se repone la funciónde control y se emite un código de causa. Si no se incluye ninguna función desincronización, el tiempo se ajusta a 0, lo que significa que no se inicia la función desincronización, y cuando haya transcurrido tSynchrocheck, la función de control serepone y se emite un código de causa.

tExecutionFB es el tiempo máximo entre la señal de orden de ejecución y lafinalización de la orden. Una vez transcurrido el tiempo, se repone la función decontrol y se emite un código de causa.

tPoleDiscord es el tiempo permitido para la discrepancia entre polos durante elcontrol de tres interruptores monofásicos. Si se produce una discrepancia, se activauna señal de salida que se utilizará para el disparo o alarma, y durante una orden, lafunción de control se repone y se emite un código de causa.

Cuando SuppressMidPos se ajusta a On, suprime la posición intermedia durante eltiempo tIntermediate de los conmutadores conectados.

El parámetro InterlockCheck decide si la comprobación del enclavamiento deberealizarse en selección y operación, fase Sel y Op, o solo en operación, fase Op.

12.3.3.3 Conmutador (SXCBR/SXSWI)

tStartMove es el tiempo de supervisión para que el aparato se empiece a moverdespués de la ejecución de una orden. Una vez transcurrido el tiempo, se repone lafunción del conmutador y se emite un código de causa.

Durante el tiempo tIntermediate, la indicación de posición puede estar en un estadointermedio (00). Una vez transcurrido el tiempo, se repone la función del conmutadory se emite un código de causa. La indicación de la posición intermedia en SCSWI sesuprime durante este periodo de tiempo en el que la posición cambia de abierto acerrado o viceversa si el parámetro SuppressMidPos se ajusta a On en la funciónSCSWI.

Si el parámetro AdaptivePulse se ajusta a Adaptive, el pulso de la salida de orden serepone cuando se alcanza una nueva posición final correcta. Si el parámetro se ajusta a



Not adaptive el pulso de la salida de orden permanece activo hasta que el temporizadortOpenPulsetClosePulse haya transcurrido.

tOpenPulse es la longitud del pulso de salida para una orden de apertura. SiAdaptivePulse se ajusta a Adaptive, será la longitud máxima del pulso de salida parauna orden de apertura. La longitud predeterminada se ajusta a 200 ms para uninterruptor (SXCBR) y a 500 ms para un seccionador (SXSWI).

tClosePulse es la longitud del pulso de salida para una orden de cierre. SiAdaptivePulse se ajusta a Adaptive, será la longitud máxima del pulso de salida parauna orden de apertura. La longitud predeterminada se ajusta a 200 ms para uninterruptor (SXCBR) y a 500 ms para un seccionador (SXSWI).

12.3.3.4 Reserva de bahía (QCRSV)

El temporizador tCancelRes define el tiempo de supervisión para cancelar la reserva,cuando no se puede hacer mediante la solicitud de la bahía debido, por ejemplo, a unfallo de la comunicación.

Cuando el parámetro ParamRequestx (x=1-8) está ajustado a Only own bay res. porseparado para cada aparato (x) en la bahía, solamente se reserva la propia bahía, esdecir, la salida para la solicitud de reserva de otras bahías (RES_BAYS) no se activacuando se selecciona el aparato x.

12.3.3.5 Entrada de reserva (RESIN)

Con el parámetro FutureUse ajustado a Bay future use la función puede manejarbahías que aún no se han instalado en el sistema SA.

12.4 Conmutador giratorio lógico para selección defunciones y presentación de la LHMI SLGAPC




Conmutador giratorio lógico paraselección de funcionesy presentación de la LHMI

SLGAPC - -

12.4.2 Aplicación

La función de conmutador giratorio lógico para selección de funciones y presentaciónde la LHMI (SLGAPC) (o bloque funcional de conmutador selector, como también se



conoce) se utiliza para obtener una funcionalidad de conmutador selector similar a laproporcionada por un conmutador selector multiposición de hardware. Las compañíaseléctricas utilizan ampliamente los conmutadores selectores de hardware para tenerdistintas funciones que actúen con valores ajustados previamente. Sin embargo, losconmutadores de hardware requieren mantenimiento regular, reducen la fiabilidad delsistema y amplían el volumen de compras. Los conmutadores selectores virtualeseliminan todos estos problemas.

El bloque funcional SLGAPC tiene dos entradas operativas (UP y DOWN), unaentrada de bloqueo (BLOCK) y una entrada de posición del operador (PSTO).

SLGAPC puede activarse desde la HMI local y desde fuentes externas(conmutadores), a través de las entradas binarias del IED. También permite elfuncionamiento remoto (como por ejemplo desde el ordenador de la estación).SWPOSN es una salida de valor entero que proporciona el número de salida real.Puesto que la cantidad de posiciones del conmutador puede establecerse medianteajustes (consulte más abajo), debe tener cuidado al coordinar los ajustes con laconfiguración (si la cantidad de posiciones se ajusta a x, por ejemplo, solo estarándisponibles las primeras salidas x del bloque en la configuración). Además, lafrecuencia de los pulsos (UP o DOWN) debe ser más baja que el ajuste tPulse.

Desde la HMI local, el conmutador selector puede accionarse desde el diagramaunifilar (SLD).


Los ajustes siguientes se encuentran disponibles para la función de conmutadorgiratorio lógico para selección de funciones y presentación de la LHMI (SLGAPC):

Operation: Ajusta el funcionamiento de la función a On o Off.

NrPos: Ajusta la cantidad de posiciones en el conmutador (32 como máximo).

OutType: Steady o Pulsed.

tPulse: En el caso de una salida de pulsos, proporciona la longitud del pulso (ensegundos).

tDelay: El retardo entre el frente positivo de la señal de activación UP o DOWN y laactivación de la salida.

StopAtExtremes: Ajusta el comportamiento del conmutador en las posicionesextremas. Si se ajusta a Disabled, cuando se presiona UP en la primera posición, elconmutador salta a la última posición; cuando se presiona DOWN en la últimaposición, el conmutador salta a la primera posición. Cuando se ajusta a Enabled, no sepermite ningún salto.



12.5 Miniconmutador selector VSGAPC




Miniconmutador selector VSGAPC - -

12.5.2 Aplicación

La función de miniconmutador selector (VSGAPC) es una función multipropósitoutilizada en la herramienta de configuración del PCM600 para diversas aplicaciones,como por ejemplo un conmutador de propósito general. VSGAPC puede utilizarsepara adquirir la posición de un conmutador externo (a través de las entradas IPOS1 eIPOS2) y representarla a través de los símbolos del diagrama unifilar (o utilizarla enla configuración a través de las salidas POS1 y POS2), y también como una funciónde órdenes (controlada con la entrada PSTO),que emite órdenes de conmutación através de las salidas CMDPOS12 y CMDPOS21.

La salida POSITION es una salida de número entero que muestra la posición realcomo un número entero de 0 a 3.

En la figura 124 se muestra un ejemplo en el que VSGAPC está configurada paraconmutar el reenganche automático a on–off desde un símbolo de botón en la HMIlocal. Los botones I y O en la HMI local se utilizan para operaciones del tipo on–offdel interruptor.


PSTO

CMDPOS12

IPOS1

NAM_POS1NAM_POS2

IPOS2

CMDPOS21OFFON

VSGAPC

SMBRRECONOFF

SETON

INTONE

INVERTERINPUT OUT

IEC07000112 V3 EN

Figura 124: Control de reenganche automático desde la HMI local a través deminiconmutador selector

VSGAPC también se suministra con comunicación IEC 61850, de modo que tambiénpuede controlarse desde el sistema SA.




La función de miniconmutador selector (VSGAPC) puede generar órdenes continuaso de pulsos (mediante el ajuste del parámetro Mode). Cuando se generan órdenes depulsos, la longitud del pulso puede ajustarse utilizando el parámetro tPulse. Además,al ser accesible en el diagrama unifilar (SLD), este bloque funcional tiene dos modosde control (ajustables a través de CtlModel): Dir Norm y SBO Enh.

12.6 Función de comunicación genérica para indicaciónde doble punto DPGAPC




Función de comunicación genérica paraindicación de doble punto

DPGAPC - -

12.6.2 Aplicación

El bloqueo de la función DPGAPC se utiliza para combinar tres señales lógicas deentrada en una indicación de posición de dos bits y publicar la indicación de posiciónen otros sistemas, equipos o funciones de la subestación. Las tres entradas sedenominan OPEN, CLOSE y VALID. DPGAPC se utiliza como un bloqueo indicadorde posición en las lógicas de enclavamiento de toda la estación.

Las entradas OPEN y CLOSE se ajustan a un bit cada una en la indicación de posiciónde dos bits, POSITION. Si OPEN y CLOSE se establecieran al mismo tiempo, lacalidad de la salida se ajusta como no válida. La calidad de la salida también se ajustaa no válida si no se estableciera la entrada VALID.


La función no tiene ningún parámetro disponible en la HMI local ni en el PCM600.

12.7 Control genérico de 8 señales de un solo puntoSPC8GAPC






Control genérico de 8 señales de un solopunto

SPC8GAPC - -

12.7.2 Aplicación

El bloque funcional de control genérico de 8 señales de un solo punto (SPC8GAPC),es un grupo de 8 órdenes de un solo punto diseñado para recibir órdenes de REMOTE(SCADA) en las partes de la configuración lógica que no necesitan bloquesfuncionales complicados que tengan la capacidad de recibir órdenes (por ejemplo,SCSWI). De este modo, se pueden enviar órdenes simples directamente a las salidasdel IED, sin confirmación. Se supone que la confirmación (estado) del resultado de lasórdenes se obtiene por otros medios, como entradas binarias y bloques funcionalesSPGGIO.

PSTO es el selector universal de posición del operador para todas lasfunciones de control. Incluso si PSTO puede configurarse parapermitir las posiciones de operador LOCAL o ALL, la única posiciónfuncional utilizable con el bloque funcional SPC8GAPC esREMOTE.


Los parámetros para la función de control genérico de 8 señales de un solo punto(SPC8GAPC) se ajustan a través de la HMI o del PCM600.

Operation: ajusta el funcionamiento de la función a On/Off.

Hay dos ajustes para cada salida de orden (8 en total):

Latchedx: determina si la señal de orden para la salida x es Latched o Pulsed.

tPulsex: si Latchedx se ajusta a Pulsed, entonces tPulsex ajusta la longitud del pulso(en segundos).

12.8 Bits de automatización, función de mando paraDNP3.0 AUTOBITS






Bits de automatización, función deorden para DNP3 AUTOBITS - -

12.8.2 Aplicación

Bits de automatización, función de órdenes para DNP3 (AUTOBITS) se utiliza dentrodel PCM600 para entrar en la configuración de las órdenes procedentes del protocoloDNP3.0.La función AUTOBITS cumple el mismo papel que las funcionesGOOSEBINRCV (para IEC 61850) y MULTICMDRCV (para LON).El bloquefuncional AUTOBITS tiene 32 salidas individuales que se pueden asignar como unpunto de salida binaria en DNP3. Un "Objeto 12" en DNP3 acciona la salida. Esteobjeto contiene parámetros para código de control, conteo, tiempo de actividad ytiempo de inactividad. Para accionar un punto de salida AUTOBITS, envíe un códigode control de enclavamiento activado, enclavamiento desactivado, pulso activado,pulso desactivado, disparo o cierre. Los parámetros restantes se consideranadecuados. Por ejemplo, pulso activado, tiempo de actividad=100, tiempo deinactividad=300, conteo=5 proporciona 5 pulsos positivos de 100 ms, con unaseparación de 300 ms.

Para obtener una descripción de la implementación del protocolo DNP3, consulte elmanual de comunicaciones.


El bloque funcional AUTOBITS tiene un ajuste (Operation: On/Off) para activar odesactivar la función. Estos nombres se visualizan en la herramienta deadministración de comunicaciones DNP3 en el PCM600.

12.9 Orden simple, 16 señales SINGLECMD




Orden simple, 16 señales SINGLECMD - -



12.9.2 Aplicación

La orden simple, 16 señales (SINGLECMD), es una función común y se incluyesiempre en el IED.

Los IED pueden estar provistos de una función para recibir órdenes desde un sistemade automatización de subestaciones o desde la HMI local. Ese bloque funcional derecepción tiene salidas que se pueden utilizar, por ejemplo, para controlar aparatos dealta tensión en los patios de maniobras. Para funciones de control local, también sepuede utilizar la HMI local. Junto con los circuitos de lógica de configuración, elusuario puede regular pulsos o señales de salida estables con fines de control dentrodel IED o mediante salidas binarias.

La figura 125 muestra un ejemplo de aplicación de cómo el usuario puede conectarSINGLECMD a través del circuito de lógica de configuración para controlar unaparato de alta tensión. Este tipo de orden de control, por lo general, se lleva a caboenviando un pulso a las salidas binarias del IED. La figura 125 muestra unfuncionamiento cerrado. Se realiza un funcionamiento de interruptor abierto de unaforma similar pero sin la condición de comprobación de sincronismo.

Función de

orden simple

SINGLECMD

CMDOUTy

OUTy

Cerrar

Interruptor 1

&Condiciones

definidas por

el usuario

Compro-

bación de

sincronismo

Circuitos de lógica de configuración

en04000206.vsd

IEC04000206 V2 ES

Figura 125: Ejemplo de aplicación que muestra un diagrama de lógica para elcontrol de un interruptor a través de circuitos de lógica deconfiguración

La figura 126 y la figura 127 muestran otras formas de controlar las funciones, lascuales requieren señales On/Off estables. Aquí, se utiliza la salida para controlarfunciones incorporadas o dispositivos externos.



Función de orden simple

SINGLECMD

CMDOUTy

OUTy

Función n

en04000207.vsd

Función n

IEC04000207 V2 ES

Figura 126: Ejemplo de aplicación que muestra un diagrama de lógica para elcontrol de funciones incorporadas

Función de

orden simple

SINGLESMD

CMDOUTy

OUTy

Dispositivo 1

Condiciones

definidas por

el usuario

Circuitos de lógica

de configuración

en04000208.vsd

&

IEC04000208 V2 ES

Figura 127: Ejemplo de aplicación que muestra un diagrama de lógica para elcontrol de dispositivos externos a través de circuitos de lógica deconfiguración


Los parámetros para la orden simple, 16 señales (SINGLECMD), se ajustan a travésde la HMI local o el PCM600.



Los parámetros para ajustar son MODE, que es común para todo el bloque, yCMDOUTy, que incluye el nombre definido por el usuario para cada señal de salida.La entrada MODE ajusta las salidas para que sean del tipo Off, Continuo o Pulsado.

• Off ajusta todas las salidas a 0, independientemente de los valores enviados desdeel nivel de estación, es decir, la estación del operador o una pasarela a controlremoto.

• Steady ajusta las salidas a una señal estable 0 o 1, dependiendo de los valoresenviados desde el nivel de estación.

• Pulse da un pulso con 100 ms de duración, si un valor enviado desde el nivel deestación se cambia de 0 a 1. Eso significa que la lógica configurada conectada albloque funcional de órdenes no puede tener un ciclo más largo que el tiempo deciclo para el bloque funcional de órdenes.

12.10 Enclavamiento

El principal propósito del enclavamiento de la aparamenta es el siguiente:

• Evitar una operación peligrosa o dañina de la aparamenta• Reforzar las restricciones al funcionamiento de la subestación por otros motivos,

como por ejemplo, la configuración de carga. Algunos ejemplos incluyen limitarla cantidad de transformadores en paralelo a un máximo de dos o garantizar quela energización sea siempre desde un lado, por ejemplo, del lado de alta tensiónde un transformador.

En esta sección, solo se trata el primer punto y solamente con restricciones provocadaspor dispositivos de conmutación distintos del que debe controlarse. Eso significa queel enclavamiento del conmutador, debido a alarmas del dispositivo, no se incluye enesta sección.

Los seccionadores y seccionadores de puesta a tierra tienen una capacidad deconmutación limitada. Por lo tanto, los seccionadores solo pueden operar:

• Con corriente básicamente cero. El circuito está abierto en un lado y tiene pocaextensión. La corriente capacitiva es pequeña (por ejemplo, < 5 A) y no se permiteel uso de transformadores de potencia con corriente de magnetización.

• Para conectar o desconectar un circuito paralelo que conduce la corriente decarga. Por lo tanto, la tensión de conmutación que cruza los contactos abiertos esprácticamente cero, gracias al circuito paralelo (por ejemplo, < 1% de la tensiónnominal). No se admite la disposición de transformadores de potencia enparalelo.

Los seccionadores de puesta a tierra pueden conectar y desconectar la puesta a tierrade puntos aislados. Debido al acoplamiento inductivo o capacitivo, puede existir algode tensión (por ejemplo, < 40% de la tensión nominal) antes de la puesta a tierra y algode corriente (por ejemplo, < 100 A) después de la puesta a tierra de una línea.



Por lo general, los interruptores no se enclavan. El cierre solo se enclava conseccionadores en funcionamiento en la misma bahía y la apertura del acoplamiento debarras se enclava durante una transferencia de barra.

Las posiciones de todos los dispositivos de conmutación en una bahía y de algunasotras bahías determinan las condiciones para el enclavamiento de operaciones. Por logeneral, las condiciones de otras estaciones no están disponibles. Por lo tanto, unseccionador de puesta a tierra de línea no se suele enclavar por completo. El operadordebe estar seguro de que la línea no está energizada desde el otro lado antes de cerrarel seccionador de puesta a tierra. Como alternativa, se puede utilizar una indicación detensión para el enclavamiento. Evite una condición de habilitación peligrosa ante lapérdida de la tensión secundaria de un TT, por ejemplo, debido a un fusible quemado.

Las posiciones del seccionador utilizadas por la lógica de enclavamiento deoperaciones se obtienen a través de contactos auxiliares o sensores de posición. Paracada posición extrema (abierto o cerrado), se necesita una indicación de True, lo queforma una indicación doble. La función de control de aparatos comprueba suconsistencia de manera continua. Si ninguna de las condiciones es alta (1 o TRUE), esposible que el conmutador esté en una posición intermedia, por ejemplo, enmovimiento. Este estado dinámico puede continuar durante algún tiempo, que en elcaso de los seccionadores puede ser de hasta 10 segundos. Si ambas indicaciones semantienen bajas durante un periodo más prolongado, la indicación de posición seinterpreta como desconocida. Si ambas indicaciones se mantienen altas, algo está mal,y el estado vuelve a tratarse como desconocida.

En ambos casos, se emite una alarma al operador. Las indicaciones de los sensores deposición deben comprobarse entre sí y las faltas del sistema deben indicarse medianteuna señal de falta. En la lógica de enclavamiento, las señales se utilizan para evitarcondiciones peligrosas de habilitación o liberación. Cuando el estado de undispositivo de conmutación no puede determinarse, no se permite su funcionamiento.

Para los conmutadores con un engranaje de funcionamiento individual por cada fase,la evaluación debe considerar posibles discrepancias de fases. Esto se realiza con laayuda de una función AND en las tres fases de cada aparato para las indicaciones deestado abierto y cerrado. Las discrepancias de fases provocan un estado de indicacióndoble desconocido.

12.10.1 Directrices de configuración

En las secciones siguientes, se describe cómo se puede realizar el enclavamiento paracierta configuración de la aparamenta en el IED mediante el uso de módulos deenclavamiento estándar y sus interconexiones. También se describen los ajustes deconfiguración. Las entradas para las condiciones específicas de la configuración defábrica (Qx_EXy) se ajustan a 1 = TRUE si no se utilizan, excepto en los siguientescasos:

• QB9_EX2 y QB9_EX4 en módulos BH_LINE_A y BH_LINE_B• QA1_EX3 en módulo AB_TRAFO



cuando se ajustan a 0 = FALSE.

12.10.2 Enclavamiento para una bahía de línea ABC_LINE

12.10.2.1 Aplicación

La función de enclavamiento para bahía de línea (ABC_LINE) se utiliza para unalínea conectada a una disposición de barra doble con barra de transferencia, deacuerdo con la figura 128. La función también puede utilizarse para una disposiciónde barra doble sin barra de transferencia o para una disposición de barra simple conbarra de transferencia o sin ella.

QB1 QB2QC1

QA1

QC2

QB9QC9

WA1 (A)

WA2 (B)

WA7 (C)

QB7

en04000478.vsdIEC04000478 V1 EN

Figura 128: Disposición de la aparamenta ABC_LINE

A continuación, se describen las señales procedentes de otras bahías conectadas almódulo ABC_LINE .

12.10.2.2 Señales procedentes de la barra de desvío

Para obtener las señales:

Señal BB7_D_OP Todos los seccionadores de línea en la barra de desvío WA7, excepto en la propia

bahía, están abiertos.

VP_BB7_D Los estados de conmutación de los seccionadores en la barra de desvío WA7 sonválidos.

EXDU_BPB Ningún error de transmisión desde ninguna bahía que contenga seccionadores en labarra de desvío WA7.



Se necesitan las siguientes señales procedentes de cada bahía de línea (ABC_LINE),excepto las de la propia bahía:

Señal QB7OPTR Q7 está abierto

VPQB7TR El estado de conmutación de QB7 es válido.

EXDU_BPB Ningún error de transmisión desde la bahía que contiene la información anterior.

Para la bahía n, las siguientes condiciones son válidas:

IEC04000477 V1 ES

Figura 129: Señales procedentes de la barra de desvío en la bahía de línea n

12.10.2.3 Señales procedentes de un acoplamiento de barras

Si la barra está dividida en secciones por seccionadores, la conexión entre barra ybarra puede existir a través del seccionador de seccionamiento y el acoplamiento debarras dentro de la otra sección de barra.

Sección 1 Sección 2

A1A2_DC(BS)B1B2_DC(BS)

ABC_LINE ABC_BCABC_LINE ABC_BC

(WA1)A1

(WA2)B1

(WA7)C C

B2

A2


IEC04000479 V1 ES

Figura 130: Barras divididas por seccionadores de seccionamiento(interruptores)




Señal BC_12_CL Existe una conexión de acoplamiento entre las barras WA1 y WA2.

BC_17_OP Ninguna conexión de acoplamiento entre las barras WA1 y WA7.

BC_17_CL Existe una conexión de acoplamiento entre las barras WA1 y WA7.

BC_27_OP Ninguna conexión de acoplamiento entre las barras WA2 y WA7.

BC_27_CL Existe una conexión de acoplamiento entre las barras WA2 y WA7.

VP_BC_12 El estado de conmutación de BC_12 es válido.



EXDU_BC Ningún error de transmisión desde ninguna bahía de acoplamiento de barras (BC).

Se necesitan las siguientes señales procedentes de cada bahía de acoplamiento debarras (ABC_BC):

Señal BC12CLTR Existe una conexión de acoplamiento a través del propio acoplamiento de barras

entre las barras WA1 y WA2.

BC17OPTR Ninguna conexión de acoplamiento a través del propio acoplamiento de barras entrelas barras WA1 y WA7.

BC17CLTR Existe una conexión de acoplamiento a través del propio acoplamiento de barrasentre las barras WA1 y WA7.

BC27OPTR Ninguna conexión de acoplamiento a través del propio acoplamiento de barras entrelas barras WA2 y WA7.

BC27CLTR Existe una conexión de acoplamiento a través del propio acoplamiento de barrasentre las barras WA2 y WA7.

VPBC12TR El estado de conmutación de BC_12 es válido.



EXDU_BC Ningún error de transmisión desde la bahía que contiene la información anterior.

También se necesitan las siguientes señales procedentes de cada bahía del seccionador(A1A2_DC). Para B1B2_DC, se utilizan las señales correspondientes desde la barraB. El mismo tipo de módulo (A1A2_DC) se utiliza para diferentes barras, es decir,para los seccionadores de seccionamiento A1A2_DC y B1B2_DC.

Señal DCOPTR El seccionador de seccionamiento está abierto.

DCCLTR El seccionador de seccionamiento está cerrado.

VPDCTR El estado de conmutación del seccionador de seccionamiento DC es válido.

EXDU_DC Ningún error de transmisión desde la bahía que contiene la información anterior.



Si la barra está dividida por interruptores de seccionamiento, deben utilizarse lasseñales procedentes de la bahía del acoplamiento de barras (A1A2_BS), en lugar delas procedentes de la bahía del seccionador de seccionamiento (A1A2_DC). ParaB1B2_BS, se utilizan las señales correspondientes procedentes de la barra B. Elmismo tipo de módulo (A1A2_BS) se utiliza para diferentes barras, es decir, para losinterruptores de seccionamiento A1A2_BS y B1B2_BS.

Señal S1S2OPTR Ninguna conexión de acoplamiento de barras entre las secciones de barra 1 y 2.

S1S2CLTR Existe una conexión de acoplamiento de barras entre las secciones de barra 1 y 2.

VPS1S2TR El estado de conmutación del acoplamiento de barras BS es válido.

EXDU_BS Ningún error de transmisión desde la bahía que contiene la información anterior.

Para una bahía de línea en la sección 1, las siguientes condiciones son válidas:



IEC04000480 V1 ES

Figura 131: Señales a una bahía de línea en la sección 1 procedentes de lasbahías de acoplamiento de barras en cada sección

Para una bahía de línea en la sección 2, las mismas condiciones anteriores son válidasal cambiar la sección 1 por la sección 2, y viceversa.

12.10.2.4 Ajuste de configuración

Si no hay ninguna barra de desvío y, por lo tanto, ningún seccionador QB7, elenclavamiento para QB7 no se utiliza. Los estados de QB7, QC71, BB7_D, BC_17,BC_27 se ajustan a abierto mediante el ajuste de las entradas adecuadas del módulo,



tal y como se describe a continuación. En el diagrama del bloque funcional, 0 y 1 sedesignan 0 = FALSE y 1 = TRUE:

• QB7_OP = 1• QB7_CL = 0

• QC71_OP = 1• QC71_CL = 0

• BB7_D_OP = 1

• BC_17_OP = 1• BC_17_CL = 0• BC_27_OP = 1• BC_27_CL = 0

• EXDU_BPB = 1

• VP_BB7_D = 1• VP_BC_17 = 1• VP_BC_27 = 1

Si no hay una segunda barra WA2 y, por lo tanto, ningún seccionador QB2, elenclavamiento para QB2 no se utiliza. Los estados de QB2, QC21, BC_12, BC_27 seajustan a abierto mediante el ajuste de las entradas adecuadas del módulo, tal y comose describe a continuación. En el diagrama del bloque funcional, 0 y 1 se designan 0= FALSE y 1 = TRUE:

• QB2_OP = 1• QB2_CL = 0

• QC21_OP = 1• QC21_CL = 0

• BC_12_CL = 0• BC_27_OP = 1• BC_27_CL = 0

• VP_BC_12 = 1

12.10.3 Enclavamiento para una bahía de acoplamiento de barrasABC_BC




La función de enclavamiento para bahía del acoplador de barras (ABC_BC), se utilizapara una bahía del acoplador de barras conectada a una disposición de barra doble, deacuerdo con la figura 132. La función también puede utilizarse para una disposiciónde barra simple con barra de transferencia o para una disposición de barra doble sinbarra de transferencia.

QB1 QB2

QC1

QA1

WA1 (A)

WA2 (B)

WA7 (C)

QB7QB20

QC2

en04000514.vsdIEC04000514 V1 EN

Figura 132: Disposición de la aparamenta ABC_BC


A continuación, se describen las señales procedentes de las demás bahías conectadasal módulo de acoplamiento de barras ABC_BC.

12.10.3.3 Señales procedentes de todas las líneas


Señal BBTR_OP No hay ninguna transferencia de barra en curso que afecte a este acoplamiento de

barras.

VP_BBTR El estado de conmutación es válido para todos los aparatos involucrados en latransferencia de barra.

EXDU_12 Ningún error de transmisión desde ninguna bahía conectada a las barras WA1/WA2.

Se necesitan las siguientes señales procedentes de cada bahía de línea (ABC_LINE),cada bahía del transformador (AB_TRAFO) y cada bahía de acoplamiento de barras(ABC_BC), excepto las de la propia bahía de acoplamiento de barras:



Señal QQB12OPTR QB1 o QB2 o ambos están abiertos.

VPQB12TR Los estados de conmutación de QB1 y QB2 son válidos.

EXDU_12 Ningún error de transmisión desde la bahía que contiene la información anterior.

Para la bahía de acoplamiento de barras n, las siguientes condiciones son válidas:

QB12OPTR (bahía 1)QB12OPTR (bahía 2)

. . .

. . .QB12OPTR (bahía n-1)

& BBTR_OP

VPQB12TR (bahía 1)VPQB12TR (bahía 2)

. . .

. . .VPQB12TR (bahía n-1)

& VP_BBTR

EXDU_12 (bahía 1)EXDU_12 (bahía 2)

. . .

. . .EXDU_12 (bahía n-1)

& EXDU_12


IEC04000481 V1 ES

Figura 133: Señales procedentes de cualquier bahía en la bahía deacoplamiento de barras n

Si la barra está dividida en secciones por seccionadores, las señales BBTR estánconectadas en paralelo, si ambos seccionadores de seccionamiento están cerrados. Porlo tanto, para la lógica básica específica del proyecto para BBTR, agregue esta lógica:



ABC_LINE

ABC_BC

ABC_LINE ABC_BC

(WA1)A1

(WA2)B1

(WA7)C C

B2

A2


AB_TRAFO

IEC04000482 V1 ES


Se necesitan las siguientes señales procedentes de cada bahía del seccionador(A1A2_DC). Para B1B2_DC, se utilizan las señales correspondientes desde la barraB. El mismo tipo de módulo (A1A2_DC) se utiliza para diferentes barras, es decir,para los seccionadores de seccionamiento A1A2_DC y B1B2_DC.






Si la barra está dividida por interruptores de seccionamiento, deben utilizarse lasseñales procedentes de la bahía de acoplamiento de barras (A1A2_BS), en lugar de lasprocedentes de la bahía del seccionador de seccionamiento (A1A2_DC). ParaB1B2_BS, se utilizan las señales correspondientes procedentes de la barra B. Elmismo tipo de módulo (A1A2_BS) se utiliza para diferentes barras, es decir, para losinterruptores de seccionamiento A1A2_BS y B1B2_BS.




Para una bahía de acoplamiento de barras en la sección 1, son válidas las siguientescondiciones:

IEC04000483 V1 ES

Figura 135: Señales a una bahía de acoplamiento de barras en la sección 1procedentes de cualquier bahía en cada sección

Para una bahía de acoplamiento de barras en la sección 2, son válidas las mismascondiciones anteriores cambiando la sección 1 por la sección 2, y viceversa.


Si la barra está dividida en secciones por seccionadores, las señales BC_12procedentes del acoplamiento de barras de la otra sección de barra deben transmitirseal propio acoplamiento de barras si ambos seccionadores están cerrados.





ABC_BCABC_BC

(WA1)A1

(WA2)B1

(WA7)C C

B2

A2


IEC04000484 V1 ES



Señal BC_12_CL Existe otra conexión de acoplamiento entre las barras WA1 y WA2.


EXDU_BC Ningún error de transmisión desde ninguna bahía de acoplamiento de barras (BC).

Se necesitan las siguientes señales procedentes de cada bahía de acoplamiento debarras (ABC_BC), excepto las de la propia bahía:

Señal BC12CLTR Existe una conexión de acoplamiento a través del propio acoplamiento de barras

entre las barras WA1 y WA2.




Señal DCCLTR El seccionador de seccionamiento está cerrado.



Si la barra está dividida por interruptores de seccionamiento, deben utilizarse lasseñales procedentes de la bahía del acoplamiento de barras (A1A2_BS), en lugar delas procedentes de la bahía del seccionador de seccionamiento (A1A2_DC). ParaB1B2_BS, se utilizan las señales correspondientes procedentes de la barra B. Elmismo tipo de módulo (A1A2_BS) se utiliza para diferentes barras, es decir, para losinterruptores de seccionamiento A1A2_BS y B1B2_BS.



Señal S1S2CLTR Existe una conexión del acoplamiento de barras entre las secciones de barra 1 y 2.



Para una bahía de acoplamiento de barras en la sección 1, son válidas las siguientescondiciones:

IEC04000485 V1 ES

Figura 137: Señales a una bahía de acoplamiento de barras en la sección 1procedentes de una bahía de acoplamiento de barras en otrasección

Para una bahía de acoplamiento de barras en la sección 2, son válidas las mismascondiciones anteriores cambiando la sección 1 por la sección 2, y viceversa.


Si no existe ninguna barra de desvío y, por lo tanto, ningún seccionador QB2 y QB7,entonces no se utiliza el enclavamiento para QB2 y QB7. Los estados de QB2, QB7,QC71 se ajustan a abierto mediante el ajuste de las entradas adecuadas del módulo, taly como se describe a continuación. En el diagrama del bloque funcional, 0 y 1 sedesignan 0 = FALSE y 1 = TRUE:

• QB2_OP = 1• QB2_CL = 0

• QB7_OP = 1• QB7_CL = 0

• QC71_OP = 1• QC71_CL = 0

Si no existe una segunda barra B y, por lo tanto, ningún seccionador QB2 y QB20,entonces no se utiliza el enclavamiento para QB2 y QB20. Los estados de QB2, QB20,



QC21, BC_12, BBTR se ajustan a abierto mediante el ajuste de las entradas adecuadasdel módulo, tal y como se describe a continuación. En el diagrama del bloquefuncional, 0 y 1 se designan 0 = FALSE y 1 = TRUE:

• QB2_OP = 1• QB2_CL = 0

• QB20_OP = 1• QB20_CL = 0

• QC21_OP = 1• QC21_CL = 0

• BC_12_CL = 0• VP_BC_12 = 1

• BBTR_OP = 1• VP_BBTR = 1

12.10.4 Enclavamiento para una bahía de transformadorAB_TRAFO


La función de enclavamiento para bahía de transformador (AB_TRAFO) se utilizapara una bahía de transformador conectada a una disposición de barra doble deacuerdo con la figura 138. La función se utiliza cuando no hay ningún seccionadorentre el interruptor y el transformador. De lo contrario, puede utilizarse la función deenclavamiento para bahía de línea (ABC_LINE). Esta función también puedeutilizarse en disposiciones de una barra.



QB1 QB2QC1

QA1

QC2

WA1 (A)

WA2 (B)

QA2

QC3

T

QC4

QB4QB3

QA2 y QC4 no se uti lizan en este enclavamiento

AB_TRAFO

en04000515.vsd

IEC04000515 V1 ES

Figura 138: Disposición de la aparamenta AB_TRAFO

A continuación, se describen las señales procedentes de otras bahías conectadas almódulo AB_TRAFO.


Si la barra está dividida en secciones por seccionadores de seccionamiento, laconexión entre barra y barra puede existir a través del seccionador de seccionamientoy el acoplamiento de barras dentro de la otra sección de barra.



AB_TRAFO ABC_BCAB_TRAFO ABC_BC

(WA1)A1

(WA2)B1

(WA7)C C

B2

A2


IEC04000487 V1 ES




La lógica específica del proyecto para las señales de entrada que afectan alacoplamiento de barras es igual a la lógica específica para la bahía de línea(ABC_LINE):

Señal BC_12_CL Existe una conexión de acoplamiento entre las barras WA1 y WA2.


EXDU_BC Ningún error de transmisión de la bahía de acoplamiento de barras (BC).

La lógica es idéntica a la configuración de barra doble “Señales procedentes delacoplamiento de barras”.


Si no hay una segunda barra B y, por lo tanto, ningún seccionador QB2, elenclavamiento para QB2 no se utiliza. Los estados de QB2, QC21, BC_12 se ajustana abierto mediante el ajuste de las entradas adecuadas del módulo, tal como se describea continuación. En el diagrama del bloque funcional, 0 y 1 se designan 0 = FALSE y1 = TRUE:

• QB2_OP = 1• QB2QB2_CL = 0

• QC21_OP = 1• QC21_CL = 0

• BC_12_CL = 0• VP_BC_12 = 1

Si no hay una segunda barra B al otro lado del transformador y, por lo tanto, ningúnseccionador QB4, entonces el estado de QB4 se ajusta a abierto mediante el ajuste delas entradas adecuadas del módulo, tal y como se describe a continuación:

• QB4_OP = 1• QB4_CL = 0

12.10.5 Enclavamiento para un interruptor de seccionamientoA1A2_BS


La función de enclavamiento para interruptor de seccionamiento (A1A2_BS) seutiliza para un interruptor de seccionamiento entre las secciones 1 y 2, de acuerdo con



la figura 140. La función puede utilizarse para diferentes barras, lo que incluye uninterruptor de seccionamiento.

QA1

WA1 (A1)

QB2

QC4

QB1

QC3

WA2 (A2)

en04000516.vsd

QC2QC1

A1A2_BS

IEC04000516 V1 EN

Figura 140: Disposición de la aparamenta A1A2_BS

A continuación, se describen las señales procedentes de otras bahías conectadas almódulo A1A2_BS.

12.10.5.2 Señales procedentes de todas las líneas

Si la barra está dividida en secciones por interruptores de seccionamiento y ambosinterruptores están cerrados, la apertura del interruptor debe bloquearse si existe unaconexión de acoplamiento entre las barras en un lado de la sección y si en el otro ladode la sección hay una transferencia de barra en curso:


A1A2_BSB1B2_BS

ABC_LINE

ABC_BC

ABC_LINE

ABC_BC

(WA1)A1

(WA2)B1

(WA7)C C

B2

A2


AB_TRAFOAB_TRAFO

IEC04000489 V1 ES

Figura 141: Barras divididas por interruptores de seccionamiento


Señal BBTR_OP No hay ninguna transferencia de barra en curso que afecte a esta sección.

VP_BBTR El estado de conmutación de BBTR es válido.

EXDU_12 Ningún error de transmisión desde ninguna bahía conectada a las barras 1(A) y 2(B).



Se necesitan las siguientes señales procedentes de cada bahía de línea (ABC_LINE),cada bahía de transformador (AB_TRAFO) y cada bahía de acoplamiento de barras(ABC_BC):

Señal QB12OPTR QB1 o QB2 o ambos están abiertos.

VPQB12TR Los estados de conmutación de QB1 y QB2 son válidos.

EXDU_12 Ningún error de transmisión desde la bahía que contiene la información anterior.

Se necesitan las siguientes señales procedentes de cada bahía de acoplamiento debarras (ABC_BC):

Señal BC12OPTR Ninguna conexión de acoplamiento a través del propio acoplamiento de barras entre

las barras WA1 y WA2.



Se necesitan las siguientes señales procedentes de la bahía del interruptor deseccionamiento (A1A2_BS, B1B2_BS).




Para un interruptor de seccionamiento entre las secciones A1 y A2, son válidas lassiguientes condiciones:



S1S2OPTR (B1B2)BC12OPTR (secc.1)

QB12OPTR (bahía 1/secc.2)

QB12OPTR (bahía n/secc.2)

S1S2OPTR (B1B2)BC12OPTR (secc.2)


VPQB12TR (bahía 1/secc.2)

BBTR_OP

VP_BBTR

EXDU_12


>1

&

>1

&

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

VPS1S2TR (B1B2)VPBC12TR (secc.1)


VPQB12TR (bahía n/secc.1)

. . .

. . .

VPBC12TR (secc.2)VPQB12TR (bahía 1/secc.1)


. . .

. . .

&

EXDU_12 (bahía 1/secc.2)

EXDU_12 (bahía n /secc.2)

EXDU_12(bahía 1/secc.1)


EXDU_BS (B1B2)EXDU_BC (secc.1)

EXDU_BC (secc.2)

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000490 V1 ES

Figura 142: Señales procedentes de cualquier bahía para un interruptor deseccionamiento entre las secciones A1 y A2

Para un interruptor de seccionamiento entre las secciones B1 y B2, son válidas lassiguientes condiciones:



S1S2OPTR (A1A2)BC12OPTR (secc.1)



S1S2OPTR (A1A2)BC12OPTR (secc.2)



BBTR_OP

VP_BBTR

EXDU_12


>1

&

>1

&

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

VPS1S2TR (A1A2)VPBC12TR (secc.1)



. . .

. . .

VPBC12TR (secc.2)VPQB12TR (bahía 1/secc.1)


. . .

. . .

&




EXDU_12 (bahía n/secc.1)

EXDU_BS (A1A2)EXDU_BC (secc.1)

EXDU_BC (secc.2)

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000491 V1 ES

Figura 143: Señales procedentes de cualquier bahía para un interruptor deseccionamiento entre las secciones B1 y B2


Si no hay ninguna otra barra a través de los bucles de barras posibles, entonces elenclavamiento para el interruptor QA1 abierto no se utiliza o el estado para BBTR seajusta a abierto. Es decir, no hay ninguna transferencia de barra en progreso en estasección:

• BBTR_OP = 1• VP_BBTR = 1



12.10.6 Enclavamiento para un seccionador de seccionamientoA1A2_DC


La función de enclavamiento para seccionador de barras (A1A2_DC) se utiliza paraun seccionador de seccionamiento entre las secciones 1 y 2, de acuerdo con la figura144. La función A1A2_DC puede utilizarse para diferentes barras, que incluye unseccionador de barras.

WA1 (A1) WA2 (A2)

QB

QC1 QC2

A1A2_DC en04000492.vsd

IEC04000492 V1 EN

Figura 144: Disposición de la aparamenta A1A2_DC

A continuación, se describen las señales procedentes de otras bahías conectadas almódulo A1A2_DC.

12.10.6.2 Señales en una disposición de un interruptor

Si la barra está dividida por seccionadores de seccionamiento, la condición Ningúnotro seccionador conectado a la sección de barra debe hacerse mediante una lógicaespecífica del proyecto.

El mismo tipo de módulo (A1A2_DC) se utiliza para diferentes barras, es decir, paralos seccionadores de seccionamiento A1A2_DC y B1B2_DC. Sin embargo, paraB1B2_DC, se utilizan las señales correspondientes procedentes de la barra B.



ABC_LINEABC_BC

ABC_LINE

(WA1)A1

(WA2)B1

(WA7)C C

B3

A3


AB_TRAFOAB_TRAFO

A2

B2

IEC04000493 V1 ES





Señal S1DC_OP Todos los seccionadores en la sección 1 están abiertos.

S2DC_OP Todos los seccionadores en la sección 2 están abiertos.

VPS1_DC El estado de conmutación de los seccionadores en la sección 1 es válido.


EXDU_BB Ningún error de transmisión desde ninguna bahía que contiene la informaciónanterior.


Señal QB1OPTR QB1 está abierto.

QB2OPTR QB2 está abierto (AB_TRAFO, ABC_LINE).

QB220OTR QB2 y QB20 están abiertos (ABC_BC).



VQB220TR Los estados de conmutación de QB2 y QB20 son válidos.

EXDU_BB Ningún error de transmisión desde la bahía que contiene la información anterior.

Si hubiera un seccionador de seccionamiento adicional, debe utilizarse la señalprocedente de la bahía del seccionador de seccionamiento (A1A2_DC):




Si hubiera un interruptor de seccionamiento adicional en lugar de un seccionador deseccionamiento adicional, deben utilizarse las señales procedentes de la bahía delinterruptor de seccionamiento (A1A2_BS) en lugar de las señales de la bahía delseccionador de seccionamiento (A1A2_DC):


QB2OPTR QB2 está abierto.



EXDU_BS Ningún error de transmisión desde la bahía BS (bahía de acoplamiento de barras) quecontiene la información anterior.



Para un seccionador de seccionamiento, son válidas las siguientes condiciones de lasección A1:

QB1OPTR (bahía 1/secc.A1)S1DC_OP

VPS1_DC

EXDU_BB


&

&

&

QB1OPTR (bahía n/secc.A1)

. . .

. . .

. . .

VPQB1TR (bahía 1/secc.A1)

VPQB1TR (bahía n/secc.A1)

EXDU_BB (bahía 1/secc.A1)

EXDU_BB (bahía n/secc.A1)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000494 V1 ES

Figura 146: Señales procedentes de cualquier bahía en la sección A1 hacia unseccionador de seccionamiento



VPS2_DC

EXDU_BB



. . .

. . .

. . .


VPQB1TR (bahía n/secc.A2)VPDCTR (A2/A3)


. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (A2/A3)


EXDU_DC (A2/A3)

IEC04000495 V1 ES

Figura 147: Señales procedentes de cualquier bahía en la sección A2 hacia unseccionador de seccionamiento

Para un seccionador de seccionamiento, son válidas las siguientes condiciones de lasección B1:



QB2OPTR (QB220OTR)(bahía 1/secc.B1)S1DC_OP

VPS1_DC

EXDU_BB


QB2OPTR (QB220OTR)(bahía n/secc.B1)

. . .

. . .

. . .

VPQB2TR (VQB220TR)(bahía 1/secc.B1)

VPQB2TR (VQB220TR)(bahía n/secc.B1)

EXDU_BB (bahía 1/secc.B1)

EXDU_BB (bahía n/secc.B1)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

IEC04000496 V1 ES

Figura 148: Señales procedentes de cualquier bahía en la sección B1 hacia unseccionador de seccionamiento


QB2OPTR (QB220OTR)(bahía 1/secc.B2) S2DC_OP

VPS2_DC

EXDU_BB


QB2OPTR (QB220OTR)(bahía n/secc.B2)

. . .

. . .

. . .

VPQB2TR(VQB220TR) (bahía 1/secc.B2)

VPQB2TR(VQB220TR) (bahía n/secc.B2)VPDCTR (B2/B3)


. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (B2/B3)


EXDU_DC (B2/B3)

IEC04000497 V1 ES

Figura 149: Señales procedentes de cualquier bahía en la sección B2 hacia unseccionador de seccionamiento

12.10.6.3 Señales en una disposición de dos interruptores

Si la barra está dividida por seccionadores de seccionamiento, la condición para labahía del seccionador de barras ningún otro seccionador conectado a la sección debarra debe hacerse mediante una lógica específica del proyecto.






DB_BUS DB_BUSDB_BUS DB_BUS

(WA1)A1

(WA2)B1 B2

A2


IEC04000498 V1 ES





VPS1_DC El estado de conmutación de todos los seccionadores en la sección 1 es válido.

VPS2_DC El estado de conmutación de todos los seccionadores en la sección 2 es válido.

EXDU_BB Ningún error de transmisión de la bahía de dos interruptores (DB) que contiene lainformación anterior.

Se necesitan las siguientes señales procedentes de cada bahía de dos interruptores(DB_BUS):





EXDU_DB Ningún error de transmisión desde la bahía que contiene la información anterior.

La lógica es idéntica a la configuración de barra doble en “Señales en la disposiciónde un interruptor”.





VPS1_DC

EXDU_BB


&

&

&


. . .

. . .

. . .



EXDU_DB (bahía 1/secc.A1)

EXDU_DB (bahía n/secc.A1)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000499 V1 ES

Figura 151: Señales procedentes de bahías de dos interruptores en la secciónA1 hacia un seccionador de seccionamiento



VPS2_DC

EXDU_BB


&

&

&


. . .

. . .

. . .



EXDU_DB (bahía 1/secc.A2)

EXDU_DB (bahía n/secc.A2)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000500 V1 ES

Figura 152: Señales procedentes de bahías de dos interruptores en la secciónA2 hacia un seccionador de seccionamiento




QB2OPTR (bahía 1/secc.B1)S1DC_OP

VPS1_DC

EXDU_BB


&

&

&

QB2OPTR (bahía n/secc.B1)

. . .

. . .

. . .

VPQB2TR (bahía 1/secc.B1)

VPQB2TR (bahía n/secc.B1)

EXDU_DB (bahía 1/secc.B1)

EXDU_DB (bahía n/secc.B1)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000501 V1 ES

Figura 153: Señales procedentes de bahías de dos interruptores en la secciónB1 hacia un seccionador de seccionamiento


QB2OPTR (bahía 1/secc.B2)S2DC_OP

VPS2_DC

EXDU_BB


&

&

&

QB2OPTR (bahía n/secc.B2)

. . .

. . .

. . .

VPQB2TR (bahía 1/secc.B2)

VPQB2TR (bahía n/secc.B2)



. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000502 V1 ES

Figura 154: Señales procedentes de bahías de dos interruptores en la secciónB2 hacia un seccionador de seccionamiento

12.10.6.4 Señales en disposición de interruptor y medio

Si la barra está dividida por seccionadores de seccionamiento, la condición para labahía del seccionador de barras ningún otro seccionador conectado a la sección debarra debe hacerse mediante una lógica específica del proyecto.






BH_LINE

(WA1)A1

(WA2)B1 B2

A2


BH_LINE BH_LINE BH_LINE

IEC04000503 V1 ES


La lógica específica del proyecto es la misma que para la configuración de dosinterruptores.





EXDU_BB Ningún error de transmisión del interruptor y medio (BH) que contiene la informaciónanterior.

12.10.7 Enclavamiento para un seccionador de puesta a tierra debarras BB_ES


La función de enclavamiento para seccionador de puesta a tierra de barras (BB_ES) seutiliza para un seccionador de puesta a tierra de barras en cualquier parte de la barra,de acuerdo con la figura 156.

QC

en04000504.vsd

IEC04000504 V1 EN

Figura 156: Disposición de la aparamenta BB_ES

A continuación, se describen las señales procedentes de otras bahías conectadas almódulo BB_ES.



12.10.7.2 Señales en una disposición de un interruptor

El seccionador de puesta a tierra de barras solo puede funcionar si todos losseccionadores de la sección de barra están abiertos.



AB_TRAFO ABC_LINEBB_ES

ABC_LINE

(WA1)A1

(WA2)B1

(WA7)C C

B2

A2


BB_ESABC_BC

IEC04000505 V1 ES



Señal BB_DC_OP Todos los seccionadores en esta parte de la barra están abiertos.

VP_BB_DC El estado de conmutación de todos los seccionadores en esta parte de la barra esválido.

EXDU_BB Ningún error de transmisión de ninguna bahía que contenga la información anterior.



QB2OPTR QB2 está abierto (AB_TRAFO, ABC_LINE)

QB220OTR QB2 y QB20 están abiertos (ABC_BC)




VQB220TR El estado de conmutación de QB2 y QB20 es válido.


EXDU_BB Ningún error de transmisión desde la bahía que contiene la información anterior.







Si no hay ningún seccionador de seccionamiento, las señales DCOPTR, VPDCTR yEXDU_DC se ajustan a 1 (TRUE).

Si la barra está dividida por interruptores de seccionamiento, deben utilizarse lasseñales procedentes de la bahía de acoplamiento de barras (A1A2_BS), en lugar de lasprocedentes de la bahía del seccionador de seccionamiento (A1A2_DC). ParaB1B2_BS, se utilizan las señales correspondientes procedentes de la barra B. Elmismo tipo de módulo (A1A2_BS) se utiliza para diferentes barras, es decir, para losinterruptores de seccionamiento A1A2_BS y B1B2_BS.





EXDU_BS Ningún error de transmisión desde la bahía BS (bahía de acoplamiento de barras) quecontiene la información anterior.

Para un seccionador de puesta a tierra de barras, son válidas las siguientes condicionesde la sección A1:

QB1OPTR (bahía 1/secc.A1)BB_DC_OP

VP_BB_DC

EXDU_BB



. . .

. . .

. . .




. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (A1/A2)


EXDU_DC (A1/A2)

IEC04000506 V1 ES

Figura 158: Señales procedentes de cualquier bahía en la sección A1 hacia unseccionador de puesta a tierra de barras en la misma sección



Para un seccionador de puesta a tierra de barras, son válidas las siguientes condicionesde la sección A2:

QB1OPTR (bahía 1/secc.A2)BB_DC_OP

VP_BB_DC

EXDU_BB



. . .

. . .

. . .




. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (A1/A2)


EXDU_DC (A1/A2)

IEC04000507 V1 ES

Figura 159: Señales procedentes de cualquier bahía en la sección A2 hacia unseccionador de puesta a tierra de barras en la misma sección

Para un seccionador de puesta a tierra de barras, son válidas las siguientes condicionesde la sección B1:

QB2OPTR(QB220OTR) (bahía 1/sección B1)BB_DC_OP

VP_BB_DC

EXDU_BB


QB2OPTR (QB220OTR) (bahía n/sección B1)

. . .

. . .

. . .

VPQB2TR(VQB220TR) (bahía 1/sección B1)

VPQB2TR(VQB220TR) (bahía n/sección B1)VPDCTR (B1/B2)

EXDU_BB (bahía n/sección B1)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (B1/B2)

EXDU_BB (bahía 1/sección B1)

EXDU_DC (B1/B2)

IEC04000508 V1 ES

Figura 160: Señales procedentes de cualquier bahía en la sección B1 hacia unseccionador de puesta a tierra de barras en la misma sección

Para un seccionador de puesta a tierra de barras, son válidas las siguientes condicionesde la sección B2:



QB2OPTR(QB220OTR) (bahía 1/secc.B2)BB_DC_OP

VP_BB_DC

EXDU_BB


QB2OPTR(QB220OTR) (bahía n/secc.B2)

. . .

. . .

. . .

VPQB2TR(VQB220TR) (bahía 1/secc.B2)

VPQB2TR(VQB220TR) (bahía n/secc.B2)VPDCTR (B1/B2)


. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (B1/B2)


EXDU_DC (B1/B2)

IEC04000509 V1 ES

Figura 161: Señales procedentes de cualquier bahía en la sección B2 hacia unseccionador de puesta a tierra de barras en la misma sección

Para un seccionador de puesta a tierra de barras en la barra de desvío C, son válidas lassiguientes condiciones:

QB7OPTR (bahía 1)BB_DC_OP

VP_BB_DC

EXDU_BB


&

&

&

QB7OPTR (bahía n)

. . .

. . .

. . .

VPQB7TR (bahía 1)

VPQB7TR (bahía n)

EXDU_BB (bahía 1)

EXDU_BB (bahía n)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000510 V1 ES

Figura 162: Señales procedentes de la barra de desvío hacia el seccionador depuesta a tierra de barras

12.10.7.3 Señales en una disposición de dos interruptores





A1A2_DC(BS)B1B2_DC(BS) BB_ESBB_ES

DB_BUS

(WA1)A1

(WA2)B1 B2

A2


DB_BUS

IEC04000511 V1 ES



Señal BB_DC_OP Todos los seccionadores de esta parte de la barra están abiertos.



Se necesitan las siguientes señales procedentes de cada bahía de dos interruptores(DB_BUS):





EXDU_DB Ningún error de transmisión desde la bahía que contiene la información anterior.





La lógica es idéntica a la configuración de barra doble descrita en la sección “Señalesen la disposición de un interruptor”.



12.10.7.4 Señales en disposición de interruptor y medio



A1A2_DC(BS)B1B2_DC(BS) BB_ESBB_ES

BH_LINE

(WA1)A1

(WA2)B1 B2

A2


BH_LINE

IEC04000512 V1 ES


La lógica específica del proyecto es la misma que para la configuración de barra dobledescrita en la sección “Señales en la disposición de un interruptor”.

Señal BB_DC_OP Todos los seccionadores en esta parte de la barra están abiertos.



12.10.8 Enclavamiento para una bahía de doble interruptor DB


Las funciones de enclavamiento para bahía de dos interruptores de barra doble,incluyendo DB_BUS_A, DB_BUS_B y DB_LINE, se utilizan para una líneaconectada a una disposición de barra doble de acuerdo con la figura 165.



WA1 (A)

WA2 (B)

QB1QC1

QA1

QC2

QC9

QB61

QB9

QB2QC4

QA2

QC5

QC3

QB62

DB_BUS_B

DB_LINE

DB_BUS_A

en04000518.vsdIEC04000518 V1 EN

Figura 165: Disposición de la aparamenta de dos interruptores

Se definen tres tipos de módulos de enclavamiento por bahía con dos interruptores.DB_BUS_A maneja el interruptor QA1 que se conecta a la barra WA1 y losseccionadores y seccionadores de puesta a tierra de esta sección. DB_BUS_B manejael interruptor QA2 que se conecta a la barra WA2 y los seccionadores y seccionadoresde puesta a tierra de esta sección.

Para una bahía de dos interruptores, deben utilizarse los módulos DB_BUS_A,DB_LINE y DB_BUS_B.


Para una aplicación sin QB9 y QC9, ajuste las entradas adecuadas al estado abierto yomita las salidas. En el diagrama del bloque funcional, 0 y 1 se designan 0 = FALSEy 1 = TRUE:

• QB9_OP = 1• QB9_CL = 0

• QC9_OP = 1• QC9_CL = 0

Si en este caso se agrega la supervisión de la tensión de línea, entonces en lugar deajustar QB9 al estado abierto, especifique el estado de la supervisión de la tensión:



• QB9_OP = VOLT_OFF• QB9_CL = VOLT_ON

Si no hay supervisión de la tensión, entonces ajuste las entradas correspondientes dela siguiente manera:

• VOLT_OFF = 1• VOLT_ON = 0

12.10.9 Enclavamiento para un diámetro de interruptor y medio BH


Las funciones de enclavamiento para diámetro de interruptor y medio(BH_CONN,BH_LINE_A, BH_LINE_B) se utilizan para líneas conectadas a un diámetro deinterruptor y medio de acuerdo con la figura 166.

WA1 (A)

WA2 (B)

QB1QC1

QA1

QC2

QC9

QB6

QB9

QB2QC1

QA1

QC2

QC3

QB6

QC3

QB62QB61 QA1

QC1 QC2QC9

QB9

BH_LINE_A BH_LINE_B

BH_CONNen04000513.vsd

IEC04000513 V1 EN

Figura 166: Disposición de la aparamenta de interruptor y medio

Se definen tres tipos de módulos de enclavamiento por diámetro. BH_LINE_A yBH_LINE_B son las conexiones de una línea a una barra. BH_CONN es la conexión



entre las dos líneas del diámetro en la disposición de aparamenta de interruptor ymedio.

Para una disposición de interruptor y medio, deben utilizarse los módulosBH_LINE_A, BH_CONN y BH_LINE_B.


Para una aplicación sin QB9 y QC9, ajuste las entradas adecuadas al estado abierto yomita las salidas. En el diagrama del bloque funcional, 0 y 1 se designan 0 = FALSEy 1 = TRUE:

• QB9_OP = 1• QB9_CL = 0

• QC9_OP = 1• QC9_CL = 0

Si en este caso se agrega la supervisión de la tensión de línea, entonces en lugar deajustar QB9 al estado abierto, especifique el estado de la supervisión de la tensión:

• QB9_OP = VOLT_OFF• QB9_CL = VOLT_ON

Si no hay supervisión de la tensión, entonces ajuste las entradas correspondientes dela siguiente manera:

• VOLT_OFF = 1• VOLT_ON = 0

12.10.10 Comunicación horizontal a través de GOOSE para elenclavamiento de GOOSEINTLKRCV

Tabla 35: GOOSEINTLKRCV Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónOperation Off

On- - Off Operación Off/On



Sección 13 Lógica

13.1 Lógica de matriz de disparo TMAGAPC




Lógica de matriz de disparo TMAGAPC - -

13.1.2 Aplicación

La función de lógica de matriz de disparo TMAGAPC se utiliza para dirigir señales dedisparo y otras señales lógicas de salida a distintos contactos de salida en el IED.

La función de lógica de matriz de disparo tiene 3 señales de salida y estas salidas sepueden conectar a las salidas de disparo físicas en función de las necesidadesespecíficas de la aplicación para salida de pulso ajustable o salida continua.


Operación: Funcionamiento de la función On/Off.

PulseTime: Define el tiempo de pulso cuando se encuentra en modo Pulsed. Cuandose utiliza para el disparo directo de los interruptores, el retardo del pulso debe ajustarsea aproximadamente 0,150 segundos a fin de obtener una duración mínimasatisfactoria del pulso de disparo a las bobinas de disparo de los interruptores.

OnDelay: se utiliza para evitar que se produzcan señales de salida a partir de entradasparásitas. Por lo general, se ajusta a 0 o a un valor bajo.

OffDelay: Define un retardo de la reposición de las salidas después de que ya no secumplan las condiciones de activación. Solo se utiliza en modo Steady. Cuando seutiliza para el disparo directo de interruptores, el tiempo de retardo de caída debeajustarse en 0,150 segundos como mínimo a fin de obtener una duración mínimasatisfactoria del pulso de disparo a las bobinas de disparo de los interruptores.

ModeOutputx: Define si la señal de salida OUTPUTx (donde x=1-3) es Steady oPulsed.

1MRK 505 302-UES - Sección 13Lógica


13.2 Lógica para alarma de grupo ALMCALH




Lógica para alarma de grupo ALMCALH - -

13.2.2 Aplicación

La función lógica de alarma de grupo ALMCALH se utiliza para encaminar señalesde alarma a diferentes LED y/o contactos de salida en el IED.

La señal de salida de ALMCALH y las salidas físicas permiten que el usuario adaptela señal de alarma a las salidas físicas de disparo según las necesidades específicas dela aplicación.


Operation: On o Off

13.3 Lógica para alarma de grupo WRNCALH




Lógica para advertencia de grupo WRNCALH - -


La función lógica de advertencia de grupo WRNCALH se utiliza para encaminarseñales de advertencia a diferentes LED y/o contactos de salida en el IED.

La señal de salida WARNING de WRNCALH y las salidas físicas permiten que elusuario adapte la señal de advertencia a las salidas físicas de disparo según lasnecesidades específicas de la aplicación.

13.3.1.2 Directrices para ajustes

OperationOn u Off

Sección 13 1MRK 505 302-UES -Lógica


13.4 Lógica para indicación de grupo INDCALH




Lógica para indicación de grupo INDCALH - -


La función lógica de indicación de grupo INDCALH se utiliza para encaminar señalesde indicación a diferentes LED y/o contactos de salida en el IED.

La señal de salida de INDCALH IND y las salidas físicas permiten que el usuarioadapte la señal de indicación a las salidas físicas según las necesidades específicas dela aplicación.


Operation: On o Off

13.5 Bloques lógicos configurables

13.5.1 Aplicación

Se dispone de un conjunto de bloques lógicos estándar, como AND, OR, etc., ytemporizadores para adaptar la configuración del IED a las necesidades específicas delas aplicaciones. También se dispone de bloques lógicos que, además de la funciónlógica normal, tienen la capacidad de propagar la marca de hora y calidad. Esosbloques lógicos tienen una designación que incluye las letras QT, como ANDQT,ORQT, etc.

No hay ajustes para las puertas AND, las puertas OR, los inversores ni las puertasXOR , ni tampoco para las puertas ANDQT, las puertas ORQT ni las puertasXORQT.

Para los temporizadores de pulso y de retardo On/Off normales, los retardos y laslongitudes de los pulsos se ajustan desde la HMI local o a través de la herramientaPST.

Los dos temporizadores en el mismo bloque lógico (con retardo de activación y conretardo de desconexión) siempre tienen un valor de ajuste en común.



Para puertas controlables, temporizadores ajustables y circuitos biestables de ajuste yreposición (SR) con memoria, se puede acceder a los parámetros de ajuste a través dela HMI local o la herramienta PST.


La lógica se configura mediante la herramienta de configuración ACT en el PCM600.

La ejecución de las funciones como la definen los bloques lógicos configurables serealiza según una secuencia fija con diferentes tiempos de ciclo.

Para cada tiempo de ciclo, el bloque funcional recibe un número de serie de ejecución.Esto se observa cuando se utiliza la herramienta de configuración ACT con ladesignación del bloque funcional y el tiempo de ciclo. Consulte el ejemplo queaparece a continuación.


IEC09000695 V2 ES

Figura 167: Ejemplo de designación, número de serie de ejecución y tiempo deciclo para la función lógica

IEC09000310-1-en.vsdIEC09000310 V1 ES

Figura 168: Ejemplo de designación, número de serie de ejecución y tiempo deciclo para la función lógica que también propaga la marca de hora ycalidad de las señales de entrada



La ejecución de diferentes bloques funcionales dentro del mismo ciclo estádeterminada por el orden de los números de serie de ejecución. Recuérdelo siempre alconectar dos bloques funcionales lógicos o más en serie.

Tenga siempre mucho cuidado al conectar bloques funcionales quetienen un tiempo de ciclo rápido con bloques funcionales que tienenun tiempo de ciclo lento.Acuérdese de diseñar los circuitos de lógica con cuidado y compruebesiempre la secuencia de ejecución para las diferentes funciones. Enotros casos, deben introducirse retardos de tiempo adicionales en losesquemas lógicos para evitar errores, por ejemplo, carreras entrefunciones.

13.6 Bloque funcional de señales fijas FXDSIGN

13.6.1 IdentificaciónDescripción de funciones Identificación

61850 de la CEIIdentificación60617 de la CEI


Señales fijas FXDSIGN - -

13.6.2 Aplicación

La función de señales fijas FXDSIGN genera nueve señales preestablecidas (fijas)que pueden utilizarse en la configuración de un IED, tanto para forzar las entradas noutilizadas en los otros bloques funcionales a un determinado nivel/valor, como paracrear una lógica determinada. Están disponibles los tipos de señales booleana, entera,coma flotante o cadena.

Ejemplo de uso de la señal GRP_OFF en FXDSIGNLa función de falta a tierra restringida REFPDIF se puede utilizar tanto paraautotransformadores como para transformadores normales.

Cuando se utiliza para autotransformadores, la información de ambos devanados,junto con la corriente en el punto neutro, debe estar disponible para la función. Estosignifica que se necesitan tres entradas.



I3PW1CT1I3PW2CT1 I3P

REFPDIF


IEC09000619 V3 ES

Figura 169: Entradas de función REFPDIF para aplicación deautotransformadores

Para transformadores normales sólo hay disponible un devanado y el punto neutro.Esto significa que sólo se utilizan dos entradas. Como es obligatorio que todas lasconexiones grupales estén conectadas, la tercera entrada debe estar conectada a algo,que es la señal GRP_OFF del bloque funcional FXDSIGN.

I3PW1CT1I3PW2CT1 I3P

REFPDIF

GRP_OFFFXDSIGN


IEC09000620 V3 ES

Figura 170: Entradas de función REFPDIF para aplicación de transformadoresnormales

13.7 Conversión de booleanos de 16 bits a enteros B16I




Conversión de booleanos de 16 bits aenteros

B16I - -



13.7.2 Aplicación

La función de conversión de booleanos de 16 bits a enteros B16I se utiliza paratransformar un conjunto de 16 señales (lógicas) binarias en un entero. Se puedeutilizar, por ejemplo, para conectar las señales de salida lógicas de una función (comola protección de distancia) a entradas enteras de otra función (como la proteccióndiferencial de línea). B16I no tiene una correspondencia de nodo lógico.

La función de conversión de booleanos de 16 bits a enteros (B16I) transferirá unacombinación de hasta 16 entradas binarias INx, donde 1≤x≤16, a un entero. Cada INxrepresenta un valor de acuerdo con la siguiente tabla, de 0 a 32768. Se sigue la fórmulageneral: INx = 2x-1 donde 1≤x≤16. La suma de todos los valores en la INx activadaestará disponible en la salida OUT como una suma de los valores de todas las entradasINx que están activadas. OUT es un entero. Cuando todas las INx, donde 1≤x≤16,están activadas, es decir = Booleano 1, se corresponde con que el número entero 65535está disponible en la salida OUT. La función B16I está diseñada para recibir hasta unaentrada de 16 booleanos a nivel local. Si la entrada BLOCK está activada, congela lasalida en el último valor.

Los valores de cada una de las diferentes OUTx del bloque funcional B16I para1≤x≤16.

La suma del valor en cada INx se corresponde con el valor presentado en la salida OUTen el bloque funcional B16I.

Nombre deentrada

Tipo Predeterminada

Descripción Valor cuandoestá activada

Valor cuandoestádesactivada

IN1 BOOLEANO 0 Entrada 1 1 0


















La suma de los números de la columna “Valor cuando está activada” cuando todas lasINx (donde 1≤x≤16) están activas, es decir=1, es 65535. 65535 es el mayor valorbooleano que puede ser convertido a un entero con el bloque funcional B16I.

13.8 Conversión de booleanos de 16 bits a enteros conrepresentación de nodo lógico BTIGAPC




Conversión de booleanos de 16 bits aenteros con representación de nodológico

BTIGAPC - -

13.8.2 Aplicación

La función de conversión de booleanos de 16 bits a enteros con representación de nodológico (BTIGAPC) se utiliza para transformar un conjunto de 16 señales (lógicas)binarias en un entero. BTIGAPC puede recibir un entero de un ordenador de laestación, por ejemplo, sobre IEC 61850–8–1. Estas funciones resultan muy útilescuando el usuario quiere generar órdenes lógicas (para conmutadores selectores ocontroladores de tensión) introduciendo un número entero. BTIGAPC tiene unacorrespondencia de nodo lógico en IEC 61850.

La función de conversión de booleanos de 16 bits a enteros (BTIGAPC) transferiráuna combinación de hasta 16 entradas binarias INx, donde 1≤x≤16, a un entero. CadaINx representa un valor de acuerdo con la siguiente tabla, de 0 a 32768. Se sigue lafórmula general: INx = 2x-1 donde 1≤x≤16. La suma de todos los valores en la INxactivada estará disponible en la salida OUT como una suma de los valores de todas lasentradas INx que están activadas. OUT es un entero. Cuando todas las INx, donde1≤x≤16, están activadas, es decir = Booleano 1, se corresponde con que el númeroentero 65535 está disponible en la salida OUT. La función BTIGAPC está diseñadapara recibir hasta una entrada de 16 booleanos a nivel local. Si la entrada BLOCK estáactivada, congela la salida en el último valor.

Los valores de cada una de las diferentes OUTx del bloque funcional BTIGAPC para1≤x≤16.

La suma del valor en cada INx se corresponde con el entero presentado en la salidaOUT en el bloque funcional BTIGAPC.



Nombre deentrada

Tipo Predeterminada



















La suma de los números de la columna “Valor cuando está activada” cuando todas lasINx (donde 1≤x≤16) están activas, es decir=1, es 65535. 65535 es el mayor valorbooleano que puede ser convertido a un entero con el bloque funcional BTIGAPC.

13.9 Conversión de enteros a booleanos de 16 bits IB16




Conversión de enteros a booleanos de16 bits

IB16 - -

13.9.2 Aplicación

La función de conversión de enteros a booleanos de 16 bits (B16) se utiliza paratransformar un entero en un conjunto de 16 señales (lógicas) binarias. Puedeutilizarse, por ejemplo, para conectar las señales de salida de enteros de una funcióna entradas (lógicas) binarias de otra función. La función IB16 no tiene unacorrespondencia de nodo lógico.



La función de conversión de booleanos de 16 bits a enteros (IB16) transferirá unacombinación de hasta 16 entradas binarias INx, donde 1≤x≤16, a un entero. Cada INxrepresenta un valor de acuerdo con la siguiente tabla, de 0 a 32768. Se sigue la fórmulageneral: INx = 2x-1 donde 1≤x≤16. La suma de todos los valores en la INx activadaestará disponible en la salida OUT como una suma de los valores de todas las entradasINx que están activadas. OUT es un entero. Cuando todas las INx, donde 1≤x≤16,están activadas, es decir = Booleano 1, se corresponde con que el número entero 65535está disponible en la salida OUT. La función IB16 está diseñada para recibir hasta unaentrada de 16 booleanos a nivel local. Si la entrada BLOCK está activada, congela lasalida en el último valor.

Los valores de cada una de las diferentes OUTx del bloque funcional IB16 para1≤x≤16.

La suma del valor en cada INx se corresponde con el entero presentado en la salidaOUT del bloque funcional IB16.

Nombre deentrada

Tipo Predeterminada



















La suma de los números de la columna “Valor cuando está activada” cuando todas lasINx (donde 1≤x≤16) están activas, es decir=1, es 65535. 65535 es el mayor valorbooleano que puede ser convertido a un entero con el bloque funcional IB16.



13.10 Conversión de enteros a booleanos de 16 bits conrepresentación de nodo lógico ITBGAPC




Conversión de enteros a booleanos de16 bits con representación de nodológico

ITBGAPC - -

13.10.2 Aplicación

La función de conversión de enteros a booleanos de 16 bits con representación de nodológico (ITBGAPC) se utiliza para transformar un entero en un conjunto de 16 señalesbooleanas. La función ITBGAPC puede recibir un entero de un ordenador de laestación, por ejemplo, sobre IEC 61850–8–1. Esta función resulta muy útil cuando elusuario quiere generar órdenes lógicas (para conmutadores selectores o controladoresde tensión) introduciendo un número entero. La función ITBGAPC tiene unacorrespondencia de nodo lógico en IEC 61850.

La función de conversión de enteros a booleanos de 16 bits con representación de nodológico (ITBGAPC) transferirá un entero con un valor de entre 0 y 65535 comunicadoa través de IEC61850 y conectado al bloque funcional ITBGAPC, a una combinaciónde salidas activadas OUTx, donde 1≤x≤16.

Los valores de las diferentes OUTx están de acuerdo con la Tabla 36.

Si la entrada BLOCK está activada, congela las salidas lógicas en el último valor.

Tabla 36: Señales de salida

Nombre de OUTx Tipo Descripción Valor cuando estáactivada

Valor cuando estádesactivada

OUT1 BOOLEANO Salida 1 1 0













Nombre de OUTx Tipo Descripción Valor cuando estáactivada

Valor cuando estádesactivada







La suma de los números de la columna “Valor cuando está activada” cuando todas lasOUTx (1≤x≤16) están activas, es 65535. Es el mayor entero que puede convertirse conel bloque funcional ITBGAPC.

13.11 Integrador de tiempo transcurrido con transgresiónde límites y supervisión de desbordamientoTEIGAPC



Número de dispositivo ANSI/IEEE C37.2

Integrador de tiempo transcurrido TEIGAPC - -

13.11.2 Aplicación

La función TEIGAPC se utiliza para la lógica definida por el usuario y también puedeutilizarse para distintos fines internos del IED. Un ejemplo de aplicación es laintegración del tiempo transcurrido durante la medición de la tensión de punto neutroo la intensidad de neutro en condiciones de falta a tierra.

Se ofrecen límites de tiempo ajustables para advertencia y alarma. El límite de tiempopara la indicación de desbordamiento se fija a 999999.9 segundos.


Los ajustes tAlarm y tWarning son límites ajustables por el usuario definidos ensegundos. La resolución de los ajustes que deben realizarse depende del nivel de losvalores definidos.

Puede lograrse una resolución de 10 ms cuando los ajustes se definen dentro del rango

1.00 segundo ≤ tAlarm ≤ 99 999.99 segundos



1.00 segundo ≤ tWarning ≤ 99 999.99 segundos.

Si los valores estuvieran por encima de este rango, la resolución pasa a ser menor

99 999.99 segundos ≤ tAlarm ≤ 999 999.9 segundos

99 999.99 segundos ≤ tWarning ≤ 999 999.9 segundos

Tenga en cuenta que tAlarm y tWarning son ajustes independientes, esdecir, no hay ninguna comprobación si tAlarm > tWarning.

El límite de la supervisión del desbordamiento está fijado en 999999.9 segundos.



Sección 14 Monitorización

14.1 Medición




Mediciones CVMMXN

P, Q, S, I, U, f

SYMBOL-RR V1 ES

-

Medición de la corriente de fase CMMXU

I

SYMBOL-SS V1 ES

-

Medición de la tensión de fase a fase VMMXU

U

SYMBOL-UU V1 ES

-

Medición del componente de secuenciade la corriente

CMSQI

I1, I2, I0

SYMBOL-VV V1 ES

-

Medición del componente de secuenciade la tensión

VMSQI

U1, U2, U0

SYMBOL-TT V1 ES

-

Medición de la tensión de fase a neutro VNMMXU

U

SYMBOL-UU V1 ES

-

14.1.2 Aplicación

Las funciones de medición se utilizan para medir, supervisar e informar del sistema depotencia a la HMI local, herramienta de monitorización del PCM600 o a nivel deestación, por ejemplo, a través de IEC 61850. La posibilidad de monitorizar

1MRK 505 302-UES - Sección 14Monitorización


continuamente valores medidos de la potencia activa, potencia reactiva, corrientes,tensiones, frecuencia, factor de potencia, etc., resulta fundamental para lograr unaproducción, transmisión y distribución eficientes de la energía eléctrica. Ofrece aloperador del sistema una vista general rápida y sencilla del estado actual del sistemade potencia. Además, se puede utilizar durante las pruebas y puesta en servicio de losIED de control y protección a fin de verificar la correcta conexión y funcionamientode los transformadores de medida (TC y TT). Durante el funcionamiento normal, sepuede verificar el funcionamiento correcto de la cadena de medición analógica de unIED por comparación periódica del valor medido del IED con otros medidoresindependientes. Por último, se puede utilizar para verificar la correcta orientación dela dirección para la función de protección de sobreintensidad direccional o dedistancia.

Los valores medidos disponibles de un IED dependen del hardwarereal (TRM) y de la configuración lógica realizada en el PCM600.

Todos los valores medidos pueden supervisarse con cuatro límites ajustables: límitebajo-bajo, límite bajo, límite alto y límite alto-alto. También se admite una reducciónpor sujeción a cero, es decir, se fuerza a que el valor medido por debajo de un límiteajustable sea cero, lo que reduce el impacto del ruido en las entradas.

La supervisión de la zona muerta puede utilizarse para comunicar un valor de señalmedido al nivel de estación cuando un cambio en el valor medido supera el límiteumbral ajustado o integral de tiempo de todos los cambios desde la última vez que laactualización del valor superó el umbral. El valor de medición también puede basarseen el informe periódico.

Main menu/Measurement/Monitoring/Service values/CVMMXN

La función de medición, CVMMXN, proporciona las siguientes cantidades delsistema de potencia:

• P, Q y S: potencia trifásica activa, reactiva y aparente• PF: factor de potencia• U: amplitud de la tensión de fase a fase• I: amplitud de la corriente de fase• F: frecuencia del sistema de potencia

,Las funciones de medición CMMXU, VMMXU y VNMMXU proporcionancantidades físicas:

• I: corrientes de fase (amplitud y ángulo) (CMMXU)• U: tensiones (tensión de fase a tierra y de fase a fase, amplitud y ángulo)

(VMMXU, VNMMXU)

La función CVMMXN calcula cantidades de potencia trifásica con los fasores defrecuencia fundamental (valores DFT) de las señales medidas de corriente y tensión

Sección 14 1MRK 505 302-UES -Monitorización


respectivamente. Las cantidades de potencia medida están disponibles comocantidades calculadas instantáneamente o valores promedio durante un periodo detiempo (con filtro paso bajo), según los ajustes seleccionados.

Se puede calibrar la función de medición para obtener una presentación mejor que lade clase 0,5. Esto se logra mediante la compensación de ángulo y amplitud en 5, 30 y100% de la corriente nominal y 100% de la tensión nominal.

Las cantidades proporcionadas del sistema de potencia dependen delhardware real (TRM) y de la configuración lógica realizada en elPCM600.

Las funciones de medición CMSQI y VMSQI proporcionan cantidades decomponentes de secuencia:

• I: corrientes de secuencia (positiva, cero, secuencia negativa, amplitud y ángulo)• U: tensiones de secuencia (positiva, cero, secuencia negativa, amplitud y ángulo).

14.1.3 Sujeción a cero

Las funciones de medición, CVMMXN, CMMXU, VMMXU y VNMMXU, notienen interconexiones relacionadas con ningún parámetro o ajuste.

Las sujeciones a cero también se manejan completamente con ZeroDb para cada señalpor separado para cada una de las funciones. Por ejemplo, la sujeción a cero de U12 semaneja con UL12ZeroDb en VMMXU, y la sujeción a cero de I1 se maneja conIL1ZeroDb en CMMXU, etc.

Ejemplo de cómo funciona CVMMXN:

Las siguientes salidas pueden observarse en la HMI local en Monitoring/Servicevalues/SRV1

S Potencia trifásica aparente

P Potencia trifásica activa

Q Potencia trifásica reactiva

PF Factor de potencia

ILAG I retrasada con respecto a U

ILEAD I adelanta con respecto a U

U Tensión media del sistema, calculada según el modo seleccionado

I Corriente media del sistema, calculada según el modo seleccionado

F Frecuencia

Los ajustes para esta función se encuentran en Setting/General setting/Monitoring/Service values/SRV1



Se puede observar que:

• Cuando la tensión del sistema cae por debajo de UGenZeroDB, se fuerza a que elvalor que se muestra para S, P, Q, PF, ILAG, ILEAD, U y F en la HMI local seacero.

• Cuando la corriente del sistema cae por debajo de IGenZeroDB, se fuerza a queel valor que se muestra para S, P, Q, PF, ILAG, ILEAD, U y F en la HMI local seacero.

• Cuando el valor de una sola señal cae por debajo de la zona muerta ajustada paraesa señal específica, se fuerza a que el valor que se muestra en la HMI local seacero. Por ejemplo, si la potencia trifásica aparente cae por debajo de SZeroDb, sefuerza a que el valor de S en la HMI local sea cero.


Los parámetros de ajuste disponibles de la función de medición CVMMXN,CMMXU, VMMXU, CMSQI, VMSQI, VNMMXU dependen del hardware real(TRM) y de la configuración lógica realizada en el PCM600.

Los parámetros para las funciones de medición CVMMXN, CMMXU, VMMXU,CMSQI, VMSQI, VNMMXU se ajustan a través de la HMI local o el PCM600.


Operation: Off/On. Cada instancia de la función (CVMMXN, CMMXU, VMMXU,CMSQI, VMSQI, VNMMXU) se puede poner en funcionamiento (On) o dejar fuerade servicio (Off).

Los siguientes ajustes generales pueden ajustarse para la función de medición(CVMMXN).

PowAmpFact: factor de amplitud para poner a escala los cálculos de potencia.

PowAngComp: Compensación de ángulo para desplazamiento de fase entre I y Umedidas.

Mode: selección de la corriente y tensión medidas. Existen nueve maneras diferentesde calcular valores trifásicos monitorizados, según las entradas de TT disponiblesconectadas al IED. Consulte la tabla de ajustes de grupos de parámetros.

k: coeficiente del filtro de paso bajo para la medición de potencia, U e I.

UGenZeroDb: nivel de tensión mínima en % de UBase utilizado como indicación detensión cero (sujeción a punto cero). Si el valor medido es inferior a UGenZeroDb, losvalores S, P, Q y PF calculados serán cero.

IGenZeroDb: nivel de corriente mínima en % de IBaseutilizado como indicación decorriente cero (sujeción a punto cero). Si el valor medido es inferior a IGenZeroDb,los valores S, P, Q y PF calculados serán cero.



UAmpCompY: compensación de amplitud para calibrar mediciones de tensión al Y%de Ur, donde Y es igual a 5, 30 o 100.

IAmpCompY: compensación de amplitud para calibrar mediciones de corriente al Y%de Ir, donde Y es igual a 5, 30 o 100.

IAngCompY: compensación de ángulo para calibrar mediciones del ángulo al Y% deIr, donde Y es igual a 5, 30 o 100.

Los parámetros IBase, Ubase y SBase se han implementado comoajustes en lugar de parámetros, lo que implica que si se cambian losvalores de los parámetros, no se producirá ningún reinicio de laaplicación. Ya que se requiere el reinicio para activar nuevos valoresde parámetros, el IED debe reiniciarse de alguna forma. Ya seamanualmente o cambiando algún otro parámetro al mismo tiempo.

Los siguientes ajustes generales pueden ajustarse para la medición de corriente defase a fase (CMMXU).

IAmpCompY: compensación de amplitud para calibrar mediciones de corriente al Y%de Ir, donde Y es igual a 5, 30 o 100.

IAngCompY: compensación de ángulo para calibrar mediciones del ángulo al Y% deIr, donde Y es igual a 5, 30 o 100.

Los siguientes ajustes generales pueden ajustarse para la medición de tensión de fasea fase (VMMXU).

UAmpCompY: compensación de amplitud para calibrar mediciones de tensión al Y%de Ur, donde Y es igual a 5, 30 o 100.

UAngCompY: compensación de ángulo para calibrar mediciones del ángulo al Y% deUr, donde Y es igual a 5, 30 o 100.

Los siguientes ajustes generales pueden ajustarse para todas las cantidadesmonitorizadas incluidas en las funciones (CVMMXN, CMMXU, VMMXU,CMSQI, VMSQI, VNMMXU). X en los nombres de ajustes siguientes es igual a S, P,Q, PF, U, I, F, IL1-3, UL1-3UL12-31, I1, I2, 3I0, U1, U2 o 3U0.

Xmin: valor mínimo para la señal analógica X ajustado directamente en una unidad demedición aplicable.

Xmax: valor máximo para la señal analógica X.

XZeroDb: sujeción a punto cero. Se obliga a que un valor de señal menor que XZeroDbsea cero.

Tenga en cuenta los ajustes de la sujeción a punto cero relacionados en el grupo deajustes N para CVMMXN (UGenZeroDb e IGenZeroDb). Si el valor medidoestuviera por debajo de UGenZeroDb y/o IGenZeroDb, los valores calculados de S, P,Q y PF serán cero y estos ajustes anulan a XZeroDb.



XRepTyp: tipo de informe. Cíclico (Cyclic), amplitud de zona muerta (Dead band) ointegral de la zona muerta (Int deadband). El intervalo de informes está controlado porel parámetro XDbRepInt.

XDbRepInt: ajuste de informe de la zona muerta. El informe cíclico es el valor deajuste y es el intervalo de informes en segundos. La amplitud de la zona muerta es elvalor de ajuste en % del rango de medición. El ajuste integral de la zona muerta es elárea integral, es decir, el valor medido en % del rango de medición multiplicado porel tiempo entre dos valores medidos.

XHiHiLim: límite alto-alto. Se ajusta en la unidad de medición correspondiente.

XHiLim: límite alto.

XLowLim: límite bajo.

XLowLowLim: límite bajo-bajo.

XLimHyst: valor de histéresis en % del rango y común para todos los límites.

Todos los ángulos de fase están presentados en relación con un canal de referenciadefinido. El parámetro PhaseAngleRef define la referencia.

Curvas de calibraciónLas funciones (CVMMXN, CMMXU, VMMXU y VNMMXU) pueden calibrarsepara obtener presentaciones de clase 0,5 de las corrientes, tensiones y potencias. Estose logra con la compensación de la amplitud y ángulo al 5%, 30% y 100% de la tensióny corriente nominales. La curva de compensación tiene la característica para lacompensación de amplitud y ángulo de corrientes, tal y como se muestra en lafigura 171 (ejemplo). La primera fase se utiliza como canal de referencia y se comparacon la curva de cálculo de factores. Posteriormente, los factores se utilizan para todoslos canales relacionados.



100305

IAmpComp5

IAmpComp30

IAmpComp100

-10

-10

Compensaciónde amplitud% de Ir

Corrientemedida

% de Ir

0-5%: Constante5-30-100%: Lineal>100%: Constante

100305

IAngComp5

IAngComp30

IAngComp100

-10

-10

Compensaciónde ángulo

Grados

Corrientemedida

% de Ir


IEC05000652 V2 ES

Figura 171: Curvas de calibración

14.1.4.1 Ejemplos de ajuste

Se proporcionan tres ejemplos de ajuste en relación con la función de medición(CVMMXN):

• Aplicación de la función de medición (CVMMXN) para una línea aérea de• Aplicación de la función de medición (CVMMXN) en el lado secundario de un

transformador• Aplicación de la función de medición (CVMMXN) para un generador

Para cada uno de ellos se proporciona una explicación detallada y la lista final de losvalores para los parámetros de ajuste seleccionados.

Los valores medidos disponibles de un IED dependen del hardwarereal (TRM) y de la configuración lógica realizada en el PCM600.

Aplicación de la función de medición para una línea aérea de 110 kVEl diagrama unifilar para esta aplicación se proporciona en la figura 172:



110 kV barra

110kV OHL

P Q

600/1 A

110 0,1/

3 3kV

=IEC09000039-1-EN=2=es=Original.vsd

IED

IEC09000039-1-EN V2 ES

Figura 172: Diagrama unifilar para la aplicación de línea aérea de 110 kV

A fin de monitorizar, supervisar y calibrar las potencias activa y reactiva tal y comose indica en la figura 172, es necesario hacer lo siguiente:

1. Ajustar correctamente los datos de los TC y TT y el canal de referencia de ángulode fase PhaseAngleRef con el PCM600 para los canales de entradas analógicas

2. En el PCM600, conectar la función de medición a las entradas trifásicas del TCy TT.

3. En los parámetros de ajuste generales para la función de medición, ajustar:• Ajustes generales tal y como se muestra en la tabla 37.• Supervisión de nivel de potencia activa, tal y como se muestra en la tabla

38.• Parámetros de calibración tal y como se muestra en la tabla 39.

Tabla 37: Parámetros de ajuste generales para la función de medición

Ajuste Breve descripción Valorseleccionado

Comentarios

Operation Funcionamiento Off/On On La función debe estar en On

PowAmpFact Factor de amplitud para escalarcálculos de potencia

1,000 Se puede utilizar durante lapuesta en servicio para lograrmayor precisión de medición. Porlo general, no se requiere ajustede escala

PowAngComp Compensación de ángulo paradesplazamiento de fase entre I yU medidas

0,0 Se puede utilizar durante lapuesta en servicio para lograrmayor precisión de medición. Porlo general, no se requiere ángulode compensación. También aquí,la dirección requerida de lamedición de P y Q es hacia elobjeto protegido (según ladirección predeterminada internadel IED)





Comentarios

Mode Selección de la corriente ytensión medidas

L1, L2, L3 Las tres entradas de fase a tierradel TT están disponibles

k coeficiente del filtro paso bajopara la medición de potencia, U eI

0,00 Por lo general, no se requiere filtroadicional

UGenZeroDb Sujeción a punto cero en % deUbase

25 Ajuste el nivel de tensión mínimaa 25%. La tensión por debajo del25% fuerza S, P y Q a cero.

IGenZeroDb Sujeción a punto cero en % deIbase

3 Ajuste el nivel de corriente mínimaa 3%. La corriente por debajo del3% fuerza S, P y Q a cero.

UBase (ajusteen valoresbásicosgenerales)

Ajuste base de nivel de tensiónen kV

400,00 Ajuste la tensión de fase a fasenominal de la línea aérea

IBase (ajuste envalores básicosgenerales)

Ajuste base del nivel de corrienteen A

800 Ajuste la corriente primarianominal del TC utilizada para lalínea aérea

Tabla 38: Parámetros de ajuste para la supervisión de nivel


Comentarios

PMin Valor mínimo -100 Carga mínima esperada

PMax Valor mínimo 100 Carga máxima esperada

PZeroDb Sujeción a punto cero en 0,001%del rango

3000 Ajuste la sujeción a punto cero a45 MW, es decir, 3% de 200 MW

PRepTyp Tipo de informe db Seleccione la supervisión deamplitud de la zona muerta

PDbRepInt Ciclo: intervalo de informe (s), Db:en % de rango, Int Db: en %s

2 Ajuste ±Δdb=30 MW, es decir, 2%(se comunican cambios mayoresde 30 MW)

PHiHiLim Límite alto-alto (valor físico) 60 Límite alto de alarma, es decir,alarma de sobrecarga extrema

PHiLim Límite alto (valor físico) 50 Límite alto de advertencia, esdecir, advertencia de sobrecarga

PLowLim Límite bajo (valor físico) -50 Límite bajo de advertencia. Noestá activo.

PLowLowlLim Límite bajo-bajo (valor físico) -60 Límite bajo de alarma. No estáactivo.

PLimHyst Valor de histéresis en % del rango(común para todos los límites)

2 Ajuste la histéresis ±Δ MW, esdecir, 2%



Tabla 39: Ajustes para los parámetros de calibración


Comentarios

IAmpComp5 Factor de amplitud para calibrar lacorriente al 5% de Ir

0,00


0,00


0,00

UAmpComp5 Factor de amplitud para calibrar latensión al 5% de Ur

0,00


0,00


0,00

IAngComp5 Calibración del ángulo para lacorriente al 5% de Ir

0,00

IAngComp30 Calibración previa del ángulopara la corriente al 30% de Ir

0,00

IAngComp100 Calibración previa del ángulopara la corriente al 100% de Ir

0,00

Aplicación de la función de medición para un transformador depotenciaEn la figura 173 se muestra el diagrama unifilar para esta aplicación.



Barra de 110 kV

200/1

35 / 0,1kV

Barra de 35 kV

500/5

P Q

31,5 MVA110/36,75/(10,5) kV

Yy0(d5)

UL1L2


IED

IEC09000040-1-EN V1 ES

Figura 173: Diagrama unifilar para una aplicación en un transformador

A fin de medir las potencias activa y reactiva tal y como se indica en la figura 173, esnecesario hacer lo siguiente:

1. Ajustar correctamente todos los datos de TC y TT y del canal de referencia deángulo de fase PhaseAngleRef con el PCM600 para los canales de entradasanalógicas

2. En el PCM600, conectar la función de medición a las entradas del lado de bajatensión del TC y el TT.

3. Ajustar los parámetros de ajuste para la función de medición correspondiente taly como se observa en la siguiente tabla 40:





Comentario



1,000 Por lo general, no se requiereajuste de escala


180,0 Por lo general, no se requiereángulo de compensación. Sinembargo, aquí la direcciónrequerida de la medición de P y Qes hacia la barra (no por ladirección predeterminada internadel IED) Por lo tanto, debeutilizarse compensación deángulo para obtener medicionesen línea con la direcciónrequerida.


L1L2 Solo está disponible la tensión defase a fase UL1L2




25 Ajuste el nivel de tensión mínimaa 25%


3 Ajuste el nivel de corriente mínimaa 3%



35,00 Ajuste la tensión nominal de fasea fase del lado de baja tensión



495 Ajuste la corriente nominal deldevanado de baja tensión deltransformador

Aplicación de la función de medición para un generadorEn la figura 174 se muestra el diagrama unifilar para esta aplicación.



Barra de 220 kV

300/1

15 / 0,1kV

4000/5

100 MVA242/15,65 kV

Yd5

UL1L2 , UL2L3

G

P Q

100MVA15,65kV


IED

IEC09000041-1-EN V1 ES

Figura 174: Diagrama unifilar para una aplicación en un generador

A fin de medir las potencias activa y reactiva tal y como se indica en la figura 174, esnecesario hacer lo siguiente:

1. Ajustar correctamente todos los datos de TC y TT y el canal de referencia deángulo de fase PhaseAngleRef con el PCM600 para los canales de entradasanalógicas

2. En el PCM600, conectar la función de medición a las entradas del TC y TT delgenerador.

3. Ajustar los parámetros de ajuste para la función de medición correspondiente, taly como se muestra en la siguiente tabla:





Comentario



1,000 Por lo general, no se requiereajuste de escala


0,0 Por lo general, no se requiereángulo de compensación.También aquí, la direcciónrequerida de la medición de P y Qes hacia el objeto protegido(según la direcciónpredeterminada interna del IED)


Arone Los TT del generador estánconectados entre fases(conectados en V)




25% Ajuste el nivel de tensión mínimaa 25%


3 Ajuste el nivel de corriente mínimaa 3%



15,65 Ajuste la tensión de fase a fasenominal del generador



3690 Ajuste la corriente nominal delgenerador

14.2 Supervisión de medio gaseoso SSIMG




Supervisión de medio gaseoso SSIMG - 63

14.2.2 Aplicación

La supervisión de medio gaseoso (SSIMG) se utiliza para monitorizar la condición delinterruptor. La adecuada extinción del arco por parte del gas comprimido en elinterruptor representa un aspecto muy importante. Cuando la presión pasa a estardemasiado baja comparada con el valor requerido, el funcionamiento del interruptordebe bloquearse para minimizar el riesgo de fallo interno. La información binaria



basada en la presión de gas del interruptor se utiliza como señal de entrada para lafunción. La función emite alarmas según la información recibida.

14.3 Supervisión de medio líquido SSIML




Supervisión de medio líquido SSIML - 71

14.3.2 Aplicación

La supervisión de medio líquido (SSIML) se utiliza para monitorizar la condición delinterruptor. La adecuada extinción del arco por parte del aceite comprimido en elinterruptor representa un aspecto muy importante. Cuando el nivel pasa a estardemasiado bajo comparado con el valor requerido, el funcionamiento del interruptorse bloquea para minimizar el riesgo de fallos internos. La información binaria basadaen el nivel de aceite del interruptor se utiliza como señales de entrada para la función.Además, la función emite alarmas según la información recibida.

14.4 Monitorización del interruptor SSCBR

14.4.1 Identificación




Monitorización del interruptor SSCBR - -

14.4.2 Aplicación

El mantenimiento del interruptor se suele basar en intervalos de tiempo regulares o enel número de operaciones realizadas. Esto presenta algunas desventajas debido a quepodrían existir varias operaciones anómalas o algunas operaciones con corrientes denivel alto dentro del intervalo de mantenimiento predeterminado. Por lo tanto, laprogramación del mantenimiento basada en condiciones representa una soluciónóptima para evaluar el estado de los interruptores.



Tiempo de desplazamiento de contacto del interruptorLos contactos auxiliares proporcionan información sobre el funcionamientomecánico, tiempo de apertura y tiempo de cierre de un interruptor. La detección de untiempo de desplazamiento excesivo resulta fundamental para indicar la necesidad demantenimiento del mecanismo del interruptor. El excesivo tiempo de desplazamientopuede deberse a problemas en el mecanismo de accionamiento o a fallos de loscontactos.

Estado del interruptorLa monitorización del estado del interruptor asegura un funcionamiento adecuado delas características dentro del relé de protección, como por ejemplo control delinterruptor, fallo del interruptor y reenganche automático. El estado del interruptor semonitoriza con contactos auxiliares del interruptor. El estado del interruptor se indicacon entradas binarias. Estas señales indican si el interruptor se encuentra en un estadode abierto, cerrado o de error.

Vida útil restante del interruptorCada vez que opere el interruptor, la vida útil del mismo se reduce debido al desgaste.El desgaste de un interruptor depende de la corriente interrumpida. Para elmantenimiento o sustitución del interruptor en el momento correcto, debe estimarsesu vida útil restante. La vida útil restante de un interruptor puede estimarse con lacurva de mantenimiento proporcionada por el fabricante del interruptor.

Los fabricantes del interruptor proporcionan el número de operaciones posibles avarias corrientes interrumpidas. En la figura 175 se muestra un ejemplo.



Núm

ero

de o

pe

racio

ne

s d

e a

pe

rtu

ra y

cie

rre (

n)

Corriente interrumpida (kA)

P1

P2

100000

50000

20000

10000

2000

5000

1000

100

200

500

10

20

50

0,1 0,2 0,5 1 2 5 10 20 50 100


IEC12000623 V1 ES

Figura 175: Un ejemplo de estimación de la vida útil restante de un interruptor

Cálculo de la estimación de la vida útil restante

El gráfico muestra que existen 10000 operaciones posibles a una corriente defuncionamiento nominal, 900 operaciones a 10 kA y 50 operaciones a la corriente defalta nominal. Por lo tanto, si la corriente interrumpida fuera 10 kA, una operación esequivalente a 10000/900 = 11 operaciones a la corriente nominal. Se considera queantes del disparo, la vida útil restante de un interruptor es de 10000 operaciones. Acontinuación, se explica el cálculo de la vida útil restante para tres condicionesdiferentes de corriente interrumpida.

• El interruptor realiza la interrupción a la corriente de funcionamiento nominal, esdecir, 2 kA, y por debajo de ella; la vida útil restante del interruptor se reduce por1 operación y, por lo tanto, existirán 9999 operaciones restantes a la corriente defuncionamiento nominal.

• El interruptor realiza la interrupción entre la corriente de funcionamientonominal y la corriente de falta nominal, es decir, 10 kA; una operación a 10 kA esequivalente a 10000/900 = 11 operaciones a la corriente nominal. La vida útil



restante del interruptor sería (10000 – 10) = 9989 a la corriente de funcionamientonominal después de una operación a 10 kA.

• El interruptor realiza la interrupción a la corriente de falta nominal, es decir, 50kA, y por encima de ella; una operación a 50 kA es equivalente a 10000/50 = 200operaciones a la corriente de funcionamiento nominal. La vida útil restante delinterruptor pasaría a ser (10000 – 200) = 9800 operaciones a la corriente defuncionamiento nominal después de una operación a 50 kA.

Energía acumuladaLa monitorización de la erosión de los contactos y el desgaste del interruptor tieneinfluencia directa en la frecuencia de mantenimiento requerida. Por lo tanto, esnecesario estimar con precisión la erosión de los contactos y el estado de losinterruptores utilizando la suma acumulada de Iy. El factor "y" depende del tipo delinterruptor. Los valores de energía se acumularon utilizando el valor de corriente y elfactor de exponente para la duración de la apertura de los contactos del interruptor.Cuando se inicia la siguiente operación de apertura del interruptor, la energía seacumula desde el valor previo. El valor de la energía acumulada puede reponerse alvalor de energía de acumulación inicial utilizando la entrada para reponer la energíaacumulada, RSTIPOW.

Ciclos de operaciones del interruptorEl mantenimiento rutinario de los interruptores, como por ejemplo la lubricación delmecanismo del interruptor, se basa en el número de operaciones. Un ajuste de umbraladecuado ayuda al mantenimiento preventivo. Esto también puede utilizarse paraindicar el requisito de muestreo de aceite para las pruebas del dieléctrico en el caso deun interruptor de aceite.

Monitorización de operaciones del interruptorCon la monitorización de la actividad del número de operaciones, se puede calcular elnúmero de días que ha estado inactivo el interruptor. Los periodos largos deinactividad degradan la fiabilidad del sistema de protección.

Monitorización de la carga de resorte del interruptorPara el funcionamiento normal del interruptor, el resorte del interruptor debe cargarseen el tiempo especificado. La detección de un tiempo de carga de resorte prolongadoindica el momento de realizar alguna operación de mantenimiento del interruptor. Elúltimo valor del tiempo de carga de resorte puede proporcionarse como un valor deservicio.

Indicación de presión de gas del interruptorPara realizar una extinción adecuada del arco mediante gas comprimido en elinterruptor, la presión del gas debe ser adecuada. La entrada binaria disponibleprocedente del sensor de presión se basa en los niveles de presión del interior de lacámara de arco. Cuando la presión pasa a estar demasiado baja comparada con el valorrequerido, la operación del interruptor se bloquea.




La función de monitorización del interruptor se utiliza para monitorizar diferentesparámetros del interruptor. Cuando la cantidad de operaciones alcanza un valorpredefinido, el interruptor requiere mantenimiento. Para lograr un funcionamientoadecuado del interruptor, también resulta fundamental monitorizar las operaciones, laindicación de carga de los resortes o el desgaste del interruptor, el tiempo dedesplazamiento, la cantidad de ciclos de operaciones y la energía acumulada durantela extinción del arco.

14.4.3.1 Procedimiento de ajuste en el IED

Los parámetros para la monitorización del interruptor (SSCBR) pueden ajustarse conla HMI local o el Administrador de protección y control (PCM600) del IED.

Los valores básicos comunes del IED para la corriente primaria (IBase), tensiónprimaria (UBase) y potencia primaria (SBase) se ajustan en una función de valoresbásicos generales de ajuste GBASVAL.

GlobalBaseSel: Se utiliza para seleccionar una función GBASVAL como referenciade valores básicos.

Operation: On u Off.

: Enabled o Disabled.

IBase: Corriente de fase base en A primarios. Esta corriente se utiliza como referenciapara los ajustes de corriente.

OpenTimeCorr: Factor de corrección para el tiempo de desplazamiento de aperturadel interruptor.

CloseTimeCorr: Factor de corrección para el tiempo de desplazamiento de cierre delinterruptor.

tTrOpenAlm: Ajuste del nivel de alarma para el tiempo de desplazamiento de apertura.

tTrCloseAlm: Ajuste del nivel de alarma para el tiempo de desplazamiento de cierre.

OperAlmLevel: Límite de alarma para la cantidad de operaciones mecánicas.

OperLOLevel: Límite de bloqueo para la cantidad de operaciones mecánicas.

CurrExponent: Ajuste del exponente de la corriente para el cálculo de la energía.Varía para diferentes tipos de interruptores. Este factor se encuentra entre 0.5 y 3.0.

AccStopCurr: Ajuste de la corriente RMS por debajo del cual se detiene el cálculo dela acumulación de energía. Se proporciona como porcentaje de IBase.

ContTrCorr: Factor de corrección para la diferencia de tiempo de apertura de loscontactos auxiliares y principales.



AlmAccCurrPwr: Ajuste del nivel de alarma para la energía acumulada.

LOAccCurrPwr: Ajuste del límite de bloqueo para la energía acumulada.

SpChAlmTime: Retardo de tiempo para la alarma de tiempo de carga de resorte.

tDGasPresAlm: Retardo de tiempo para la alarma por presión de gas.

tDGasPresLO: Retardo de tiempo para el bloqueo por presión de gas.

DirCoef: Coeficiente direccional para el cálculo de la vida útil del interruptor.

RatedOperCurr: Corriente de funcionamiento nominal del interruptor.

RatedFltCurr: Corriente de falta nominal del interruptor.

OperNoRated: Número de operaciones posibles a la corriente nominal.

OperNoFault: Número de operaciones posibles a la corriente de falta nominal.

CBLifeAlmLevel: Nivel de alarma para la vida útil restante del interruptor.

AccSelCal: Selección entre el método de cálculo de energía acumulada.

OperTimeDelay: Retardo de tiempo entre el cambio de estado de la salida de disparoy el inicio de la separación de los contactos principales.

14.5 Función de eventos EVENT

14.5.1 IdentificaciónDescripción de funciones Identificación IEC



Función de eventos EVENT

S00946 V1 ES

-

14.5.2 Aplicación

Al utilizar un sistema de automatización de subestaciones con comunicación LON oSPA, los eventos con su indicador de cronología (time tag) se pueden enviar en loscambios o de forma cíclica desde el IED al nivel de estación. Estos eventos se creandesde cualquier señal disponible en el IED, que esté conectada a la función de eventos(EVENT). El bloque funcional Eventos se utiliza para comunicaciones LON y SPA.

Los valores analógicos y de indicación doble también se transfieren a través de lafunción Eventos.




Los parámetros para la función de eventos (EVENT) se ajustan a través de la HMIlocal o del PCM600.

EventMask (Ch_1 - 16)Las entradas se pueden ajustar por separado, de la siguiente manera:

• NoEvents• OnSet, durante la activación de la señal• OnReset, durante la caída de la señal• OnChange, durante la activación y la caída de la señal• AutoDetect

LONChannelMask o SPAChannelMaskDefinición de qué parte del bloque funcional de eventos genera los eventos:

• Off• Canal 1-8• Canal 9-16• Canal 1-16

MinRepIntVal (1 - 16)Se puede ajustar un intervalo de tiempo entre eventos cíclicos para cada canal deentrada por separado. Se puede ajustar entre 0,0 s y 1000,0 s en etapas de 0,1 s. Por logeneral, se debe ajustar a 0, es decir, sin comunicación cíclica.

Es importante ajustar el intervalo de tiempo para los eventos cíclicosde manera óptima a fin de minimizar la carga del bus de estación.

14.6 Informe de perturbaciones DRPRDRE




Señales de entrada analógicas A41RADR - -

Informe de perturbaciones DRPRDRE - -

Informe de perturbaciones A1RADR - -










Informe de perturbaciones B1RBDR - -






14.6.2 Aplicación

Para obtener información rápida, completa y fiable sobre las perturbaciones en elsistema primario y/o secundario, es muy importante recopilar información sobrecorrientes, tensiones y eventos de falta. También es importante tener un registrocontinuo de eventos para poder monitorizar desde una perspectiva general. Estastareas son realizadas por la función de informe de perturbaciones DRPRDRE yfacilitan la comprensión del comportamiento del sistema de potencia y de los equiposprimarios y secundarios asociados durante y después de una perturbación. Un análisisde los datos registrados proporciona información valiosa que se puede utilizar paraexplicar una perturbación, ofrecer las bases de posibles cambios en el plan de ajustesdel IED, mejorar los equipos existentes, etc. Esta información también se puedeutilizar en una perspectiva más amplia cuando se planifican y diseñan nuevasinstalaciones, es decir, un registro de perturbaciones puede formar parte del análisisfuncional (FA).

El informe de perturbaciones DRPRDRE, que siempre se incluye en el IED, obtienedatos de muestra de todas las señales binarias y analógicas seleccionadas que estánconectadas a los bloques funcionales, es decir,

• un máximo de 30 señales analógicas externas,• 10 señales analógicas obtenidas internamente y• 96 señales binarias.

Bajo el nombre común de función de informe de perturbaciones se incluyennumerosas funciones, es decir, Indicaciones (IND), Registrador de eventos (ER),Lista de eventos (EL), Registrador de valores de disparo (TVR), Registrador deperturbaciones (DR).

La función de informe de perturbaciones se caracteriza por una gran flexibilidad encuanto a la configuración, condiciones de inicio, tiempos de registro y gran capacidadde almacenamiento. Por lo tanto, el informe de perturbaciones no depende de lasfunciones de protección y puede registrar perturbaciones que no han sido detectadaspor dichas funciones, por distintos motivos. El informe de perturbaciones puedeutilizarse como un registro de perturbaciones autónomo avanzado.



Todos los registros del informe de perturbaciones se guardan en el IED. Lo mismosucede con todos los eventos, que se van guardando continuamente en un búfer deanillo. La HMI local se puede utilizar para obtener información de los registros, y losarchivos de informes de perturbaciones se pueden cargar en el PCM600 con laherramienta de administración de perturbaciones para su posterior lectura o análisis(utilizando WaveWin, que se puede encontrar en el CD de instalación del PCM600).El usuario también puede cargar archivos de informes de perturbaciones utilizandoclientes FTP o MMS (sobre 61850–8–1).

Si el IED está conectado a la barra de la estación (IEC 61850-8-1), la información delregistrador de perturbaciones (registro realizado y número de falta) y del localizadorde faltas está disponible como datos GOOSE o de control de informes. Se puedeobtener la misma información si se utiliza IEC60870-5-103.


Los parámetros de ajuste para la función de informe de perturbaciones DRPRDRE seajustan a través de la HMI local o del PCM600.

Se pueden administrar hasta 40 señales analógicas y 96 señales binarias, internas oprocedentes de entradas externas. Las señales binarias son idénticas en todas lasfunciones, es decir, en Registrador de perturbaciones (DR), Registrador de eventos(ER), Indicación (IND), Registrador de valores de disparo (TVR) y Lista de eventos(EL).

El usuario puede ajustar los nombres de las señales de entrada analógicas y binariasdesde el PCM600. Las señales analógicas y binarias se visualizan con los nombresdefinidos por el usuario. El nombre se utiliza en todas las funciones relacionadas(Registrador de perturbaciones (DR), Registrador de eventos (ER), Indicación (IND),Registrador de valores de disparo (TVR) y Lista de eventos (EL)).

La figura 176 muestra las relaciones entre el informe de perturbaciones, las funcionesincluidas y los bloques funcionales. Lista de eventos (EL), Registrador de eventos(ER) e Indicación (IND) utilizan información de los bloques funcionales de entradasbinarias (BxRBDR). El registrador de valores de disparo (TVR) utiliza informaciónanalógica de los bloques funcionales de entradas analógicas (AxRADR),. La funcióndel registrador de perturbaciones obtiene información tanto de AxRADR como deBxRBDR.

Figura 176: Funciones del informe de perturbaciones y bloques funcionalesasociados

Para la función de informe de perturbaciones existen numerosos ajustes que tambiénafectan a las subfunciones.

Tres indicaciones LED colocadas sobre la pantalla LCD permiten obtenerinformación rápida sobre el estado del IED.



LED verde:

Luz fija En servicio

Luz intermitente Fallo interno

Oscuro Sin alimentación

LED amarillo:

Luz fija Se dispara un informe de perturbaciones

Luz intermitente El IED está en modo de prueba

LED rojo:

Luz fija Disparo con la señal binaria N con SetLEDN = On

FuncionamientoEl funcionamiento del informe de perturbaciones DRPRDRE debe ajustarse a On oOff. Si se selecciona Off, tenga en cuenta que no se registra ningún informe deperturbaciones y no funciona ninguna de las subfunciones (el único parámetro generalque afecta a Lista de eventos (EL)).

Operation = Off:

• No se guardan los informes de perturbaciones.• La información de LED (amarillo - inicio, rojo - disparo) no se almacena ni se

cambia.

Operation = On:

• Los informes de perturbaciones se guardan, los datos de perturbaciones se puedenleer desde la HMI local y desde un PC mediante el PCM600.

• La información de LED (amarillo - inicio, rojo - disparo) se almacena.

Cada registro recibe un número (de 0 a 999) que se utiliza como identificador (HMIlocal, herramienta de administración de perturbaciones e IEC 61850). Unaidentificación de registro alternativa consta de la fecha, hora y número de secuencia.El número de secuencia aumenta por uno de manera automática por cada nuevoregistro y se repone a cero a la medianoche. El número máximo de registrosalmacenados en el IED es 100. El registro más antiguo se sobrescribirá cuando llegueun nuevo registro (FIFO).

Para poder eliminar registros de perturbaciones, el parámetro,Operation tiene que estar en On.



El número máximo de registros depende del tiempo de registro totalde cada registro. El tiempo de registro largo reducirá el número deregistros a menos de 100.

La memoria USB del IED NO debe utilizarse para guardar ningúnarchivo de usuario. Esto podría provocar la eliminación de losregistros de perturbaciones debido a la falta de espacio de disco.

14.6.3.1 Tiempos de registro

Se ajustan los diferentes tiempos de registro para el informe de perturbaciones (eltiempo previo a la falta, el tiempo posterior a la falta y el tiempo límite). Estos tiemposde registro afectan a todas las subfunciones en mayor o menor medida, excepto lafunción Lista de eventos (EL).

El tiempo de registro previo a la falta (PreFaultRecT) es el tiempo de registro anterioral punto de inicio de la perturbación. El ajuste debe ser al menos 0.1 s para asegurarsuficientes muestras para la estimación de los valores previos a la falta en la funcióndel registrador de valores de disparo (TVR).

El tiempo de registro posterior a la falta (PostFaultRecT) es el tiempo máximo deregistro después de la desaparición de la señal de disparo (no afecta a la función delregistrador de valores de disparo (TVR)).

El tiempo límite de registro (TimeLimit) es el tiempo máximo de registro después deldisparo. El parámetro limita el tiempo de registro si alguna de las condiciones dedisparo (tiempo de falta) es muy prolongada o permanente (no afecta a la función delregistrador de valores de disparo (TVR)).

El redisparador posterior (PostRetrig) puede ajustarse a On o Off. Permite elegir elrendimiento de la función de informe de perturbaciones si aparece una nueva señal dedisparo en la ventana temporal posterior a la falta.

PostRetrig = Off

La función es insensible a nuevas señales de disparo durante el tiempo posterior a lafalta.

PostRetrig = On

La función completa el informe actual e inicia un nuevo informe completo, es decir,este último incluirá lo siguiente:



• nuevo tiempo previo a la falta y tiempo de falta (que se superponen con el informeanterior)

• los eventos e indicaciones también se pueden guardar en el informe anterior,debido a la superposición

• los nuevos cálculos de los valores de disparo si están instalados, enfuncionamiento e iniciados

Funcionamiento en modo de pruebaSi el IED está en modo de prueba y OpModeTest = Off. La función de informe deperturbaciones no guarda ningún registro y no se visualiza información del LED.

Si el IED está en modo de prueba y OpModeTest = On. La función de informe deperturbaciones opera en el modo normal y el estado se indica en el registro guardado.

14.6.3.2 Señales de entrada binarias

Pueden seleccionarse hasta 96 señales binarias entre las señales de entrada binarias ylas señales lógicas internas. La herramienta de configuración se utiliza para configurarestas señales.

Para cada una de las 96 señales, también se puede seleccionar si la señal se va a utilizarcomo disparador para el inicio de un informe de perturbaciones y si el disparador debeactivarse en una pendiente positiva (1) o negativa (0).

OperationN: El informe de perturbaciones se puede disparar debido a una entradabinaria N (On) o no (Off).

TrigLevelN: Disparo en pendiente positiva (Trig on 1) o negativa (Trig on 0) paraentrada binaria N.

Func103N: número de tipo de función (0-255) para la entrada binaria N de acuerdocon IEC-60870-5-103; es decir, 128: Protección de distancia, 160: protección desobreintensidad, 176: protección diferencial de transformador y 192: proteccióndiferencial de línea.

Info103N: número de información (0-255) para la entrada binaria N de acuerdo conIEC-60870-5-103; es decir, 69-71: disparo L1-L3, 78-83: zona 1-6.

Consulte también la descripción en el capítulo IEC 60870-5-103.

14.6.3.3 Señales de entrada analógicas

Se pueden seleccionar hasta 40 señales analógicas entre señales de entrada analógicasy señales analógicas internas. El PCM600 se utiliza para configurar estas señales.

Para recuperar datos remotos del módulo LDCM, la función deinforme de perturbaciones no debe estar conectada a un bloque



funcional SMAI de 3 ms si este es el único uso previsto para los datosremotos.

El disparador analógico del informe de perturbaciones no se ve afectado si la entradaanalógica M se incluye en el registro de perturbaciones o no (OperationM = On/Off).

Si OperationM = Off, ninguna forma de onda (muestras) se registrará ni se comunicaráen un gráfico. Sin embargo, los valores de disparo, previos a la falta y durante la faltase registran y se comunican. El canal de entrada se sigue pudiendo utilizar paradisparar el registrador de perturbaciones.

Si OperationM = On, la forma de onda (muestras) también se registrará y secomunicará en un gráfico.

NomValueM: valor nominal para la entrada M.

OverTrigOpM, UnderTrigOpM: funcionamiento de sobre/sub disparo; el informe deperturbaciones se puede disparar debido al nivel alto/bajo de la entrada analógica M(On) o no (Off).

OverTrigLeM, UnderTrigLeM: nivel de sobre/sub disparo; valor nominal relativo delnivel alto/bajo de disparo para la entrada analógica M en porcentaje del valor nominal.

14.6.3.4 Parámetros de las subfunciones

Mientras el informe de perturbaciones está en funcionamiento, también lo están todaslas funciones.

IndicacionesIndicationMaN: máscara de indicaciones para la entrada binaria N. Si se ajusta(Show), se captura y se muestra un cambio de estado de esa entrada en particular en elresumen de perturbaciones de la HMI local. Si no se ajustara (Hide), el cambio deestado no se indicará.

SetLEDN: Ajuste el LED rojo en la HMI local, en la parte frontal del IED, si cambiael estado de la entrada binaria N.

Registrador de perturbacionesOperationM: el canal M analógico es registrado por el registrador de perturbaciones(On) o no (Off).

Si OperationM = Off, ninguna forma de onda (muestras) se registrará ni se comunicaráen un gráfico. Sin embargo, los valores de disparo, previos a la falta y durante la faltase registran y se comunican. El canal de entrada se sigue pudiendo utilizar paradisparar el registrador de perturbaciones.

Si OperationM = On, la forma de onda (muestras) también se registrará y secomunicará en un gráfico.



Registrador de eventosLa función de registrador de eventos (ER) no tiene parámetros dedicados.

Registrador de valores de disparoZeroAngleRef: este parámetro define qué señal analógica se utiliza como referencia deángulo de fase para todas las demás señales de entrada analógicas. Esta señal tambiénse utiliza para la medición de frecuencia, y la frecuencia medida se utiliza para elcálculo de los valores de disparo. Se sugiere marcar una señal de entrada de tensión demuestra, por ejemplo, la tensión de fase de una barra o línea (canal 1-30).

Lista de eventosLista de eventos (EL) (SOE) la función no tiene parámetros específicos.

14.6.3.5 Consideraciones

La densidad de los equipos de registro en los sistemas de potencia es cada vez mayor,puesto que la cantidad de IED modernos, donde se incluyen los registradores, estáaumentando. Esto genera una gran cantidad de registros en cada una de lasperturbaciones y se debe administrar mucha información si las funciones de registrono tienen los ajustes adecuados. El objetivo es optimizar los ajustes en cada IED parapoder capturar solo las perturbaciones importantes y maximizar la cantidad que sepuede guardar en el IED.

El tiempo de registro no debe ser más largo de lo necesario (PostFaultrecT yTimeLimit).

• ¿La función solamente debe registrar faltas para el objeto protegido o debeabarcar más?

• ¿Cuál es el tiempo máximo esperado para el despeje de faltas?• ¿Es necesario incluir el reenganche en el registro o una falta persistente debe

generar un segundo registro (PostRetrig)?

Minimice la cantidad de registros:

• Señales binarias: Utilice solo las señales relevantes para iniciar el registro, esdecir, las señales de disparo de la protección, de recepción de portadoras y/o deinicio.

• Señales analógicas: El disparo de nivel debe utilizarse con mucho cuidado,puesto que los ajustes inadecuados generan una gran cantidad de registros. Si decualquier modo se utiliza el disparo por entradas analógicas, elija ajustes con unmargen suficiente con respecto a los valores de funcionamiento normales. No serecomienda el uso de tensiones de fase para el disparo.

Recuerde que los valores de los parámetros ajustados en otro lugar están vinculadoscon la información en un informe. Dichos parámetros incluyen, por ejemplo,identificadores de objeto y estación y relaciones de TC y de TT.



14.7 Informe de estado de señales lógicas BINSTATREP




Informe de estado de señales lógicas BINSTATREP - -

14.7.2 Aplicación

La función de informe de estado de señales lógicas (BINSTATREP) permite que unmaestro SPA interrogue y transmita señales desde diversas funciones.

BINSTATREP tiene 16 entradas y 16 salidas. El estado de las salidas sigue a lasentradas y se puede leer desde la HMI local o a través de comunicación SPA.

Cuando se activa una entrada, la salida respectiva se activa durante un tiempo definidopor el usuario. Si la señal de entrada se mantiene activada durante más tiempo, lasalida se mantiene activada hasta la reposición de la señal de entrada.

t t

INPUTn

OUTPUTn

IEC09000732-1-en.vsdIEC09000732 V1 ES

Figura 177: Diagrama de lógica de BINSTATREP


El tiempo de pulso t es el único ajuste para el informe de estado de señales lógicas(BINSTATREP). Cada salida se puede activar o reponer por separado, pero el tiempode pulso es el mismo para todas las salidas en la función BINSTATREP.

14.8 Contador de límite L4UFCNT






Contador de límite L4UFCNT -

14.8.2 Aplicación

El contador de límite (L4UFCNT) está destinado para aplicaciones donde es necesariocontar los flancos positivos y/o negativos en una señal binaria.

El contador de límite proporciona cuatro límites independientes que se comprobaráncon respecto al valor contado acumulado. Las cuatro salidas de indicación de alcancede límite pueden utilizarse para iniciar acciones de procedimiento. Los indicadores desalida permanecen altos hasta la reposición de la función.

También se puede iniciar el contador desde un valor distinto de cero reponiendo lafunción en el valor inicial deseado proporcionado como un ajuste.

Si fuera aplicable, el contador puede ajustarse para que se detenga o vuelva a cero ycontinúe contando después de alcanzar al valor de conteo máximo. El indicador desalida de desbordamiento continuo indica la siguiente cuenta después de alcanzar elvalor de conteo máximo. También se puede ajustar el contador para que vuelva eindique el desbordamiento como un pulso, que dura hasta el primer conteo después dela vuelta a cero. En este caso, los pulsos periódicos se generarán en el desbordamientomúltiple de la función.


Los parámetros para el contador de límite L4UFCNT se ajustan a través de la HMIlocal o el PCM600.



Sección 15 Mediciones

15.1 Lógica del contador de pulsos PCFCNT




Lógica del contador de pulsos PCFCNT

S00947 V1 EN

-

15.1.2 Aplicación

La función lógica de contador de pulsos (PCFCNT) cuenta los pulsos binariosgenerados de forma externa, por ejemplo, los pulsos que proceden de un medidor deenergía externo, para el cálculo de los valores de consumo de energía. Los pulsos soncapturados por el módulo de entradas binarias (BIM) y son leídos por la funciónPCFCNT. Posteriormente, el número de pulsos en el contador se comunica a través dela barra de estación al sistema de automatización de subestaciones o se lee a través delsistema de monitorización de la estación como valor de servicio. Cuando se utiliza elprotocolo IEC 61850–8–1, se dispone de un valor de servicio a escala en la barra deestación.

El uso normal de esta función es el recuento de pulsos de energía de medidoresexternos. Con este fin, puede utilizarse un número opcional de entradas desde unmódulo de entradas arbitrarias en el IED con una frecuencia de hasta 40 Hz. La lógicade contador de pulsos PCFCNT también puede utilizarse como contador de propósitogeneral.


En el PCM600, estos parámetros se pueden ajustar para cada contador de pulsos porseparado:

• Operation: Off/On• tReporting: 0-3600 s• EventMask: NoEvents/ReportEvents

1MRK 505 302-UES - Sección 15Mediciones


La configuración de las entradas y salidas del bloque funcional PCFCNT de lógica decontador de pulsos se realiza con el PCM600.

En el Módulo de entradas binarias, el tiempo de filtro antirrebote se fija en 5 ms, esdecir, el contador suprime pulsos con una longitud de pulso menor de 5 ms. Lafrecuencia del bloqueo de oscilación de entrada está preestablecida en 40 Hz. Esosignifica que el contador encuentra la oscilación de entrada si la frecuencia de entradaes superior a 40 Hz. La supresión de oscilación se libera a 30 Hz. Los valores para elbloqueo/desbloqueo de la oscilación se pueden cambiar en la HMI local y en elPCM600 en Main menu/Settings/General settings/I/O-modules.

El tiempo antirrebote debe ajustarse al mismo valor para todos loscanales de la tarjeta.

El ajuste es común para todos los canales de entrada en un Módulo deentradas binarias, es decir, si se realizan cambios en los límites paraentradas no conectadas al contador de pulsos, estos cambios tambiéninfluirán en las entradas de la misma tarjeta utilizadas para el recuentode pulsos.

15.2 Función de cálculo de energía y administración de lademanda ETPMMTR




Función de cálculo de energía yadministración de la demanda

ETPMMTR W_Varh -

15.2.2 Aplicación

La función de cálculo de energía y administración de la demanda (ETPMMTR) seutiliza para las estadísticas de la energía reactiva y activa en dirección hacia delante yhacia atrás. Resulta muy precisa gracias a la función de mediciones (CVMMXN). Estafunción ofrece la posibilidad de calibración in situ para aumentar aún más la precisióntotal.

La función se conecta a las salidas instantáneas de (CVMMXN), tal y como se muestraen la figura 178.

Sección 15 1MRK 505 302-UES -Mediciones


ETPMMTR

PQSTARTACCSTOPACCRSTACCRSTDMD

ACCINPRGEAFPULSEEARPULSEERFPULSEERRPULSE

EAFALMEARALMERFALMERRALMEAFACCEARACCERFACCERRACC

MAXPAFDMAXPARDMAXPRFDMAXPRRD

IEC13000184-1-en.vsd IEC13000190 V1 ES

Figura 178: Conexión de la función de cálculo de energía y administración de lademanda ETPMMTR con la función de mediciones (CVMMXN)

Los valores de energía pueden leerse por medio de la comunicación en MWh yMVArh en la herramienta de monitorización del PCM600 o pueden visualizarse en laHMI local. La pantalla gráfica de la HMI local se configura con la herramienta deleditor de la pantalla gráfica (GDE) del PCM600, con un valor de medición que seselecciona como componente activo o reactivo, según se prefiera. Además, puedenvisualizarse todos los valores de energía acumulada activa hacia delante, activa haciaatrás, reactiva hacia delante y reactiva hacia atrás.

Los valores máximos de demanda se visualizan en MWh o MVArh de la mismamanera.

Como alternativa, estos valores de energía pueden visualizarse con la función decontadores de pulsos (PCGGIO). Los valores de salida de energía se ajustan a escalacon los valores de ajuste de la salida de pulsos EAFAccPlsQty, EARAccPlsQty,ERFAccPlsQty y ERVAccPlsQty de la función de medición de energía y acontinuación, el contador de pulsos puede configurarse para mostrar los valorescorrectos mediante el ajuste a escala en esta función. Los valores del contador depulsos pueden visualizarse en la HMI local de la misma manera o pueden enviarse alsistema SA (automatización de subestaciones) por medio de la comunicación, dondela energía total se calcula mediante la suma de los pulsos de energía. Este principio esadecuado para altos valores de energía, ya que de otro modo la saturación de númeroslimita la integración de energía a aproximadamente un año con 50 kV y 3000 A.Posteriormente, la acumulación comienza otra vez desde cero.


Los parámetros se ajustan a través de la HMI local o del PCM600.

Se pueden realizar los siguientes ajustes para la función de cálculo de energía yadministración de la demanda ETPMMTR:


1MRK 505 302-UES - Sección 15Mediciones


Operation: Off/On

EnaAcc: Off/On se utiliza para activar y desactivar la acumulación de energía.

tEnergy: Intervalo de tiempo en el que se mide la energía.

tEnergyOnPls: proporciona el tiempo de activación (ON) del pulso (longitud delpulso). Debe ser al menos 100 ms cuando se conecta al bloque funcional del contadorde pulsos. El valor típico puede ser 100 ms.

tEnergyOffPls: proporciona el tiempo de desactivación (OFF) entre pulsos. El valortípico puede ser 100 ms.

EAFAccPlsQty y EARAccPlsQty: proporcionan el valor MWh en cada pulso. Debeseleccionarse junto con el ajuste del contador de pulsos (PCGGIO) para proporcionarel valor de pulso total correcto.

ERFAccPlsQty y ERVAccPlsQty : proporcionan el valor MVArh en cada pulso. Debeseleccionarse junto con el ajuste del contador de pulsos (PCGGIO) para proporcionarel valor de pulso total correcto.

El usuario avanzado cuenta con una serie de ajustes para la dirección, fijación cero,límite máximo, etc. Por lo general, los valores predeterminados son adecuados paraestos parámetros.

Sección 15 1MRK 505 302-UES -Mediciones


Sección 16 Comunicación de estaciones

16.1 Protocolos serie 670

Cada IED está provisto de una interfaz de comunicación que le permite conectarse auno o varios sistemas de nivel de subestación, ya sea en el bus de Automatización deSubestación (SA) o en el bus de Supervisión de Subestación (SM).

Están disponibles los siguientes protocolos de comunicación:

• Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1• Protocolo de comunicación LON• Protocolo de comunicación SPA o IEC 60870-5-103• Protocolo de comunicación DNP3.0

En teoría, se pueden combinar varios protocolos en el mismo IED.

16.2 Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1

16.2.1 Aplicación de IEC 61850-8-1

El protocolo de comunicación IEC 61850-8-1 permite la comunicación vertical conclientes HSI y la comunicación horizontal entre dos o más dispositivos electrónicosinteligentes (IED) de uno o varios fabricantes para el intercambio de información,para utilizarlo en las funciones y para lograr una adecuada colaboración.

GOOSE (evento de subestación orientado a objetos genéricos), que forma parte de lanorma IEC 61850–8–1, permite que los IED transmitan entre sí la información deestado y control mediante un mecanismo de publicación-suscripción. Es decir, aldetectar un evento, los IED utilizan una transmisión multidifusión para notificárseloa aquellos dispositivos que se han registrado para recibir datos. Un IED puedecomunicar su estado mediante la publicación de un mensaje GOOSE. También puedesolicitar que se dirija una acción de control a algún dispositivo de la red.

La figura 179 muestra la topología de una configuración de IEC 61850–8–1. IEC61850–8–1 solo especifica la interfaz con la LAN de la subestación. La LAN en símisma se deja al integrador del sistema.

1MRK 505 302-UES - Sección 16Comunicación de estaciones


KIOSK 2 KIOSK 3

Sistema básico HSI de la estación

SMS de estación de trabajo de

ingeniería

Pasarela (gateway)

Impresora

CC

IEC09000135_en.vsd

KIOSK 1

IED 1

IED 2

IED 3

IED 1

IED 2

IED 3

IED 1

IED 2

IED 3

IEC09000135 V1 ES

Figura 179: SA con IEC 61850–8–1

La figura 180 muestra la comunicación punto a punto GOOSE.

Control Protección Control Protección Control y protección

GOOSE

en05000734.vsd

MicroSCADA de HSI de estación Puerta de

enlace

IED

A

IED

A

IED

A

IED

A

IED

A

IEC05000734 V1 ES

Figura 180: Ejemplo de un mensaje GOOSE difundido

Sección 16 1MRK 505 302-UES -Comunicación de estaciones


16.2.2 Comunicación horizontal a través de GOOSE para elenclavamiento de GOOSEINTLKRCV

Tabla 42: GOOSEINTLKRCV Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónOperation Off

On- - Off Operación Off/On


Existen dos ajustes relacionados con el protocolo IEC 61850–8–1:

Operation El usuario puede ajustar la comunicación IEC 61850 a On o Off.

GOOSE tiene que ajustarse al enlace Ethernet donde se envía y recibe el tráficoGOOSE.

16.2.4 Función de comunicación genérica para indicación de unsolo punto SPGAPC, SP16GAPC


La función de comunicación genérica para el valor medido (SPGAPC) se utiliza paraenviar una sola salida lógica a otros sistemas o equipos de la subestación. Tiene unaentrada visible que debería conectarse en la herramienta ACT.


El usuario no dispone de ajustes para SPGAPC. Sin embargo, debe utilizarse elPCM600 para obtener las señales enviadas por SPGAPC.

16.2.5 Función de comunicación genérica para el valor medidoMVGAPC


La función de comunicación genérica para valor medido MVGAPC se utiliza paraenviar el valor instantáneo de una salida analógica a otros sistemas o equipos de lasubestación. También se puede utilizar dentro del mismo IED para proporcionar unaspecto RANGE a un valor analógico y permitir la supervisión de la medición dedicho valor.




Los ajustes disponibles para la función de comunicación genérica para el valormedido (MVGAPC) permiten que el usuario elija una zona muerta y una zona muertacero para la señal monitorizada. Los valores dentro de la zona muerta cero seconsideran cero.

Los ajustes de los límites alto y bajo proporcionan límites para los rangos alto-alto,alto, normal, bajo y bajo-bajo del valor medido. El rango real del valor medido semuestra en la salida de rango del bloque funcional MVGAPC. Cuando se conecta unbloque de expansión de valores medidos (RANGE_XP) a la salida de rango, lassalidas lógicas de RANGE_XP se cambian de forma correspondiente.

16.2.6 Comunicación de barra de estación redundante IEC61850-8-1

16.2.6.1 Identificación

Descripción de lafunción

Identificación de LHMI Identificación IEC61850



Estado de protocolode redundancia enparalelo

PRPSTATUS RCHLCCH - -

Configuración decontrolador dúo

PRP - - -


Estado de protocolo de redundancia en paralelo (PRPSTATUS) junto conConfiguración de controlador dúo (DUODRV) se utilizan para supervisar y aseguraruna comunicación Ethernet redundante sobre dos canales. Esto asegurará latransferencia de datos incluso si un canal de comunicación no pudiera estar disponiblepor algún motivo. Juntos, PRPSTATUS y DUODRV, proporcionan comunicaciónredundante sobre la barra de estación que ejecuta el protocolo IEC 61850-8-1. Lacomunicación redundante utiliza el puerto AB y CD en el módulo OEM.



Duo

Switch A Switch B

1 2

Supervisión de redundancia

Sistema de control de estación

DatosDatos


IED Configuración

DUODRV PRPSTATUS

1 2

OEM

AB CD

DatosDatos

IEC09000758 V2 ES

Figura 181: Barra de estación redundante


La comunicación redundante (DUODRV) se configura en la HMI local en Mainmenu/Settings/General settings/Communication/Ethernet configuration/RearOEM - Redundant PRP

Los ajustes pueden visualizarse, aunque no ajustarse, en la herramienta de ajuste deparámetros del PCM600 en Main menu/IED Configuration/Communication/Ethernet configuration/DUODRV:



Operation: La comunicación redundante se activará cuando este parámetro se ajuste aOn.Después de la confirmación, el IED se reiniciará y las alternativas de ajuste RearOEM - Port AB y CD no se volverán a mostrar en la HMI local. ETHLANAB yETHLANCD en la herramienta de ajuste de parámetros son irrelevantes cuando seactiva la comunicación redundante; solo son válidos IPAdress e IPMask deDUODRV .


IEC10000057 V1 ES

Figura 182: Pantalla de PST: Operation de DUODRV se ajusta a On, lo queafecta a Rear OEM - Port AB y CD, que se ajustan a Duo



16.3 Protocolo de comunicación LON

16.3.1 Aplicación

Centro de control

IED IEDIED

Pasarela

Acoplador en estrellaRER 111

HSI MicroSCADA de la estación


IEC05000663 V2 ES

Figura 183: Ejemplo de una estructura de comunicación LON para un sistema deautomatización de subestaciones

Es posible utilizar una red óptica dentro del sistema de automatización desubestaciones. Esto permite la comunicación con los IED serie 670 a través del busLON desde el lugar de trabajo del operario, desde el centro de control y también desdeotros IED a través de la comunicación horizontal de bahía a bahía.

El bus LON de fibra óptica se implementa utilizando cables de fibra óptica con núcleode vidrio o de plástico.

Tabla 43: Especificación de los conectores de fibra óptica

Fibra de vidrio Fibra de plásticoConector de cables Conector ST Conector a presión

Diámetro del cable 62,5/125 m 1 mm

Longitud máxima del cable 1000 m 10 m

Longitud de onda 820-900 nm 660 nm

Potencia transmitida -13 dBm (HFBR-1414) -13 dBm (HFBR-1521)

Sensibilidad del receptor -24 dBm (HFBR-2412) -20 dBm (HFBR-2521)



El protocolo LONEl protocolo LON se especifica en la versión 3 de la especificación del protocoloLonTalk de Echelon Corporation. Este protocolo está diseñado para la comunicaciónen redes de control y es un protocolo punto a punto en el que todos los dispositivosconectados a la red se pueden comunicar entre sí directamente. Para obtener másinformación sobre la comunicación bahía a bahía, consulte la sección sobre la funciónde órdenes múltiples.

Módulos de hardware y de softwareEl hardware necesario para aplicar la comunicación LON depende de la aplicación,aunque una unidad central muy necesaria es el acoplador en estrella LON y fibrasópticas que conecten el acoplador a los IED. Para conectar los IED desdeMicroSCADA, se requiere la biblioteca de aplicaciones LIB670.

Se incluye el módulo de software Control 670 de alta tensión en el paquete de procesosde alta tensión LIB520, que forma parte de la biblioteca de software de aplicacionesen aplicaciones MicroSCADA.

Este módulo de software se utiliza para funciones de control en los IED de la serie 670.Contiene la ilustración del proceso, los diálogos y una herramienta para generar labase de datos del proceso para la aplicación de control de MicroSCADA.

Utilice la herramienta de red LON (LNT) para ajustar la comunicación LON. Es unaherramienta de software aplicada como un nodo en la barra LON. Para comunicarsea través de LON, los IED deben saber:

• Las direcciones de nodo de los demás IED conectados• Los selectores de variables de red que se van a utilizar

Esto se organiza mediante la herramienta LNT.

La dirección del nodo se transfiere a la LNT a través de la HMI local ajustando elparámetro ServicePinMsg = Yes. La dirección del nodo se envía a la LNT mediante labarra LON, o bien la LNT puede explorar la red para localizar nuevos nodos.

La velocidad de comunicación de la barra LON se ajusta en el valor predeterminadode 1,25 Mbit/s. Esto puede cambiarse con LNT.

16.4 Protocolo de comunicación SPA

16.4.1 Aplicación

Protocolo de comunicación SPA como alternativa a IEC 60870-5-103. Se utiliza elmismo puerto de comunicación que para IEC 60870-5-103.

Para la comunicación con un PC conectado a la LAN de la subestación de la compañíaa través de WAN y la LAN de la oficina de la compañía, tal y como se muestra en la



figura 184, y con el puerto Ethernet posterior en el módulo Ethernet óptico (OEM), elúnico hardware necesario para un sistema de monitorización de estación es:

• Fibra óptica desde el IED hasta la LAN de la subestación de la compañía• PC conectado a la LAN de la oficina de la compañía

IED IEDIED

LAN de subestación


Monitorización remota

LAN de la compañía

WAN

IEC05000715 V3 ES

Figura 184: Estructura de una comunicación SPA para un sistema demonitorización remoto a través de LAN y WAN de subestación, yLAN de la compañía

La comunicación SPA se utiliza principalmente para el sistema de monitorización deestaciones. Puede incluir diferentes IED con posibilidades de comunicación remota.La conexión a un ordenador (PC) puede realizarse de forma directa (si el PC estáubicado en la subestación) o por módem telefónico a través de una red telefónica concaracterísticas ITU (antes CCITT) o a través de una conexión LAN/WAN.

vidrio <1000 m según el balance óptico

plástico <20 m (cubículo interno) según el balance óptico

FuncionalidadEl protocolo SPA v2.5 es un protocolo basado en ASCII para la comunicación enserie. La comunicación se basa en el principio maestro-esclavo, donde el IED es unesclavo y el PC es el maestro. Solo corresponde un maestro a cada bucle de fibraóptica. Se necesita un programa en el ordenador-maestro para interpretar los códigosdel bus SPA y convertir los datos que se deberían enviar al IED.

Para la especificación del protocolo SPA v2.5, consulte el protocolo de comunicacióndel bus SPA, v2.5.


Los parámetros de ajuste para la comunicación SPA se ajustan a través de la HMIlocal.



SPA, IEC 60870-5-103 y DNP3 utilizan el mismo puerto posterior de comunicación.Ajuste el parámetro Operation, en Main menu /Settings /General settings /Communication /SLM configuration /Rear optical SPA-IEC-DNP port /Protocol selection to the selected protocol.

Una vez seleccionados los protocolos de comunicación, el IED se reiniciaautomáticamente.

Los ajustes más importantes en el IED para la comunicación SPA son el número deesclavo y la velocidad en baudios (velocidad de comunicación). Estos ajustes sonabsolutamente fundamentales para todo contacto de comunicación con el IED.

Estos ajustes solo se pueden realizar en la HMI local para la comunicación de canalposterior y canal frontal.

El número de esclavo puede ajustarse a cualquier valor del 1 al 899, siempre y cuandosea exclusivo dentro del bucle SPA utilizado.

La velocidad en baudios, que es la velocidad de comunicación, se puede ajustar entre300 y 38400 baudios. Para determinar la velocidad de comunicación nominal para lasinterfaces de comunicación seleccionadas, consulte los datos técnicos. La velocidadde baudios debería ser la misma para toda la estación, aunque pueden existir diferentesvelocidades de baudios en un bucle. Si se utilizan diferentes velocidades de baudiosen el mismo bucle de fibra óptica o si se utiliza la red RS485, tenga esto en cuenta alajustar la comunicación en el maestro de comunicación, el PC.

Para la comunicación de fibra óptica local, 19200 o 38400 baudios es el ajuste normal.Si se utiliza comunicación telefónica, la velocidad de comunicación depende de lacalidad de la conexión y del tipo de módem utilizado. Pero recuerde que el IED noadapta su velocidad a las condiciones de comunicación reales porque la velocidad estáajustada en la HMI local.



16.5 Protocolo de comunicación IEC 60870-5-103

16.5.1 Aplicación

HIS estación

Puerta de enlace

Acoplador en

estrella

IEDIED IED

TCP/IP

Centro de control

=IEC05000660=4=es=Orig inal.vsd

IEC05000660 V4 ES

Figura 185: Ejemplo de estructura de una comunicación IEC 60870-5-103 paraun sistema de automatización de subestaciones

El protocolo de comunicación IEC 60870-5-103 se utiliza principalmente cuando unIED de protección se comunica con un sistema de control o monitorización externo.Este sistema debe tener software que pueda interpretar los mensajes de lacomunicación IEC 60870-5-103.

Para la comunicación local en la estación con un ordenador personal (PC) o unaunidad de terminal remoto (RTU) conectada al módulo de comunicación yprocesamiento, el único hardware necesario es fibra óptica y un convertidoroptoelectrónico para el PC/RTU, o una conexión RS-485 dependiendo de la interfazde comunicación del IED utilizada.

FuncionalidadIEC 60870-5-103 es un protocolo no equilibrado (maestro-esclavo) para intercambiarinformación con un sistema de control mediante la comunicación en serie con códigode bits. En la terminología de IEC, una estación primaria es un maestro y una estaciónsecundaria es un esclavo. La comunicación se basa en el principio punto a punto. Elmaestro debe tener software que pueda interpretar los mensajes de la comunicación



IEC 60870-5-103. Para obtener información detallada sobre el protocolo IEC60870-5-103, consulte la parte 5 del estándar IEC60870: protocolos de transmisión, yla sección 103, estándar complementario para la interfaz informativa del equipo deprotección.

Diseño

GeneralLa implementación del protocolo consiste en las siguientes funciones:

• Gestión de eventos• Comunicación de valores de servicio analógicos (mediciones)• Localización de falta• Gestión de órdenes

• Reenganche automático ON/OFF• Teleprotección ON/OFF• Protección ON/OFF• Reposición del LED• Características 1-4 (grupos de ajustes)

• Transferencia de archivos (archivos de perturbaciones)• Sincronización horaria

HardwarePara la comunicación local con un ordenador (PC) o una unidad de terminal remoto(RTU) en la estación mediante el puerto SPA/IEC, el único hardware necesario es:fibra óptica de vidrio/plástico, convertidor opto-eléctrico para el PC/RTU, PC/RTU.

ÓrdenesLas órdenes definidas en el protocolo IEC 60870-5-103 están representadas enbloques funcionales específicos. Estos bloques tienen señales de salida para todas lasórdenes disponibles según el protocolo.

• Órdenes del IED en la dirección de control

Bloque funcional con funciones del IED definidas en la dirección de control,I103IEDCMD. Este bloque utiliza PARAMETR como FUNCTION TYPE, y elparámetro INFORMATION NUMBER se define para cada señal de salida.

• Órdenes de funciones en la dirección de control

Bloque funcional con funciones predefinidas en la dirección de control, I103CMD.Este bloque incluye el parámetro FUNCTION TYPE y el parámetro INFORMATIONNUMBER se define para cada señal de salida.

• Órdenes de funciones en la dirección de control

Bloque funcional con funciones definidas por el usuario en la dirección de control,I103UserCMD. Estos bloques funcionales incluyen el parámetro FUNCTION TYPE



para cada bloque en el rango privado y el parámetro INFORMATION NUMBER paracada señal de salida.

EstadoLos eventos creados en el IED disponibles para el protocolo IEC 60870-5-103 sebasan en:

• La indicación de estado del IED en la dirección de monitorización

Bloque funcional con funciones del IED definidas en la dirección de monitorización,I103IED. Este bloque utiliza PARAMETER como FUNCTION TYPE, y elparámetro INFORMATION NUMBER se define para cada señal de entrada.

• La indicación de estado de las funciones en la dirección de monitorización,definida por el usuario

Bloques funcionales con señales de entrada definidas por el usuario en la dirección demonitorización, I103UserDef. Estos bloques funcionales incluyen el parámetroFUNCTION TYPE para cada bloque en el rango privado y el parámetroINFORMATION NUMBER para cada señal de entrada.

• Indicaciones de supervisión en la dirección de monitorización

Bloque funcional con funciones definidas para indicaciones de supervisión en ladirección de monitorización, I103Superv. Este bloque incluye el parámetroFUNCTION TYPE y el parámetro INFORMATION NUMBER se define para cadaseñal de salida.

• Indicaciones de falta a tierra en la dirección de monitorización

Bloque funcional con funciones definidas para indicaciones de falta a tierra en ladirección de monitorización, I103EF. Este bloque incluye el parámetro FUNCTIONTYPE y el parámetro INFORMATION NUMBER se define para cada señal de salida.

• Indicaciones de falta en la dirección de monitorización, tipo 1

Bloque funcional con funciones definidas para indicaciones de faltas en la direcciónde monitorización, I103FltDis. Este bloque incluye el parámetro FUNCTION TYPE,y se define el parámetro INFORMATION NUMBER para cada señal de entrada. Estebloque es adecuado para la función de protección de distancia.

• Indicaciones de falta en la dirección de monitorización, tipo 2

Bloque funcional con funciones definidas para indicaciones de faltas en la direcciónde monitorización, I103FltStd. Este bloque incluye el parámetro FUNCTION TYPE,y se define el parámetro INFORMATION NUMBER para cada señal de entrada.



Este bloque es adecuado para las funciones de protección diferencial de línea,diferencial de transformador, de sobreintensidad y de falta a tierra.

• Indicaciones de reenganche automático en la dirección de monitorización

Bloque funcional con funciones definidas para indicaciones de reengancheautomático en la dirección de monitorización, I103AR. Este bloque incluye elparámetro FUNCTION TYPE y el parámetro INFORMATION NUMBER se definepara cada señal de salida.

MensurandosLas mediciones se pueden incluir como de tipo 3.1, 3.2, 3.3, 3.4 y de tipo 9, según lanorma.

• Mediciones en el rango público

Bloque funcional que comunica todos los tipos de medición válidos según las señalesconectadas, I103Meas.

• Mediciones en el rango privado

Bloques funcionales con mensurandos de entrada definidos por el usuario en ladirección de monitorización, I103MeasUsr. Estos bloques funcionales incluyen elparámetro FUNCTION TYPE para cada bloque en el rango privado y el parámetroINFORMATION NUMBER para cada bloque.

Localización de faltaLa localización de una falta se expresa en ohmios reactivos. En relación con lalongitud de la línea en ohmios reactivos, proporciona la distancia a la falta enporcentaje. Los datos están disponibles y se comunican cuando se incluye la funciónde localizador de faltas en el IED.

Registros de perturbaciones

• La funcionalidad de transferencia se basa en la función de registrador deperturbaciones. Las señales analógicas y binarias registradas se comunican almaestro mediante un sondeo. Las últimas ocho perturbaciones registradas estándisponibles para transferirse al maestro. Un archivo que ha sido transferido yreconocido por el maestro no puede volverse a transferir.

• Las señales binarias que se incluyen en el registrador de perturbaciones sonaquellas que están conectadas a los bloques funcionales de perturbacionesB1RBDR a B6RBDR. Estos bloques funcionales incluyen el tipo de función y elnúmero de información para cada señal. Para obtener más información sobre elinforme de perturbaciones, consulte la descripción en el manual de referenciastécnicas. Los canales analógicos comunicados son aquellos que están conectadosa los bloques funcionales de perturbaciones A1RADR a A4RADR. Los primerosocho pertenecen al rango público y los demás al rango privado.

Ajustes



Ajustes para comunicación RS485 y serie óptica

Ajustes generalesSPA, DNP y IEC 60870-5-103 se pueden configurar para que funcionen sobre elpuerto serie SLM, aunque DNP y IEC 60870-5-103 solo pueden utilizar el puertoRS485. Solo se puede activar un único protocolo simultáneo en cada puerto físico.

Se utilizan dos áreas diferentes del HMI para configurar el protocolo IEC60870-5-103.

1. Los parámetros específicos para el puerto del protocolo IEC 60870-5-103 seconfiguran desde:Menú principal/Configuración/Comunicación/Comunicación deestaciones/IEC6870-5-103/• <config-selector>• SlaveAddress• BaudRate• RevPolarity (solo canal óptico)• CycMeasRepTime• MasterTimeDomain• TimeSyncMode• EvalTimeAccuracy• EventRepMode• CmdMode

<config-selector> es:• “OPTICAL103:1” para el canal serie óptico en el SLM• “RS485103:1” para el puerto RS485

2. El protocolo para activar un puerto físico se selecciona en:Menú principal/Configuración/Comunicación/Comunicación deestaciones/Configuración de puerto/• Puerto RS485

• RS485PROT:1 (off, DNP, IEC103)• SLM puerto serie óptico SLM

• PROTOCOL:1 (off, DNP, IEC103, SPA)



GUID-CD4EB23C-65E7-4ED5-AFB1-A9D5E9EE7CA8 V3 EN

GUID-CD4EB23C-65E7-4ED5-AFB1-A9D5E9EE7CA8 V3 ES

Figura 186: Ajustes para la comunicación IEC 60870-5-103

Los ajustes generales para la comunicación IEC 60870-5-103 son los siguientes:

• SlaveAddress y BaudRate: Ajustes para el número de esclavo y la velocidad decomunicación (velocidad en baudios).El número de esclavo se puede ajustar a cualquier valor entre 1 y 254. Lavelocidad de comunicación se puede ajustar a 9600 bits/s o 19 200 bits/s.

• RevPolarity: Ajuste para inversión de la luz (o no). El ajuste estándar de IEC60870-5-103 es On (Activado).

• CycMeasRepTime: Consulte el bloque funcional I103MEAS para másinformación.

• EventRepMode: Define el modo en que se informa de los eventos. La memoriaintermedia de eventos tiene capacidad para 1000 eventos.

Modo de información de eventosSi se selecciona SeqOfEvent, todos los eventos GI y espontáneos se entregarán en elorden en el que se generen en el BSW. El valor más reciente es el valor más recientesuministrado. Todos los datos de GI desde un solo bloque provendrán del mismo ciclo.

Si se selecciona HiPriSpont, los eventos espontáneos se entregarán antes del eventode GI. Para evitar el suministro de datos de GI antiguos tras un nuevo eventoespontáneo, el evento GI pendiente se modifica para que contenga el mismo valor queel evento espontáneo. En consecuencia, el conjunto de datos GI no presentacorrelación de tiempo.

Los ajustes de los parámetros de comunicación Número de esclavo y Velocidad enbaudios se encuentran en la HMI local, en: Menú principal/Configuración/Comunicación/Configuración de estación /SPA/SPA:1 y seleccione un protocolo.

Ajustes en el PCM600EventoPara cada entrada de la función de eventos (EVENT), hay un ajuste para el número deinformación de la señal conectada. El número de información se puede ajustar a unvalor cualquiera entre 0 y 255. Para que la secuencia de eventos funcionecorrectamente, las máscaras de eventos en la función de eventos se deben ajustar aON_CHANGE. Para señales de orden simple, la máscara de evento se debe ajustar aON_SET.



Además, hay un ajuste en cada bloque de eventos para el tipo de función. Consulte ladescripción de ajuste del tipo de función principal en la HMI local.

ÓrdenesCon respecto a las órdenes definidas en el protocolo, hay un bloque funcionalespecífico con ocho señales de salida. Utilice el PCM600 para configurar estasseñales. Para llevar a cabo la orden BlockOfInformation, que se opera desde la HMIlocal, se debe conectar la salida BLKINFO del bloque funcional de órdenes IECICOM a una entrada de un bloque funcional de eventos. Esta entrada debe tener elnúmero de información 20 (dirección de monitorización bloqueada) según elestándar.

Registros de perturbacionesPara cada entrada de la función de registrador de perturbaciones, hay un ajuste para elnúmero de información de la señal conectada. El tipo de función y elnúmero deinformación se pueden ajustar a cualquier valor entre 0 y 255. Para obtener el INF yFUN de las señales binarias registradas, existen parámetros en el registrador deperturbaciones para cada entrada. El usuario debe ajustar estos parámetros a lo queconecte a la entrada correspondiente.

Consulte la descripción de ajuste del tipo de función principal en la HMI local.

Los canales analógicos registrados se envían con ASDU26 y ASDU31. Un elementode información en estas ASDU se denomina ACC e indica el canal real que seprocesará. Los canales en el registrador de perturbaciones se enviarán con un ACC deacuerdo con la siguiente tabla:

Entrada DRA# ACC Significado de IEC1031 1 IL1

2 2 IL2

3 3 IL3

4 4 IN

5 5 UL1

6 6 UL2

7 7 UL3

8 8 UN

9 64 Rango privado

10 65 Rango privado

11 66 Rango privado

12 67 Rango privado

13 68 Rango privado

14 69 Rango privado

15 70 Rango privado

16 71 Rango privado

17 72 Rango privado

18 73 Rango privado




Entrada DRA# ACC Significado de IEC10319 74 Rango privado

20 75 Rango privado

21 76 Rango privado

22 77 Rango privado

23 78 Rango privado

24 79 Rango privado

25 80 Rango privado

26 81 Rango privado

27 82 Rango privado

28 83 Rango privado

29 84 Rango privado

30 85 Rango privado

31 86 Rango privado

32 87 Rango privado

33 88 Rango privado

34 89 Rango privado

35 90 Rango privado

36 91 Rango privado

37 92 Rango privado

38 93 Rango privado

39 94 Rango privado

40 95 Rango privado

Tipos de funciones e informaciónEl tipo de función se define de la siguiente manera:

128 = protección de distancia

160 = protección de sobreintensidad

176 = protección diferencial de transformador

192 = protección diferencial de línea

Consulte las tablas en el manual de referencias técnicas/la comunicación de estacionesque especifican los tipos de información que admite el protocolo de comunicaciónIEC 60870-5-103.

Para admitir la información, deben incluirse las funciones correspondientes en el IEDde protección.

No hay representación para las siguientes partes:



• Generación de eventos para el modo de prueba• Causa de transmisión: N° información 11, funcionamiento local

No se admite EIA RS-485. Debería utilizarse fibra de vidrio o plástico. BFOC/2.5 esla interfaz recomendada (BFOC/2.5 es lo mismo que los conectores ST). Losconectores ST se utilizan con la potencia óptica tal y como se especifica en la norma.

Para obtener más información, consulte la norma IEC 60870-5-103.

16.6 MULTICMDRCV y MULTICMDSND




Recepción y órdenes múltiples MULTICMDRCV - -

Envío y órdenes múltiples MULTICMDSND - -

16.6.2 Aplicación

El IED proporciona dos bloques funcionales que permiten a varios IED enviar yrecibir señales a través de la barra interbahía. El bloque funcional de envíoMULTICMDSND toma 16 entradas binarias. LON habilita su transmisión al bloquefuncional de recepción equivalente, MULTICMDRCV, que tiene 16 salidas binarias.


16.6.3.1 Ajustes

Los parámetros para la función de órdenes múltiples se ajustan a través del PCM600.

El parámetro Mode ajusta las salidas al modo Continuo o Pulsada .



Sección 17 Comunicación remota

17.1 Transferencia de señales binarias




Transferencia de señales binarias BinSignReceive - -

Transferencia de señales binarias BinSignTransm - -

17.1.2 Aplicación

Los IED pueden estar equipados con dispositivos de comunicación paracomunicación diferencial de línea y/o comunicación de señales binarias entre los IED.Se utiliza el mismo hardware de comunicación para ambos propósitos.

La comunicación entre dos IED en dos ubicaciones geográficas diferentes es una partefundamental de la función diferencial de línea.

El envío de señales binarias entre dos IED, uno en cada extremo de una línea depotencia, se utiliza en esquemas de teleprotección y para disparo transferido directo.Además de esto, hay posibilidades de aplicación, por ejemplo, funcionalidad debloqueo/habilitación en la subestación remota, cambio de grupo de ajuste en el IEDremoto dependiendo de la situación de conmutación en la subestación local, etc.

Cuando un canal de comunicación de 64 kbit/s se encuentra equipado con un LDCM,se lo puede conectar al IED, que entonces tiene la capacidad de 192 señales binariaspara comunicarse con un IED remoto.

17.1.2.1 Soluciones de hardware de comunicación

El LDCM (módulo de comunicación de datos de línea) tiene una conexión óptica paraque dos IED se puedan conectar a través de una fibra directa (multimodo), como seobserva en la figura 187. El protocolo que se utiliza es IEEE/ANSI C37.94. Con estasolución, la distancia típica es de 110 km.

1MRK 505 302-UES - Sección 17Comunicación remota


LDCM

LDCM

LDCM

LDCMLDCM

LDCMLDCMLDCM

LDCMLDCM

LDCM

LDCMLD

CMLD

CM

LDCMLDCM

en06000519-2.vsdIEC06000519 V2 ES

Figura 187: Conexión de fibra óptica directa entre dos IED con un LDCM

El LDCM también se puede utilizar junto con un conversor externo de fibra óptica aconexión galvánica G.703 o con un conversor externo de fibra óptica a conexióngalvánica X.21, como se observa en la figura 188. Estas soluciones están destinadasa conexiones con un multiplexor que, al mismo tiempo, está conectado a una red detransmisión de telecomunicaciones (por ejemplo, SDH o PDH).

IEC05000527 V1 ES

Figura 188: LDCM con un conversor externo de fibra óptica a conexión galvánicay un multiplexor

Cuando se utiliza un módem externo G.703 o X21, la conexión entre el LDCM y elmódem se realiza con una fibra multimodo de un máximo de 3 km de longitud. Elprotocolo IEEE/ANSI C37.94 se utiliza siempre entre el LDCM y el módem.

De manera alternativa, se puede utilizar un LDCM con un convertidor incorporado X.21 y una salida de conector de 15 polos micro D-sub.

17.1.2.2 Posibilidad de aplicación con REB670 monofásico

Para aplicaciones de protección de barras en subestaciones donde se necesitaselección dinámica de zonas, suele ser necesario cablear los contactos auxiliares

Sección 17 1MRK 505 302-UES -Comunicación remota


normalmente abiertos y normalmente cerrados desde cada seccionador y/o interruptormonitorizado hasta las entradas de optoacoplador de la protección de barras. Cuandose utiliza la versión monofásica de REB670, se necesitan seis entradas deoptoacoplador (es decir, dos en cada fase/IED) por cada objeto de aparamenta deconexión primaria. Para estaciones grandes (por ejemplo, con 24 bahías), estorequiere bastantes entradas binarias en cada IED. Para limitar la cantidad de entradasde optoacopladores necesarias en cada IED, se pueden utilizar módulos decomunicación LDCM a fin de compartir de manera eficaz las E/S binarias entre tresunidades, tal y como se muestra en la figura 189189.

Estado del conductor de

los seccionadores desde

las Bahías 01-08L

DC

M#

1L

DC

M#2

LD

CM

#1

LD

CM

#2

LD

CM

#1

LD

CM

#2

REB 670, B31

Fase L1



las Bahías 01-08

REB 670, B31

Fase L2

REB 670, B31

Fase L3




las Bahías 01-08

<= 192 señales binarias =>



IEC06000198 V2 ES

Figura 189: Ejemplo de cómo compartir E/S binarias entre IED REB670monofásicos utilizando módulos LCDM

Tal y como se muestra en la figura 189, solo se puede cablear el estado para las bahías01-08 a L1-IED. Posteriormente, se puede enviar la información sobre el estado de loscontactos auxiliares para los objetos de la aparamenta desde estas ocho bahías, a travésde módulos LDCM, hasta las otras dos fases. De modo similar, la informaciónprocedente de otras bahías solo puede cablearse en la fase L2 o L3 del IED para luegocompartirse con las otras dos fases a través de una comunicación LDCM.

El retardo típico de una comunicación LDCM entre dos IED se encuentra en el ordende 30 - 40 ms. Tenga en cuenta que para el estado del seccionador, este retardo nosupondrá ningún problema práctico. Sin embargo, el retardo de tiempo provocado porla comunicación LDCM puede resultar crucial para el estado de los interruptores. Entales casos, se recomienda encarecidamente que al menos la orden de cierre delinterruptor desde cada interruptor esté cableada directamente a las tres fases/IED paraminimizar el riesgo de una operación no deseada de las zonas de protección diferencial



de barras debido a una inclusión tardía de la corriente de la bahía correspondiente enel circuito de medición diferencial.


ChannelMode: Este parámetro puede ajustarse a On o Off. Además de esto, puedeajustarse OutOfService, lo que significa que el LDCM local está fuera de servicio. Porlo tanto, con este ajuste, el canal de comunicación se encuentra activo y se envía unmensaje al IED remoto indicando que el IED local se encuentra fuera de servicio,aunque no aparece la señal COMFAIL y los valores analógicos y binarios se envíancomo cero.

TerminalNo: Este ajuste debe utilizarse para asignar una dirección exclusiva a cadaLDCM en todos los IED diferenciales de corriente. Se puede asignar un númeroexclusivo a un grupo formado por hasta 256 LDCM. Considere un IED local con dosLDCM:

• LDCM para ranura 302: Ajuste TerminalNo a 1 y RemoteTermNo a 2• LDCM para ranura 303: Ajuste TerminalNo a 3 y RemoteTermNo a 4

En aplicaciones diferenciales de corriente de múltiples terminales con 4 LDCM encada IED, deben ajustarse hasta 20 direcciones exclusivas.

La dirección exclusiva es necesaria para proporcionar alta seguridadcontra direccionamiento incorrecto en el sistema de comunicación.Con el mismo número para el ajuste TerminalNo en algunos de losLDCM, una prueba de bucle de retorno en el sistema de comunicaciónpuede proporcionar un disparo incorrecto.

RemoteTermNo: Este ajuste asigna un número a cada LDCM relacionado en el IEDremoto. Para cada LDCM, el parámetro RemoteTermNo debe ajustarse a un valordiferente del parámetro TerminalNo, aunque igual al TerminalNo del LDCM delextremo remoto. En el IED remoto, los ajustes TerminalNo y RemoteTermNo seinvierten de la siguiente manera:

• LDCM para ranura 302: Ajuste TerminalNo a 2 y RemoteTermNo a 1• LDCM para ranura 303: Ajuste TerminalNo a 4 y RemoteTermNo a 3

El canal redundante siempre se configura en la posición inferior, porejemplo

• Ranura 302: Canal principal• Ranura 303: Canal redundante

Lo mismo puede aplicarse para la ranura 312-313 y ranura 322-323.



DiffSync: Aquí se selecciona el método de sincronización horaria, Echo o GPS, parala función diferencial de línea.

GPSSyncErr: Si se pierde la sincronización de GPS, la sincronización de la funcióndiferencial de línea continúa durante 16 s en función de la estabilidad de los relojeslocales del IED. Posteriormente, el ajuste Block bloqueará la función diferencial delínea o el ajuste Echo hará que continúe utilizando el método de sincronización Echo.Debe tenerse en cuenta que el uso de Echo en esta situación solo resulta seguromientras no haya riesgo de variación en la asimetría de transmisión.

CommSync: Este ajuste decide la relación Master o Slave en el sistema decomunicación y no debe confundirse con la sincronización de las muestras de lacorriente diferencial de línea. Cuando se utiliza fibra directa, se ajusta un LDCM comoMaster y el otro como Slave. Cuando se utiliza un módem y un multiplexor, el IED seajusta siempre como Slave, ya que el sistema de telecomunicación proporciona el relojmaestro.

OptoPower: El ajuste LowPower se utiliza para fibras de 0 – 1 km y HighPower parafibras >1 km.

TransmCurr: Este ajuste decide cuál de las 2 corrientes locales posibles debetransmitirse, si debe transmitirse la suma de 2 corrientes locales y cómo, o finalmentesi debe utilizarse el canal como canal redundante.

En una disposición de interruptor y medio, existirán 2 corrientes locales y la conexióna tierra para cada una de ellas en los TC puede ser diferente. CT-SUM transmite lasuma de los 2 grupos de TC. CT-DIFF1 transmitirá el grupo 1 de TC menos el grupo2 de TC y CT-DIFF2 transmitirá el grupo 2 de TC menos el grupo 1 de TC.

CT-GRP1 o CT-GRP2 transmite el grupo de TC correspondiente, y el ajusteRedundantChannel hace que se utilice el canal como canal de respaldo.

ComFailAlrmDel: Retardo de la alarma de fallo de comunicación. En los sistemas decomunicación, la conmutación de rutas puede provocar en ocasiones interrupcionescon una duración de hasta 50 ms. Por lo tanto, un ajuste de retardo de tiempodemasiado corto puede generar alarmas de interferencia en dichas situaciones.

ComFailResDel: Retardo de reposición de alarma de fallo de comunicación.

RedChSwTime: Retardo previo al cambio a un canal redundante en caso de fallo delcanal primario.

RedChRturnTime: Retardo previo en la vuelta al canal primario después de un fallo enel canal.

AsymDelay: La asimetría se define como retardo de transmisión menos retardo derecepción. Si se conoce una asimetría fija, el método de sincronización Echo puedeutilizarse si el parámetro AsymDelay se ajusta convenientemente. De la definición sedesprende que la asimetría siempre es positiva en un extremo, y negativa en el otroextremo.



AnalogLatency: Latencia analógica local. Es un parámetro que especifica el retardo detiempo (cantidad de muestras) entre el muestreo real y el tiempo en que el muestreoalcanza el módulo de comunicación local, LDCM. El parámetro debe ajustarse a 2cuando se transmiten datos analógicos desde el módulo del transformador local,TRM. .

RemAinLatency: Latencia analógica remota. Este parámetro se corresponde con elparámetro LocAinLatency ajustado en el IED remoto.

MaxTransmDelay: Se pueden almacenar datos en búfer para un retardo de transmisiónde 40 ms como máximo. Los retardos habituales se encuentran en el rango de algunosms. Debe tenerse en cuenta que si los datos llegan en un orden equivocado, se ignoranlos datos más antiguos.

CompRange: El valor ajustado es el valor de pico de corriente sobre el que se realizaun truncamiento. Para ajustar este valor, deben conocerse los niveles de corriente defalta. El ajuste no es demasiado crítico, ya que considera valores de corriente muyaltos para los que se puede lograr un funcionamiento correcto.

MaxtDiffLevel: Diferencia de tiempo máxima permitida entre los relojes internos enel extremo de línea correspondiente.



Sección 18 Funciones básicas del IED

18.1 Estado de autorizaciones ATHSTAT

18.1.1 Aplicación

El bloque funcional Authority Status (estado de autorizaciones) (ATHSTAT) es unbloque de indicación, que brinda información sobre dos incidencias relacionadas conel IED y la autorización de usuarios:

• el hecho de que al menos un usuario ha intentado iniciar sesión en el IED demanera incorrecta y ha sido bloqueado (salida USRBLKED), y

• el hecho de que al menos un usuario ha iniciado sesión (salida LOGGEDON).

Ambas salidas del bloque funcional ATHSTAT se pueden utilizar en la configuraciónpara distintos motivos de indicaciones y alarmas, o se pueden enviar al control deestaciones para el mismo fin.

18.2 Bloqueo de cambios CHNGLCK

18.2.1 Aplicación

La función de bloqueo de cambios CHNGLCK se utiliza para bloquear cambiosadicionales en la configuración del IED una vez terminada la puesta en servicio. Elobjetivo consiste en impedir la realización de cambios involuntarios en laconfiguración y ajustes del IED.

Sin embargo, cuando se activa, CHNGLCK permite las siguientes acciones que noimplican la reconfiguración del IED:

• Monitorización• Lectura de eventos• Reposición de eventos• Lectura de datos de perturbaciones• Eliminación de perturbaciones• Reposición de LED• Reposición de contadores y otros estados de componentes de tiempo de ejecución

1MRK 505 302-UES - Sección 18Funciones básicas del IED


• Control de operaciones• Ajuste de la hora del sistema• Entrada y salida del modo de prueba• Cambio de grupo de ajustes activo

La entrada binaria que controla la función se define en la ACT o en la SMT. La funciónCHNGLCK se configura mediante la ACT.

LOCK Señal de entrada binaria que activa/desactiva la función, definida en la ACT o enla SMT.

Cuando CHNGLCK tiene un uno lógico en su entrada, todos los intentos paramodificar la configuración y ajuste del IED se rechazan y se visualiza el mensaje"Error: Changes blocked" (Error: cambios bloqueados") en la HMI local; en elPCM600, el mensaje es "Operation denied by active ChangeLock" (Operaciónrechazada por bloqueo de cambios activo). La función CHNGLCK debe configurarsede modo que sea controlada por una señal desde una tarjeta de entradas binarias. Estogarantiza la desactivación de CHNGLCK mediante el ajuste de esa señal a un valorlógico cero. Si se incluye alguna lógica en la ruta de la señal a la entrada CHNGLCK,dicha lógica debe determinarse para que no pueda emitir el valor lógico unopermanente en la entrada CHNGLCK. Si eso sucede a pesar de tomar dichasprecauciones, póngase en contacto con el representante local de ABB para tomarmedidas correctivas.

18.3 Denegación de servicio DOS

18.3.1 Aplicación

Las funciones de denegación de servicio (DOSFRNT, DOSLANAB y DOSLANCD)se diseñaron para limitar la carga de la CPU que puede producirse con el tráfico de redEthernet en el IED. No debe permitirse que las características de comunicacióncomprometan la funcionalidad primaria del dispositivo. Todo el tráfico de red deentrada será controlado con cuotas para que puedan controlarse cargas de reddemasiado pesadas. La carga de red pesada podría ser, por ejemplo, el resultado delmal funcionamiento de equipos conectados a la red.

DOSFRNT, DOSLANAB y DOSLANCD miden la carga del IED a partir de lacomunicación y, si fuera necesario, la limitan para evitar perjudicar la funcionalidadde control y protección de los IED debido a la carga elevada de la CPU. La funcióntiene las siguientes salidas:

Sección 18 1MRK 505 302-UES -Funciones básicas del IED


• LINKUP indica el estado del enlace Ethernet• WARNING indica que la comunicación (velocidad de trama) es mayor de lo

normal• ALARM indica que el IED limita la comunicación


La función no tiene ningún parámetro disponible en la HMI local ni en el PCM600.

18.4 Identificadores del IED

18.4.1 Aplicación

La función de identificadores de IED (TERMINALID) permite que el usuarioidentifique el IED individual del sistema, no solo en la subestación, sino en todo unpaís o región.

Para los nombres de estaciones, unidades y objetos, utiliceúnicamente caracteres A - Z, a - z y 0 - 9.

18.5 Información del producto

18.5.1 Aplicación

La función de identificadores de productos contiene datos constantes (es decir, nopueden modificarse) que identifican de forma exclusiva el IED:

• ProductVer• ProductDef• SerialNo• OrderingNo• ProductionDate• IEDProdType

Los ajustes están visibles en la HMI local , en Main menu/Diagnostics/IED status/Product identifiersy enMain menu/Diagnostics/IED Status/IED identifiers

Esta información resulta muy útil al interactuar con soporte del producto de ABB (porejemplo, durante reparación y mantenimiento).



18.5.2 Ajustes definidos de fábrica

Los ajustes definidos de fábrica son muy útiles para identificar una versión específica,realizar mantenimiento y reparaciones, intercambiar IED entre diferentes sistemas deautomatización de subestaciones y realizar actualizaciones. El cliente no puedecambiar los ajustes de fábrica. Son ajustes de solo lectura. Estos ajustes se encuentranen la HMI local en Main menu/Diagnostics/IED status/Product identifiers

Existen los siguientes identificadores disponibles:

• IEDProdType• Describe el tipo de IED (como por ejemplo REL, REC o RET). Ejemplo:

REL670• ProductDef

• Describe el número de versión de la producción. Ejemplo: 1.2.2.0• ProductVer

• Describe la versión de producto. Ejemplo: 1.2.3

1 es la versión mayor del producto fabricado, lo que significa, nueva plataforma delproducto.

2 es la versión menor del producto fabricado, lo que significa, nuevas funciones o nuevohardware añadido al producto

3 es la revisión mayor del producto fabricado, es decir, se han cambiado o mejorado lasfunciones o hardware del producto

• IEDMainFunType• Código de tipo de función principal según IEC 60870-5-103. Ejemplo: 128

(para protección de línea).• SerialNo• OrderingNo• ProductionDate

18.6 Bloque funcional Expansión del valor medidoRANGE_XP

18.6.1 IdentificaciónDescripción de funciones Identificación IEC



Bloque funcional Expansión del valormedido

RANGE_XP - -



18.6.2 Aplicación

Las funciones de medición de corriente y tensión (CVMMXN, CMMXU, VMMXUy VNMMXU), las funciones de medición de la secuencia de corriente y tensión(CMSQI y VMSQI) y las funciones de E/S según el estándar de comunicaciones IEC61850 (MVGAPC) incluyen una funcionalidad de supervisión de medición. Todos losvalores medidos pueden supervisarse con cuatro límites ajustables: límite bajo-bajo,límite bajo, límite alto y límite alto-alto. Se ha introducido el bloque de expansión delvalor medido ( RANGE_XP) para poder traducir la señal de salida de tipo entero delas funciones de medición a 5 señales binarias, es decir, por debajo del límite bajo-bajo, por debajo del límite bajo, normal, por encima del límite alto-alto o por encimadel límite alto. Las señales de salida se pueden utilizar como condiciones en la lógicaconfigurable.


No existe ningún parámetro ajustable para el bloque funcional Expansión del valormedido.

18.7 Grupos de ajuste de parámetros

18.7.1 Aplicación

Existen disponibles seis conjuntos de ajustes para optimizar el funcionamiento delIED según las distintas condiciones del sistema de potencia. La creación yconmutación entre conjuntos de ajustes bien definidos, ya sea desde la HMI local odesde entradas binarias configurables, dan como resultado un IED extremadamenteadaptable, capaz de responder a distintas situaciones del sistema de potencia.

Las distintas condiciones de redes con diferentes niveles de tensión requierenunidades de protección y control extremadamente adaptables para responder a losrequisitos de fiabilidad, seguridad y selectividad. Las unidades de protecciónfuncionan con mayor disponibilidad especialmente cuando los valores de ajuste de losparámetros se optimizan de manera constante según las condiciones del sistema depotencia.

Los departamentos de operaciones pueden planificar distintas condiciones defuncionamiento de los equipos primarios del . El ingeniero de protección puedepreparar con anterioridad los ajustes optimizados y probados previamente que seannecesarios para las diferentes funciones de protección. Seis grupos diferentes deparámetros de ajuste disponibles en el IED. Estos parámetros pueden activarse desdelas diferentes entradas binarias programables, a través de señales de control externaso internas.

El bloque funcional SETGRPS define la cantidad de grupos de ajustes que se utilizan.El ajuste se realiza con el parámetro MAXSETGR y debe ajustarse al valor requeridopara cada IED. Solamente los grupos de ajustes que hayan sido configurados están



disponibles en la herramienta de ajuste de parámetros para su activación con el bloquefuncional ActiveGroup.


El ajuste ActiveSetGrp se utiliza para seleccionar el grupo de parámetros activo. Elgrupo activo también se puede seleccionar mediante una entrada configurada en elbloque funcional SETGRPS.

La longitud del pulso, que envía la señal de salida SETCHGD cada vez que se cambiaun grupo activo, se ajusta con el parámetro t.

El parámetro MAXSETGR define la cantidad máxima de grupos de ajuste entre los quese puede conmutar. Solamente los grupos de ajuste seleccionados están disponibles enla herramienta de ajuste de parámetros (PST) para su activación con el bloquefuncional ActiveGroup .

18.8 Frecuencia nominal del sistema PRIMVAL




Valores primarios del sistema PRIMVAL - -

18.8.2 Aplicación

La frecuencia nominal del sistema se ajusta en Main menu/General settings/ Powersystem/ Primary Values en la HMI local y en el árbol de ajustes de parámetros delPCM600.


Ajuste la frecuencia nominal del sistema. Consulte la sección "Matriz de señales paraentradas analógicas SMAI" para obtener información sobre seguimiento de lafrecuencia.

18.9 Bloque de suma trifásica 3PHSUM



18.9.1 Aplicación

El bloque de suma analógica 3PHSUM se utiliza para calcular la suma de dos gruposde señales analógicas trifásicas (del mismo tipo) para las funciones del IED quepuedan necesitarla.


El bloque de suma recibe las señales trifásicas de los bloques SMAI. El bloque desuma presenta varios ajustes.

SummationType: Tipo de suma (Group 1 + Group 2, Group 1 - Group 2, Group 2 -Group 1 o –(Group 1 + Group 2)).

DFTReference: El bloque de referencia de DFT (InternalDFT Ref,DFTRefGrp1 oExternal DFT ref) .

FreqMeasMinVal: El valor mínimo de tensión sobre el que se calcula la frecuencia,expresado como porcentaje de ajuste de tensión baseUBase (para cada instancia x).


18.10 Valores básicos generales GBASVAL




Valores básicos generales GBASVAL - -

18.10.2 Aplicación

La función de valores básicos generales (GBASVAL) se utiliza para proporcionarvalores generales, comunes para todas las funciones aplicables dentro del IED. Unconjunto de valores generales está formado por valores para corriente, tensión ypotencia aparente y se pueden tener seis conjuntos diferentes.

Esto representa una ventaja, ya que todas las funciones aplicables en el IED utilizanuna única fuente de valores base. Esto facilita la consistencia a través del IED ytambién facilita un único punto para actualizar valores cuando sea necesario.

Cada función aplicable en el IED tiene un parámetro, GlobalBaseSel, que define unode los seis conjuntos de funciones GBASVAL.




UBase: Valor de tensión de fase a fase que se utilizará como un valor base parafunciones aplicables a través del IED.

IBase: Valor de corriente de fase que se utilizará como un valor base para funcionesaplicables a través del IED.

SBase: Valor de potencia aparente estándar que se utilizará como un valor base parafunciones aplicables a través del IED, normalmente SBase=√3·UBase·IBase.

18.11 Matriz de señales para entradas binarias SMBI

18.11.1 Aplicación

El bloque funcional Matriz de señales para entradas binarias SMBI se utiliza dentro dela herramienta de configuración de aplicaciones en estrecha relación con laherramienta de matriz de señales. El SMBI representa la manera en que se solicitan lasentradas binarias para una configuración del IED.


En la herramienta de configuración de parámetros no hay parámetros de ajustedisponibles para la matriz de señales para entradas binarias SMBI. No obstante, elusuario debe asignar un nombre a la instancia de SMBI y a las entradas de SMBI,directamente desde la herramienta de configuración de aplicaciones. Estos nombresdefinen la función SMBI en la herramienta de matriz de señales. Los nombresdefinidos por el usuario de las señales de entrada y salida también aparecen en lasseñales de entrada y salida correspondientes.

18.12 Matriz de señales para salidas binarias SMBO

18.12.1 Aplicación

La función de matriz de señales para salidas binarias SMBO se utiliza dentro de laherramienta de configuración de aplicaciones en relación directa con la herramientade matriz de señales. SMBO representa la manera con la que se envían las salidasbinarias desde una configuración del IED.




En la herramienta de ajuste de parámetros no hay parámetros de ajuste disponiblespara el bloque Matriz de señales para salidas binarias SMBO. De todos modos, elusuario debe asignarle un nombre a la instancia del SMBO y a las salidas del SMBI,directamente desde la herramienta de configuración de aplicaciones. Estos nombresdefinen el bloque funcional SMBO en la herramienta de matriz de señales.

18.13 Matriz de señales para entradas analógicas SMAI

18.13.1 Aplicación

La matriz de señales para entradas analógicas (SMAI), también conocida comobloque funcional de preprocesador, analiza las cuatro señales analógicas conectadas(tres fases y neutro) y calcula toda la información relevante a partir de ellas como porejemplo la magnitud del fasor, ángulo de fase, frecuencia, valor RMS verdadero,armónicos, componentes de secuencia, etc. Esta información es utilizada por lasfunciones correspondientes conectadas a este bloque SMAI en ACT (por ejemplo,funciones de protección, medición o monitorización).

18.13.2 Valores de frecuencia

Las funciones incluyen una funcionalidad basada en el nivel de tensión de secuenciapositiva, IntBlockLevel, que se utiliza para validar si la medición de frecuencia esválida o no. Si la tensión de secuencia positiva es menor que IntBlockLevel, la funciónse bloquea. IntBlockLevel se ajusta en % de UBase/√3

Si el ajuste de SMAI ConnectionType fuera Ph-Ph, deben conectarse al menos dos delas entradas GRPxL1, GRPxL2 y GRPxL3 para calcular la tensión de secuenciapositiva. Tenga en cuenta que las entradas de fase a fase siempre deben conectarse dela siguiente forma: L1-L2 a GRPxL1, L2-L3 a GRPxL2, L3-L1 a GRPxL3. Si el ajustede SMAI ConnectionType fuera Ph-N, deben conectarse las tres entradas GRPxL1,GRPxL2 y GRPxL3 para calcular la tensión de secuencia positiva.

Si solo hay disponible una tensión de fase a fase y el ajuste de SMAI ConnectionTypees Ph-Ph, se recomienda que el usuario conecte dos de las entradas (y no las tres)GRPxL1, GRPxL2 y GRPxL3 a la misma entrada de tensión, tal y como se observa enla figura 190, para que SMAI calcule una tensión de secuencia positiva.




IEC10000060 V1 EN

Figura 190: Ejemplo de conexión

La situación que se describió antes no funciona si el ajuste de SMAIConnectionType es Ph-N. Si solo estuviera disponible la tensiónmonofásica a tierra, se puede utilizar el mismo tipo de conexión,aunque el ajuste de SMAI ConnectionType aún debe ser Ph-Ph, lo quedebe tenerse en cuenta a la hora de ajustar IntBlockLevel. Si el ajustede SMAI ConnectionType fuera Ph-N y la misma tensión estáconectada a las tres entradas de SMAI, la tensión de secuencia positivaserá cero y las funciones de frecuencia no funcionarán correctamente.

Las salidas del bloque SMAI que se configuró anteriormente solo seutilizan para la protección de sobrefrecuencia (SAPTOF), protecciónde subfrecuencia (SAPTUF) y protección de derivada de la frecuencia(SAPFRC), ya que el resto de la información, excepto la frecuencia yla tensión de secuencia positiva, puede estar calculadaincorrectamente.


Los parámetros para las funciones de matriz de señales para entradas analógicas(SMAI) se ajustan a través de la HMI local o el PCM600.

Cada bloque funcional SMAI puede recibir cuatro señales analógicas (tres de fase yuna de neutro), ya sea de tensión o de corriente. Las salidas de SMAI proporcionaninformación sobre todos los aspectos de las señales analógicas trifásicas adquiridas(ángulo de fase, valor RMS, frecuencia y derivadas de frecuencia, etc.; 244 valores entotal). Además del bloque "nombre de grupo", el tipo de entradas analógicas (tensióno corriente) y los nombres de las entradas analógicas también se pueden ajustardirectamente en la ACT.

Las funciones de la aplicación deben conectarse a un bloque SMAI con el mismo ciclode tarea que la función de la aplicación, excepto para, por ejemplo, funciones demedición que se ejecutan en tareas de ciclos lentos.

DFTRefExtOut: Parámetro válido solo para bloque funcional SMAI1 .



Bloque de referencia para salida externa (salida de la función SPFCOUT).

DFTReference: DFT de referencia para el uso del bloque SMAI.

Estos ajustes del bloque de referencia de DFT determinan la referencia de DFT paralos cálculos de DFT. El ajuste InternalDFTRef utiliza una referencia de DFT fija,según la frecuencia ajustada del sistema. DFTRefGrp(n) utiliza la referencia de DFTdel bloque del grupo seleccionado. Cuando se selecciona el propio grupo, se utilizauna referencia de DFT adaptativa basada en la frecuencia de señal calculada de supropio grupo. El ajuste ExternalDFTRef utilizará la referencia en función de lo que seconecta a la entrada DFTSPFC.

El ajuste ConnectionType: Tipo de conexión para esa instancia específica (n) deSMAI (si es Ph-N o Ph-Ph). Según el ajuste del tipo de conexión, se calcularán lassalidas Ph-N o Ph-Ph conectadas siempre que puedan calcularse. Por ejemplo, en laconexión Ph-Ph, L1, L2 y L3 se calcularán para utilizarse en situaciones simétricas.Si debiera utilizarse el componente N, el componente de fase durante faltas IN/UNdebe conectarse a la entrada 4.

Negation: Si el usuario desea negar la señal trifásica, puede optar por negar solo lasseñales de fase Negate3Ph, solo la señal de neutro NegateN o ambas Negate3Ph+N;la negación significa un giro de 180º de los vectores.


MinValFreqMeas: El valor mínimo de tensión sobre el que se calcula la frecuencia,expresado como porcentaje de UBase (para cada instancia n).

Los ajustes DFTRefExtOut y DFTReference deben ajustarse al valorpredeterminado InternalDFTRef si no estuviera disponible ningunaentrada del TT.

Incluso si el usuario ajustara AnalogInputType de un bloque SMAI a“Current”, MinValFreqMeas sigue siendo visible. No obstante, el usode los valores del canal de corriente como base para la medición defrecuencia no es recomendable por varios motivos. Entre ellos seencuentra el bajo nivel de las corrientes que se pueden tener encondiciones normales de funcionamiento.

Ejemplos de seguimiento de frecuencia adaptativa

El bloque de preprocesamiento solo debe utilizarse para alimentarfunciones con los mismos ciclos de ejecución (por ejemplo, utilizarbloque de preprocesamiento con ciclo 1 para alimentar la proteccióndiferencial del transformador). Las únicas excepciones son funciones



de medición (CVMMXN, CMMXU,VMMXU, etc.), que debenalimentarse mediante bloques de preprocesamiento con ciclo 8.

Cuando dos o más bloques de preprocesamiento se utilizan paraalimentar una función de protección (por ejemplo, función desobrepotencia GOPPDOP), es muy importante que el ajuste delparámetro DFTReference tenga el mismo valor ajustado para todoslos bloques de preprocesamiento implicados



IEC07000197.vsd

Instancia de SMAI grupo trifásicoSMAI1:1 1SMAI2:2 2SMAI3:3 3SMAI4:4 4SMAI5:5 5SMAI6:6 6SMAI7:7 7SMAI8:8 8SMAI9:9 9

SMAI10:10 10SMAI11:11 11SMAI12:12 12

Grupo de tareas 1


SMAI10:22 10SMAI11:23 11SMAI12:24 12

Grupo de tareas 2


SMAI10:34 10SMAI11:35 11SMAI12:36 12

Grupo de tareas 3

AdDFTRefCh7

AdDFTRefCh4

IEC07000197 V2 ES

Figura 191: Dentro de un tiempo de tarea se agrupan doce instancias de SMAI.Los bloques SMAI están disponibles en tres tiempos de tareasdiferentes en el IED. En los siguientes ejemplos se utilizan dosinstancias.

Los ejemplos muestran una situación con seguimiento de frecuencia adaptativa conuna referencia seleccionada para todas las instancias. En la práctica, cada instancia sepuede adaptar a las necesidades de la aplicación en cuestión. El seguimiento defrecuencia adaptativa resulta necesario en IED que pertenecen al sistema deprotección de máquinas síncronas y que se encuentran activos durante el arranque yparada de la maquina. Para otra aplicación, el ajuste habitual del parámetroDFTReference de SMAI es InternalDFTRef.



Ejemplo 1


SMAI1:1BLOCKDFTSPFC^GRP1L1^GRP1L2^GRP1L3^GRP1N

SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN

IEC07000198 V3 EN

Figura 192: Configuración para utilizar una instancia en el grupo de tiempos detareas 1 como referencia de DFT

Supongamos que la instancia SMAI7:7 del grupo de tiempos de tareas 1 ha sidoseleccionada en la configuración para controlar el seguimiento de frecuencia .Observe que la instancia de referencia seleccionada (es decir, maestro de seguimientode frecuencia) debe ser de tipo tensión. Observe que se utiliza la tensión de secuenciapositiva para la característica de seguimiento de frecuencia.

Para el grupo de tiempos de tareas 1 se obtienen los siguientes ajustes (consulte lafigura 191 para conocer la numeración):

SMAI1:1: DFTRefExtOut = DFTRefGrp7 para redirigir la referencia de SMAI7:7 a lasalida SPFCOUT, DFTReference = DFTRefGrp7 para que SMAI1:1 utilice SMAI7:7como referencia (consulte la figura 192) SMAI2:2 – SMAI12:12: DFTReference =DFTRefGrp7 para que SMAI2:2 – SMAI12:12 utilice SMAI7:7 como referencia.

Para el grupo de tiempos de tareas 2 se obtienen los siguientes ajustes:

SMAI1:13 – SMAI12:24: DFTReference = ExternalDFTRef para utilizar la entradaDFTSPFC de SMAI1:13 como referencia (SMAI7:7)


SMAI1:25 – SMAI12:36: DFTReference = ExternalDFTRef para utilizar la entradaDFTSPFC como referencia (SMAI7:7)

Ejemplo 2





SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN

IEC07000199 V3 ES

Figura 193: Configuración para utilizar una instancia en el grupo de tiempos detareas 2 como referencia de DFT

Supongamos que la instancia SMAI4:16 del grupo de tiempos de tareas 2 ha sidoseleccionada en la configuración para controlar el seguimiento de frecuencia de todaslas instancias. Observe que la instancia de referencia seleccionada (es decir, maestrode seguimiento de frecuencia) debe ser de tipo tensión. Observe que se utiliza latensión de secuencia positiva para la característica de seguimiento de frecuencia.

Para el grupo de tiempos de tareas 1 se obtienen los siguientes ajustes (consulte lafigura 191 para conocer la numeración):



SMAI1:13: DFTRefExtOut = DFTRefGrp4 para redirigir la referencia de SMAI4:16a la salida SPFCOUT, DFTReference = DFTRefGrp4 para que SMAI1:13 utiliceSMAI4:16 como referencia (consulte la figura 193) SMAI2:14 – SMAI12:24:DFTReference = DFTRefGrp4 para utilizar SMAI4:16 como referencia.





18.14 Funcionalidad de modo de prueba TEST

18.14.1 Aplicación

Los IED de protección y control pueden contar con una configuración compleja conmuchas funciones incluidas. Para que el procedimiento de pruebas sea más sencillo,los IED incluyen una característica que permite bloquear una, varias o todas lasfunciones.

Es decir que es posible ver cuando una función se activa o dispara. Esto permite queel usuario siga el funcionamiento de varias funciones relacionadas, para corregir sufuncionalidad y controlar las partes de la configuración, entre otras cosas.

18.14.1.1 Modo de prueba del protocolo IEC 61850

El modo de prueba de IEC 61850 ha mejorado las capacidades de prueba para sistemasIEC 61850. Las órdenes de operador enviadas al IEC 61850 Mod determinan elcomportamiento de las funciones. El comando puede proporcionarse desde la LHMIen el menú Main menu/Test/Function test modes o de forma remota desde un clienteIEC 61850. Los valores posibles de IEC 61850 Mod se describen en el Manual delprotocolo de comunicación, IEC 61850 Edición 1 y Edición 2.

Para poder ajustar el parámetro IEC61850 Mod de forma remota, elajuste de PST RemoteModControl no puede establecerse en Off. Losvalores posibles son Off, Maintenance o All levels. El valor Offdeniega todo el acceso al objeto de datos Mod desde posición remota,Maintenance requiere que la categoría del originador (orCat) seaMaintenance y All levels permite cualquier orCat.

El mod de Root LD.LNN0 puede configurarse en Main menu/Test/Function testmodes/Communication/Station communication/IEC61850 LD0 LLN0/LD0LLN0:1

Cuando el Mod se cambia a este nivel, todos los componentes del dispositivo lógicoactualizan su propio comportamiento de acuerdo con IEC61850-7-4. Los valoresadmitidos de IEC 61850 Mod se describen en el Manual del protocolo decomunicación, IEC 61850 Edición 2. El modo de prueba de IEC61850 se indica conel LED de inicio en la LHMI.

El mod de un componente específico puede configurarse en Main menu/Test/Function test modes/Communication/Station Communication

Puede que el comportamiento también se vea influenciado por otras fuentes,independientemente del modo, como por ejemplo la inserción de la maneta de prueba,pérdida de SV y configuración del IED o LHMI. Si alguna función de un IED se



ajustara a Off, el Beh relacionado también se ajusta a Off. El mod relacionado mantienesu estado actual.

Cuando el ajuste Operation se ajusta a Off, el comportamiento se ajusta a Off y no esposible anularlo. Si el comportamiento de una función fuera Off, la función no seejecutará.

Si IEC61850 Mod de una función se ajusta a Off o Blocked, el LED deinicio de la LHMI se ajustará para que parpadee con el fin de indicarel funcionamiento anómalo del IED.

IEC61850-7-4 proporciona una descripción detallada de todos los aspectos del modode prueba y otros estados del modo y comportamiento.

• Si Beh de un componente se ajustara a Test, el componente no está bloqueado yse aceptan todas las órdenes de control con un bit de prueba.

• Si Beh de un componente se ajustara a Test/blocked, se aceptan todos loscomandos de control con un bit de prueba. Las salidas al proceso a través de datosde un enlace que no sea IEC 61850, se bloquean con LN. Solo se bloquean lassalidas relacionadas con el proceso en LN relacionados con equipos primarios. Sihubiera un XCBR, las salidas EXC_Open y EXC_Close se bloquean.

• Si Beh de un componente se ajustara a Blocked, se aceptan todos los comandos decontrol con un bit de prueba. Las salidas al proceso a través de datos de un enlaceque no sea IEC 61850, se bloquean con LN. Además, los componentes puedenbloquearse cuando su Beh es blocked. Esto puede realizarse si el componentetuviera una entrada de bloqueo. El estado de bloqueo de un componente semuestra como la salida Blk en el menú Test/Function status. Si la salida Blk nose mostrara, el componente no puede bloquearse.


Recuerde que existen dos maneras posibles de poner el IED en el estado TestMode=On” Si el IED se ajustara al funcionamiento normal (TestMode = Off), aunque lasfunciones siguieran en modo de prueba, la señal de entrada INPUT del bloquefuncional TESTMODE podría activarse en la configuración.

18.15 Autosupervisión con lista de eventos internos

18.15.1 Aplicación

Los IED de protección y control cuentan con muchas funciones incluidas. El bloquefuncional incluido de autosupervisión con lista de eventos internos ofrece una buenasupervisión del IED. Las señales de fallo facilitan el análisis y localización de unafalta.



Se realiza una supervisión tanto del hardware como del software, y también se puedenindicar faltas posibles a través de un contacto de hardware en el módulo dealimentación y/o a través de la comunicación del software.

Los eventos internos se generan a partir de funciones de supervisión incorporadas.Estas funciones de supervisión supervisan el estado de distintos módulos del IED y,en caso de que fallo, se genera el evento correspondiente. Del mismo modo, tambiénse genera el evento correspondiente cuando se corrige el fallo.

Además de la supervisión incorporada de los distintos módulos, también se generaneventos cuando el estado cambia para:

• el reloj incorporado de tiempo real (en funcionamiento / fuera de servicio)• la sincronización de tiempo externa (en funcionamiento / fuera de servicio)

También se generan eventos:

• cada vez que se cambia cualquier ajuste del IED.

Los eventos internos tienen un indicador de cronología con una resolución de 1 ms yse almacenan en una lista. La lista puede almacenar hasta 40 eventos. La lista estábasada en el principio FIFO, es decir, cuando está llena se sobrescribe el evento másantiguo. El contenido de la lista no puede modificarse, aunque toda la lista puedeborrarse utilizando el menú Reset de la LHMI.

La lista de eventos internos proporciona información valiosa que se puede utilizardurante la puesta en servicio y en el rastreo de faltas.

La información solo puede recuperarse con la ayuda de la herramienta demonitorización de eventos del PCM600. El PC se puede conectar al puerto frontal oal puerto de la parte posterior del IED.

18.16 Sincronización horaria

18.16.1 Aplicación

Utilice la sincronización horaria para lograr una base horaria común para todos losIED de un sistema de protección y control. Esto hace posible la comparación deeventos y datos de perturbaciones entre todos los IED del sistema.

La indicación de cronología de las perturbaciones y eventos internos resulta muy útila la hora de evaluar los fallos. Sin una sincronización horaria, solo se pueden compararlos eventos que se encuentran dentro de un IED. Gracias a la sincronización horaria sepueden comparar eventos y perturbaciones de toda la estación, e incluso entre losextremos de las líneas.

La hora interna del IED se puede sincronizar desde varias fuentes:



• BIN (pulso por minuto binario)• DNP• GPS• IEC103• SNTP• IRIG-B• SPA• LON• PPS

Además de estos, LON y SPA incluyen dos tipos de mensajes de sincronización:

• Los mensajes horarios gruesos se envían cada minuto e incluyen informacióncompleta sobre la fecha y hora, es decir, año, mes, día, hora, minuto, segundo ymilisegundo.

• Los mensajes horarios finos se envían cada segundo e incluyen solo los segundosy milisegundos.

El ajuste indica al IED cuál de estos mensajes debe utilizar para sincronizarse.

Se puede ajustar una fuente horaria de respaldo para señal GPS, por ejemplo SNTP.En este caso, cuando la calidad de la señal de GPS es mala, el IED seleccionaráautomáticamente SNTP como la fuente horaria. En cada momento solo se utiliza unafuente horaria.


Hora del sistemaLa hora se ajusta en años, mes, día, hora, minuto, segundo y milisegundo.

SincronizaciónLos parámetros de ajuste para el reloj de tiempo real con sincronización horariaexterna (TIME) se ajustan desde la HMI local o el PCM600.

TimeSynchCuando se selecciona la fuente de la sincronización horaria en la HMI local, elparámetro se denomina TimeSynch. La fuente de la sincronización horaria también sepuede ajustar desde el PCM600. Las alternativas de ajuste son:

FineSyncSource, que puede tener estos valores:

• Off• SPA• LON• BIN (pulso por minuto binario)• GPS• GPS+SPA• GPS+LON



• GPS+BIN• SNTP• GPS+SNTP• GPS+IRIG-B• IRIG-B• PPS

CoarseSyncSrc, que puede tener estos valores:

• Off• SPA• LON• SNTP• DNP

La entrada de la función que debe utilizarse para la sincronización de pulsos porminuto se llama BININPUT.

La hora del sistema puede configurarse manualmente, ya sea en la HMI local o a travésde cualquiera de los puertos de comunicación. La sincronización horaria realiza elajuste fino del reloj (segundos y milisegundos).

El parámetro SyncMaster define si el IED es maestro o no maestro para lasincronización horaria en un sistema de IED conectados en una red de comunicación(IEC61850-8-1). SyncMaster puede tener estos valores:

• Off• Servidor SNTP

Ajuste la fuente de sincronización horaria gruesa (CoarseSyncSrc) aOff siempre que se utilice sincronización horaria a través de GPS de lafunción diferencial de línea. Ajuste la fuente de sincronización horariafina (FineSyncSource) a GPS. De este modo el GPS proporciona lasincronización horaria completa. Solo el GPS debe sincronizar losvalores analógicos en este tipo de sistemas.



Sección 19 Requisitos

19.1 Requisitos del transformador de corriente

El rendimiento de una función de protección depende de la calidad de la señal decorriente medida. La saturación de los transformadores de corriente (TC) provocadistorsión de las señales de corriente y puede dar como resultado un fallo de operacióno provocar operaciones no deseadas de algunas funciones. Como consecuencia, lasaturación del TC puede tener influencia tanto en la fiabilidad como en la seguridadde la protección. Este IED de protección ha sido diseñado para permitir una fuertesaturación del TC con un correcto funcionamiento sostenido.

19.1.1 Clasificación del transformador de corriente

Para garantizar un correcto funcionamiento, los transformadores de corriente (TC)deben ser capaces de reproducir correctamente la corriente por un tiempo mínimoantes de que el TC comience a saturarse. Para cumplir con el requisito de un tiempoespecífico para la saturación, los TC deben cumplir con los requisitos de una FEMsecundaria mínima que se especifica a continuación.

Existen varias formas diferentes para especificar los TC. Por lo general, los TCconvencionales de núcleo magnético se especifican y fabrican según normasnacionales o internacionales que también especifican diferentes clases de protección.Existen muchas normas diferentes y un gran número de clases aunque,fundamentalmente, existen tres tipos de TC:

• TC del tipo de remanencia alta• TC del tipo de remanencia baja• TC del tipo sin remanencia

El tipo de remanencia alta no tiene límite para el flujo remanente. Este TC tiene unnúcleo magnético sin ningún entrehierro y un flujo remanente puede permanecer porun tiempo casi infinito. En este tipo de transformadores, la remanencia puede ser hastaalrededor del 80% del flujo de saturación. Ejemplos típicos de TC de tipo deremanencia alta son los de clase P, PX, TPX según IEC, clase P, X según BS (antiguanorma británica), y clase sin intervalo C, K según ANSI/IEEE.

El tipo de remanencia baja tiene un límite especificado para el flujo remanente. EsteTC está hecho con un entrehierro pequeño para reducir la remanencia a un nivel queno exceda el 10% del flujo de saturación. El entrehierro pequeño solo tiene influenciasmuy limitadas sobre las demás propiedades del TC. Los de clase PR, TPY según IECson TC del tipo de remanencia baja.

1MRK 505 302-UES - Sección 19Requisitos


El TC del tipo sin remanencia tiene un nivel prácticamente insignificante de flujoremanente. Este tipo de TC tiene entrehierros relativamente grandes con el fin dereducir la remanencia a un nivel prácticamente cero. Al mismo tiempo, estosentrehierros reducen la influencia del componente de CC desde la corriente de faltaprimaria. Los entrehierros también disminuyen la precisión de medición en la regiónno saturada de funcionamiento. La clase TPZ según IEC es un TC del tipo sinremanencia.

Las diferentes normas y clases especifican la FEM de saturación de forma diferente,aunque sus valores se pueden comparar de forma aproximada. La FEM secundarialimitadora equivalente nominal Eal según la norma IEC 61869–2, se utiliza paraespecificar los requisitos del TC para el IED. Los requisitos también se especificansegún otras normas.

19.1.2 Condiciones

Los requisitos son el resultado de investigaciones llevadas a cabo en nuestrosimulador de red. Los modelos de transformadores de corriente representantransformadores de corriente del tipo de remanencia alta y baja. Puede que losresultados no siempre sean válidos para los TC de tipo sin remanencia (TPZ).

Se han comprobado los rendimientos de las funciones de protección en el rango desdecorrientes de falta simétricas hasta corrientes de falta completamente asimétricas. Lasconstantes de tiempo primarias de al menos 120 ms se han tomado en cuenta en laspruebas. Por lo tanto, los siguientes requisitos de corriente son aplicables tanto paracorrientes de falta simétricas como para corrientes de falta asimétricas.

Dependiendo de la función de protección, se han probado faltas de fase a tierra, de fasea fase y trifásicas para diferentes posiciones de falta relevantes, por ejemplo, faltascercanas hacia delante y hacia atrás, faltas de alcance de zona 1, faltas internas y faltasexternas. Se verificó la fiabilidad y seguridad de la protección mediante lacomprobación, por ejemplo, de retardos de tiempo, operaciones no deseadas,direccionalidad, sobrealcance y estabilidad.

La remanencia en el núcleo del transformador de corriente puede generar operacionesno deseadas o retardos de tiempo adicionales menores para algunas funciones deprotección. Como los operaciones no deseadas son totalmente inaceptables, se hatenido en cuenta la remanencia máxima para casos de faltas que resultan críticas parala seguridad, por ejemplo, faltas en dirección hacia atrás y faltas externas. Debido alriesgo casi insignificante de retardos de tiempo adicionales y al riesgo inexistente defallo de funcionamiento, no se ha tomado en cuenta la remanencia para los casos defiabilidad. Por lo tanto, los requisitos siguientes son completamente válidos para todaslas aplicaciones normales.

Resulta difícil dar recomendaciones generales para márgenes adicionales a fin de quela remanencia evite el riesgo menor de un retardo adicional. Dependen de losrequisitos de rendimiento y economía. Cuando se utilizan transformadores decorriente del tipo de remanencia baja (por ejemplo TPY, PR), por lo general, no senecesita un margen adicional. Para transformadores de corriente del tipo de

Sección 19 1MRK 505 302-UES -Requisitos


remanencia alta (por ejemplo, P, PX, TPX), ante la decisión de un margen adicional,debe tenerse en cuenta la pequeña probabilidad de faltas completamente asimétricas,junto con una remanencia alta en la misma dirección que el flujo que se generó por lafalta. Se logra una corriente de falta completamente asimétrica cuando la falta seproduce en una tensión aproximadamente cero (0°). Las investigaciones handemostrado que el 95% de las faltas en la red se producen cuando la tensión seencuentra entre 40° y 90°. Además, la corriente de falta completamente asimétrica nose produce en todas las fases al mismo tiempo.

19.1.3 Corriente de falta

Los requisitos del transformador de corriente se basan en la corriente de falta máximapara faltas en diferentes posiciones. La corriente de falta máxima se produce parafaltas trifásicas o faltas monofásicas a tierra . La corriente para una falta monofásica atierra excede la corriente para una falta trifásica cuando la impedancia de secuenciacero en el bucle de falta total es menor que la impedancia de secuencia positiva.

Cuando se calculan los requisitos del transformador de corriente, se debe utilizar unacorriente de falta máxima para la posición de falta relevante y, por lo tanto, se debentener en cuenta ambos tipos de faltas.

19.1.4 Resistencia secundaria del conductor y carga adicional

La tensión en los terminales secundarios del transformador de corriente afectadirectamente a la saturación del transformador de corriente. Esta tensión se desarrollaen un bucle que contiene los conductores secundarios y la carga de todos los relés delcircuito. Para las faltas de tierra, el bucle incluye el conductor de fase y neutro, por logeneral, dos veces la resistencia del conductor secundario único. Para faltas trifásicas,la corriente de neutro es cero y solo es necesario considerar la resistencia al puntodonde los conductores de fase se conectan al conductor de neutro común. Lo máshabitual consiste en utilizar cables secundarios con cuatro conductores, por lo que, porlo general, resulta suficiente considerar un conductor secundario único para el casotrifásico.

La conclusión es que la resistencia del bucle, que es dos veces la resistencia delconductor secundario único, debe utilizarse en el cálculo para faltas de fase a tierra, yla resistencia de fase, la resistencia de un conductor secundario único, normalmente sepuede utilizar en el cálculo de faltas trifásicas.

Como la carga puede ser considerablemente diferente para faltas trifásicas y faltas defase a tierra, es importante tener en cuenta ambos casos. Incluso en casos donde lacorriente de falta de fase a tierra es menor que la corriente de falta trifásica, la falta defase a tierra puede dimensionarse para el TC en función de una carga mayor.

En sistemas conectados a tierra aislados o de alta impedancia, la falta de fase a tierrano es el caso de dimensionamiento. Por lo tanto, la resistencia del conductorsecundario individual puede utilizarse siempre en el cálculo para este tipo de sistemasde potencia.



19.1.5 Requisitos generales del transformador de corriente

La relación del transformador de corriente se selecciona principalmente en base adatos del sistema de potencia, por ejemplo, la carga máxima y/o corriente de faltamáxima. Debe verificarse que la corriente a la protección sea más alta que el valor deoperación mínimo para todas las faltas que se detecten con la relación de TCseleccionada. También debe verificarse que la corriente de falta máxima posible seencuentra dentro de los límites del IED.

El error de corriente del transformador de corriente puede limitar la posibilidad deutilizar un ajuste muy sensible de una protección de sobreintensidad residual sensible.Si se utiliza un ajuste muy sensible de esta función, se recomienda que eltransformador de corriente tenga una clase de precisión con un error de corriente acorriente primaria nominal que sea menor del ±1% (por ejemplo, 5P). Si se utilizantransformadores de corriente con menos precisión, se aconseja comprobar la corrienteresidual no deseada real durante la puesta en servicio.

19.1.6 Requisitos de la FEM secundaria equivalente nominal

Con respecto a la saturación del transformador de corriente, se pueden utilizar todoslos transformadores de corriente del tipo de remanencia alta y baja que cumplan losrequisitos de FEM secundaria limitadora equivalente nominal Eal a continuación. Lacaracterística del TC del tipo sin remanencia (TPZ) no está bien definida en lo querespecta al error del ángulo de fase. Si no se ofrece una recomendación explícita parauna función específica, entonces recomendamos que se ponga en contacto con ABBpara confirmar que se puede utilizar el tipo sin remanencia.

Los requisitos del TC para las diferentes funciones que se indican a continuación seespecifican como una FEM secundaria limitadora equivalente nominal Eal según lanorma IEC 61869-2. Los requisitos para los TC especificados de acuerdo con otrasclases y normas se proporcionan al final de esta sección.

19.1.6.1 Protección de barras

El TC puede ser del tipo de remanencia alta o baja y ambas se pueden utilizar juntasdentro de la misma zona de protección. Cada una debe tener una FEM secundarialimitadora equivalente nominal Eal superior o igual a la FEM secundaria limitadoraequivalente nominal requerida Ealreq que aparece a continuación:

El TC del tipo de remanencia alta debe cumplir

sr Ral alreq f max ct L 2

pr r

I SE E 0.5 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷

è øEQUATION1534 V2 EN (Ecuación 90)



El TC del tipo de remanencia baja debe cumplir


pr r

I SE E 0.2 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷


donde

Ifmax Corriente de falta primaria máxima de frecuencia fundamental en la barra (A)

Ipr La corriente primaria nominal del TC (A)

Isr La corriente secundaria nominal del TC (A)

Ir La corriente nominal del IED de protección (A)

Rct La resistencia secundaria del TC (W)

RL La resistencia del conductor secundario y la carga adicional (W). La resistencia debucle que contiene los conductores de fase y neutro debe utilizarse para faltas ensistemas rígidamente conectados a tierra. La resistencia de un único conductorsecundario debe utilizarse para faltas en sistemas conectados a tierra de altaimpedancia.

SR La carga de un canal de entrada de corriente del IED (VA). SR= 0,020 VA/canalpara Ir=1 A y SR= 0,150 VA/canal para Ir=5 A.

El TC del tipo sin remanenciaSe pueden utilizar TC del tipo sin remanencia (por ejemplo, TPZ) aunque en este caso,los TC dentro de la zona diferencial deben ser del tipo sin remanencia. Deben cumplirlos mismos requisitos que los TC del tipo de baja remanencia y deben tener una FEMsecundaria equivalente nominal Eal superior o igual a la FEM secundaria requeridaEalreq que aparece a continuación:


pr r

I SE E 0.2 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷


19.1.6.2 Protección de fallo de interruptor

Los TC deben tener una FEM secundaria limitadora equivalente nominal Eal superioro igual a la FEM secundaria limitadora equivalente nominal requerida Ealreq queaparece a continuación:



sr Ral alreq op ct L 2

pr r

I SE E 5 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷


donde:

Iop El valor de operación primario (A)





RL La resistencia del cable secundario y la carga adicional (W). La resistencia de bucle quecontiene los conductores de fase y neutro debe utilizarse para faltas en sistemas rígidamenteconectados a tierra. La resistencia de un único conductor secundario debe utilizarse para faltasen sistemas conectados a tierra de alta impedancia.

SR La carga de un canal de entrada de corriente del IED (VA). SR=0,020 VA/canal para Ir=1 A ySR=0,150 VA/canal para Ir=5 A

19.1.6.3 Protección de sobreintensidad de fase y residual, instantánea nodireccional y de tiempo definido

Los TC deben tener una FEM secundaria limitadora equivalente nominal Eal superioro igual a la FEM secundaria limitadora equivalente nominal requerida Ealreq queaparece a continuación:


pr r

I SE E 1,5 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷


donde:

Iop El valor de operación primario (A)





RL La resistencia del cable secundario y la carga adicional (W). La resistencia de bucle quecontiene los conductores de fase y neutro debe utilizarse para faltas en sistemas rígidamenteconectados a tierra. La resistencia de un único conductor secundario debe utilizarse para faltasen sistemas conectados a tierra de alta impedancia.

SR La carga de un canal de entrada de corriente del IED (VA). SR=0,020 VA/canal para Ir=1 A ySR=0,150 VA/canal para Ir=5 A



19.1.6.4 Protección de sobreintensidad de fase y residual de retardo de tiempoinverso y no direccional

El requisito según la ecuación 95 y ecuación 96 no necesita cumplirse si se utiliza unaetapa de tiempo instantáneo o definido de ajuste alto. En este caso, la ecuación 94 esel único requisito necesario.

Si la función de retardo de tiempo inverso es la única función de protección desobreintensidad que se utiliza, los TC deben tener una FEM secundaria limitadoraequivalente nominal Eal superior o igual a la FEM secundaria limitadora equivalentenominal requerida Ealreq que aparece a continuación:


pr r

I SE E 20 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷


donde

Iop El valor de ajuste de la corriente primaria de la función de tiempo inverso (A)





RL La resistencia del cable secundario y la carga adicional (W). La resistencia debucle que contiene los conductores de fase y neutro debe utilizarse para faltas ensistemas rígidamente conectados a tierra. La resistencia de un único conductorsecundario debe utilizarse para faltas en sistemas conectados a tierra de altaimpedancia.

SR La carga de un canal de entrada de corriente del IED (VA). SR=0,020 VA/canalpara Ir=1 A y SR=0,150 VA/canal para Ir=5 A

Independientemente del valor de Iop el valor Eal máximo requerido se especifica segúnlo siguiente:

sr Ral alreq max k max ct L 2

pr r

I SE E I R RI I

æ ö³ = × × + +ç ÷


donde

Ikmax Corriente primaria máxima de frecuencia fundamental para faltas cercanas (A)



19.1.7 Requisitos del transformador de corriente para TC segúnotras normas

Se pueden utilizar todos los tipos de TC convencionales de núcleo magnético con losIED si cumplen los requisitos que se corresponden con lo especificado anteriormentey expresado como la FEM secundaria limitadora equivalente nominal Eal según lanorma IEC 61869-2. A partir de las diferentes normas y datos disponibles paraaplicaciones de relés, se puede calcular aproximadamente una FEM secundaria del TCcomparable con el valor Eal. Al compararlo con la FEM secundaria limitadoraequivalente nominal requerida Ealreq se puede juzgar si el TC cumple los requisitos. Acontinuación, se especifican los requisitos según algunas otras normas.

19.1.7.1 Transformadores de corriente según IEC 61869-2, clase P, PR

Un TC según IEC 61869-2 se especifica mediante la FEM secundaria limitadora Ealf.El valor Ealf es aproximadamente igual al valor Ealcorrespondiente. Por lo tanto, losTC según la clase P y PR deben tener una FEM limitadora secundaria Ealf que cumplalo siguiente:

2max alreqE max E>EQUATION1383 V3 EN (Ecuación 97)

19.1.7.2 Transformadores de corriente según IEC 61869-2, clase PX, PRX (ynorma IEC 60044-6 antigua, clase TPS, y la antigua norma británica,clase X)

Los TC según estas clases se especifican aproximadamente de la misma maneramediante una FEM de codo nominal Eknee (Ek para clase PX y PXR, EkneeBS para laclase X y la tensión secundaria limitadora Ual para TPS). El valor Eknee es menor queel valor Eal correspondiente según IEC 61869-2. No se puede proporcionar unarelación general entre el valor Eknee y el valor Eal aunque, por lo general, el valor Ekneees aproximadamente un 80% del valor Eal. Por lo tanto, los TC según las clases PX,PXR, X y TPS deben tener una FEM de codo nominal Eknee que cumpla lo siguiente:

( )knee k kneeBS al alreqE E E U 0.8 maximum of E» » » > ×


19.1.7.3 Transformadores de corriente según ANSI/IEEE

Los transformadores de corriente según ANSI/IEEE se encuentran parcialmenteespecificados de maneras diferentes. Una tensión terminal secundaria nominal UANSIse específica para un TC de clase C. UANSI es la tensión terminal secundaria que el TC



proporciona a una carga estándar a 20 veces la corriente secundaria nominal sinsuperar un 10% de la corrección de la relación. Hay un número de valores UANSIestandarizados, por ejemplo UANSI es 400 V para un TC C400. Una FEM secundarialimitadora equivalente nominal correspondiente EalANSI se puede estimar de lasiguiente manera:

alANSI sr ct ANSI sr ct sr bANSIE 20 I R U 20 I R 20 I Z= × × + = × × + × ×


donde:

ZbANSI La impedancia (es decir, con una cantidad compleja) de la carga ANSI estándar para la claseespecífica C (W)

UANSI La tensión terminal secundaria para la clase específica C (V)

Los TC según la clase C deben tener una FEM secundaria limitadora equivalentenominal calculada EalANSI que cumpla lo siguiente:

alANSI alreqE maximum of E>


Un TC según ANSI/IEEE se especifica también por medio de la tensión de codoUkneeANSI que se define gráficamente desde una curva de excitación. La tensión delpunto de codo UkneeANSI suele tener un valor inferior a la FEM de codo según IEC yBS. UkneeANSI se puede estimar aproximadamente al 75% del valor Ealcorrespondiente según IEC 61869-2. Por lo tanto, los TC según ANSI/IEEE debentener una tensión de codo UkneeANSI que cumpla lo siguiente:

kneeANSI alreqV 0.75 (max imum of E )> ×EQUATION2101 V2 EN (Ecuación 101)

19.2 Requisitos del transformador de tensión

El rendimiento de una función de protección depende de la calidad de la señal deentrada medida. Los transitorios provocados por transformadores de tensióncapacitivos (CVT) pueden afectar a algunas funciones de protección.

Se pueden utilizar transformadores de tensión capacitivos o magnéticos.

Los transformadores de tensión capacitivos (CVT) deben cumplir los requisitos de lanorma IEC 61869–5 con respecto a la ferrorresonancia y los transitorios. Losrequisitos de la ferrorresonancia de los CVT se especifican en el capítulo 6.502 de lanorma.



Las respuestas transitorias para tres clases diferentes de respuesta transitoria estándar,T1, T2 y T3, se especifican en el capítulo 6.503 de la norma. Pueden utilizarse CVTcorrespondientes con todas las clases.

El IED de protección tiene filtros eficaces para estos transitorios, lo cual otorga unfuncionamiento seguro y correcto con CVT.

19.3 Requisitos del servidor SNTP

El servidor SNTP está conectado a la red local, que consiste en 4 o 5 conmutadores orouters alejados del IED. El servidor SNTP es un servidor de tareas dedicado, o almenos equipado con un sistema operativo en tiempo real, que no es un PC consoftware de servidor SNTP. El servidor SNTP debe ser estable, es decir, debe estarsincronizado desde una fuente estable como un GPS, o bien local y sin sincronización.No se aconseja utilizar un servidor SNTP local sin sincronización como servidorprimario o secundario en una configuración redundante.



Sección 20 Glosario

AC Corriente alterna

ACC Canal actual

ACT Herramienta de configuración de aplicaciones dentro delPCM600

A/D Convertidor analógico digital

ADBS Supervisión de amplitud de banda inactiva

ADM Módulo de conversión analógico-digital, con sincronizaciónde tiempo

AI Entrada analógica

ANSI Instituto Nacional de Normalización de EE UU

AR Reenganche automático

ASCT Transformador de corriente sumador auxiliar

ASD Detección de señal adaptable

ASDU Unidad de datos de servicio de aplicación

AWG Normativa americana de calibres de cables

BBP Protección de barras

BFOC/2,5 Conector de fibra óptica de bayoneta

BFP Protección de fallo de interruptor

BI Entrada binaria

BIM Módulo de entradas binarias

BOM Módulo de salidas binarias

BOS Estado de las salidas binarias

BR Relé biestable externo

BS Normativa británica

BSR Función de transferencia de señales binarias; bloques derecepción

BST Función de transferencia de señales binarias; bloques detransmisión

C37,94 Protocolo IEEE/ANSI usado para enviar señales binarias entrelos IED

CAN Red de área de control. Estándar ISO (ISO 11898) paracomunicación serie

1MRK 505 302-UES - Sección 20Glosario


CB Interruptor

CBM Módulo de backplane combinado

CCITT Comité Consultivo Internacional de Telegrafía y Telefonía.Organismo de normalización patrocinado por Naciones Unidasdentro de la Unión Internacional de Telecomunicaciones.

CCM Módulo portador de CAN

CCVT Transformador de tensión acoplado capacitivo

Clase C Clase de transformador de corriente de protección según IEEE/ANSI

CMPPS Megapulsos por segundo combinados

CMT Herramienta de administración de comunicaciones en elPCM600

CO (ciclo) Ciclo de cierre-apertura

Codireccional Método de transmisión de G.703 en una línea equilibrada. Seutilizan dos pares trenzados que posibilitan transmitirinformación en ambas direcciones.

COM Comando

COMTRADE Formato común estándar para el intercambio de datostransitorios para el registrador de perturbaciones según IEEE/ANSI C37.111, 1999 / IEC60255-24

Contra-direccional Método de transmisión de G.703 en una línea equilibrada. Seutilizan cuatro pares trenzados, de los cuales dos se utilizanpara transmitir datos en ambas direcciones y dos paratransmitir señales de reloj.

COT Causa de transmisión

CPU Unidad de procesamiento central

CR Recepción de la portadora

CRC Control de redundancia cíclica

CROB Bloque funcional de salida de relé de control

CS Envío de la portadora

CT Transformador de corriente

CU Unidad de comunicación

CVT o CCVT Transformador de tensión capacitivo

DAR Reenganche automático con retardo

DARPA Agencia de proyectos de investigación avanzada de defensa(diseñador en EE.UU. del protocolo TCP/IP, etc.)

DBDL Barra inactiva, línea inactiva

DBLL Línea activa, barra inactiva

Sección 20 1MRK 505 302-UES -Glosario


DC Corriente continua

DFC Control de flujo de datos

DFT Transformada discreta de Fourier

DHCP Protocolo de configuración dinámica de host

DIP (interruptor) Interruptor pequeño montado en un circuito impreso

DI Entrada digital

DLLB Línea inactiva, barra activa

DNP Protocolo de red distribuida según la norma IEEE 1815-2012

DR Registrador de perturbaciones

DRAM Memoria dinámica de acceso aleatorio

DRH Administrador de informes de perturbaciones

DSP Procesador de señales digitales

DTT Esquema de disparo transferido directo

EHV Red de tensión extra alta

EIA Asociación de Industrias Electrónicas

EMC Compatibilidad electromagnética

EMF Fuerza electromotriz

EMI Interferencia electromagnética

EnFP Protección de zona muerta

EPA Arquitectura de rendimiento mejorado

ESD Descarga electrostática

F-SMA Tipo de conector de fibra óptica

FAN Número de falta

FCB Bit de control de flujo; bit de conteo de trama

FOX 20 Sistema modular de telecomunicación de 20 canales paraseñales de voz, datos y protección

FOX 512/515 Multiplexor de acceso

FOX 6Plus Multiplexor compacto de división de tiempo para latransmisión de hasta siete canales dúplex de datos digitales porfibra óptica

FUN Tipo de función

G.703 Descripción eléctrica y funcional de líneas digitales utilizadaspor empresas locales de telefonía. Se puede transportar porlíneas equilibradas y no equilibradas.

GCM Módulo de interfaz de comunicación con módulo receptor deportadora de GPS.



GDE Editor de la pantalla gráfica dentro del PCM600

GI Comando de interrogación general

GIS Aparamenta con aislamiento en gas

GOOSE Evento de subestación orientado a objetos genéricos

GPS Sistema global de posicionamiento

GSAL Aplicación de seguridad genérica

GTM Módulo horario GPS

HDLC (protocolo) Control de conexión de datos de alto nivel; protocolo basado enel estándar HDLC

HFBR (conector) Conector de fibra plástica

HMI Interfaz hombre-máquina

HSAR Reenganche automático de alta velocidad

HV Alta tensión

HVDC Corriente continua de alta tensión

IDBS Supervisión de banda inactiva de integración

IEC Comité eléctrico internacional

IEC 60044-6 Norma IEC; Transformadores de medida – Parte 6: Requisitosde transformadores de corriente de protección para la respuestaen régimen transitorio.

IEC 60870-5-103 Norma de comunicación para equipos de protección. Protocoloen serie maestro/esclavo para comunicaciones punto a punto

IEC 61850 Norma de comunicación de automatización de subestaciones

IEC 61850-8-1 Norma de protocolo de comunicación

IEEE Instituto de Ingeniería Eléctrica y Electrónica

IEEE 802.12 Norma de tecnología de red que proporciona 100 Mbits/s, encables de fibra óptica o de par trenzado

IEEE P1386.1 Norma de tarjeta PCI Mezzanine (PMC) para módulos de buslocal. Hace referencia al estándar CMC (IEEE P1386,conocido también como tarjeta Mezzanine común) relativo alsistema mecánico y las especificaciones PCI del SIG (Grupo deInterés Especial) PCI correspondientes a la EMF (fuerzaelectromotriz).

IEEE 1686 Norma para dispositivos electrónicos inteligentes (IED) desubestaciones, capacidades de seguridad cibernética

IED Dispositivo electrónico inteligente

I-GIS Aparamenta inteligente con aislamiento en gas

IOM Módulo de entradas/salidas binarias



Instancia Cuando en el IED hay varias repeticiones de la misma función,se denominan instancias de esa función. Una instancia de unafunción es idéntica a otra del mismo tipo, aunque tiene unnúmero distinto en las interfaces de usuario del IED. El término"instancia" se define ocasionalmente como un elemento deinformación representativo de un determinado tipo. De lamisma forma, una instancia de una función existente en el IEDes representativa de un tipo de función.

IP 1. Protocolo de Internet. Capa de red correspondiente al juegode protocolos TCP/IP, muy utilizada en redes Ethernet. IP es unprotocolo de conmutación de paquetes de esfuerzo razonablesin conexiones. Proporciona enrutamiento de paquetes,fragmentación y reensamblaje a través de la capa de conexiónde datos.2. Protección de entrada según IEC 60529

IP 20 Protección de entrada según IEC 60529, nivel 20



IRF Señal de fallo interno

IRIG-B Código de tiempo de formato B según la norma 200 del Grupode Instrumentación de Rangos Internos

ITU Unión Internacional de Telecomunicaciones

LAN Red de área local

LIB 520 Módulo de software de alta tensión

LCD Pantalla de cristal líquido

LDCM Módulo de comunicación de diferencial de línea

LDD Dispositivo de detección local

LED Diodo emisor de luz

LNT Herramienta de red LON

LON Red de funcionamiento local

MCB Interruptor automático

MCM Módulo portador de tarjeta Mezzanine

MIM Módulo de miliamperios

MPM Módulo de procesamiento principal

MVAL Valor de medición

MVB Bus multifunción. Bus en serie estandarizado, desarrolladooriginalmente para su uso en trenes.

NCC Centro Nacional de Control

NOF Número de faltas en la red



NUM Módulo numérico

OCO cycle Ciclo de apertura-cierre-apertura

OCP Protección de sobreintensidad

OEM Módulo óptico Ethernet

OLTC Cambiador de toma en carga

OTEV Registro de datos de perturbaciones iniciado por un eventodistinto que el arranque/activación

OV Sobretensión

Overreach Término utilizado para describir el comportamiento del relé encondiciones de faltas. Por ejemplo, un relé de distancia seencuentra en estado de sobrealcance cuando su impedancia esmenor que la impedancia aparente hasta la falta, aplicada alpunto de equilibrio, es decir, el alcance fijado. El relé “ve” lafalta, pero quizás no la debería haber visto.

PCI Interconexión de componentes periféricos; bus de datos local

PCM Modulación por impulsos codificados

PCM600 Administrador IED de protección y control

PC-MIP Norma de tarjeta Mezzanine

PMC Tarjeta PCI Mezzanine

POR Sobrealcance permisivo

POTT Disparo de portadora, por sobrealcance permisivo

Process bus Bus o LAN utilizado en el nivel de procesos, es decir, próximoa los componentes medidos o controlados.

PSM Módulo de alimentación auxiliar

PST Herramienta de ajuste de parámetros dentro del PCM600

PT (relación) Relación del transformador de potencia o del transformador detensión

PUTT Disparo de portadora por subalcance permisivo

RASC Relé de comprobación de sincronismo, COMBIFLEX

RCA Ángulo característico del relé

RISC Ordenador de juego de instrucciones reducidas

RMS Valor eficaz (valor de raíz cuadrada media)

RS422 Interfaz serie equilibrada para la transmisión de datos digitalesen conexiones punto a punto.

RS485 Enlace serie de acuerdo con la norma EIA RS485

RTC Reloj de tiempo real

RTU Unidad de terminal remoto



SA Automatización de subestaciones

SBO Seleccionar antes de accionar

SC Interruptor o pulsador de cierre

SCL Ubicación de cortocircuito

SCS Sistema de control de estaciones

SCADA Control, supervisión y adquisición de datos

SCT Herramienta de configuración de redes según la norma IEC61850

SDU Unidad de datos de servicio

SLM Módulo de comunicación serie.

SMA (conector) Subminiatura versión A; conector roscado con impedanciaconstante.

SMT Herramienta de matriz de señales dentro del PCM600

SMS Sistema de supervisión de estaciones

SNTP Protocolo simple de hora en redes; se utiliza para sincronizarrelojes de ordenadores en redes de área local. Este protocolopermite reducir la necesidad de tener que contar con relojes dehardware precisos, en cada sistema incorporado, en una red. Ensu lugar, cada nodo integrado se puede sincronizar con un relojremoto, proporcionando la precisión necesaria.

SOF Estado de faltas

SPA Adquisición de protección Strömberg (SPA), protocolo enserie maestro/esclavo para comunicaciones punto a punto

SRY Conmutador de condición de interruptor disponible

ST Conmutador o pulsador de disparo

Starpoint Punto neutro del transformador o generador

SVC Compensación estática de VAr

TC Bobina de disparo

TCS Supervisión de circuitos de disparo

TCP Protocolo de control de transmisión. Protocolo de capa detransporte más común utilizado en Ethernet e Internet.

TCP/IP Protocolo de control de transmisión sobre protocolo deInternet. Protocolos de facto estándar Ethernet incorporados en4.2BSD Unix. El protocolo TCP/IP fue desarrollado porDARPA para el funcionamiento de Internet y abarcaprotocolos de capa de transporte y de capa de red. Mientras queTCP e IP especifican dos protocolos en capas de protocolosdeterminados, TCP/IP se utiliza con frecuencia para referirse al



juego completo de protocolos del Departamento de Defensa deEE. UU. basado en ellos, incluidos Telnet, FTP, UDP y RDP.

TEF Función de protección retardada de faltas a tierra

TM Transmitir (datos de perturbaciones)

TNC (conector) Threaded Neill Concelman; versión roscada de impedanciaconstante de un conector BNC.

TP Disparo (falta registrada)

TPZ, TPY, TPX,TPS

Clase de transformador de corriente según IEC.

TRM Módulo de transformador. Este módulo transforma lascorrientes y tensiones tomadas del proceso a niveles adecuadospara el posterior procesamiento de las señales.

TYP Identificación de tipo

UMT Herramienta de administración de usuarios

Underreach Término utilizado para describir el comportamiento del relé encondiciones de faltas. Por ejemplo, un relé de distancia seencuentra en estado de subalcance cuando su impedancia esmayor que la impedancia aparente hasta la falta, aplicada alpunto de equilibrio, es decir, el alcance fijado. El relé no “ve”la falta, pero quizás la debería haber visto. Consulte también"Sobrealcance".

UTC Tiempo universal coordinado. Escala de tiempo coordinada,mantenida por el Bureau International des Poids et Mesures(BIPM), que conforma la base de una diseminación coordinadade frecuencias estándar y señales de tiempo. UTC se deriva de"tiempo atómico internacional" (TAI) al añadir un númeroentero de "segundos intercalares" para sincronizarlo con eltiempo universal 1 (UT1), teniendo en cuenta así laexcentricidad de la órbita de la Tierra y la inclinación del eje derotación (23,5°), y mostrando al mismo tiempo la rotaciónirregular de la Tierra, en la que se basa UT1. El tiempouniversal coordinado se expresa mediante un reloj de 24 horasy emplea el calendario Gregoriano. Se utiliza para lanavegación aérea y marítima, donde también se conoce a vecespor el nombre militar "tiempo zulú" (tiempo medio deGreenwich). "Zulú" en el alfabeto fonético significa "Z" que, asu vez, significa longitud cero.

UV Subtensión

WEI Lógica de extremo con alimentación débil

VT Transformador de tensión

X.21 Interfaz de señalización digital utilizada principalmente paraequipos de telecomunicaciones.



3IO Tres veces la corriente de secuencia cero. Se denomina confrecuencia corriente residual o de falta a tierra

3UO Tres veces la tensión de secuencia cero. Se denomina confrecuencia tensión residual o de punto neutro.



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