serie 670 relion control de barras rec670 manual …...conversión de booleanos de 16 bits a enteros...

Serie 670 Relion®

Control de barras REC670Manual de Aplicaciones

ID de documento: 1MRK 511 190-UESFecha de emisión: Febrero 2014

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Descargo de responsabilidadLos datos, ejemplos y diagramas de este manual se incluyen sólo como unadescripción de conceptos o productos y no deben considerarse como unadeclaración de propiedades garantizadas. Todas las personas responsables deaplicar los equipos de los que trata este manual deben asegurarse por sí mismos deque todas las aplicaciones previstas sean adecuadas y aceptables, incluida lacomprobación de que se cumplen todos los requisitos aplicables de seguridad uoperativos de otras clases. En particular, cualquier riesgo en las aplicaciones en lascuales un fallo del sistema y/o un fallo de un producto podría crear un riesgo dedaños materiales o para las personas (incluidas, pero sin limitarse a ellas, laslesiones o la muerte) serán responsabilidad exclusiva de la persona o entidad queaplique el equipo, y en este documento se exige a las personas responsables quetomen todas las medidas necesarias para impedir completamente o mitigar estosriesgos.

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ConformidadEste 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 EMC 2004/108/EC) y en cuanto aluso de equipos eléctricos dentro de límites de tensión especificados (Directiva debaja tensión 2006/95/EC).

Esta conformidad se demuestra con pruebas realizadas por ABB AB de acuerdocon la norma genérica EN 50263 en cuanto a la Directiva de compatibilidadelectromagnética y con las normas EN 60255-5 y/o EN 50178 en cuanto a laDirectiva de baja tensión.

Este producto se diseña y produce para usos industriales.

Índice

Sección 1 Introducción....................................................................13Introducción al manual de aplicación...............................................13

Acerca del conjunto completo de manuales de un IED...............13Acerca del manual de aplicación.................................................14Destinatarios................................................................................15Documentación relacionada........................................................15Notas sobre la revisión................................................................16

Sección 2 Requisitos.......................................................................17Requisitos del transformador de corriente........................................17

Clasificación del transformador de corriente...............................17Condiciones.................................................................................18Corriente de falta.........................................................................19Resistencia secundaria del conductor y carga adicional.............19Requisitos generales del transformador de corriente..................20Requisitos de la FEM secundaria equivalente nominal...............20

Protección de fallo de interruptor...........................................20Protección de sobreintensidad de fase y residual,instantánea no direccional y de tiempo definido....................21Protección de sobreintensidad de fase y residual, deretardo inverso y no direccional.............................................22Protección de sobreintensidad de fase y residualdireccional..............................................................................23

Requisitos del transformador de corriente para TC segúnotras normas................................................................................23

Transformadores de corriente según IEC 60044-1,clase P, PR.............................................................................23Transformadores de corriente según IEC 60044-1,clase PX, IEC 60044-6, clase TPS (y la antigua normabritánica, clase X)...................................................................24Transformadores de corriente según ANSI/IEEE...................24

Requisitos del transformador de tensión..........................................25Requisitos del servidor SNTP...........................................................25

Sección 3 Aplicación del IED..........................................................27Aplicación general del IED...............................................................27Entradas analógicas.........................................................................28

Introducción.................................................................................28Directrices de ajuste....................................................................29

Ajuste del canal de referencia de fase...................................29Parámetros de ajuste..................................................................55

Índice

1Manual de Aplicaciones

Interfaz hombre-máquina local.........................................................60Interfaz hombre-máquina............................................................60Funciones relacionadas con la HMI local....................................62

Introducción............................................................................62Parámetros de ajuste generales............................................62

LED de indicación........................................................................62Introducción............................................................................62Parámetros de ajuste.............................................................63

Funciones básicas del IED...............................................................65Autosupervisión con lista de eventos internos............................65

Aplicación...............................................................................65Parámetros de ajuste.............................................................66

Sincronización horaria.................................................................66Aplicación...............................................................................66Directrices de ajuste...............................................................67Parámetros de ajuste.............................................................68

Grupos de ajuste de parámetros.................................................71Aplicación...............................................................................71Directrices de ajuste...............................................................72Parámetros de ajuste.............................................................72

Funcionalidad de modo de prueba TEST....................................72Aplicación...............................................................................72Directrices de ajuste...............................................................73Parámetros de ajuste.............................................................73

Bloqueo de cambios CHNGLCK.................................................73Aplicación...............................................................................73Parámetros de ajuste.............................................................74

Identificadores del IED................................................................74Aplicación...............................................................................74Parámetros de ajuste.............................................................75

Información del producto.............................................................75Aplicación...............................................................................75Parámetros de ajuste.............................................................75

Frecuencia nominal del sistema PRIMVAL.................................76Aplicación...............................................................................76Directrices de ajuste...............................................................76Parámetros de ajuste.............................................................76

Matriz de señales para entradas binarias SMBI..........................76Aplicación...............................................................................77Directrices de ajuste...............................................................77Parámetros de ajuste.............................................................77

Matriz de señales para salidas binarias SMBO ..........................77Aplicación...............................................................................77

Índice


Directrices de ajuste...............................................................77Parámetros de ajuste.............................................................77

Matriz de señales para entradas mA SMMI................................78Aplicación...............................................................................78Directrices de ajuste...............................................................78Parámetros de ajuste.............................................................78

Matriz de señales para entradas analógicas SMAI.....................78Aplicación...............................................................................78Valores de frecuencia.............................................................78Directrices de ajuste...............................................................79Parámetros de ajuste.............................................................84

Bloque de suma trifásica 3PHSUM.............................................85Aplicación...............................................................................85Directrices de ajuste...............................................................85Parámetros de ajuste.............................................................86

Estado de autorizaciones ATHSTAT...........................................86Aplicación...............................................................................86Parámetros de ajuste.............................................................86

Protección diferencial.......................................................................87Protección diferencial monofásica de alta impedanciaHZPDIF .......................................................................................87

Aplicación...............................................................................87Ejemplos de conexión............................................................95Directrices de ajuste...............................................................98Parámetros de ajuste...........................................................106

Protección de corriente...................................................................106Protección de sobreintensidad instantánea de fasesPHPIOC ....................................................................................106

Aplicación.............................................................................106Directrices de ajuste.............................................................107Parámetros de ajuste...........................................................111

Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapasOC4PTOC ................................................................................111


Protección de sobreintensidad residual instantáneaEFPIOC ....................................................................................127


Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapasEF4PTOC .................................................................................130

Aplicación.............................................................................131

Índice


Directrices de ajuste.............................................................133Parámetros de ajuste...........................................................143

Protección de sobreintensidad y potencia residuales,direccionales y sensibles SDEPSDE ........................................148

Introducción..........................................................................149Directrices de ajuste.............................................................150Parámetros de ajuste...........................................................158

Protección de sobrecarga térmica, una constante detiempo LPTTR ..........................................................................160


Protección de sobrecarga térmica, dos constantes detiempo TRPTTR ........................................................................163


Protección de fallo de interruptor CCRBRF ..............................168Aplicación.............................................................................168Directrices de ajuste.............................................................168Parámetros de ajuste...........................................................172

Protección tacón STBPTOC .....................................................173Aplicación.............................................................................173Directrices de ajuste.............................................................174Parámetros de ajuste...........................................................175

Protección de discordancia de polos CCRPLD ........................175Aplicación.............................................................................175Directrices de ajuste.............................................................176Parámetros de ajuste...........................................................177

Protección de mínima potencia direccional GUPPDUP............177Aplicación.............................................................................178Directrices de ajuste.............................................................180Parámetros de ajuste...........................................................184

Protección de máxima potencia direccional GOPPDOP ..........185Aplicación.............................................................................186Directrices de ajuste.............................................................188Parámetros de ajuste...........................................................192

Bloque funcional de comprobación de conductor rotoBRCPTOC ................................................................................194

Aplicación.............................................................................194Directrices para ajuste..........................................................194Parámetros de ajuste...........................................................195

Protección de tensión.....................................................................195Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV ................195

Índice



Protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV ............201Aplicación.............................................................................202Directrices de ajuste.............................................................203Parámetros de ajuste...........................................................206

Protección de sobretensión residual de dos etapasROV2PTOV ..............................................................................208


Protección diferencial de tensión VDCPTOV ...........................215Aplicación.............................................................................215Directrices de ajuste.............................................................217Parámetros de ajuste...........................................................219

Comprobación de pérdida de tensión LOVPTUV .....................219Aplicación.............................................................................219Directrices de ajuste.............................................................220Parámetros de ajuste...........................................................220

Protección de frecuencia................................................................221Protección de subfrecuencia SAPTUF .....................................221


Protección de sobrefrecuencia SAPTOF ..................................223Aplicación.............................................................................224Directrices de ajuste.............................................................224Parámetros de ajuste...........................................................225

Protección de derivada de la frecuencia SAPFRC ...................225Aplicación.............................................................................226Directrices de ajuste.............................................................226Parámetros de ajuste...........................................................227

Protección multipropósito...............................................................227Protección general de corriente y tensión CVGAPC.................227

Aplicación.............................................................................228Parámetros de ajuste...........................................................234

Supervisión del sistema secundario...............................................241Supervisión del circuito de corriente CCSRDIF ........................241


Supervisión de fallo de fusible SDDRFUF.................................243

Índice



Control............................................................................................248Comprobación de sincronismo, comprobación deenergización y sincronización SESRSYN.................................248

Aplicación.............................................................................248Ejemplos de aplicación.........................................................254Directrices de ajuste.............................................................260Parámetros de ajuste...........................................................265

Reenganche automático SMBRREC ........................................267Aplicación.............................................................................268Directrices de ajuste.............................................................280Parámetros de ajuste...........................................................291

Control de aparatos APC...........................................................292Aplicación.............................................................................293Interacción entre módulos....................................................299Directrices de ajuste.............................................................301Parámetros de ajuste...........................................................303

Enclavamiento ..........................................................................306Directrices de configuración.................................................307Enclavamiento para una bahía de línea ABC_LINE ............308Enclavamiento para una bahía de acoplamiento debarras ABC_BC ...................................................................313Enclavamiento para una bahía de transformadorAB_TRAFO ..........................................................................319Enclavamiento para un interruptor de seccionamientoA1A2_BS..............................................................................321Enclavamiento para un seccionador de seccionamientoA1A2_DC .............................................................................325Enclavamiento para un seccionador de puesta a tierrade barras BB_ES .................................................................332Enclavamiento para una bahía de doble interruptor DB .....338Enclavamiento para un diámetro de interruptor y medioBH .......................................................................................340Comunicación horizontal a través de GOOSE para elenclavamiento de GOOSEINTLKRCV.................................341

Control de tensión.....................................................................341Aplicación.............................................................................342Directrices de ajuste.............................................................377Parámetros de ajuste...........................................................388

Conmutador giratorio lógico para selección de funcionesy presentación LHMI SLGGIO...................................................397

Aplicación.............................................................................397

Índice


Directrices de ajuste.............................................................398Parámetros de ajuste...........................................................398

Miniconmutador selector VSGGIO............................................398Aplicación.............................................................................399Directrices de ajuste.............................................................399Parámetros de ajuste...........................................................400

Bloque funcional DPGGIO genérico de dos puntos..................400Aplicación.............................................................................400Directrices de ajuste.............................................................400

Control genérico de 8 señales de un solo puntoSPC8GGIO................................................................................400


Bits de automatización, función de mando para DNP3.0AUTOBITS.................................................................................402


Orden simple, 16 señales SINGLECMD...................................416Aplicación.............................................................................416Directrices de ajuste.............................................................418Parámetros de ajuste...........................................................418

Esquemas de comunicación...........................................................419Lógica de esquemas de comunicación para la protecciónde distancia o de sobreintensidad ZCPSCH ............................419


Lógica de inversión de corriente y de extremo conalimentación débil para la protección de distanciaZCRWPSCH .............................................................................426


Lógica de aceleración local ZCLCPLAL....................................430Aplicación.............................................................................430Directrices de ajuste.............................................................430Parámetros de ajuste...........................................................431

Lógica de esquemas de comunicaciónpara la protección de sobreintensidad residual ECPSCH ........432


Índice


Lógica de inversión de corriente y de extremo conalimentación débil para la protección de sobreintensidadresidual ECRWPSCH ...............................................................434


Lógica.............................................................................................438Lógica de disparo SMPPTRC ...................................................438


Lógica de matriz de disparo TMAGGIO....................................443Aplicación.............................................................................443Directrices de ajuste.............................................................444Parámetros de ajuste...........................................................444

Bloques lógicos configurables...................................................444Aplicación.............................................................................444Parámetros de ajuste...........................................................446

Bloque funcional de señales fijas FXDSIGN.............................447Aplicación.............................................................................447Parámetros de ajuste...........................................................448

Conversión de booleanos de 16 bits a enteros B16I.................448Aplicación.............................................................................448Parámetros de ajuste...........................................................448

Conversión de booleanos de 16 bits a enteros conrepresentación de nodo lógico B16IGGIO.................................449


Conversión de enteros a booleanos de 16 bits IB16.................449Aplicación.............................................................................449Parámetros de ajuste...........................................................449

Conversión de enteros a booleanos de 16 bits conrepresentación de nodo lógico IB16GGIO.................................450


Monitorización................................................................................450Medición....................................................................................450

Aplicación.............................................................................451Sujeción a cero.....................................................................452Directrices de ajuste.............................................................453Parámetros de ajuste...........................................................463

Contador de eventos CNTGGIO...............................................477Aplicación.............................................................................477Parámetros de ajuste...........................................................477

Índice


Función de eventos EVENT......................................................477Introducción..........................................................................478Directrices de ajuste.............................................................478Parámetros de ajuste...........................................................479

Informe de estado de señales lógicas BINSTATREP...............481Aplicación.............................................................................481Directrices de ajuste.............................................................481Parámetros de ajuste...........................................................481

Localizador de faltas LMBRFLO................................................482Aplicación.............................................................................482Directrices de ajuste.............................................................482Parámetros de ajuste...........................................................484

Bloque funcional Expansión del valor medido RANGE_XP......485Aplicación.............................................................................485Directrices de ajuste.............................................................486

Informe de perturbaciones DRPRDRE......................................486Aplicación.............................................................................486Directrices de ajuste.............................................................487Parámetros de ajuste...........................................................493

Lista de eventos........................................................................502Aplicación.............................................................................502Directrices de ajuste.............................................................502

Indicaciones...............................................................................503Aplicación.............................................................................503Directrices de ajuste.............................................................503

Registrador de eventos ............................................................504Aplicación.............................................................................504Directrices de ajuste.............................................................504

Registrador de valores de disparo.............................................504Aplicación.............................................................................504Directrices de ajuste.............................................................505

Registrador de perturbaciones..................................................505Aplicación.............................................................................505Directrices de ajuste.............................................................506

Medida............................................................................................506Lógica del contador de pulsos PCGGIO...................................506


Función de cálculo de energía y administración de lademanda ETPMMTR.................................................................508

Aplicación.............................................................................508Directrices de ajuste.............................................................509

Índice


Parámetros de ajuste...........................................................510

Sección 4 Comunicación de estaciones.......................................513Información general........................................................................513Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1....................................513

Aplicación de IEC 61850-8-1.....................................................513Directrices de ajuste..................................................................515Parámetros de ajuste................................................................515Funciones de E/S de comunicaciones genéricas IEC 61850SPGGIO, SP16GGIO................................................................515


Funciones de E/S de comunicaciones genéricas IEC 61850MVGGIO....................................................................................516


Protocolo de comunicación LON....................................................517Aplicación..................................................................................517Parámetros de ajuste................................................................519

Protocolo de comunicación SPA....................................................519Aplicación..................................................................................519Directrices de ajuste..................................................................521Parámetros de ajuste................................................................522

Protocolo de comunicación IEC 60870-5-103................................523Aplicación..................................................................................523Parámetros de ajuste................................................................528

Transmisión y órdenes múltiples MULTICMDRCV,MULTICMDSND.............................................................................531

Aplicación..................................................................................531Directrices de ajuste..................................................................532

Ajustes..................................................................................532Parámetros de ajuste................................................................532

Sección 5 Comunicación remota..................................................533Transferencia de señales binarias..................................................533

Aplicación..................................................................................533Soluciones de hardware de comunicación...........................533

Directrices de ajuste..................................................................534Parámetros de ajuste................................................................536

Sección 6 Configuración...............................................................539Introducción....................................................................................539Descripción de la configuración REC670.......................................540

Índice


Introducción...............................................................................540Descripción de la configuración A30....................................540Descripción de la configuración B30....................................543Descripción de la configuración C30....................................545

Sección 7 Glosario........................................................................547

Índice


Sección 1 Introducción

Acerca de este capítuloEste capítulo presenta el manual como tal al usuario.

1.1 Introducción al manual de aplicación

1.1.1 Acerca del conjunto completo de manuales de un IEDEl manual del usuario (UM) es un conjunto completo de cinco manuales diferentes:

=IEC09000744=1=es=Original.vsd

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Manual de aplicación

Manual del operador

Manual de instalación y puesta en servicio

Manual de ingeniería

Manual de referencias técnicas

IEC09000744 V1 ES

El manual de aplicación (AM) contiene descripciones de aplicación, directricesde ajuste y parámetros de ajuste ordenados por función. El manual de aplicación sedebe utilizar para buscar en qué momento y con qué objetivo se puede utilizar unafunción de protección específica. El manual también se debe usar para calcularajustes.

El manual de referencias técnicas (TRM) contiene descripciones de aplicación yfuncionalidad y presenta una lista de los bloques funcionales, los diagramas de

1MRK 511 190-UES C Sección 1Introducción


lógica, las señales de entrada y salida, los parámetros de ajuste y los datos técnicosordenados por función. El manual de referencias técnicas se debe utilizar comoreferencia durante las fases de ingeniería, de instalación y puesta en servicio, ydurante el servicio normal.

El manual de instalación y puesta en servicio (ICM) contiene instruccionesacerca de cómo instalar y poner en servicio un IED de protección. También sepuede utilizar como referencia durante pruebas periódicas. El manual abarcaprocedimientos de instalación eléctrica y mecánica, energización y comprobaciónde circuitos externos, ajuste y configuración, así como verificación de ajustes yejecución de pruebas direccionales. Los capítulos están organizados de formacronológica (indicado por los números de capítulo/sección) según el orden deinstalación y puesta en servicio de un IED de protección.

El manual del operador (OM) contiene instrucciones acerca de cómo manejar unIED de protección durante el servicio normal, una vez puesto en servicio. Elmanual del operador se puede utilizar para comprender cómo se manejan lasperturbaciones o cómo se visualizan los datos de red calculados y medidos a fin dedeterminar la causa de una falta.

El manual de ingeniería (EM) contiene instrucciones acerca de cómo se ajustan yconfiguran los IED utilizando diferentes herramientas del PCM600. El manualproporciona instrucciones acerca de cómo establecer un proyecto en el PCM600 eintroducir IED a la estructura del proyecto. El manual también recomienda unasecuencia para la configuración y el ajuste de protección y control, las funciones dela LHMI así como la ingeniería de comunicación utilizando IEC 61850 y DNP3.

1.1.2 Acerca del manual de aplicaciónEl manual de aplicación contiene los siguientes capítulos:

• El capítulo “Requisitos” describe los requisitos de los transformadores detensión y corriente.

• El capítulo “Aplicación del IED” describe el uso de las funciones incluidas enel software del IED. En este capítulo, se tratan las posibilidades de aplicacióny se proporcionan directrices para calcular los ajustes de una aplicación enparticular.

• El capítulo “Comunicación de estaciones” describe las posibilidades decomunicación de un sistema SA.

• El capítulo “Comunicación remota” describe las posibilidades decomunicación de datos con el extremo remoto a través de la transferencia deseñales binarias.

• El capítulo “Configuración” describe la preconfiguración del IED y suscomplementos.

• El capítulo “Glosario” es una lista de términos, acrónimos y abreviaturasutilizadas en la documentación técnica de ABB.

Sección 1 1MRK 511 190-UES CIntroducción


1.1.3 Destinatarios

GeneralEl manual de aplicación está dirigido a los ingenieros/técnicos de sistemas a cargo,responsables de especificar la aplicación del IED.

RequisitosEl ingeniero/técnico de sistemas a cargo debe tener un buen conocimiento sobresistemas de protección, equipos de protección, funciones de protección y laslógicas funcionales configuradas en la protección.

1.1.4 Documentación relacionadaDocumentos relacionados con REC670 Número de identificaciónManual del operador 1MRK 511 188-UES

Manual de instalación y puesta en servicio 1MRK 511 189-UES

Manual de referencias técnicas 1MRK 511 187-UES

Manual de aplicación 1MRK 511 190-UES

Guía de compra 1MRK 511 192-BEN

Especificación de producto SA2005-001280

Diagrama de conexión, interruptor simple 1MRK 002 801-FA

Diagrama de conexión, interruptor doble 1MRK 002 801-MA

Diagrama de conexión, interruptor y medio 1MRK 002 801-NA

Diagrama de configuración A, disposición de interruptor simple con una o dos barras 1MRK 004 500-90

Diagrama de configuración B, disposiciones de interruptor doble 1MRK 004 500-91

Diagrama de configuración C, disposición de interruptor y medio para una bahía completa 1MRK 004 500-92

Componentes de instalación y conexión 1MRK 513 003-BEN

Sistema de prueba, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN

Accesorios para IED 670 1MRK 514 012-BEN

Guía de introducción de IED 670 1MRK 500 080-UES

Lista de señales SPA y LON para IED 670, ver. 1.1 1MRK 500 083-WEN

Lista de objetos de datos IEC 61850 para IED 670, ver. 1.1 1MRK 500 084-WEN

Paquete de conectividad IED de IEC 61850 genérico 1KHA001027-UEN

Instrucciones de instalación del Administrador IED de protección y control, PCM 600 1MRS755552

Guía de ingeniería de productos IED 670 1MRK 511 179-UEN

Puede encontrar más información en www.abb.com/substationautomation.

1MRK 511 190-UES C Sección 1Introducción


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1.1.5 Notas sobre la revisiónRevisión DescripciónC No se agregó funcionalidad. Se realizaron cambios en el contenido debido a

informes sobre problemas.

Sección 1 1MRK 511 190-UES CIntroducción


Sección 2 Requisitos

Acerca de este capítuloEste capítulo describe los requisitos de los transformadores de tensión y corriente.

2.1 Requisitos del transformador de corriente

El rendimiento de una función de protección depende de la calidad de la señal decorriente medida. La saturación del transformador de corriente (TC) causadistorsión de la señal de corriente y puede dar como resultado un fallo en elfuncionamiento o causar funcionamientos no deseados de algunas funciones. Comoconsecuencia, la saturación del TC puede tener influencia tanto en la capacidad dedependencia como en la seguridad de la protección. Este IED de protección ha sidodiseñado para permitir una fuerte saturación del TC con un correctofuncionamiento sostenido.

2.1.1 Clasificación del transformador de corrientePara 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 untiempo específico para la saturación, los TC deben cumplir con los requisitos deuna FEM secundaria mínima que se especifica a continuación.

Existen diferentes formas de especificar los TC. Por lo general, los TCconvencionales de núcleo magnético se especifican y fabrican según normasnacionales o internacionales que también especifican diferentes clases deprotección. Hay muchas normas diferentes y muchas clases pero,fundamentalmente, hay 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 tieneun núcleo magnético sin ningún entrehierro y un flujo remanente puedepermanecer por un tiempo casi infinito. En este tipo de transformadores, laremanencia puede ser hasta alrededor del 80% del flujo de saturación. Ejemplostípicos de TC del tipo de remanencia alta son los de clase P, PX, TPS, TPX segúnla IEC, de clase P, X según la BS (antigua norma británica), y de clase sin intervaloC, K según el ANSI/IEEE.

1MRK 511 190-UES C Sección 2Requisitos


El tipo de remanencia baja tiene un límite especificado para el flujo remanente.Este TC está hecho con un entrehierro pequeño para reducir la remanencia a unnivel que no exceda el 10% del flujo de saturación. El entrehierro pequeño solotiene influencias muy limitadas sobre las otras propiedades del TC. Los de clasePR, TPY según la IEC son TC del tipo de remanencia baja.

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 laregión no saturada de funcionamiento. La clase TPZ según la IEC es un TC del tiposin remanencia.

Diferentes normas y clases especifican la FEM de saturación de formas diferentes,pero es posible comparar aproximadamente valores desde clases diferentes. LaFEM secundaria limitadora equivalente nominal Eal según la norma IEC 60044 – 6se utiliza para especificar los requisitos del TC para el IED. Los requisitos tambiénse especifican según otras normas.

2.1.2 CondicionesLos 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. Los resultadospueden no siempre ser válidos para los tipos de TC sin remanencia (TPZ).

Se han comprobado los rendimientos de las funciones de protección en el rangodesde corrientes de falta simétricas hasta corrientes de falta completamenteasimétricas. Las constantes de tiempo primarias de al menos 120 ms se han tomadoen cuenta en las pruebas. Los requisitos de corriente a continuación son, por ende,aplicables tanto para corrientes de falta simétricas como para corrientes de faltaasimétricas.

Dependiendo de la función de protección, se han probado faltas de fase a tierra, defase a fase y trifásicas para diferentes posiciones de falta relevantes, por ejemplo,faltas cercanas hacia delante y hacia atrás, faltas de alcance de zona 1, faltasinternas y faltas externas. Se verificó la capacidad de dependencia y la seguridad dela protección mediante la comprobación, por ejemplo, de retardos, funcionamientosno deseados, direccionalidad, sobrealcance y estabilidad.

La remanencia en el núcleo del transformador de corriente puede producirfuncionamientos no deseados o retardos adicionales leves para algunas funcionesde protección. Como los funcionamientos no deseados son totalmente inaceptables,se ha tenido en cuenta la remanencia máxima para casos de faltas que resultancríticas para la seguridad, por ejemplo, faltas en dirección hacia atrás y faltasexternas. Debido al riesgo casi insignificante de retardos adicionales y al riesgoinexistente de fallo en el funcionamiento, no se ha tomado en cuenta la remanencia

Sección 2 1MRK 511 190-UES CRequisitos


para los casos de capacidad de dependencia. Por lo tanto, los requisitos acontinuación son completamente válidos para todas las aplicaciones normales.

Resulta difícil dar recomendaciones generales para márgenes adicionales a fin deque la 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 deremanencia alta (por ejemplo, P, PX, TPS, TPX), ante la decisión de un margenadicional, se debe tener en cuenta la pequeña probabilidad de faltas completamenteasimétricas, junto con una remanencia alta en la misma dirección que el flujo quese generó por la falta. Se logra una corriente de falta completamente asimétricacuando la falta se produce en tensión cero (0°) aproximadamente. Lasinvestigaciones han demostrado que el 95% de las faltas en la red se producencuando la tensión se encuentra entre 40° y 90°. Además, la corriente de faltacompletamente asimétrica no se produce en todas las fases al mismo tiempo.

2.1.3 Corriente de faltaLos requisitos del transformador de corriente se basan en la corriente de faltamáxima para faltas en diferentes posiciones. La corriente de falta máxima seproduce para faltas trifásicas o faltas monofásicas a tierra . La corriente para unafalta monofásica a tierra excede la corriente para una falta trifásica cuando laimpedancia de secuencia cero en el bucle de falta total es menor que la impedanciade secuencia positiva.

Cuando se calculan los requisitos del transformador de corriente, se debe utilizaruna corriente de falta máxima para la posición de falta relevante y, por lo tanto, sedeben tener en cuenta ambos tipos de faltas.

2.1.4 Resistencia secundaria del conductor y carga adicionalLa tensión en los terminales secundarios del transformador de corriente afectadirectamente la saturación del transformador de corriente. Esta tensión sedesarrolla en un bucle que contiene los conductores secundarios y la carga de todoslos relés en el circuito. Para faltas a tierra el bucle incluye el conductor de fase y elneutro, por lo general, dos veces la resistencia del conductor secundario único. Parafaltas trifásicas, la corriente neutra es cero y solo es necesario considerar laresistencia al punto donde los conductores de fase se conectan con el conductorneutro común. Lo más común es utilizar cables secundarios con cuatroconductores, por lo que, por lo general, es suficiente considerar un conductorsecundario único para el caso trifásico.

La conclusión es que la resistencia del bucle, que es dos veces la resistencia delconductor secundario único, se debe utilizar en el cálculo para faltas de fase a tierray la resistencia de fase; la resistencia de un conductor secundario único se puede,por lo general, utilizar en el cálculo de las faltas trifásicas.



Como la carga puede ser considerablemente diferente para faltas trifásicas y faltasde fase a tierra es importante tener en cuenta ambos casos. Aún en un caso donde lacorriente de falta de fase a tierra es menor que la corriente de falta trifásica, la faltade fase a tierra puede contar con dimensiones para el TC dependiendo de la cargamás alta.

En redes con neutro aislado o de alta impedancia, la falta de fase a tierra no es elcaso de dimensionamiento y, por lo tanto, la resistencia del conductor secundarioúnico se puede utilizar siempre en el cálculo, para este caso.

2.1.5 Requisitos generales del transformador de corrienteLa relación del transformador de corriente se selecciona principalmente en base adatos de la red eléctrica, por ejemplo, la carga máxima. Sin embargo, se debeverificar que la corriente a la protección sea más alta que el valor defuncionamiento mínimo para todas las faltas que se detecten con la relación de TCseleccionada. La corriente de funcionamiento mínima es diferente para diferentesfunciones y, por lo general, es ajustable para que se pueda comprobar cada función.

El error de corriente del transformador de corriente puede limitar la posibilidad deutilizar un ajuste muy sensible de una protección de sobreintensidad residualsensible. 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 al ±1% (por ejemplo, 5P). Si se utilizantransformadores de corriente con menos precisión, se aconseja comprobar lacorriente residual no deseada real durante la puesta en servicio.

2.1.6 Requisitos de la FEM secundaria equivalente nominalCon respecto a la saturación del transformador de corriente, se pueden utilizartodos los transformadores de corriente del tipo de remanencia alta y baja quecumplan con los requisitos de FEM secundaria equivalente nominal Eal acontinuación. La característica del TC del tipo sin remanencia (TPZ) no está biendefinida en lo que respecta al error del ángulo de fase. Si no se ofrece unarecomendación explícita para una función específica, entonces recomendamos quese ponga en contacto con ABB para confirmar que se puede utilizar el tipo sinremanencia.

Los requisitos del TC para las diferentes funciones a continuación se especificancomo una FEM secundaria limitadora equivalente nominal Eal según la norma IEC60044-6. Los requisitos para los TC especificados en diferentes formas sepresentan al final de esta sección.

2.1.6.1 Protección de fallo de interruptor

Los TC deben tener una FEM secundaria equivalente nominal Eal superior o igual ala FEM secundaria requerida Ealreq que aparece a continuación:



sn Ral alreq op CT L 2

pn r

I SE E 5 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷

è øEQUATION1380 V1 ES (Ecuación 1)

donde:

Iop El valor de funcionamiento primario (A)

Ipn La corriente primaria nominal del TC (A)

Isn 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 de bucle quecontiene los conductores de fase y neutro se debe utilizar para faltas en redes conectadas atierra rígidamente. La resistencia de un único conductor secundario se debe utilizar parafaltas en redes de 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

2.1.6.2 Protección de sobreintensidad de fase y residual, instantánea nodireccional y de tiempo definido

Los TC deben tener una FEM secundaria equivalente nominal Eal superior o igual ala FEM secundaria requerida Ealreq que aparece a continuación:


pn r

I SE E 1,5 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷


donde:

Iop El valor de funcionamiento primario (A)






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



2.1.6.3 Protección de sobreintensidad de fase y residual, de retardo inversoy no direccional

El requisito según la ecuación 3 y la ecuación 4 no necesita cumplirse si se utilizauna etapa de tiempo instantáneo o definido de ajuste alto. En este caso laecuación 2 es el único requisito necesario.

Si la función de retardo invertido es la única función de protección desobreintensidad que se utiliza, los TC deben tener una FEM secundaria equivalentenominal Eal superior o igual a la FEM secundaria requerida Ealreq que aparece acontinuación:


pn 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 conductor secundario y la carga adicional (W). La resistenciade bucle que contiene los conductores de fase y neutro se debe utilizar parafaltas en redes conectadas a tierra rígidamente. La resistencia de un únicoconductor secundario se debe utilizar para faltas en redes de 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 especificasegún lo siguiente:

sn Ral alreq max k max CT L 2

pn r

I SE E I R RI I

æ ö³ = × × + +ç ÷


donde

Ikmax Corriente primaria máxima de frecuencia fundamental para faltas cercanas (A)



2.1.6.4 Protección de sobreintensidad de fase y residual direccional

Si se utiliza la función de sobreintensidad direccional, los TC deben tener una FEMsecundaria equivalente nominal Eal superior o igual a la FEM secundariaequivalente requerida Ealreq que aparece a continuación:

sn Ral alreq k max CT L 2

pn r

I SE E I R RI I

æ ö³ = × × + +ç ÷


donde:

Ikmax Corriente primaria máxima de frecuencia fundamental para faltas hacia delante y hacia atráscercanas (A)






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

2.1.7 Requisitos del transformador de corriente para TC segúnotras normasEs posible utilizar todos los tipos de TC convencionales de núcleo magnético conlos IED si cumplen con los requisitos que corresponden a lo especificadoanteriormente como, la FEM secundaria equivalente nominal Eal según la normaIEC 60044-6. Desde las diferentes normas y los datos disponibles para aplicacionesde relés, es posible calcular aproximadamente una FEM secundaria del TCcomparable con el valor Eal. Al compararlo con la FEM secundaria requerida Ealreqes posible juzgar si el TC cumple con los requisitos. Los requisitos según algunasotras normas se especifican a continuación.

2.1.7.1 Transformadores de corriente según IEC 60044-1, clase P, PR

Un TC según IEC 60044-1 se especifica por la FEM secundaria limitadora E2max.El valor E2max es aproximadamente igual al valor Eal correspondiente según IEC60044-6. Por lo tanto, los TC según la clase P y PR deben tener una FEMlimitadora secundaria E2max que cumpla con lo siguiente:



2 max alreqE max imum of E>

EQUATION1383 V1 ES (Ecuación 6)

2.1.7.2 Transformadores de corriente según IEC 60044-1, clase PX,IEC 60044-6, 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 la clase PX, EkneeBS para laclase X y la tensión secundaria limitadora Ual para la TPS). El valor Eknee esinferior al valor Eal correspondiente según IEC 60044-6. No es posible dar unarelación general entre el valor Eknee y el valor Eal pero, por lo general, el valorEknee es aproximadamente un 80% del valor Eal. Por lo tanto, los TC según lasclases PX, X y TPS deben tener una FEM de codo nominal Eknee que cumpla conlo siguiente:

Eknee » Ek » EkneeBS » Ual > 0.8 · (maximum of Ealreq)EQUATION2100 V1 ES (Ecuación 7)

2.1.7.3 Transformadores de corriente según ANSI/IEEE

Los transformadores de corriente según ANSI/IEEE se encuentran especificadosparcialmente de maneras diferentes. Una tensión terminal secundaria nominalUANSI se específica para un TC de clase C. UANSI es la tensión terminal secundariaque el TC proporciona a una carga estándar a 20 veces la corriente secundarianominal sin exceder un 10 % de la corrección de la relación. Hay un número devalores UANSI estandarizados, por ejemplo, UANSI es 400 V para un TC C400. UnaFEM secundaria limitadora equivalente nominal EalANSI correspondiente se puedecalcular de la siguiente manera:

Ea lANSI 20 Isn RCT UA NSI+× × 20 Isn RC T× × 20 Isn ZbANSI× ×+= =


donde:

ZbANSI La impedancia (es decir, 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 con lo siguiente:

alANSI alreqE max imum 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 decodo UkneeANSI tiene, por lo general, un valor inferior a la FEM de codo según IECy BS. UkneeANSI se puede calcular aproximadamente al 75% del valor Ealcorrespondiente según IEC 60044 6. Por lo tanto, los TC según ANSI/IEEE debentener una tensión de codo UkneeANSI que cumpla con lo siguiente:

EkneeANSI > 0.75 · (maximum of Ealreq)EQUATION2101 V1 ES (Ecuación 10)

2.2 Requisitos del transformador de tensión

El rendimiento de una función de protección depende de la calidad de la señal deentrada medida. Los transitorios causados por transformadores de tensióncapacitivos (TTC) pueden afectar algunas funciones de protección.

Se pueden utilizar transformadores de tensión capacitivos o magnéticos.

Los transformadores de tensión capacitivos (TTC) deben cumplir con los requisitosde la norma IEC 60044–5 con respecto a la ferrorresonancia y los transitorios. Losrequisitos de la ferrorresonancia de los TTC se especifican en el capítulo 7.4 de lanorma.

Las respuestas transitorias para tres clases diferentes de respuesta transitoriaestándar, T1, T2 y T3, se especifican en el capítulo 15.5 de la norma. Se puedenutilizar losTTC correspondientes a todas las clases.

El IED de protección tiene filtros efectivos para estos transitorios, lo cual otorga unfuncionamiento seguro y correcto con TTC.

2.3 Requisitos del servidor SNTP

El servidor SNTP está conectado a la red local, que consiste en 4 o 5 conmutadoreso routers alejados del IED. El servidor SNTP es un servidor de tareas dedicado, oal menos 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 sinsincronización. No se aconseja utilizar un servidor SNTP local sin sincronizacióncomo servidor primario o secundario en una configuración redundante.



Sección 3 Aplicación del IED

Acerca de este capítuloEn este capítulo se describe el uso de las funciones de software incluidas en el IED.También se analizan las posibilidades de aplicación y se proporcionan directricespara calcular los ajustes para una aplicación en particular.

3.1 Aplicación general del IED

El REC670 se utiliza para control, protección y monitorización de distintos tipos debahías en redes eléctricas. Sirve para sistemas de control, con IED de controldistribuidos en todas las bahías que tienen una alta demanda de fiabilidad. El IEDse puede utilizar hasta en los niveles de tensión más altos. Resulta adecuado para elcontrol de todos los aparatos de cualquier tipo de disposición de la aparamenta.

El control se realiza de forma remota (SCADA/Estación) a través del bus decomunicación, o de manera local desde la HMI. Se pueden usar distintasconfiguraciones de control, y se puede usar un IED de control por bahía o un soloIED para varias bahías. Se pueden utilizar módulos de enclavamiento para todoslos tipos comunes de disposiciones de la aparamenta. El control se basa en elprincipio de "selección antes de la ejecución", para proporcionar la mayorseguridad posible. Existe una función de control de sincronismo comoenclavamiento para el cierre de interruptores. También se brinda una función desincronización para las redes asíncronas, en la que el interruptor se cierra en elmomento justo.

Se pueden utilizar diferentes funciones de protección según cada tipo de estación ydisposiciones de barras. El reenganche automático monofásico, bifásico y/otrifásicocontiene circuitos de prioridad para disposiciones de interruptoresmúltiples. Coopera con la función de comprobación de sincronismo conreenganche de alta velocidad o retardado. También contiene varias funciones defallo de interruptor para brindar una función independiente de los IED deprotección, y para el diámetro completo de interruptor y medio.

Funciones de sobreintensidad de fase y tierra instantánea de ajustealto,sobreintensidad de fase y tierra retardada direccional o no direccional de cuatroetapas, sobrecarga térmica y funciones de subtensión y sobretensión de dos etapasson ejemplos de las funciones que existen para que el usuario pueda cumplir conlos requisitos de cualquier aplicación.

El registro de perturbaciones y el localizador de faltas se pueden utilizar pararealizar análisis independientes y posteriores a las faltas, después de que se

1MRK 511 190-UES C Sección 3Aplicación del IED


producen las perturbaciones primarias con una sola falta en el sistema deprotección.

Se pueden utilizar 6 x 32 canales direccionales dobles para la transmisión deseñales de interdisparo y binarias en cada tarjeta de comunicación de lacomunicación entre los IED seleccionados dentro de la estación o en otra estacióncercana.

La capacidad de lógica avanzada, en la que la lógica de usuario cuenta con unaherramienta gráfica, permite utilizar aplicaciones especiales, como la aperturaautomática de seccionadores en disposiciones de interruptores múltiples, el cierrede anillos de interruptores, lógicas de transferencia de carga, etc. La herramienta deconfiguración gráfica asegura una sencilla y rápida comprobación y puesta enservicio.

La gran flexibilidad de aplicación hace que este producto sea una elecciónexcelente tanto para instalaciones nuevas como para la renovación de instalacionesexistentes.

3.2 Entradas analógicas

3.2.1 IntroducciónLos canales de entrada analógicos se deben configurar y ajustar adecuadamente afin de obtener resultados de mediciones correctos y operaciones de protecciónadecuadas. Para la medición de la potencia y para todas las funciones direccionalesy diferenciales, las direcciones de las corrientes de entrada se deben definiradecuadamente. Los algoritmos de medición y protección del IED utilizancantidades primarias del sistema. Los valores también se ajustan en cantidadesprimarias, y resulta importante ajustar los datos de los transformadores de corrientey de tensión conectados adecuadamente.

Se puede definir una referencia PhaseAngleRef para facilitar la lectura de losvalores de servicio. Este ángulo de fase de los canales analógicos siempre estáajustado a cero grados, y toda otra información sobre el ángulo se muestra enrelación con esta entrada analógica. Durante las pruebas y la puesta en servicio delIED, el canal de referencia se puede cambiar para facilitar la lectura de los valoresde las pruebas y los servicios.

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

Sección 3 1MRK 511 190-UES CAplicación del IED


3.2.2 Directrices de ajuste

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

3.2.2.1 Ajuste del canal de referencia de fase

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

EjemploEl ajuste PhaseAngleRef=7 se debe utilizar cuando una tensión de fase a tierra (porlo general la tensión L1 fase a tierra conectada al canal de TT número 7 de latarjeta analógica) se selecciona como fase de referencia.

Ajuste de los canales de corrienteLa dirección de una corriente en el IED depende de la conexión del TC. A menosque se indique lo contrario, se supone que los TC principales están conectados enestrella y se pueden conectar con puesta a tierra hacia o desde el objeto. Estainformación se debe ajustar en el IED. La convención de la direccionalidad sedefine de la siguiente manera: Un valor positivo de corriente, potencia, etcéterasignifica que la cantidad tiene una dirección hacia el objeto, y un valor negativosignifica que la dirección es contraria al objeto. Para las funciones direccionales, ladirección hacia el objeto se define como Forward y la dirección desde el objeto sedefine como Reverse. Consulte la figura 1

IEC05000456 V1 ES

Figura 1: Convención interna de la direccionalidad en el IED



Con el ajuste correcto de la dirección del TC primario, CTStarPoint ajustado aFromObject o ToObject, una cantidad positiva siempre fluye hacia el objeto y unadirección definida como Forward siempre mira hacia el objeto. Los siguientesejemplos demuestran este principio.

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

IEC05000753 V1 ES

Figura 2: Ejemplo de cómo ajustar los parámetrosStarPoint del TC en el IED

La figura 2 muestra el caso más normal en que los objetos tienen sus propios TC.Los ajustes para la dirección del TC se deben realizar de acuerdo con la figura.Para proteger la línea, la dirección de las funciones direccionales de la protecciónde línea se debe ajustar a Forward. Esto significa que la protección mira hacia lalínea.

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



IEC05000460 V1 ES


Este ejemplo es similar al ejemplo 1, pero el transformador alimenta solo una línea,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 cada IED;sin embargo, es la misma corriente del mismo TC la que los alimenta a ambos. Conestos ajustes, las funciones direccionales de la protección de línea se debe ajustar aForward para mirar hacia la línea.

Ejemplo 3Un IED utilizado para proteger dos objetos.



IEC05000461 V1 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 protecciónde transformador. La dirección del TC para los dos canales de entrada de lacorriente se ajusta con el transformador como objeto de referencia. Esto significaque la dirección Forward de la protección de línea mira hacia el transformador.Para mirar hacia la línea, la dirección de las funciones direccionales de laprotección de línea se debe ajustar a Reverse. La dirección Forward/Reverse estárelacionada con el objeto de referencia que, en este caso, es el transformador.

Cuando una función está ajustada a Reverse y debe proteger un objeto en direcciónhacia atrás, recuerde que algunas funciones direccionales no son simétricas encuanto al alcance en dirección hacia delante y hacia atrás. En primer lugar, es elalcance de los criterios direccionales el que puede variar. Por lo general, esto norepresenta una limitación, pero se aconseja recordarlo y verificar si es aceptablepara la aplicación en cuestión.

Si el IED tiene la cantidad suficiente de entradas de corriente analógicas, unasolución alternativa se observa en la figura 5. Se alimentan las mismas corrientes ados grupos separados de entradas, y las funciones de protección de línea y detransformador se configuran para las diferentes entradas. La dirección del TC delos canales de corriente para la protección de línea se ajusta con la línea como



objeto de referencia, y las funciones direccionales de la protección de línea sedeben ajustar a Forward para proteger la línea.

IEC05000462 V1 ES




IEC06000196 V1 ES


Para la protección de barras es posible ajustar los parámetros CTStarPoint de dosmaneras.

La primera solución consiste en utilizar la barra como objeto de referencia. En estecaso, para todas las entradas del TC marcadas con 1 en la figura 6, ajusteCTStarPoint = ToObject, y para todas las entradas del TC marcadas con 2 en lafigura 6, ajuste CTStarPoint = FromObject.

La segunda solución consiste en utilizar todas las bahías conectadas como objetosde referencia. En este caso, para todas las entradas del TC marcadas con 1 en lafigura 6, ajuste CTStarPoint = FromObject, y para todas las entradas del TCmarcadas con 2 en la figura 6, ajuste CTStarPoint = ToObject.

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



También se deben ajustar las relaciones del TC principal. Esto se realiza ajustandolos dos parámetros CTsec y CTprim para cada canal de corriente. Para un TC de1000/1 A, se debe utilizar el siguiente ajuste:

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

Ejemplos de cómo conectar, configurar y ajustar las entradas del TCen las conexiones de TC más utilizadasLa figura 7 define la marcación de los terminales de transformadores de corrientecomúnmente utilizados en todo el mundo:

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 7: Marcaciones comúnmente utilizadas en terminales de los TC

Donde:

a) es el símbolo y la marcación del terminal utilizado en este documento. Los terminalesmarcados con un punto indican los terminales de devanados primarios y secundarios quetienen la misma polaridad (es decir, positiva)

b) y c) son símbolos y marcaciones de terminales equivalentes utilizados por el estándar IEC(ANSI) para los TC. Tenga en cuenta que para estos dos casos, la marcación de polaridadde los TC es correcta.

Se debe tener en cuenta que de acuerdo con las normas y las prácticas de lascompañías eléctricas nacionales, por lo general la corriente nominal secundaria deun TC tiene uno de los siguientes valores:

• 1 A• 5 A

Sin embargo, en algunos casos también se utilizan las siguientes corrientesnominales secundarias:

• 2 A• 10 A



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

Se recomienda:

• utilizar una entrada de TC nominal de 1 A en el IED paraconectar TC con relaciones secundarias de 1 A y 2 A

• utilizar una entrada de TC nominal de 5 A en el IED paraconectar TC con relaciones secundarias de 5 A y 10 A

Ejemplo de cómo conectar un TC trifásico conectado en estrella al IEDLa figura 8 muestra un ejemplo de cómo conectar el TC trifásico conectado enestrella al IED. 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.

IEC06000642 V2 ES

Figura 8: TC trifásico conectado en estrella con el punto en estrella en dirección al objeto protegido

Donde:

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

2) muestra cómo conectar la corriente residual/del neutro del TC trifásico a la cuarta entradadel IED. Se debe tener en cuenta que cuando esta conexión no se realiza, el IED calculaesta corriente de manera interna mediante la suma vectorial de las tres corrientes de faseindividuales.

La tabla continúa en la página siguiente



3) es el módulo TRM donde se encuentran estas entradas de corriente. Recuerde que paratodas estas entradas de corriente se deben introducir los siguientes valores de ajuste.

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

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

4) son tres conexiones hechas en la herramienta de matriz de señales (SMT), que conectanestas tres entradas de corriente a los primeros tres canales de entrada del bloquefuncional de preprocesamiento 6). Dependiendo del tipo de funciones que necesitan estainformación de corriente, se puede conectar más de un bloque de preprocesamiento enparalelo con estas tres entradas del TC.

5) es una conexión hecha en la herramienta de matriz de señales (SMT), que conecta laentrada de corriente residual/del neutro al cuarto canal de entrada del bloque funcional depreprocesamiento 6). Tenga en cuenta que esta conexión no se debe establecer en laSMT si la corriente residual/del neutro no está conectada al IED. En ese caso, el bloquede preprocesamiento la calcula mediante la suma vectorial de las tres corrientes de faseindividuales.

6) el bloque de preprocesamiento tiene la tarea de filtrar las entradas analógicas conectadasde manera digital y calcular:

• 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 primeros tres canales de entrada (donde el canaluno se usa como referencia para las cantidades de secuencia)

Luego, estos valores ya calculados están disponibles para todas las funciones deprotección y control incorporadas dentro del IED, que están conectadas a este bloquefuncional de preprocesamiento en la herramienta de configuración. Para esta aplicación,la mayoría de los ajustes de preprocesamiento se pueden dejar 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 centrales de generación),entonces los parámetros de ajuste DFTReference se deben ajustar según corresponda.

Otra alternativa es que el punto en estrella del TC trifásico esté ajustado como seobserva en la figura 9:



789101112

123456

L1

IL1

IL2

IL3

L2 L3

Objeto protegido

CT 800/1Conectado en

estrella

IL1

IL2

IL3AI 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

SMAI2BLOCK AI3P

AI1AI2AI3AI4AIN

^GRP2L2^GRP2L1

^GRP2L3^GRP2NTYPE

IEC06000644 V2 ES

Figura 9: TC trifásico conectado en estrella con el punto de estrella endirección contraria al objeto protegido

Tenga en cuenta que en este caso todo se hace de manera similar al ejemploanterior, excepto por que para todas las entradas de corriente utilizadas en el TRMse deben introducir los siguientes parámetros de ajuste:

• CTprim=800 A• CTsec=1 A• CTStarPoint=FromObject

Dentro del IED solo se utiliza la relación entre los primeros dos parámetros. Eltercer parámetro, tal como está ajustado en este ejemplo, revierte las corrientesmedidas (es decir, gira las corrientes 180º) para asegurarse de que las corrientesdentro del IED se midan en dirección al objeto protegido.

Ejemplo de cómo conectar un TC trifásico conectado en triángulo alIEDLa figura 10 muestra un ejemplo de cómo conectar un TC trifásico conectado entriángulo al IED. También presenta una descripción general de las acciones quedebe completar el usuario para que esta medición esté disponible para las funcionesde protección y control incorporadas dentro del IED.



7

8

910

1112

1

2

34

5

6

L1

IL1

IL2

IL3

L2 L3

Objeto protegido

AI 01 (I)

AI 02 (I)

AI 03 (I)

AI 04 (I)

AI 05 (I)

AI 06 (I)

IED

IL1-IL2

IL2-IL3

IL3-IL1

1

2 3

.

# No utilizado

5


SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

TYPE

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

4

TC 6

00/5

co

nect

ado

en

trián

gulo

DAB

IEC06000645 V2 ES

Figura 10: TC trifásico conectado en triángulo DAB

Donde:

1) muestra cómo conectar tres corrientes de fase individuales de un TC trifásico conectadoen triángulo a tres entradas de TC del IED.


• CTprim=600/1,732=346 A• CTsec=5 A• CTStarPoint=ToObject





3) son tres conexiones hechas en la herramienta de matriz de señales (SMT), que conectanestas tres entradas de corriente a los primeros tres canales de entrada del bloquefuncional de preprocesamiento 6). Dependiendo del tipo de funciones que necesitan estainformación de corriente, se puede conectar más de un bloque de preprocesamiento enparalelo con estas tres entradas del TC.

4) muestra que el cuarto canal de entrada del bloque funcional de preprocesamiento no seconecta en la SMT.




Luego, estos valores ya calculados están disponibles para todas las funciones deprotección y control incorporadas dentro del IED, que están conectadas a este bloquefuncional de preprocesamiento en la herramienta de configuración. Para esta aplicación,la mayoría de los ajustes de preprocesamiento se pueden dejar 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 centrales de generación),entonces los parámetros de ajuste DFTReference se deben ajustar según corresponda.

Otra alternativa es utilizar el TC conectado en triángulo como se observa en lafigura 11:



78

9

10

1112

1

23

4

56

L1

IL1

IL2

IL3

L2 L3

Objeto protegido

AI 01 (I)

AI 02 (I)

AI 03 (I)

AI 04 (I)

AI 05 (I)

AI 06 (I)

IED

IL3-IL2

IL2-IL1

IL1-IL3

2 3

# No utilizado

5


4

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

TYPE

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2NTC 8

00/1

co

nect

ado

en

trián

gulo

DC

A

IEC06000646 V2 ES

Figura 11: TC trifásico conectado en triángulo DAC

Tenga en cuenta que en este caso todo se hace de manera similar al ejemploanterior, excepto por que para todas las entradas de corriente utilizadas en el TRMse deben introducir los siguientes parámetros de ajuste:

• CTprim=800/1,732=462 A• CTsec=1 A• CTStarPoint=ToObject

Dentro del IED solo se utiliza la relación entre los primeros dos parámetros. Eltercer parámetro, tal como está ajustado en este ejemplo, no tiene ningunainfluencia en las corrientes medidas (es decir, las corrientes ya están medidas endirección al objeto protegido).

Ejemplo de cómo conectar un TC monofásico al IEDLa figura 12 muestra un ejemplo de cómo conectar el TC monofásico al IED.También presenta una descripción general de las acciones que debe completar elusuario para que esta medición esté disponible para las funciones de protección ycontrol incorporadas en el IED.



Objeto protegido

7

8

9

10

11

12

1

2

3

4

5

6

L1 L2 L3AI 01 (I)

AI 02 (I)

AI 03 (I)

AI 04 (I)

AI 05 (I)

AI 06 (I)

IED IN

P

INP

INP

2

1

3

# No utilizado

# No utilizado

# No utilizado


5

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

TYPE

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

4

CT

1000

/1

a)

b)

IEC06000647 V2 ES

Figura 12: Conexiones para una entrada de TC monofásico

Donde:

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


• Para la conexión a) que se observa en la figura 12:• CTprim=1000 A• CTsec=1 A• CTStarPoint=ToObject


• Para la conexión b) que se observa en la figura 12:• CTprim=1000 A• CTsec=1 A• CTStarPoint=FromObject

Dentro del IED solo se utiliza la relación entre los primeros dos parámetros. El tercerparámetro, tal como está ajustado en este ejemplo, revierte las corrientes medidas (esdecir, gira las corrientes 180º) para asegurarse de que las corrientes dentro del IED semidan en dirección al objeto protegido.




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

4) muestra la conexión establecida en la SMT, que conecta esta entrada del TC al cuartocanal de entrada del bloque funcional de preprocesamiento 5).




Luego, estos valores ya calculados están disponibles para todas las funciones deprotección y control incorporadas en el IED, que están conectadas a este bloque funcionalde preprocesamiento en la herramienta de configuración. Para esta aplicación, la mayoríade los ajustes de preprocesamiento se pueden dejar 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 se deben ajustar según corresponda.

Ajuste de los canales de tensiónComo el IED utiliza cantidades del sistema primario, se deben 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 se puede utilizar 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


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

Ejemplos de cómo conectar, configurar y ajustar las entradas de TTpara las conexiones de TT más utilizadasLa figura 13 define la marcación de los terminales de transformadores de tensióncomúnmente utilizados 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.vsdIEC06000591 V1 ES

Figura 13: Marcaciones comúnmente utilizadas en terminales de TT

Donde:

a) es el símbolo y la marcación del terminal utilizado en este documento. Los terminalesmarcados con un punto indican los terminales de devanados primarios y secundarios quetienen la misma polaridad (es decir, positiva)

b) es el símbolo y la marcación del terminal equivalente utilizado en la norma IEC (ANSI)para TT conectados de fase a tierra

c) es el símbolo y la marcación del terminal equivalente utilizado en la norma IEC (ANSI)para TT conectados en triángulo abierto

d) es el símbolo y la marcación del terminal equivalente utilizado en la norma IEC (ANSI)para TT conectados de fase a fase

Se debe tener en cuenta que de acuerdo con las normas y las prácticas de lascompañías eléctricas nacionales, por lo general la tensión nominal secundaria de unTT tiene uno de los siguientes valores:

• 100 V• 110 V• 115 V• 120 V

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

Ejemplos de cómo conectar tres TT conectados de fase a tierra al IEDLa figura 14 muestra un ejemplo de cómo conectar los tres TT conectados de fase atierra al IED. 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.



192021222324

131415

1617

18

L1

AI 07 (I)

AI 08 (U)

AI 09 (U)

AI 10 (U)

AI 11 (U)

AI 12 (U)

IED L2

L3

663

1103

kV

V

1

3

2

663

1103

kV

V

663

1103

kV

V

.

# No utilizado

5


SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

TYPE

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

4

IEC06000599 V2 ES

Figura 14: Tres TT conectados de fase a tierra

Donde:

1) muestra cómo conectar tres tensiones secundarias de fase a tierra a tres entradas de TTal IED.

2) es el módulo TRM donde se encuentran estas tres entradas de tensión. Recuerde quepara estas tres entradas de tensión se deben introducir los siguientes valores de ajuste:VTprim=66 kVVTsec=110 VDentro del IED solo se utiliza la relación entre estos dos parámetros. Se debe tener encuenta que la relación de los valores introducidos corresponde exactamente a la relaciónde un TT individual.

6666 3

1101103

=





3) son tres conexiones hechas en la herramienta de matriz de señales (SMT), que conectanestas tres entradas de tensión a los primeros tres canales de entrada del bloque funcionalde 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 SMT. Así, el bloque de preprocesamientocalcula automáticamente 3Uo dentro del IED, mediante la suma vectorial de las trestensiones de fase a tierra conectadas a los primeros tres canales de entrada del mismobloque de preprocesamiento. Alternativamente, el cuarto canal de entrada se puedeconectar a la entrada del TT conectado en triángulo abierto, como se observa en la figura16.




Luego, estos valores ya calculados están disponibles para todas las funciones deprotección y control incorporadas en el IED, que están conectadas a este bloque funcionalde preprocesamiento en la herramienta de configuración. Para esta aplicación, la mayoríade los ajustes de preprocesamiento se pueden dejar como los valores predeterminados.Sin embargo, los siguientes ajustes se deben ajustar como se muestra 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 se deben ajustar según corresponda.

Ejemplo de cómo conectar dos TT conectados de fase a fase al IEDLa figura 15 muestra un ejemplo de cómo conectar los dos TT conectados de fase afase al IED. 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. Se debe tener en cuenta que estaconexión del TT solo se utiliza para niveles de tensión bajos (es decir, una tensiónnominal primaria inferior a 40 kV).



192021222324

13

1415161718

L1

AI 07 (I)

AI08 (U)

AI09 (U)

AI 10 (U)

AI11 (U)

AI12 (U)

IED

L2

L313.8

120kV

V

1

2

3

# No utilizado

13.8120

kVV

.

5


4

SMAI2BLOCK

^GRP2L1

TYPE

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

^GRP2L2^GRP2L3^GRP2N

IEC06000600 V2 ES

Figura 15: Dos TT conectados de fase a fase

Donde:

1) muestra cómo conectar el lado secundario de dos TT de fase a fase a tres entradas de TTen el IED

2) es el módulo TRM donde se encuentran estas tres entradas de tensión. Recuerde quepara estas tres entradas de tensión se deben introducir 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 hechas en la herramienta de matriz de señales (SMT), que conectanestas tres entradas de tensión a los primeros tres canales de entrada del bloque funcionalde 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 SMT.




Luego, estos valores ya calculados están disponibles para todas las funciones deprotección y control incorporadas en el IED, que están conectadas a este bloque funcionalde preprocesamiento en la herramienta de configuración. Para esta aplicación, la mayoríade los ajustes de preprocesamiento se pueden dejar como los valores predeterminados.Sin embargo, los siguientes ajustes se deben ajustar como se muestra a continuación:ConnectionType=fase-faseUBase=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 se deben ajustar según corresponda.

Ejemplo de cómo conectar el TT conectado en triángulo abierto alIED para redes con conexión a tierra a través de una altaimpedancia o sin conexión a tierraLa figura 16 muestra un ejemplo de cómo conectar el TT conectado en triánguloabierto al IED para redes eléctricas con conexión a tierra a través de una altaimpedancia o sin conexión a tierra . Se debe tener en cuenta que este tipo deconexión de TT presenta una tensión secundaria proporcional al 3Uo del IED.

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

3 3 3Ph Ph Ph EUo U 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 dan una tensiónsecundaria igual al triple de la relación del devanado secundario del TT individual.Así, los devanados secundarios de estos TT conectados en triángulo abiertos suelentener una tensión secundaria nominal igual a un tercio de la tensión secundarianominal del TT de fase a fase (es decir, 110/3 V en el caso de este ejemplo). Lafigura 16 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.



192021222324

13141516

1718

L1

AI 07 (I)

AI 08 (U)

AI 09 (U)

AI 10 (U)

AI 11 (U)

AI 12 (U)

IED L2

L3

6.63

1103

kV

V

+3Uo

6.63

1103

kV

V

6.63

1103

kV

V

1

2

4

3# No utilizado

5


# No utilizado

# No utilizado

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2NTYPE

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

IEC06000601 V2 ES

Figura 16: TT conectado en triángulo abierto en red eléctrica con conexión a tierra a través de una altaimpedancia



Donde:

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

+3Uo se debe conectar al IED

2) es el módulo TRM donde se encuentra esta entrada de tensión. Recuerde que para estaentrada de tensión se deben introducir 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. Se debe tener encuenta que la relación entre los valores introducidos corresponde exactamente a larelación del 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 SMT.

4) muestra la conexión establecida en la herramienta de matriz de señales (es decir, SMT),que conecta esta entrada de tensión al cuarto canal de entrada del bloque funcional depreprocesamiento 5).




Luego, estos valores ya calculados están disponibles para todas las funciones deprotección 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 se pueden dejar 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 centrales de generación),entonces los parámetros de ajuste DFTReference se deben ajustar según corresponda.



Ejemplo de cómo conectar el TT conectado en triángulo abierto alIED para redes con conexión a tierra a través de una bajaimpedancia o con conexión a tierra de forma directaLa figura 17 muestra un ejemplo de cómo conectar el TT conectado en triánguloabierto al IED para redes eléctricas con conexión a tierra a través de una bajaimpedancia o con conexión a tierra de forma directa. Se debe tener en cuenta queeste tipo de conexión de TT presenta una tensión secundaria proporcional al 3Uodel IED.

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

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 dan una tensiónsecundaria igual a la relación de un solo devanado secundario del TT individual.Así, los devanados secundarios de estos TT conectados en triángulo abiertos suelentener una tensión secundaria nominal cercana a la tensión secundaria nominal delTT de fase a fase, es decir, 115 V o 115/√3 V en el caso de este ejemplo. La figura17 también presenta una descripción general de las acciones que debe completar elusuario para que esta medición esté disponible para las funciones de protección ycontrol incorporadas dentro del IED.



192021222324

131415161718

L1

AI07 (I)

AI08 (U)

AI09 (U)

AI10 (U)

AI11 (U)

AI12 (U)

IED L2

L3

1383

1153

kV

V

+3Uo

1383

1153

kV

V

1383

1153

kV

V

1

2

4

3


SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

TYPE

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

5

# No utilizado

# No utilizado

# No utilizado

IEC06000602 V2 ES

Figura 17: TT conectado en triángulo abierto para red eléctrica con conexión a tierra a través de una bajaimpedancia



Donde:

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

+3Uo se debe conectar al IED.

2) es el módulo TRM donde se encuentra esta entrada de tensión. Recuerde que paraesta entrada de tensión se deben introducir 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. Se debe teneren cuenta que la relación entre los valores introducidos corresponde exactamente ala relación del TT conectado en triángulo abierto individual.

138138 3

1151153

=



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 5).

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


frecuencia fundamental para los primeros tres canales de entrada (donde elcanal uno se usa como referencia para las cantidades de secuencia)

Luego, estos valores ya calculados están disponibles para todas las funciones deprotección 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 se pueden dejar 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 degeneración), entonces los parámetros de ajuste DFTReference se deben ajustarsegún corresponda.



Ejemplo de cómo conectar el TT de punto neutro al IEDLa figura 18 muestra un ejemplo de cómo conectar el TT de punto neutro al IED.Se debe tener en cuenta que este tipo de conexión de TT presenta una tensiónsecundaria proporcional al Uo del IED.

En caso de una falta a tierra directa en sistemas con conexión a tierra a través deuna alta impedancia o sin conexión a tierra, el valor primario de la tensión Uo esigual a:

3Ph Ph

Ph E

UUo U-

-= =


La figura 18 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

6.63

100

kV

V

RUo

1

2

3


5

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

TYPE

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

# No utilizado

# No utilizado

# No utilizado

4

Objeto protegido

IEC06000603 V2 ES

Figura 18: TT de punto neutro conectado al IED



Donde:

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

+Uo se debe conectar al IED.

2) es el módulo TRM donde se encuentra esta entrada de tensión. Recuerde que para estaentrada de tensión se deben introducir 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. Se debe tener encuenta que la relación entre los valores introducidos corresponde exactamente a larelación del TT de punto neutro.


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 5).




Luego, estos valores ya calculados están disponibles para todas las funciones deprotección y control incorporadas en el IED, que están conectadas a este bloque funcionalde preprocesamiento en la herramienta de configuración. Para esta aplicación, la mayoríade los ajustes de preprocesamiento se pueden dejar 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 se deben ajustar según corresponda.

3.2.3 Parámetros de ajuste

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



Tabla 1: AISVBAS Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónPhaseAngleRef TRM40-Canal 1

TRM40-Canal2TRM40-Canal3TRM40-Canal4TRM40-Canal5TRM40-Canal6TRM40-Canal7TRM40-Canal8TRM40-Canal9TRM40-Canal10TRM40-Canal11TRM40-Canal12TRM41-Canal1TRM41-Canal2TRM41-Canal3TRM41-Canal4TRM41-Canal5TRM41-Canal6TRM41-Canal7TRM41-Canal8TRM41-Canal9TRM41-Canal10TRM41-Canal11TRM41-Canal12

- - TRM40-Canal 1 Canal de referencia para presentaciónde ángulos de fase

Tabla 2: TRM_12I Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCTStarPoint1 DesdeObjeto

HaciaObjeto- - HaciaObjeto HaciaObjeto= hacia objeto a proteger,

DesdeObjeto= lo opuesto

CTsec1 1 - 10 A 1 1 Corriente nominal secundaria del TC

CTprim1 1 - 99999 A 1 3000 Corriente nominal primaria del TC

CTStarPoint2 DesdeObjetoHaciaObjeto

- - HaciaObjeto HaciaObjeto= hacia objeto a proteger,DesdeObjeto= lo opuesto




















Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCTsec6 1 - 10 A 1 1 Corriente nominal secundaria del TC


























Tabla 3: TRM_9I_3U Ajustes sin grupo (básicos)









































VTsec10 0.001 - 999.999 V 0.001 110.000 Tensión nominal secundaria del TT

VTprim10 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Tensión nominal primaria del TT





Tabla 4: TRM_6I_6U Ajustes sin grupo (básicos)
















Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCTprim3 1 - 99999 A 1 3000 Corriente nominal primaria del TC

























Tabla 5: TRM_6I Ajustes sin grupo (básicos)





























3.3 Interfaz hombre-máquina local

3.3.1 Interfaz hombre-máquinaLa interfaz hombre-máquina local está disponible en modelos de tamaño pequeño ymediano. La diferencia entre los dos es el tamaño de la LCD. La LCD de tamañopequeño puede mostrar siete líneas de texto y la LCD de tamaño mediano puedemostrar el diagrama unifilar con hasta 15 objetos en cada página. Se pueden definirhasta 12 páginas de diagramas unifilares dependiendo de la capacidad del producto.

La HMI local se divide en zonas con diferente funcionalidad.

• LED de indicación de estado.• LED de indicación de alarma, que constan de 15 LED (6 rojos y 9 amarillos)

con una etiqueta preparada por el usuario. Todos los LED se puedenconfigurar desde el PCM600.

• Pantalla de cristal líquido (LCD).• Teclado numérico con botones para fines de control y navegación, conmutador

para seleccionar entre control local y remoto, y reposición.• Puerto de comunicación RJ45 aislado.



IEC05000055-LITEN V1 ES

Figura 19: HMI alfanumérica pequeña

IEC05000056-LITEN V1 ES

Figura 20: HMI gráfica mediana, 15 objetos controlables



3.3.2 Funciones relacionadas con la HMI local

3.3.2.1 Introducción

Se puede adaptar la HMI local a la configuración de la aplicación y a laspreferencias del usuario.

• Bloque funcional LocalHMI• Bloque funcional LEDGEN• Parámetros de ajuste

3.3.2.2 Parámetros de ajuste generales

Tabla 6: SCREEN Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónLanguage Inglés

IdiomaOpcional- - Inglés Idioma de HMI local

DisplayTimeout 10 - 120 Min 10 60 Tiempo límite de pantalla HMI local

AutoRepeat OffOn

- - On Activación de repetición automática (On)o no (Off)

ContrastLevel -10 - 20 % 1 0 Nivel de contraste de pantalla

DefaultScreen 0 - 0 - 1 0 Pantalla predeterminada

EvListSrtOrder Más reciente enparte superiorEl más antiguo enel sitiosuperior

- - Más reciente enparte superior

Orden de clasificación de la lista deeventos

SymbolFont IECANSI

- - IEC Fuente de símbolos para esquema unifilar

3.3.3 LED de indicación


El bloque funcional LEDGEN controla y brinda información acerca del estado delos LED de indicación. Las señales de entrada y de salida de LEDGEN seconfiguran con el PCM600. La señal de entrada para cada LED se seleccionaindividualmente con la herramienta de matriz de señales en el PCM600.

• Los LED (números 1-6) para indicaciones de disparo son rojos.• Los LED (números 7-15) para indicaciones de arranque son amarillos.

Cada LED de indicación en la HMI local se puede ajustar individualmente para quefuncione en seis secuencias diferentes

• Dos secuencias funcionan como tipo Follow (seguir).• Cuatro secuencias funcionan como tipo Latched (enclavado/mantenido).



• Dos de los tipos de secuencia Latched están diseñados para ser utilizadoscomo un sistema de indicación de protección, ya sea en modo derecolección o de reinicio, con funcionalidad de reposición.

• Dos de los tipos de secuencia Latched están diseñados para ser utilizadoscomo un sistema de señalización en modo de recolección (coll), con unafuncionalidad de confirmación.

La luz de los LED puede ser fija (-S) o intermitente (-F). Para obtener másinformación, consulte el manual de referencias técnicas.

3.3.3.2 Parámetros de ajuste

Tabla 7: LEDGEN Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónOperation Off

On- - Off Modo de operación de la función de LED

tRestart 0.0 - 100.0 s 0.1 0.0 Define la duración de la perturbación

tMax 0.0 - 100.0 s 0.1 0.0 Tiempo máximo para la definición deuna perturbación

SeqTypeLED1 Seguir-SSeguir-FConfMantenida-F-SConfMantenida-S-FColMantenido-SReposicMantenida-S

- - Seguir-S Tipo de secuencia para LED 1










Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónSeqTypeLED5 Seguir-S

Seguir-FConfMantenida-F-SConfMantenida-S-FColMantenido-SReposicMantenida-S















Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónSeqTypeLED11 Seguir-S

Seguir-FConfMantenida-F-SConfMantenida-S-FColMantenido-SReposicMantenida-S










3.4 Funciones básicas del IED

3.4.1 Autosupervisión con lista de eventos internos

3.4.1.1 Aplicación

Los IED de protección y control cuentan con muchos bloques funcionales. Elbloque funcional de autosupervisión con lista de eventos internos brinda una buena



supervisión del IED. Las señales de fallo facilitan el análisis y la localización de unfallo.

Se realiza una supervisión tanto del hardware como del software, y también sepueden indicar fallos posibles a través de un contacto físico 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 controlan el estado de distintos módulos del IED y,en caso de que hubiera fallos, se genera el evento correspondiente. Del mismomodo, también se genera el evento correspondiente cuando el fallo está corregido.

Además de la supervisión incorporada de los distintos módulos, también se generaneventos cuando el estado del IED cambia en cuanto a:

• 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 msy se almacenan en una lista. La lista puede almacenar hasta 40 eventos. La listaestá basada en el principio FIFO, es decir, cuando está llena se sobrescribe elevento más antiguo. La lista no se puede borrar y el contenido no se puedemodificar.

La lista de eventos internos proporciona información valiosa que se puede utilizardurante la puesta en servicio y en el rastreo de fallos.

La información solo se puede recuperar con la ayuda de un Sistema de supervisiónde estaciones (SMS). El PC se puede conectar al puerto frontal o al puerto de laparte posterior del IED.


El bloque funcional no tiene ningún parámetro disponible en la HMI local ni en elPCM600.

3.4.2 Sincronización horaria

3.4.2.1 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 de un sistema.



La indicación de cronología de las perturbaciones y eventos internos resulta muyútil a la hora de evaluar los fallos. Sin una sincronización horaria, solo se puedencomparar los eventos que se encuentran dentro de un IED. Gracias a lasincronización horaria se pueden comparar eventos y perturbaciones de toda lasubestación, e incluso entre los extremos de las líneas.

La hora interna del IED se puede sincronizar desde varias fuentes:

• BIN (pulso por minuto binario)• GPS• SNTP• IRIG-B• SPA• LON• PPS

Para la sincronización horaria de la protección diferencial de línea RED670 concomunicación diferencial en modo GPS, se necesita una sincronización horariabasada en GPS. Esta puede ser IRIG-B óptica con 1344 desde un reloj GPS externoo un receptor GPS interno.

Además de estos, LON y SPA incluyen dos tipos de mensajes de sincronización:

• Los mensajes gruesos se envían a cada minuto e incluyen informacióncompleta sobre la fecha y la hora, es decir, año, mes, día, hora, minuto,segundo y milisegundo.

• Los mensajes finos se envían a cada segundo e incluyen solo los segundos ymilisegundos.

El ajuste le indica al IED cuál de estos mensajes debe utilizar para sincronizarse.

Se pueden ajustar varias fuentes horarias, como por ejemplo, SNTP y GPS. En estecaso, el IED elige automáticamente la fuente horaria que le proporciona mayorprecisión. En cada momento se utiliza una sola fuente horaria.

3.4.2.2 Directrices de ajuste

Hora del sistemaLa hora se ajusta en años, meses, días, horas, minutos, segundos y milisegundos.

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 llama 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 del bloque funcional que se debe utilizar para la sincronización depulsos por minuto se llama TIME-MINSYNC.

La hora del sistema se puede configurar manualmente a través de la HMI local o através de cualquiera de los puertos de comunicación. La sincronización horariaajusta el reloj (segundos y milisegundos).

Ajuste la fuente de sincronización horaria gruesa (CoarseSyncSrc) aOff siempre que utilice sincronización horaria a través de GPS de lafunción diferencial de línea. Ajuste la fuente de sincronizaciónhoraria fina (FineSyncSource) a GPS. De este modo el GPSproporciona la sincronización horaria completa. Solo el GPS debesincronizar los valores analógicos en este tipo de sistemas. No sepermite ninguna otra fuente de sincronización horaria externa conpulsos por minuto, ni siquiera como respaldo en la versión 1.1,revisión 9, ni anteriores. Esta limitación ya no existe en la versión1.1, revisión 10 y posteriores.


La ruta en la HMI local se encuentra en Main menu/Setting/Time

La ruta en el PCM600 se encuentra en Main menu/Settings/Time/Synchronization



Tabla 8: TIMESYNCHGEN Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCoarseSyncSrc Off

SPALONSNTPDNP

- - Off Fuente para sincronización horariaaproximada

FineSyncSource OffSPALONBINGPSGPS+SPAGPS+LONGPS+BINSNTPGPS+SNTPIRIG-BGPS+IRIG-BPPS

- - Off Fuente de sincronización horaria fina

SyncMaster OffServidor SNTP

- - Off Activar IED como maestro desincronización

TimeAdjustRate LentoRápido

- - Rápido Ajustar velocidad para sincronizaciónhoraria

Tabla 9: SYNCHBIN Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónModulePosition 3 - 16 - 1 3 Posición de hardware de módulo de E/S

para sincronización horaria

BinaryInput 1 - 16 - 1 1 Número de entrada binaria parasincronización horaria

BinDetection FlancoPositivoFlancoNegativo

- - FlancoPositivo Detección de flanco positivo o negativo

Tabla 10: SYNCHSNTP Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónServerIP-Add 0 - 18 Direcció

n IP1 0.0.0.0 Dirección IP del servidor

RedServIP-Add 0 - 18 Dirección IP

1 0.0.0.0 Dirección IP de servidor redundante



Tabla 11: DSTBEGIN Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMonthInYear Enero

FebreroMarzoAbrilMayoJunioJulioAgostoSeptiembreOctubreNoviembreDiciembre

- - Marzo Mes del año en el que comienza elhorario de verano

DayInWeek DomingoLunesMartesMiércolesJuevesViernesSábado

- - Domingo Día de la semana en la que comienza elhorario de verano

WeekInMonth ÚltimaPrimeraSegundaTerceraCuarta

- - Última Semana del mes en la que comienza elhorario de verano

UTCTimeOfDay 0 - 86400 s 1 3600 Hora UTC en segundos a la quecomienza al horario de verano

Tabla 12: DSTEND Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMonthInYear Enero

FebreroMarzoAbrilMayoJunioJulioAgostoSeptiembreOctubreNoviembreDiciembre

- - Octubre Mes del año en el que termina el horariode verano

DayInWeek DomingoLunesMartesMiércolesJuevesViernesSábado

- - Domingo Día de la semana en la que finaliza elhorario de verano

WeekInMonth ÚltimaPrimeraSegundaTerceraCuarta

- - Última Semana del mes en la que termina elhorario de verano

UTCTimeOfDay 0 - 86400 s 1 3600 Hora UTC en segundos a la que finalizaal horario de verano



Tabla 13: TIMEZONE Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónNoHalfHourUTC -24 - 24 - 1 0 Número de medias horas desde UTC

Tabla 14: SYNCHIRIG-B Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónSynchType BNC

Opto- - Opto Tipo de sincronización

TimeDomain Horario localUTC

- - Horario local Dominio del tiempo

Encoding IRIG-B13441344TZ

- - IRIG-B Tipo de codificación

TimeZoneAs1344 Menos TZMás TZ

- - Más TZ Zona horaria como en Norma 1344

3.4.3 Grupos de ajuste de parámetros

3.4.3.1 Aplicación

Seis juegos de ajustes disponibles existen para optimizar el funcionamiento delIED según distintas condiciones del sistema. La creación y la conmutación entrejuegos de ajuste bien ajustados, ya sea desde la HMI local o desde las entradasbinarias configurables, dan como resultado un IED altamente adaptable, capaz deresponder a distintas situaciones del sistema.

Las distintas condiciones de redes con diferentes niveles de tensión requierenunidades de protección y control altamente adaptables para responder a losrequisitos de fiabilidad, seguridad y selección. Las unidades de protecciónfuncionan con mayor disponibilidad especialmente cuando los valores de ajuste delos parámetros se optimizan de manera constante según las condiciones del sistemade potencia.

Los departamentos operativos pueden planificar distintas condiciones defuncionamiento de los equipos primarios. El ingeniero de protección puede conanterioridad preparar los ajustes optimizados y probados que sean necesarios paralas diferentes funciones de protección. Existen seis grupos diferentes de parámetrosde ajuste disponibles en el IED. Estos parámetros se pueden activar desde lasdiferentes entradas binarias programables, a través de señales de control externas ointernas.

El bloque funcional SETGRPS define la cantidad de grupos de ajustes que seutilizan. El ajuste se realiza con el parámetro MAXSETGR y se debe ajustar al valornecesario para cada aplicación. Solamente los grupos de ajuste que hayan sidoconfigurados están disponibles en la herramienta de ajuste de parámetros para suactivación con el bloque funcional 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 secambia un grupo activo, se ajusta con el parámetro t.

El parámetro MAXSETGR define la cantidad máxima de grupos de ajuste entre losque se puede conmutar. Solamente los grupos de ajuste seleccionados estándisponibles en la herramienta de ajuste de parámetros (PST) para su activación conel bloque funcional ActiveGroup .


Tabla 15: ActiveGroup Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripciónt 0.0 - 10.0 s 0.1 1.0 Longitud del pulso cuando haya cambio

de ajuste

Tabla 16: SETGRPS Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónActiveSetGrp GrupoAjuste1

GrupoAjuste2GrupoAjuste3GrupoAjuste4GrupoAjuste5GrupoAjuste6

- - GrupoAjuste1 GrupoAjusteActivo

MAXSETGR 1 - 6 No 1 1 Número máximo de grupos de ajuste 1-6

3.4.4 Funcionalidad de modo de prueba TEST

3.4.4.1 Aplicación

Los IED de protección y control presentan una compleja configuración, conmuchos bloques funcionales incorporados. Para que el procedimiento de pruebassea más sencillo, los IED incluyen una función que permite bloquear de maneraindividual uno, varios o todos los bloques funcionales.

Es decir que es posible ver cuando un bloque funcional está activado o dispara.Esto permite que el usuario siga el funcionamiento de varios bloques relacionadospara corregir su funcionalidad y controlar las partes de la configuración, entre otrascosas.




Recuerde que existen dos maneras posibles de poner el IED en el estado “Testmode: On” (modo de prueba: activado). Si el IED está ajustado parafuncionamiento normal (TestMode = Off), pero todas las funciones siguen en modode prueba, la señal de entrada INPUT del bloque funcional TESTMODE podríaactivarse en la configuración.


Tabla 17: TESTMODE Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónTestMode Off

On- - Off Modo de prueba en funcionamiento (On)

o no (Off)

EventDisable OffOn

- - Off Evento inhabilitado durante modo deprueba

CmdTestBit OffOn

- - Off Bit de orden para prueba requerida o nodurante modo prueba

3.4.5 Bloqueo de cambios CHNGLCK

3.4.5.1 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 es impedir la realización de cambios involuntarios en la configuración delIED después de cierto momento.

Sin embargo, cuando se activa, CHNGLCK permite los siguientes cambios en elestado del IED, que no implican su reconfiguración:

• Monitoring (monitorización)• Reading events (lectura de eventos)• Resetting events (reposición de eventos)• Reading disturbance data (lectura de datos de perturbaciones)• Clear disturbances (eliminación de perturbaciones)• Reset LEDs (reposición de LED)• Reset counters and other runtime component states (reposición de contadores y

otros estados de componentes con tiempo de ejecución)• Control operations (control de operaciones)• Set system time (ajuste de la hora del sistema)• Enter and exit from test mode (entrada y salida del modo de prueba)• Change of active setting group (cambio de grupo de ajustes activo)



La entrada binaria que controla la función se define en la ACT o en la SMT. Lafunción CHNGLCK se configura mediante la ACT.

LOCK Señal de entrada binaria que activa/desactiva la función, definida en la ACT oen la SMT.

Cuando CHNGLCK tiene una señal lógica uno en la entrada, todos los intentospara modificar la configuración 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 se debeconfigurar de modo que sea controlada por una señal de una tarjeta de entradasbinarias. Esto garantiza la desactivación de CHNGLCK mediante el ajuste de esaseñal a un valor lógico cero. Si se incluye alguna lógica en el camino de la señal ala entrada CHNGLCK, dicha lógica debe tener un diseño que le impida emitir unvalor lógico uno permanente en la entrada CHNGLCK. Si eso sucede a pesar de lasprecauciones, contacte con el representante local de ABB para tomar medidascorrectivas.


Tabla 18: CHNGLCK Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónOperation Bloquear HMI y

ComBloquearHMI,HabilitarCOMHabilitarHMI,BloquearCOM

- - Bloquear HMI yCom

Modo de operación de bloqueo decambios

3.4.6 Identificadores del IED

3.4.6.1 Aplicación

El bloque funcional Identificadores del IED (TERMINALID) permite que elusuario identifique el IED individual del sistema, no solo en la subestación, sino entodo un país o región.

Para los nombres de estaciones, unidades y objetos utilicecaracteres A - Z, a - z y 0 - 9 solamente.




Tabla 19: TERMINALID Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónStationName 0 - 18 - 1 Station name Nombre de la estación

StationNumber 0 - 99999 - 1 0 Número de la estación

ObjectName 0 - 18 - 1 Object name Nombre del objeto

ObjectNumber 0 - 99999 - 1 0 Número del objeto

UnitName 0 - 18 - 1 Unit name Nombre de la unidad

UnitNumber 0 - 99999 - 1 0 Número de la unidad

3.4.7 Información del producto

3.4.7.1 Aplicación

El bloque funcional Identificadores del producto identifica el IED. Este bloqueconsta de siete ajustes preestablecidos muy importantes que no se pueden cambiar,no obstante son:

• IEDProdType• ProductDef• FirmwareVer• SerialNo• OrderingNo• ProductionDate

Estos ajustes se encuentran en la HMI local , bajo Main menu/Diagnostics/IEDstatus/Product identifiers

Son muy útiles durante los procesos de soporte (como reparaciones o mantenimiento).



Ajustes definidos de fábricaLos ajustes definidos de fábrica son muy útiles para identificar una versiónespecífica, realizar mantenimiento y reparaciones, intercambiar IED entrediferentes sistemas de automatización de subestaciones y realizar actualizaciones.Los ajustes de fábrica no se pueden cambiar. Son ajustes de solo lectura. Estosajustes se encuentran en la HMI local bajo Main menu/Diagnostics/IED status/Product identifiers

Existen los siguientes identificadores disponibles:

• IEDProdType



• Describe el tipo del IED (como REL, REC o RET). Ejemplo: REL670• ProductDef

• Describe el número de versión de la producción. Ejemplo: 1.1.r01• FirmwareVer

• Describe la versión de firmware. Ejemplo: 1.4.51• Las versiones de firmware son independientes de las versiones de

producción. Por cada versión de producción (como 1.4.51) puede haberuna o más versiones de firmware, según la cantidad de problemascorregidos entre las distintas versiones.

• IEDMainFunType• Código de tipo de función principal según el IEC 60870-5-103. Por

ejemplo: 128 (para protección de línea).• SerialNo• OrderingNo• ProductionDate

3.4.8 Frecuencia nominal del sistema PRIMVAL

3.4.8.1 Aplicación

La frecuencia nominal del sistema se ajusta en Main menu/General settings/Power system/ Primary Values del árbol de ajuste de parámetros de la HMI localy del PCM600.


Ajuste la frecuencia nominal del sistema. Consulte la sección "Matriz de señalespara entradas analógicas SMAI" para obtener información sobre seguimiento de lafrecuencia.


Tabla 20: PRIMVAL Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónFrequency 50.0 - 60.0 Hz 10.0 50.0 Frecuencia nominal del sistema

3.4.9 Matriz de señales para entradas binarias SMBI



3.4.9.1 Aplicación

El bloque funcional Matriz de señales para entradas binarias SMBI se utiliza dentrode la herramienta de configuración de aplicaciones en estrecha relación con laherramienta de matriz de señales. El SMBI representa la manera en que se solicitanlas entradas binarias para una configuración del IED.


En la herramienta de configuración de parámetros no hay parámetros de ajustedisponibles para el bloque Matriz de señales para entradas binarias SMBI. De todosmodos, el usuario debe asignarle un nombre a la instancia del SMBI y a lasentradas del SMBI, directamente desde la herramienta de configuración deaplicaciones. Estos nombres definen el bloque funcional SMBI en la herramientade matriz de señales. Los nombres definidos por el usuario de las señales deentrada y salida también aparecen en las señales de entrada y salida correspondientes.


El bloque funcional no tiene ningún parámetro disponible en la HMI local ni elPCM600.

3.4.10 Matriz de señales para salidas binarias SMBO

3.4.10.1 Aplicación

El bloque funcional Matriz de señales para salidas binarias SMBO se utiliza dentrode la herramienta de configuración de aplicaciones en estrecha relación con laherramienta de matriz de señales. El SMBO representa la manera en que se envíanlas salidas binarias 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 delSMBI, directamente desde la herramienta de configuración de aplicaciones. Estosnombres definen el bloque funcional SMBO en la herramienta de matriz de señales.





3.4.11 Matriz de señales para entradas mA SMMI


El bloque funcional Matriz de señales para entradas mA SMMI se utiliza dentro dela herramienta de configuración de aplicaciones en estrecha relación con laherramienta de matriz de señales. El SMMI representa la manera en que sesolicitan las entradas de miliamperios (mA) para una configuración del IED.


En la herramienta de ajuste de parámetros no hay parámetros de ajuste disponiblespara el bloque Matriz de señales para entradas mA SMMI. De todos modos, elusuario debe asignarle un nombre a la instancia del SMMI y a las entradas delSMMI, directamente desde la herramienta de configuración de aplicaciones.



3.4.12 Matriz de señales para entradas analógicas SMAI


El bloque funcional Matriz de señales para entradas analógicas (SMAI o bloque deprocesamiento previo) se utiliza dentro del PCM600 en relación directa con laherramienta de matriz de señales o la herramienta de configuración de aplicaciones.La herramienta de matriz de señales representa la manera en que se solicitan lasentradas analógicas para una configuración del IED.

3.4.12.2 Valores de frecuencia

Los bloques de frecuencia incluyen una función basada en el nivel de tensión desecuencia positiva, IntBlockLevel, que se utiliza para validar si la medición defrecuencia es válida o no. Si la tensión de secuencia positiva es menor queIntBlockLevel la función se bloquea. IntBlockLevel está ajustado en % de UBase/√3

Si el ajuste del SMAI ConnectionType es fase-fase al menos dos de las entradasGRPxL1, GRPxL2 y GRPxL3 deben estar conectadas para calcular la tensión desecuencia positiva. Si el ajuste del SMAI ConnectionType es F-N, las tres entradasGRPxL1, GRPxL2 y GRPxL3 deben estar conectadas para calcular la tensión desecuencia positiva.



Si solo hay disponible una tensión fase-fase y el ajuste del SMAI ConnectionTypees fase-fase se recomienda que el usuario conecte dos de las entradas (y no las tres)GRPxL1, GRPxL2 y GRPxL3 a la misma entrada de tensión, como se observa enla figura 21 para que SMAI calcule una tensión de secuencia positiva (es decir, latensión de entrada/√3).

IEC10000060-1-en.vsd

IEC10000060 V1 ES

Figura 21: Ejemplo de conexión

La situación que se describió antes no funciona si el ajuste delSMAI ConnectionType es F-N. Si solo hay una tensiónfase-disponible, se puede utilizar el mismo tipo de conexión, pero elajuste del SMAI ConnectionType deber ser fase-fase, y esto se debetener en cuenta a la hora de ajustar IntBlockLevel. Si el ajuste delSMAI ConnectionType es F-N y la misma tensión está conectada alas tres entradas del bloque SMAI, la tensión de secuencia positivaserá cero y las funciones de frecuencia no funcionarán correctamente.

Las salidas del bloque SMAI que se configuró anteriormente solose utilizan para la protección de sobrefrecuencia (SAPTOF), laprotección de subfrecuencia (SAPTUF) y para la protección de tasade cambio de frecuencia (SAPFRC), ya que el resto de lainformación, excepto la frecuencia y la tensión de secuenciapositiva, puede estar calculada incorrectamente.


Los parámetros para las funciones del bloque Matriz de señales para entradasanalógicas (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 del bloque SMAIbrindan información sobre todos los aspectos de las señales analógicas trifásicasadquiridas (ángulo de fase, valor RMS, frecuencia y derivadas de frecuencia, etc.;244 valores en total). Además del bloque "nombre de grupo", el tipo de entradasanalógicas (tensión o corriente) y los nombres de las entradas analógicas tambiénse pueden ajustar directamente en la ACT.



La función de protección instantánea con ciclo de 3 ms se debe conectar al bloquefuncional SMAI de procesamiento, que también funciona en un ciclo de tarea de 3ms. Además, los bloques funcionales lógicos que se utilizan con estas funciones deprotección de ciclo rápido deben tener ciclos de tarea de 3 ms. Se debe respetar elmismo procedimiento para cada tiempo de ciclo.

DFTRefExtOut: parámetro solamente válido para el bloque funcional SMAI1 .Bloque de referencia para salida externa (salida del bloque SPFCOUT).

DFTReference: DFT de referencia para el bloque.

Estos ajustes de referencia DFT del bloque determinan la referencia DFT para loscálculos DFT (Internal DFTRef utiliza una referencia DFT fija, según la frecuenciaajustada del sistema. AdDFTRefChn utiliza referencia la DFT del bloque de gruposeleccionado, cuando se utiliza la referencia DFT adaptiva seleccionada del propiogrupo basada en la frecuencia de señal calculada de su propiogrupo.ExternalDFTRef utiliza una referencia según la entrada DFTSPFC.

ConnectionType: Tipo de conexión para esa instancia específica (n) del SMAI (sies F-N o fase-fase). Según el ajuste del tipo de conexión, se calculan las salidas F-N o fase-fase no conectadas.

Negación: 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 la rotación de 180º de los vectores.

UBase: Ajuste de la tensión base (para cada instancia x).

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 se deben ajustar segúnel valor predeterminado InternalDFTRef si no hay entradas del TTdisponibles.

Ejemplos de seguimiento de frecuencia adaptativa



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 22: Instancias del bloque SMAI organizadas en diferentes grupos detareas y los números de los parámetros correspondientes



Los ejemplos muestra una situación con seguimiento de frecuencia adaptativa conuna referencia seleccionada para todas las instancias. En la práctica, cada instanciase puede adaptar a las necesidades de la aplicación en cuestión.

Ejemplo 1

IEC07000198.vsd

SMAI1:1BLOCKDFTSPFC^GRP1L1^GRP1L2^GRP1L3^GRP1NTYPE

SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN

IEC07000198 V2 ES

Figura 23: Configuración para utilizar una instancia en el grupo de tareas 1como referencia DFT

Supongamos que la instancia SMAI7:7 del grupo de tareas 1 ha sido seleccionadaen la configuración para controlar el seguimiento de frecuencia . Observe que lainstancia de referencia seleccionada debe ser de tipo tensión.

Para el grupo de tareas 1 se obtienen los siguientes ajustes (consulte la figura 22para conocer los números):

SMAI1:1: DFTRefExtOut = AdDFTRefCh7 para redirigir la referencia SMAI7:7 ala salida SPFCOUT, DFTReference = AdDFTRefCh7 para que SMAI1:1 utiliceSMAI7:7 como referencia (consulte la figura 23) SMAI2:2 – SMAI12:12:DFTReference = AdDFTRefCh7 para que SMAI2:2 – SMAI12:12 utilicenSMAI7:7 como referencia.

Para el grupo de tareas 2 se obtienen los siguientes ajustes:

SMAI1:13 – SMAI12:24: DFTReference = ExternalDFTRef para utilizar la entradaDFTSPFC como referencia (SMAI7:7)



Ejemplo 2



IEC07000199.vsd


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN

IEC07000199 V2 ES

Figura 24: Configuración para utilizar una instancia en el grupo de tareas 2como referencia DFT

Supongamos que la instancia SMAI4:16 del grupo de tareas 2 ha sido seleccionadaen la configuración para controlar el seguimiento de frecuencia de todas lasinstancias. Observe que la instancia de referencia seleccionada debe ser de tipotensión.

Para el grupo de tareas 1 se obtienen los siguientes ajustes (consulte la figura 22para conocer los números):



SMAI1:13: DFTRefExtOut = AdDFTRefCh4 para redirigir la referencia SMAI4:16a la salida SPFCOUT, DFTReference = AdDFTRefCh4 para que SMAI1:13 utiliceSMAI4:16 como referencia (consulte la figura 24) SMAI2:14 – SMAI12:24:DFTReference = AdDFTRefCh4 para utilizar SMAI4:16 como referencia.






Tabla 21: SMAI1 Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónDFTRefExtOut RefDFTInterna

AdDFTRefCh1AdDFTRefCh2AdDFTRefCh3AdDFTRefCh4AdDFTRefCh5AdDFTRefCh6AdDFTRefCh7AdDFTRefCh8AdDFTRefCh9AdDFTRefCh10AdDFTRefCh11AdDFTRefCh12RefDFTExterna

- - RefDFTInterna Referencia DFT para salida externa

DFTReference RefDFTInternaAdDFTRefCh1AdDFTRefCh2AdDFTRefCh3AdDFTRefCh4AdDFTRefCh5AdDFTRefCh6AdDFTRefCh7AdDFTRefCh8AdDFTRefCh9AdDFTRefCh10AdDFTRefCh11AdDFTRefCh12RefDFTExterna

- - RefDFTInterna Referencia DFT

ConnectionType F-NF-F

- - F-N Tipo de conexión de entrada

TYPE 1 - 2 Canal 1 1 1=Tensión, 2=Corriente

Tabla 22: SMAI1 Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónNegation Off

NegarNNegar3FNegar3F+N

- - Off Negación

MinValFreqMeas 5 - 200 % 1 10 Límite para cálculo de frecuencia en %de UBase

UBase 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Tensión base



Tabla 23: SMAI2 Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónDFTReference RefDFTInterna

AdDFTRefCh1AdDFTRefCh2AdDFTRefCh3AdDFTRefCh4AdDFTRefCh5AdDFTRefCh6AdDFTRefCh7AdDFTRefCh8AdDFTRefCh9AdDFTRefCh10AdDFTRefCh11AdDFTRefCh12RefDFTExterna


ConnectionType F-NF-F

- - F-N Tipo de conexión de entrada

TYPE 1 - 2 Canal 1 1 1=Tensión, 2=Corriente

Tabla 24: SMAI2 Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónNegation Off

NegarNNegar3FNegar3F+N

- - Off Negación

MinValFreqMeas 5 - 200 % 1 10 Límite para cálculo de frecuencia en %de UBase


3.4.13 Bloque de suma trifásica 3PHSUM


El bloque funcional de suma analógica 3PHSUM se utiliza para calcular la suma dedos grupos de señales analógicas trifásicas (del mismo tipo) para los bloques delIED que puedan necesitarla.


El bloque de suma recibe las señales trifásicas de los bloques SMAI. El bloque desuma presenta varios ajustes.

SummationType: Tipo de suma (Grupo 1 + Grupo 2, Grupo 1 - Grupo 2, Grupo 2 -Grupo 1 o –(Grupo 1 + Grupo 2)).

DFTReference: El bloque de referencia DFT (InternalDFT Ref,AdDFTRefCh1 oExternal DFT ref) .



FreqMeasMinVal: El valor mínimo de tensión sobre el que se calcula la frecuencia,expresado como porcentaje de UBase Ajuste de tension base (para cada instancia x).

UBase: Ajuste de tensión base.


Tabla 25: 3PHSUM Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónSummationType Grupo1+Grupo2

Grupo1-Grupo2Grupo2-Grupo1-(Grupo1+Grupo2)

- - Grupo1+Grupo2 Tipo de suma

DFTReference RefDFTInternaAdDFTRefCh1RefDFTExterna


Tabla 26: 3PHSUM Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónFreqMeasMinVal 5 - 200 % 1 10 Límite amplitud para cálculo de

frecuencia en % de Ubase


3.4.14 Estado de autorizaciones ATHSTAT


El bloque funcional Authority Status (estado de autorizaciones) (ATHSTAT) es unbloque de indicación, que brinda información sobre dos incidencias relacionadascon el 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 laconfiguración para distintos motivos de indicaciones y alarmas, o se pueden enviaral control de estaciones para el mismo fin.





3.5 Protección diferencial

3.5.1 Protección diferencial monofásica de alta impedanciaHZPDIF

Descripción de la función Identificación IEC61850

Identificación IEC60617

Número dedispositivo ANSI/IEEE C37.2

Protección diferencial monofásica dealta impedancia HZPDIF Id

SYMBOL-CC V2 EN

87

3.5.1.1 Aplicación

La función de protección diferencial monofásica de alta impedancia HZPDIFsepuede utilizar como:

• Protección diferencial de autotransformador• Protección de falta restringida a tierra• Protección de línea en T• Protección de barra terciaria (o secundaria)• Protección de reactor conectado en terciario• Protección diferencial de generador para generadores conectados de bloque

La aplicación depende de las disposiciones y la ubicación de los interruptores delsistema primario, los núcleos independientes disponibles en los TC, etc.




3·Id

3·Id

3·Id

Id

3·Id

3·Id

3·Id

G

3·Id

IEC05000163 V2 ES



3·Id

Z<

3·Id

Z<


IEC05000738 V2 ES

Figura 25: Distintas aplicaciones de una función de protección diferencialmonofásica de alta impedancia HZPDIF

Características básicas del principio de alta impedanciaEl principio de protección diferencial de alta impedancia se ha utilizado durantemuchos años y existe mucho material escrito al respecto. La característica defuncionamiento proporciona muy buena sensibilidad y funcionamiento de altavelocidad. Uno de los beneficios principales que ofrece este principio es laestabilidad absoluta (es decir, el no funcionamiento) en el caso de faltas externas,incluso ante la presencia de alta saturación del TC. El principio se basa en lacorriente secundaria del TC, que circula entre los transformadores de corrienteinvolucrados y no a través del IED, debido a su alta impedancia. Por lo general, lohace en valores de cientos de ohmios y a veces por encima de los miles de ohmios.Cuando ocurre una falta, la corriente no puede circular y se ve forzada a pasar através del circuito diferencial, causando así el funcionamiento.



Id

IEC05000164-1-en.vsdIEC05000164 V2 ES

Figura 26: El principio de alta impedancia para entradas monofásicas concuatro transformadores de corriente

En el caso de una falta externa, un transformador de corriente se puede saturarcuando los demás TC continúan alimentando corriente. En este caso, se desarrollauna tensión a través del IED. Los cálculos se realizan pensando en las peores de lassituaciones, y se calcula una tensión mínima de funcionamiento UR según laecuación 24

( )maxUR IF Rct Rl> × +EQUATION1531 V1 ES (Ecuación 24)

donde:

IFmax es la corriente máxima de una falta externa en el lado secundario,

Rct es la resistencia secundaria del transformador de corriente, y

RI es la resistencia máxima del bucle del circuito en cualquier TC.



La tensión máxima de funcionamiento se tiene que calcular (todos los bucles) y elIED se ajusta a un valor superior al valor más alto calculado (ajuste U>Trip).Como la resistencia del bucle es el valor para el punto de conexión desde cada TC,se aconseja hacer todas las sumas principales del TC en la aparamenta a fin detener los bucles lo más cortos posibles. Esto da valores de ajuste más bajos ytambién un esquema más equilibrado. Así, la conexión en la sala de control sepuede establecer desde la bahía más central.

La circulación no es posible en el caso de una falta interna, y debido a la altaimpedancia, los transformadores de corriente se saturan de inmediato y sedesarrolla una tensión rms a través del IED, según el tamaño de la tensión desaturación del transformador de corriente. Debido a la rápida saturación, se puedenproducir tensiones de pico muy altas. Para evitar el riesgo de arcos voltaicos en elcircuito, se debe incluir un limitador de tensión. El limitador de tensión es unaresistencia dependiente de la tensión (Metrosil).

La resistencia de estabilización del IED se debe seleccionar según la tensión defuncionamiento calculada anteriormente. La unidad externa con resistencia deestabilización tiene un valor de 6800 ohmios o de 2200 ohmios (según laalternativa encargada), con un enlace de cortocircuito para permitir el ajuste alvalor necesario. Seleccione un valor adecuado para la resistencia según la tensióncalculada UR . Un valor de resistencia más alto da una sensibilidad mayor; y unvalor más bajo, una sensibilidad menor.

La función tiene un margen de corriente de funcionamiento entre 20 mA y 1 A paraentradas de 1 A, y entre 100 mA y 5 A para entradas de 5 A. Esto, junto con elvalor seleccionado y ajustado, se utiliza para calcular el valor necesario de lacorriente según los valores U>Trip y SeriesResitor ajustados.

Las entradas del TC utilizadas para la función de proteccióndiferencial monofásica de alta impedancia HZPDIF se deben ajustara una relación 1:1

En la siguiente tabla se observan las tensiones de funcionamiento para diferentesresistencias y la corriente de funcionamiento correspondiente. Ajuste los valoressegún sea necesario siguiendo esta tabla, o a valores intermedios según seanecesario para la aplicación.

Los ohmios mínimos pueden ser difíciles de ajustar por el valorpequeño en comparación con el valor total.

Por lo general, la tensión se puede aumentar a valores mayores que el mínimocalculado U>Trip con un cambio menor de los valores totales de funcionamiento,siempre que esto se acompañe con un ajuste de la resistencia a un valor más alto.Como referencia, compruebe el cálculo de sensibilidad que se indica a continuación.



Tabla 27: Tensiones de funcionamiento para 1 A

Tensión defuncionamiento

ResistenciadeestabilizaciónR ohmios

Nivel decorriente defuncionamiento 1 A





20 V 1000 0,020 A -- -- -- --

40 V 2000 0,020 A 1000 0,040 A -- --

60 V 3000 0,020 A 1500 0,040 A 600 0,100 A

80 V 4000 0,020 A 2000 0,040 A 800 0,100 A

100 V 5000 0,020 A 2500 0,040 A 1000 0,100 A

150 V 6000 0,020 A 3750 0,040 A 1500 0,100 A

200 V 6800 0,029 A 5000 0,040 A 2000 0,100 A

Tabla 28: Entrada de 5 A con funcionamiento mínimo de hasta 100 mA

Tensión defuncionamiento

ResistenciadeestabilizaciónR1 ohmios






20 V 200 0,100 A 100 0,200 A -- --

40 V 400 0,100 A 200 0,200 A 100 0.400

60 V 600 0,100 A 300 0,200 A 150 0,400 A

80 V 800 0,100 A 400 0,200 A 800 0,100 A

100 V 1000 0,100 A 500 0,200 A 1000 0,100 A

150 V 1500 0,100 A 750 0,200 A 1500 0,100 A

200 V 2000 0,100 A 1000 0,200 A 2000 0,100 A

La tensión de saturación del transformador de corriente debe ser al menos 2U>Trip para tener suficiente margen de funcionamiento Esto se debe comprobardespués de realizar el cálculo de U>Trip.

Cuando se ha seleccionado el valor R y ajustado el valor U>Trip , se puedecalcular la sensibilidad del esquema IP . La sensibilidad del IED se decide deacuerdo con la corriente total del circuito, según la ecuación 25.

( )IP n IR Ires lmag= × + + åEQUATION1747 V1 ES (Ecuación 25)

donde:

n es la relación del TC

IP es la corriente que pasa por el IED,

Ires es la corriente que pasa por el limitador de tensión, y

ΣImag es la suma de las corrientes de magnetización de todos los TC del circuito (por ejemplo, 4para la protección de falta restringida a tierra, 2 para la protección diferencial deresistencia, 3-4 para la protección diferencial de autotransformador).



Recuerde que se debe utilizar la suma vectorial de las corrientes (las corrientes delos IED, Metrosil y de resistencia son resistivas). La medición de las corrientesdebe ser insensible al componente de CC de la corriente de falta, para permitir eluso de los componentes de CA de la corriente de falta en los cálculos anteriores.

La característica de la resistencia dependiente de la tensión (Metrosil) se observaen la figura 32.

Capacidad térmica de la resistencia en serieLa resistencia en serie está dimensionada para 200 W. Preferiblemente, el valor deU>Trip2/SeriesResistor siempre debe ser inferior a 200 W para permitir laactivación continua durante las pruebas. Cuando el valor es mayor, las pruebas sedeben realizar con faltas transitorias.



I>

R

Rres

Rl

Rct Rct

Rl

UR

a) Situación de carga

b) Situación de falta externa

UR

UR

c) Faltas internas

UR

Objeto protegido


IEC05000427 V2 ES



Figura 27: El principio de alta impedancia para entradas monofásicas con dostransformadores de corriente

3.5.1.2 Ejemplos de conexión

ADVERTENCIA ACTÚE CON EXTREMA PRECAUCIÓNEste equipo puede tener altas tensiones peligrosas, especialmenteen la placa con resistores. Realice las tareas de mantenimientoSOLAMENTE cuando el objeto primario protegido por este equipono esté energizado. De ser necesario según las leyes o estándaresnacionales, cubra la placa con resistores con una cubierta protectorao colóquela en una caja separada.

Conexiones para la protección diferencial trifásica de alta impedanciaLa protección diferencial de generador, reactor o barra es una aplicación común dela protección diferencial trifásica de alta impedancia. Las conexiones comunes delos TC para el esquema de protección diferencial trifásica de alta impedancia seobservan en la figura 28.

L1(A)

L2(B)

L3(C)

Objeto protegido

TC conectado en estrella/estrella a 1200/1

L1(A)

L2(B)

L3(C)


7

8

9101112

1

2

3

4

5

6

AI01 (I)

AI02 (I)

AI03 (I)

AI04 (I)

AI05 (I)

AI06 (I)

78

6

9

X1

R4

R5

R6

12

12

12

11 12 13 14

U U U R1

13

4

2

13

R2

2

4

13

R3

2

4

1 2 3 4 5 6 7

L1 (A)

L2 (B)

L3 (C)

N

Placa trifásica con resistencias Metrosil y resistores

2

3

5

4

10

X X

L1 (A)

L2 (B)

L3 (C)

N

1

IED

IEC07000193_2_en.vsd

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

TYPE

IEC07000193 V2 ES

Figura 28: Conexiones de TC para la protección diferencial de alta impedancia



Posición

Descripción

1 Punto de puesta a tierra del esquema

Recuerde que es de suma importancia asegurar que solo haya un puntode puesta a tierra en este tipo de esquema.

2 Placa trifásica con resistencias de ajuste y Metrosil.

3 Conexión necesaria para ajuste de Metrosil trifásica. Las conexiones que se observan en lafigura corresponden a ambos tipos de placas trifásicas.

4 Posición del dispositivo de prueba opcional para inyección secundaria en el IED diferencial dealta impedancia.

5 Conexión necesaria para resistencias de ajuste. Las conexiones que se observan en la figuracorresponden a ambos tipos de placas trifásicas.

6 El punto estrella de fábrica en un juego de resistencias trifásicas de ajuste.

Se debe eliminar en instalaciones con IED de las series 650 y 670. Estepunto estrella es necesario para los esquemas RADHA solamente.

7 Cómo conectar tres corrientes de fase individuales para esquema de alta impedancia a tresentradas de TC en el IED.

8 Módulo de entrada del transformador, donde se encuentran las entradas de corriente.

Observe que la relación del TC para la protección diferencial de altaimpedancia se debe ajustar a uno.

• Para los TC principales con índices secundarios de 1 A, se deben introducir lossiguientes valores de ajuste: CTprim = 1 A y CTsec = 1 A


• el parámetro CTStarPoint siempre se debe dejar en el valor predeterminado ToObject.

9 Tres conexiones hechas en la Matriz de señales, que conectan estas tres entradas decorriente a los primeros tres canales de entrada del bloque funcional de preprocesamiento(10). Para la protección diferencial de alta impedancia se debe utilizar el bloque funcional depreprocesamiento en tareas de 3 ms.

10 Bloque funcional de preprocesamiento para filtrar las entradas analógicas conectadas demanera digital. Las salidas AI1, AI2 y AI3 del bloque funcional de preprocesamiento se debenconectar a las tres instancias de protección diferencial monofásica de alta impedanciaHZPDIF , como las instancias 1, 2 y 3 de HZPDIF en la herramienta de configuración.

Conexiones para la protección diferencial monofásica de altaimpedancia HZPDIFLa protección de falta restringida a tierra REFPDIF es una aplicación común de laprotección diferencial monofásica de alta impedancia HZPDIF. Las conexionestípicas de TC para el esquema de protección basado en alta impedancia REFPDIFse observan en la figura 29.



L1(A)

L2(B)

L3(C)

Objeto protegido


7

8

9

10

11

12

1

2

3

4

5

6

AI01 (I)

AI02 (I)

AI03 (I)

AI04 (I)

AI05 (I)

AI06 (I)

6

7

8

IED

X1

R1

12

4 5

U R2

13

4

2

1 2 3

N

Placa monofásica con resistencia Metrosil y resistores

23

5

4

9

N

L1(A)

L2(B)

L3(C)

CT

1500

/51


AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

TYPE

IEC07000194 V2 ES

Figura 29: Conexiones de TC para la protección de faltas restringidas a tierra

Posición

Descripción

1 Punto de puesta a tierra del esquema

Recuerde que es de suma importancia asegurar que solo haya un puntode puesta a tierra en este tipo de esquema.

2 Placa monofásica con resistencia de ajuste y Metrosil.

3 Conexión necesaria para la resistencia Metrosil. Las conexiones que se observan en la figuracorresponden a ambos tipos de placas monofásicas.

4 Posición del dispositivo de prueba opcional para inyección secundaria en el IED diferencial dealta impedancia.

5 Conexión necesaria para resistencia de ajuste. Las conexiones que se observan en la figuracorresponden a ambos tipos de placas monofásicas.

6 Cómo conectar el esquema de alta impedancia REFPDIF a una entrada del TC en el IED.

7 Módulo de entrada del transformador, donde se encuentra esta entrada de corriente.

Observe que la relación del TC para la protección diferencial de altaimpedancia se debe ajustar a uno.



• el parámetro CTStarPoint siempre se debe dejar en el valor predeterminado ToObject



8 Conexión hecha en la Matriz de señales, que conecta esta entrada de corriente al primercanal de entrada del bloque funcional de preprocesamiento (10). Para la protección diferencialde alta impedancia se debe utilizar el bloque funcional de preprocesamiento en tareas de 3 ms.

9 Bloque funcional de preprocesamiento, que tiene la tarea de filtrar las entradas analógicasconectadas de manera digital. La salida AI1 del bloque funcional de preprocesamiento sedebe conectar a una instancia de la función de protección diferencial monofásica de altaimpedancia HZPDIF (por ejemplo, a la instancia 1 de HZPDIF en la herramienta deconfiguración).


Los cálculos de ajuste son individuales para cada aplicación. Consulte las distintasdescripciones de aplicación que se indican a continuación.

ConfiguraciónLa configuración se realiza en la herramienta de configuración de aplicaciones.Señales desde, por ejemplo, comprueban si los criterios están conectados a lasentradas, según corresponde para la aplicación.

La entrada BLOCK se utiliza para bloquear la función, por ejemplo, de los criteriosde comprobación externos.

La entrada BLKTR se utiliza para bloquear el disparo de la función, por ejemplo,de los criterios de comprobación externos. El nivel de alarma estará enfuncionamiento.

Ajustes de la función de protecciónOperation: El funcionamiento de la función de protección diferencial de altaimpedancia se puede ajustar a On o Off.

U>Alarm: Ajuste el nivel de alarma. La sensibilidad se puede calcularaproximadamente como un divisor de la sensibilidad calculada del niveldiferencial. Un ajuste típico es de 10% de U>Trip

tAlarm: Ajuste el tiempo de la alarma. En la mayoría de los casos, esta salidatambién se utiliza para cortocircuitar el circuito diferencial cuando se emite laalarma. Un ajuste típico es de 2-3 segundos.

U>Trip: Ajuste el nivel de disparo según los cálculos de los ejemplos de cadaejemplo de aplicación. El nivel se selecciona con margen para la tensión necesariacalculada a fin de lograr estabilidad. Los valores pueden ser 20-200 V según laaplicación.

SeriesResistor: Ajuste el valor de la resistencia de estabilización en serie. Calculeel valor según los ejemplos de cada aplicación. Ajuste la resistencia tan cercano alejemplo calculado como sea posible. Mida el valor logrado y ajuste este valor aeste nivel.

¡Atención! El valor siempre debe ser alta impedancia. Estosignifica, por ejemplo, que para circuitos de 1 A debe ser mayor



que 400 ohmios (400 VA) y para circuitos de 5 A, mayor que 100ohmios (2500 VA). Esto asegura que la corriente circule y no pasepor el circuito diferencial durante faltas externas.

Protección de línea en TEn muchas disposiciones de barra como interruptor y medio, interruptor de anillo,esquina en malla hay una línea en T desde el transformador de corriente de losinterruptores hasta los transformadores de corriente de los bornes aislantes de lostransformadores. Suele ser necesario separar las zonas de manera que la zona hastael borne aislante quede cubierta de una función diferencial y el transformador, deotro. La función de protección diferencial monofásica de alta impedancia HZPDIFdel IED permite que esto se realice de manera eficiente, consulte la figura 30.



3·Id

IEC05000165-2-en.vsdIEC05000165 V2 ES

3·Id

IEC05000739-2-en.vsdIEC05000739 V2 ES

Figura 30: El esquema de protección con la función de alta impedancia parala línea en T y la protección diferencial para el transformador



Por lo general, este esquema se ajusta para lograr una sensibilidad deaproximadamente el 20% de la corriente nominal, de manera que se pueda utilizarun valor bajo de la resistencia.

Precaución: Se recomienda utilizar la toma más alta del TC siempreque se utilice la protección de alta impedancia. Esto ayuda a utilizarla capacidad máxima del TC, minimizar la corriente y, por lo tanto,a reducir el límite de tensión de estabilidad. Otro factor es quedurante las faltas internas, la tensión que se desarrolla a través de latoma seleccionada se ve limitada por la resistencia no lineal; peroen las tomas no utilizadas, debido a la acción delautotransformador, se pueden inducir tensiones mucho más altasque los límites diseñados.

Ejemplo de ajusteDatos básicos: Relación del transformador decorriente:

2000/1 A

Clase de TC: 20 VA 5P20

Resistencia secundaria: 6,2 ohmios

Resistencia de bucle del cable: <100 m 2,5 mm2(un sentido) da 2 · 0,8 ohmios a 75° C<200 piesAWG10 (un sentido entre el punto de unión y el TC más lejano)limitado a aproximadamente 0,2 ohmios a 75º C da resistenciade bucle 2 · 0,2 = 0,4 ohmios.

Corriente máxima de falta: Igual a la corriente nominal de falta de la aparamenta 40 kA

Cálculo:

( )40006.2 1.6 156

2000UR V> × + =


Seleccione un ajuste de U>Trip=200 V.

La tensión de codo del transformador de corriente se puede calcular aproximadamente a partir de losvalores nominales, teniendo en cuenta que la tensión de codo se estima alrededor del 70% de latensión del límite de precisión.

( )5 20 6.2 20 524E P V> + × =


es decir, mayor que 2 U>Trip

En la tabla de resistencias seleccionadas, compruebe el valor de la resistencia deestabilización en serie que debe utilizar. Dado que esta aplicación no necesita sertan sensible, seleccione SeriesResistor= 2000 ohmios, lo cual da una corriente delIED de 100 mA.



Calcule la sensibilidad de la tensión de funcionamiento, sin tener en cuenta lacorriente derivada por la resistencia no lineal.

( ) 32000100 0 20 0 3 10 60 10 .220

1IP approx A-= ° + ° + × - ° × £


donde

200 mA es la corriente derivada por el circuito del IED y

50 mA es la corriente derivada por cada TC justo en la activación

La corriente de magnetización se toma de la curva de magnetización para losnúcleos del transformador de corriente que deberían estar disponibles. Se toma elvalor en U>Trip . Para la corriente de la resistencia dependiente de la tensión, seutiliza el valor máximo de la tensión 200 √2 y la corriente máxima utilizada.Después se calcula la corriente RMS, dividiendo por√2. Utilice el valor máximo dela curva.

Se puede ver con claridad que la sensibilidad no es muy influenciada por el nivelde tensión seleccionado, de manera que se debe utilizar un margen suficiente. Laselección de la resistencia de estabilización y el nivel de la corriente demagnetización (dependientes en la mayor parte de la cantidad de vueltas) son losfactores más importantes.

Protección de reactor terciarioPara muchos transformadores puede haber un sistema secundario para distribuciónlocal o compensación shunt. La función de protección diferencial monofásica dealta impedancia HZPDIF se puede utilizar para proteger el reactor terciario tanto encaso de faltas de fase como a tierra cuando la puesta a tierra es directa o de bajaimpedancia.



3·Id


IEC05000176 V2 ES

Figura 31: Aplicación de la función de protección diferencial monofásica de alta impedancia HZPDIF en unautotransformador

Ejemplo de ajuste

Se recomienda utilizar la toma más alta del TC siempre que seutilice la protección de alta impedancia. Esto ayuda a utilizar lacapacidad máxima del TC, minimizar la corriente y, por lo tanto, areducir el límite de tensión de estabilidad. Otro factor es quedurante las faltas internas, la tensión que se desarrolla en la tomaseleccionada se ve limitada por la resistencia no lineal; pero en lastomas no utilizadas, debido a la acción de los autotransformadores,



se pueden inducir tensiones mucho más altas que los límitesdiseñados.

Datos básicos: Relación del transformadorde corriente:

100/5 A (Atención: debe ser igual en todas las ubicaciones)

Clase de TC: 10 VA 5P20

Resistencia secundaria: 0,26 ohmios

Resistencia de bucle delcable:

<50 m 2,5 mm2 (un sentido) da 1 · 0,4 ohmios a 75° C¡Atención! Solo en un sentido ya que la puesta a tierra del sistema limitala corriente de falta a tierra total. Si hay corrientes de falta a tierra altas,utilice un cable de dos sentidos.

Corriente máxima de falta: La corriente máxima de falta externa está limitada por la reactancia delreactor y la magnetización es lo peor para un reactor, por ejemplo de800 A.

Cálculo:

( )8000.26 0.4 5.28

1000UR V> × + =


Seleccione un ajuste de U>Trip=20 V.

La tensión de saturación del transformador de corriente con un error del 5% se puede calcularaproximadamente a partir de los valores nominales.

105 0.26 20 5 66

25E P V> + × × =æ ö

ç ÷è ø


es decir, mayor que 2 U>Trip.

En la tabla de resistencias seleccionadas, compruebe el valor de la resistencia deestabilización en serie que debe utilizar. Como esta aplicación necesita ser muysensible, seleccione SeriesResistor = 200 ohmios, lo cual da una corriente del IEDde 100 mA.

Para calcular la sensibilidad de la tensión de funcionamiento, consulte laecuación 31que da un valor aceptable. Con un valor de resistencia inferior, sepuede seleccionar una sensibilidad un poco menor.

( )100100 0 5 0 2 100 60 .5

5IP approx A= × ° + ° + × - ° £




La corriente de magnetización se toma de la curva de magnetización para losnúcleos del transformador de corriente que deberían estar disponibles. Se toma elvalor en U>Trip . Para la corriente de la resistencia dependiente de la tensión, seutiliza el valor máximo de la tensión 20 √2 y la corriente máxima utilizada.Después se calcula la corriente RMS, dividiendo por √2. Utilice el valor máximode la curva.

Funcionamiento del nivel de alarmaLa protección diferencial monofásica de alta impedancia HZPDIF tiene un nivel dealarma separado, que se puede utilizar para emitir alarmas para problemas con elcircuito de un transformador de corriente involucrado. Por lo general, el nivel deajuste se selecciona a alrededor del 10% de la tensión de funcionamiento U>Trip.

Como se observa en los ejemplos de ajuste anteriores, la sensibilidad de la funciónHZPDIF suele ser alta, lo cual significa que la función en muchos casos funcionatambién para cortocircuitos o circuitos secundarios de transformadores de corrienteabiertos. Sin embargo, la resistencia de estabilización se puede seleccionar paralograr una sensibilidad mayor que la corriente normal de carga o se pueden agregarotros criterios al funcionamiento, una zona de comprobación. Esta puede ser otroIED con la misma función HZPDIF, puede ser una comprobación de que la faltaexiste con una función de sobreintensidad de neutro o con una función de tensiónde neutro.

En estos casos en los que no se espera funcionamiento durante el servicio normal,se debe utilizar la salida de alarma para cortocircuitar el circuito diferencialexternamente y evitar, así, una alta tensión permanente en el circuito. Antes delcortocircuito se aplica un retardo de unos pocos segundos y se activa la alarma.

110

100

1000

10000

2 3 4 5 10 20 30 100 mA~ 1 10 100

Volti

os d

e C

Aap

licad

osTe

nsió

n C

C o

pico

(vol

tios)

Equivalente rms en mA de corriente resultante Corriente continua o pico (amperios)xx05000749.jpg

IEC05000749 V1 ES

Figura 32: Características de tensión de corriente para las resistencias no lineales, en el rango de 10 a200 V, el rango promedio de la corriente es: 0,01 a 10 mA




Tabla 29: HZPDIF Grupo de ajustes (básicos)


On- - Off Operación Off/On

U>Alarm 2 - 500 V 1 10 Nivel de tensión de alarma en voltios enel lado secundario de TC

tAlarm 0.000 - 60.000 s 0.001 5.000 Retardo de tiempo de activación dealarma

U>Trip 5 - 900 V 1 100 Nivel de tensión de operación en voltiosen el lado secundario de TC

SeriesResistor 10 - 20000 ohmio 1 250 Valor de resistencia en serie en ohmios

3.6 Protección de corriente

3.6.1 Protección de sobreintensidad instantánea de fasesPHPIOC




Protección de sobreintensidadinstantánea de fases

PHPIOC

3I>>

SYMBOL-Z V1 ES

50

3.6.1.1 Aplicación

Las líneas de transmisión largas a menudo transfieren una gran cantidad depotencia eléctrica desde las áreas de producción a las de consumo. El desequilibrioentre potencia eléctrica producida y consumida en cada terminal de la línea detransmisión es muy grande. Esto significa que una falta en la línea puede poner enpeligro la estabilidad de toda una red con facilidad.

La estabilidad transitoria de una red eléctrica depende mayormente de tresparámetros (a una cantidad constante de potencia eléctrica transmitida):

• El tipo de la falta: las faltas trifásicas son las más peligrosas, porque no sepuede transmitir potencia a través del punto de falta mientras duren lascondiciones de la falta.

• La magnitud de la corriente de falta: una corriente de falta alta indica que ladisminución de potencia transmitida es alta.

• El tiempo total de eliminación de faltas: los ángulos de fase entre las EMF delos generadores en ambos lados de la línea de transmisión aumentan porencima de los niveles de estabilidad permitidos si el tiempo total del despeje



de faltas, que está constituido por el tiempo de funcionamiento de laprotección y el tiempo de apertura del interruptor, se prolonga mucho.

La corriente de falta en líneas de transmisión largas depende mayormente de laposición de la falta y disminuye con la distancia desde el punto de generación. Poresta razón, la protección debe funcionar muy rápido para las faltas muy cercanas alpunto de generación (y del relé), para el cual las corrientes de falta altas soncaracterísticas.

La protección de sobreintensidad instantánea de fases PHPIOC puede funcionar en10 ms para faltas caracterizadas por corrientes muy altas.


Los parámetros para la protección de sobreintensidad instantánea de fases PHPIOCse ajustan a través de la HMI local o del PCM600.

Esta función de protección debe funcionar solo de manera selectiva. Compruebetodas las condiciones del sistema y transitorias que puedan causar unfuncionamiento no deseado.

Únicamente los estudios de redes detallados pueden determinar las condicionesoperativas para las que se espera la corriente de falta más alta posible en la línea.En la mayoría de los casos, esta corriente aparece durante tres condiciones de faltade corriente trifásica. Pero examine también las condiciones de corrientemonofásica a tierra y bifásica a tierra.

También analice las oscilaciones transitorias que puedan causar un aumentopronunciado de la corriente de la línea durante lapsos cortos. Un ejemplo típico esuna línea de transmisión con un transformador de potencia en el terminal remoto, elcual puede causar una alta corriente de entrada al conectarse con la red y, por ende,puede causar el funcionamiento de la protección de sobreintensidad instantáneaincorporada.

IBase: Corriente de base en A primarios. Esta corriente se utiliza como referenciapara el ajuste de corriente. Si es posible encontrar un valor adecuado, se elige lacorriente nominal del objeto protegido.

OpMode: Este parámetro se puede ajustar a 2 de 3 o 1 de 3. El ajuste controla lacantidad mínima de corrientes de fase que deben ser mayores que la corriente defuncionamiento ajustada IP>> para el funcionamiento. Por lo general, esteparámetro se ajusta a 1 de 3y, por ende, detecta todas las faltas. Si la protección seutiliza principalmente para faltas multifásicas, se debe elegir 2 de 3 .

IP>>: Ajuste la corriente de funcionamiento en % de IBase.

StValMult: La corriente de funcionamiento se puede cambiar activando la entradabinaria ENMULT al factor ajustado StValMult.



Red en malla sin línea paralelaLos siguientes cálculos de faltas se deben hacer para faltas trifásicas, monofásicas atierra y bifásicas a tierra . Haciendo referencia a la figura 33, aplique una falta en By después calcule la corriente de falta existente IfB. El cálculo se debe realizarutilizando los valores mínimos de impedancia de fuente para ZA y los valoresmáximos de impedancia de fuente para ZB a fin de obtener la corriente máxima defalta existente de A a B.

~ ~ZA ZBZL

A B

IED

I fB

Falta


IEC09000022 V1 ES

Figura 33: Corriente de falta existente de A a B: IfB

Después se debe aplicar una falta en A y se debe calcular la corriente de faltaexistente lfA ; figura 34. A fin de obtener la corriente máxima de falta existente, sedeben considerar el valor mínimo para ZB y el valor máximo para ZA .

99000475.vsd

~ ~ZA ZBZL

A B

IED

I fA

Falta

IEC09000023 V1 ES

Figura 34: Corriente de falta existente de B a A: IfA

El IED no se debe disparar para ninguna de las dos corrientes de falta existentes.Así, el ajuste de corriente teórico mínimo (Imin) es:



Imin MAX I fA IfB,( )³


Se debe introducir un margen de seguridad del 5% para la imprecisión estática deprotección máxima y un margen de seguridad del 5% para el sobrealcancetransitorio máximo posible. Se sugiere un 20% adicional debido a la imprecisión delos transformadores de medida en condiciones transitorias y la imprecisión en losdatos del sistema.

Entonce, el ajuste primario mínimo (Is) para la protección de sobreintensidadinstantánea de fases es:

Is 1 3, Imin×³


La función de protección se puede utilizar para la aplicación específica solo si estevalor de ajuste es igual o menor que la corriente de falta máxima que el IED debedespejar, IF de la figura 35.


~ ~ZA ZBZL

A B

IED

I F

Falta

IEC09000024 V1 ES

Figura 35: Corriente de falta: IF

100Is

IPIBase

>>= ×

EQUATION1147 V3 EN (Ecuación 34)

Red en malla con línea paralelaEn el caso de líneas paralelas, se tiene que tener en cuenta la influencia de lacorriente inducida desde la línea paralela hasta la línea protegida. Un ejemplo se veen la figura 36 donde las dos líneas están conectadas a las mismas barras. En estecaso, la influencia de la corriente de falta inducida desde la línea defectuosa (línea1) a la línea en buenas condiciones (línea 2) se tiene en cuenta junto con las doscorrientes de falta existentes IfA y IfB mencionadas anteriormente. La influencia



máxima desde la línea paralela para el IED de la figura 36 está en una falta en elpunto C con el interruptor abierto.

Se debe aplicar una falta en C y después se debe calcular la corriente máxima quese ve desde el IED (IM ) de la línea en buenas condiciones (esto se aplica a lasfaltas monofásicas a tierra y bifásicas a tierra ).


~ ~ZA ZB

ZL1A B

I M

Falta

IED

ZL2

M

CLínea 1

Línea 2

IEC09000025 V1 ES

Figura 36: Dos líneas paralelas. Influencia de la línea paralela en la corrientede falta existente: IM

El ajuste de corriente teórico mínimo (Imin) para la función de protección desobreintensidad es:

Imin MAX I fA IfB IM, ,( )³


Donde lfA y IfB ya se han descrito en el párrafo anterior. Considerando losmárgenes de seguridad mencionados anteriormente, entonces el ajuste mínimo (Is)para la protección de sobreintensidad instantánea de fases es:

Is ³1.3·IminEQUATION83 V2 EN (Ecuación 36)

La función de protección se puede utilizar para la aplicación específica solo si estevalor de ajuste es igual o menor que la corriente de falta de fase máxima que elIED debe despejar.

El valor de ajuste del IED IP>> se expresa en un porcentaje del valor de lacorriente de base primaria, IBase. El valor para IP>> se calcula con esta fórmula:



100Is

IPIBase

>>= ×



Tabla 30: PHPIOC Grupo de ajustes (básicos)



IBase 1 - 99999 A 1 3000 Corriente base

OpMode 2 de 31 de 3

- - 1 de 3 Seleccionar modo de operación 2 de 3 /1 de 3

IP>> 1 - 2500 %IB 1 200 Nivel de Corriente de fase de operaciónen % de IBase

Tabla 31: PHPIOC Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónStValMult 0.5 - 5.0 - 0.1 1.0 Multiplicador de nivel de Corriente de

operación

3.6.2 Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapasOC4PTOC




Protección de sobreintensidad de fasede cuatro etapas

OC4PTOC

44 alt

3I>

TOC-REVA V1 ES

51/67

3.6.2.1 Aplicación

La función de protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapas OC4PTOC seutiliza 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: baterías de condensadores shunt, reactores shunt, motores yotros.

• Protección de respaldo de cortocircuito de generadores de potencia.

Si las entradas TT no están disponibles o conectadas, el parámetrode ajuste DirModex (x = etapa 1, 2, 3 o 4) se debe dejar en el valorpredeterminado Non-directional.

En muchas aplicaciones, se necesitan varias etapas con distintos niveles deactivación de corriente y retardos. La función OC4PTOC puede tener hasta cuatrodistintas etapas individuales ajustables. Cada etapa de OC4PTOC tiene una granflexibilidad. Existen las siguientes opciones:

Función no direccional/direccional: En la mayoría de las aplicaciones, se utiliza lafuncionalidad no direccional. Esto suele suceder cuando no se puede alimentarcorriente de falta desde el objeto protegido. Para lograr tanto selectividad como undespeje rápido de las faltas, se puede necesitar la función direccional.

Elección de las características de retardo de tiempo: Se encuentran disponiblesvarios tipos de características de retardo de tiempo, como retardo definido ydistintos tipos de retardo inverso. Por lo general, la selectividad entre diferentesprotecciones de sobreintensidad se logra mediante la coordinación entre losretardos de funcionamiento de las diferentes protecciones. Para lograr unacoordinación óptima entre todas las protecciones de sobreintensidad, deben tener lamisma característica de retardo. Por lo tanto, se encuentra disponible una ampliagama de características de tiempo inverso estándar: IEC y ANSI. También esposible diseñar la característica de tiempo inverso según las necesidades.

Por lo general, se requiere que la protección de sobreintensidad de fase se repongatan rápido como sea posible cuando el nivel de corriente es más bajo que el nivelde funcionamiento. En algunos casos, se requiere algún tipo de reposición conretardo de tiempo. Por lo tanto, se pueden utilizar diferentes tipos de característicasde reposición.

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 deun factor 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 demagnetización, cuando están siendo energizados. Este fenómeno se debe a lasaturación del núcleo magnético del transformador durante partes del período.Existe el riesgo de que la corriente de magnetización alcance niveles superiores a lacorriente de 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, la funciónOC4PTOC tiene la posibilidad de restricción por segundo armónico si el nivel deesta corriente armónica alcanza un valor superior a un porcentaje ajustado de lacorriente fundamental.

La protección de sobreintensidad de fase se suele utilizar para cortocircuitos de dosy tres fases. En algunos casos, no se desea detectar faltas monofásicas a tierramediante la protección de sobreintensidad de fase. Este tipo de faltas se detecta yse elimina tras el funcionamiento de la protección de falta a tierra . Por lo tanto, esposible elegir cuántas fases, como mínimo, deben tener corriente por encima delnivel de activación, para permitir el funcionamiento. Si se ajusta a 1 de 3 , essuficiente tener corriente alta solo en una fase. Si se ajusta a 2 de 3 o 3 de 3 , lasfaltas monofásicas a tierra no se detectan.


Los parámetros de la función de protección de sobreintensidad de fase de cuatroetapas OC4PTOC se ajustan a través de la HMI local o del PCM600.

Se pueden realizar los siguientes ajustes para la función OC4PTOC.

MeasType: selección de la señal de filtro discreto de Fourier (DFT) o filtroverdadero RMS (RMS). RMS se utiliza cuando se deben tener en cuenta loscontenidos armónicos, por ejemplo, en aplicaciones con condensadores shunt.

Operation: la protección se puede ajustar a Off o On

IBase: Corriente primaria base en A. Esta corriente se utiliza como referencia parael ajuste de corriente. Puede ser adecuado ajustar este parámetro a la corrientenominal primaria de la corriente del objeto protegido.

UBase: nivel de tensión base en kV. Esta tensión se expresa como una tensión defase a fase y es la referencia para los ajustes de la función relacionados con latensión. Por lo general, el parámetro se debe ajustar a la tensión de fase a fasenominal del transformador de tensión que alimenta el IED de protección.

AngleRCA: ángulo característico de protección, expresado en grados. Si el ángulode la corriente del bucle de falta tiene el ángulo RCA, la dirección de la falta eshacia delante.

AngleROA: valor de ángulo, expresado en grados, que define el sector del ángulode la función direccional, consulte la figura 37.



IminOpPhSel: corriente mínima para la selección de fase, ajustada en % de IBase.Este ajuste debe ser inferior al ajuste de la etapa más baja. El valor predeterminadoes 7%.

StartPhSel: cantidad de fases con corriente alta necesarias para el funcionamiento.Las posibilidades de ajustes son: No utilizado, 1 de 3, 2 de 3 y 3 de 3. El valorpredeterminado es 1 de 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 etapas de 1%. El valor predeterminado es 20%.

Uref

Idir

IEC09000636_1_vsd

1

2

2

3

4

IEC09000636 V1 EN

Figura 37: Característica de función direccional

1 RCA = ángulo característico del relé

2 ROA = ángulo de funcionamiento del relé

3 Hacia atrás

4 Hacia delante



Ajustes para cada etapa

x significa etapa 1, 2, 3 y 4.

DirModex: el modo direccional de la etapa x. Los ajustes posibles son Off/Nodireccionál/Hacia delante/Hacia atrás.

Characteristx: selección de la característica de tiempo para la etapa x. Seencuentran disponibles el retardo definido y diferentes tipos de características detiempo inverso, según la tabla 32.

Tabla 32: 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 %de IBase.

tx: Retardo definido para la etapa x. Se utiliza si se elige la característica de tiempodefinido.

kx: multiplicador de tiempo para el retardo inverso para la etapa x.



IxMult: multiplicador para escalar el valor de ajuste de la corriente. Si se activa unaseñal de entrada binaria (EnableMultiplier), el nivel de funcionamiento de lacorriente aumenta mediante esta constante de ajuste. Margen 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, eltiempo de funcionamiento de la etapa nunca puede ser más corto que el ajuste.Margen de ajuste: 0,000 - 60,000 s en etapas de 0,001 s.

Para ajustarse por completo a la definición de curvas, el parámetro de ajuste txMinse debe ajustar al valor que equivale al tiempo de funcionamiento de la curvainversa seleccionada para la corriente medida de veinte veces el valor de activaciónde corriente ajustado. Hay que tener en cuenta que el valor de tiempo defuncionamiento depende del valor de ajuste seleccionado para el multiplicador detiempo kx.

ResetTypeCrvx: la reposición del temporizador de retardo se puede hacer dediferentes maneras. Al elegir el ajuste, existen las posibilidades que aparecen en latabla 33.

Tabla 33: Posibilidades de reposición

Nombre de la curva Nº índice de la curvaInstantánea 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 definido, los posibles ajustes de retardo soninstantáneo (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 detiempo constante) y ANSI (3 = tiempo de reposición que depende 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 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) y ANSI (3 = tiempo dereposición que depende de la corriente). Si se utiliza el tipo de característica quedepende de la corriente, se deben asignar los ajustes pr, tr y cr.



HarmRestrainx: activa el bloqueo de la etapa x por función de restricción delarmónico (segundo armónico). Esta función se debe utilizar cuando existe el riesgode que las corrientes de entrada del transformador de potencia causen un disparo nodeseado. Se puede ajustar a Off/On.

tPCrvx, tACrvx, tBCrvx, tCCrvx: parámetros para la curva de tiempo inversocreada por el usuario (tipo de curva = 17). Consulte la ecuación 38 para la ecuaciónde 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 inversa creada por el usuario (tipo de curva de reposición = 3). Se puedeobtener una descripción más detallada en el Manual de referencias técnicas.

Restricción por segundo armónicoSi 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 del transformador. Esto genera una corriente residual decreciente enla red, ya que la corriente de magnetización se está desviando entre las fases. Existeel riesgo de que la función de sobreintensidad de fase proporcione un disparo nodeseado. La corriente de magnetización tiene un índice relativamente alto decomponente del 2º armónico. Este componente se puede utilizar para crear unaseñal de restricción a fin de evitar esta función no deseada.

A continuación se describen los ajustes para la restricción del segundo armónico.

2ndHarmStab: la tasa de contenido de corriente del 2.º armónico para la activaciónde la señal de restricción por 2.º armónico, a fin de bloquear las etapas elegidas. Elajuste se expresa en % de la corriente residual de frecuencia fundamental. El rangode ajuste es 5 - 100% en etapas de 1%. El valor predeterminado es 20%.

HarmRestrainx: Este parámetro se puede ajustar a Off/On para desactivar o activarla restricción por segundo armónico.

La protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapas se puede utilizar envarias maneras, según la aplicación en la que se utiliza. A continuación se brindauna descripción general.

El ajuste de la corriente de funcionamiento de la protección de tiempo inverso o ala etapa con la corriente mas baja de la protección de tiempo inverso constante, seles debe asignar un ajuste de corriente para que la corriente de carga máximaposible no provoque el funcionamiento de la protección. Aquí también se debe



tener en cuenta la corriente de reposición de la protección, para que un pico cortode sobreintensidad no provoque el funcionamiento de la protección incluso cuandohaya finalizado la sobreintensidad. Este fenómeno se describe en la figura 38.

Corriente de funcionamiento

Corriente I

El IED no se repone

Corriente de fase de línea

Tiempo t

Corriente de reposición

IEC05000203-en-2.vsdIEC05000203 V2 ES

Figura 38: Corriente de funcionamiento y corriente de reposición para unaprotección de sobreintensidad

El valor mínimo de ajuste se puede escribir según la ecuación 39.

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.

En estadísticas de funcionamiento, se puede encontrar la corriente de carga hasta lasituación actual. El ajuste de la corriente también debe ser válido para dentro dealgunos años. En la mayoría de los casos, es realista que los valores de ajuste seactualicen no más de una vez cada cinco años. En muchos casos, este intervalo detiempo es aun más prolongado. Investigue la corriente de carga máxima quepueden resistir diferentes equipos en la línea. Estudie sobre componentes como



conductores, transformadores de corriente, interruptores y seccionadores. Por logeneral, el fabricante del equipo proporciona la corriente térmica de carga máximadel equipo.

Se debe calcular la corriente de carga máxima en la línea. También existe elrequisito de que la protección de sobreintensidad de fase debe detectar todas lasfaltas dentro de la zona que cubre la protección. Se debe calcular la corriente defalta mínima Iscmin que va a detectar la protección. Con este valor como base, sepuede formular el ajuste de la corriente máxima de activación según la ecuación 40.

Ipu 0.7 Iscmin£ ×EQUATION1263 V2 EN (Ecuación 40)

donde:

0.7 es un factor de seguridad e

Iscmin es la corriente de falta mínima que va a detectar la protección de sobreintensidad.

En resumen, la corriente de funcionamiento se debe elegir dentro del intervaloestablecido en la ecuación 41.

Imax1.2 Ipu 0.7 Iscmink

× £ £ ×


A la función de corriente alta de la protección de sobreintensidad, que solo tiene unbreve retardo de funcionamiento, se le debe asignar un ajuste de corriente para quela protección sea selectiva de otra protección en la red eléctrica. Es preferiblegenerar un disparo rápido de faltas dentro de una porción lo más grande posible dela parte de la red eléctrica que se va a proteger (zona de protección primaria). Uncálculo de corriente de falta proporciona la corriente más grande de faltas, Iscmax,en la parte más lejana de la zona de protección primaria. Se debe tener en cuenta elriesgo de sobrealcance transitorio, debido a un posible componente de CC de lacorriente del cortocircuito. El ajuste de corriente mínima de la etapa más rápida dela protección de sobreintensidad 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 e

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 sedeben elegir de modo tal que el tiempo de la falta sea tan breve que el equipoprotegido no se destruya por la sobrecarga térmica, al mismo tiempo que segarantice selectividad. Para la protección de sobreintensidad en una red dealimentación radial, el ajuste de tiempo se puede elegir de forma gráfica. Esto seutiliza principalmente en la protección de sobreintensidad de tiempo inverso. Lafigura 39 muestra cómo se trazan las curvas tiempo-corriente en un diagrama. Seelige el ajuste de tiempo para obtener el tiempo de falta más corto con selectividadmantenida. La selectividad se garantiza si la diferencia de tiempo entre las curvases mayor a una diferencia de tiempo crítica.

en05000204.wmfCorriente de faltaIEC05000204 V1 ES

Figura 39: 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 diferentes protecciones, en la red radial, tieneque haber una diferencia mínima de tiempo Dt entre los retardos de dosprotecciones. La diferencia mínima de tiempo se puede determinar para diferentescasos. Para determinar la diferencia de tiempo más corta, se deben conocer eltiempo de funcionamiento de las protecciones, el tiempo de apertura del interruptory el tiempo de reposición de la protección. Estos retardos pueden variar de manerasignificativa entre diferentes equipos de protección. Se pueden calcular lossiguientes 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 figura 40. Observe la falta localizada enotra línea de la estación B. La corriente de falta a la protección de sobreintensidaddel IED B1 tiene una magnitud tal que la protección tendrá una funcióninstantánea. La protección de sobreintensidad del IED A1 debe tener una funcióncon retardo de tiempo. La secuencia de eventos durante la falta se puede describirmediante un eje de tiempo, consulte la figura 40.

IEC05000205 V1 ES

Figura 40: Secuencia de eventos durante la falta

donde:

t=0 es cuando se produce la falta,

t=t1 es cuando se envía la señal de disparo de la protección de sobreintensidad en el IED B1 alinterruptor. El tiempo de funcionamiento de esta protección es t1,

t=t2 es cuando se abre el interruptor del IED B1. El tiempo de apertura del interruptor es t2 - t1 y

t=t3 es cuando se repone la protección de sobreintensidad del IED A1. El tiempo de reposiciónde la protección 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 sermayor al tiempo t3. Hay incertidumbres en los valores del tiempo defuncionamiento de la protección, el tiempo de apertura del interruptor y el tiempode reposición de la protección. Por lo tanto, se debe incluir un margen deseguridad. Con valores normales, la diferencia de tiempo necesaria se puedecalcular según la ecuación 43.

40 100 40 40 220t ms ms ms ms msD ³ + + + =EQUATION1266 V1 ES (Ecuación 43)

donde se considera que:

el tiempo de funcionamiento de la protección de sobreintensidad B1 es de 40 ms,

el tiempo de apertura del interruptor es de 100 ms,

el tiempo de reposición de la protección A1 es de 40 ms y

el margen adicional es de 40 ms.


Tabla 34: OC4PTOC Grupo de ajustes (básicos)





AngleRCA 40 - 65 Grad 1 55 Ángulo característico del relé (RCA)

AngleROA 40 - 89 Grad 1 80 Ángulo de operación del relé (ROA)

StartPhSel Sin uso1 de 32 de 33 de 3

- - 1 de 3 Número de fases requeridas paraoperación (1 de 3, 2 de 3, 3 de 3)

DirMode1 OffNo direccionalFijo a ZA y ZBHacia atrás

- - No direccional Modo direccional de etapa 1 (Off, nodireccional, hacia delante, hacia atrás)




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCharacterist1 ANSI Extrem. Inv.

ANSI muy inv.ANSI Norm. Inv.ANSI Moder. Inv.ANSI Tiempo Def.Inv. L.T.E.Inv. L.T.V.Inv. L.T.IEC Norm. Inv.IEC muy inv.IEC Inv.IEC Extrem. Inv.IEC T.C. Inv.IEC T.L. Inv.IEC Tiempo Def.ReservadoProgramableTipo RITipo RD

- - ANSI Tiempo Def. Selección del tipo de curva de retardo detiempo etapa 1

I1> 1 - 2500 %IB 1 1000 Nivel de operación de corriente de fasepara etapa 1 en % de IBase

t1 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo tiempo definido etapa 1

k1 0.05 - 999.00 - 0.01 0.05 Multiplicador de tiempo para retardo detiempo inverso etapa 1

t1Min 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Tiempo mínimo de operación paracurvas inversas etapa 1

I1Mult 1.0 - 10.0 - 0.1 2.0 Multiplicador de nivel de corriente deoperación para etapa 1



Characterist2 ANSI Extrem. Inv.ANSI muy inv.ANSI Norm. Inv.ANSI Moder. Inv.ANSI Tiempo Def.Inv. L.T.E.Inv. L.T.V.Inv. L.T.IEC Norm. Inv.IEC muy inv.IEC Inv.IEC Extrem. Inv.IEC T.C. Inv.IEC T.L. Inv.IEC Tiempo Def.ReservadoProgramableTipo RITipo RD








Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónI2Mult 1.0 - 10.0 - 0.1 2.0 Multiplicador de nivel de corriente de

operación para etapa 2













Characterist4 ANSI Extrem. Inv.ANSI muy inv.ANSI Norm. Inv.ANSI Tiempo Def.Inv. L.T.E.Inv. L.T.V.Inv. L.T.IEC Norm. Inv.IEC muy inv.IEC Inv.IEC Extrem. Inv.IEC T.C. Inv.IEC T.L. Inv.IEC Tiempo Def.ReservadoProgramableTipo RITipo RD





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónI4> 1 - 2500 %IB 1 175 Nivel de operación de corriente de fase

para etapa 4 en % de IBase


k4 0.05 - 999.00 - 0.01 0.05 Multiplicador de tiempo para curvainversa etapa 4



Tabla 35: OC4PTOC Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIMinOpPhSel 1 - 100 %IB 1 7 Corriente mínima para selección de fase

en % de IBase

2ndHarmStab 5 - 100 %IB 1 20 Nivel de operación de operación derestricción de 2º armónico en % defundamental

ResetTypeCrv1 InstantáneoRepos. IECReposición ANSI

- - Instantáneo Selección de tipo de curva de reposiciónpara etapa 1

tReset1 0.000 - 60.000 s 0.001 0.020 Retardo de tiempo de reposiciónempleado para curva IEC TiempoDefinido etapa 1

tPCrv1 0.005 - 3.000 - 0.001 1.000 Parámetro P para curva programablepor usuario etapa 1

tACrv1 0.005 - 200.000 - 0.001 13.500 Parámetro A para curva programablepor usuario etapa 1

tBCrv1 0.00 - 20.00 - 0.01 0.00 Parámetro B para curva programablepor usuario etapa 1

tCCrv1 0.1 - 10.0 - 0.1 1.0 Parámetro C para curva programablepor usuario etapa 1

tPRCrv1 0.005 - 3.000 - 0.001 0.500 Parámetro PR para curva programablepor usuario etapa 1

tTRCrv1 0.005 - 100.000 - 0.001 13.500 Parámetro TR para curva programablepor usuario etapa 1

tCRCrv1 0.1 - 10.0 - 0.1 1.0 Parámetro CR para curva programablepor usuario etapa 1

HarmRestrain1 OffOn

- - Off Habilitar bloqueo de etapa 1 porrestricción de armónico









Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntBCrv2 0.00 - 20.00 - 0.01 0.00 Parámetro B para curva programable

por usuario etapa 2





HarmRestrain2 OffOn












HarmRestrain3 OffOn













Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntTRCrv4 0.005 - 100.000 - 0.001 13.500 Parámetro TR para curva programable

por usuario etapa 4


HarmRestrain4 OffOn


Tabla 36: OC4PTOC Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMeasType DFT

RMS- - DFT Selección entre medición DFT y RMS

3.6.3 Protección de sobreintensidad residual instantánea EFPIOC




Protección de sobreintensidad residualinstantánea

EFPIOC

IN>>

IEF V1 ES

50N

3.6.3.1 Aplicación

En muchas aplicaciones, cuando la corriente de falta está limitada a un valordefinido por la impedancia del objeto, una protección de falta a tierra instantáneapuede proporcionar un disparo rápido y selectivo.

La protección de sobreintensidad residual instantánea EFPIOC, que puedefuncionar en 15 ms (frecuencia nominal de sistema de 50 Hz) para faltascaracterizadas por corrientes muy altas, está incluida en el IED.


Los parámetros para la protección de sobreintensidad residual instantánea EFPIOCse ajustan a través de la HMI local o del PCM600.

Se brindan algunas directrices para la elección de parámetros de ajuste para EFPIOC .

El ajuste de la función se limita a la corriente residual de funcionamiento a laprotección (IN>>).

El requisito básico es garantizar la selectividad, es decir que no se permite elfuncionamiento de EFPIOC para faltas en otros objetos que no sean el objetoprotegido (línea).



Para una línea normal en un sistema en malla, las faltas monofásicas a tierra y lasfaltas de fase a fase a tierra se deben calcular como se observa en la figura 41 y lafigura 42. Se calculan las corrientes residuales (3I0) a la protección. Para una faltaen el extremo de la línea remota, esta corriente de falta es IfB. En este cálculo, sedebe utilizar el estado de funcionamiento con impedancia de fuente alta ZA eimpedancia de fuente baja ZB . Para la falta en la barra remota, esta corriente defalta es IfA. En este cálculo, se debe utilizar el estado de funcionamiento conimpedancia de fuente baja ZA e impedancia de fuente alta ZB .

~ ~ZA ZBZL

A B

IED

I fB

Falta


IEC09000022 V1 ES

Figura 41: Corriente de falta existente de A a B: IfB

99000475.vsd

~ ~ZA ZBZL

A B

IED

I fA

Falta

IEC09000023 V1 ES

Figura 42: Corriente de falta existente de B a A: IfA

La función no debe funcionar para ninguna de las corrientes calculadas a laprotección. El ajuste de corriente teórico mínimo (Imin) es:

Imin MAX IfA IfA,( )³




Se debe introducir un margen de seguridad del 5% para la imprecisión máximaestática y un margen de seguridad del 5% para el sobrealcance transitorio máximoposible. Se sugiere un 20% adicional debido a la imprecisión de lostransformadores de medida en condiciones transitorias y la imprecisión en los datosdel sistema.

El ajuste mínimo de corriente primaria (Is) es:

Is 1 3, Imin×³EQUATION285 V1 ES (Ecuación 45)

En el caso de líneas paralelas con acoplamiento mutuo de secuencia cero, se debecalcular una falta como se observa en la figura 43.


~ ~ZA ZB

ZL1A B

I M

Falta

IED

ZL2

M

CLínea 1

Línea 2

IEC09000025 V1 ES

Figura 43: Dos líneas paralelas. Influencia de la línea paralela en la corrientede falta existente: IM

El ajuste mínimo de corriente teórica (Imin) en este caso es:

I m in M AX IfA I fB IM, ,( )³


Donde:

IfA y IfB se han descrito para el caso de una sola línea.

Considerando los márgenes de seguridad mencionados anteriormente, el ajustemínimo (Is) es:

Is 1 3, Imin×³




Se debe tener en cuenta la corriente de magnetización del transformador.

El ajuste de la protección se ajusta como un porcentaje de la corriente de base(IBase).

Operation: ajuste la protección a On o Off.

IBase: Corriente de base en A primarios. Esta corriente se utiliza como referenciapara el ajuste de corriente. Si es posible encontrar un valor adecuado, se elige lacorriente nominal del objeto protegido.

IN>>: Ajuste la corriente de funcionamiento en % de IBase.

StValMult: La corriente de funcionamiento se puede cambiar activando la entradabinaria ENMULT al factor ajustado StValMult.


Tabla 37: EFPIOC Grupo de ajustes (básicos)




IN>> 1 - 2500 %IB 1 200 Nivel de Corriente residual de operaciónen % de IBase

Tabla 38: EFPIOC Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónStValMult 0.5 - 5.0 - 0.1 1.0 Multiplicador de nivel de Corriente de

operación

3.6.4 Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapasEF4PTOC




Protección de sobreintensidad residualde cuatro etapas

EF4PTOC

44 alt

IN

TEF-REVA V1 ES

51N/67N



3.6.4.1 Aplicación

La función de protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas EF4PTOC seutiliza en varias aplicaciones de la red eléctrica. Algunas aplicaciones son laprotección de falta

• a tierra de las lìneas en sistemas de distribución y subtransmisión conectados atierra de manera eficaz. Por lo general, estas líneas tienen una estructura radial.

• Protección de respaldo de falta a tierra de las líneas de transmisión.• Protección sensible de falta a tierra de las líneas de transmisión. La función

EF4PTOC puede tener mejor sensibilidad para detectar faltas de fase a tierraresistivas, en comparación con la protección de distancia.

• Protección de respaldo de falta a tierra de los transformadores de potencia.• Protección de falta a tierra de distintos tipos de equipos conectados a la red

eléctrica, como bancos de condensadores shunt y reactancias shunt, entre otros.

En muchas aplicaciones, se necesitan varias etapas con diferentes niveles defuncionamiento de corriente y retardos. La función EF4PTOC puede tener hastacuatro etapas individuales ajustables. Cada etapa de EF4PTOC tiene una granflexibilidad. Existen las siguientes opciones:

La función no direccional/direccional: En algunas aplicaciones, se utiliza lafuncionalidad no direccional. Esto suele suceder cuando no se puede alimentarcorriente de falta desde el objeto protegido. Para lograr tanto selectividad como eldespeje rápido de las faltas, se puede necesitar la función direccional. Por ejemplo,para la protección de faltas a tierra en sistemas de transmisión en malla yconectados a tierra de manera eficaz. La protección de sobreintensidad residualdireccional también es adecuada para funcionar en esquemas de comunicación deteleprotección, lo que permite el despeje rápido de las faltas tierra en las líneas detransmisión. La función direccional utiliza la cantidad de polarización determinadasegún el ajuste. La polarización de tensión (-3U0) es la más utilizada, pero tambiénla polarización de corriente, donde las corrientes de los neutros del transformadorbrindan la fuente (ZN) del neutro (de secuencia cero), se utiliza para polarizar (IN ·ZN) la función. También se puede seleccionar la polarización doble cuando sepermite la polarización de la suma de los componentes de tensión y corriente.

Elección de características de tiempo: Varios tipos de características de tiempo seencuentran disponibles, como retardo definido y distintos tipos de tiempo inverso.Por lo general, la selectividad entre diferentes protecciones de sobreintensidad selogra mediante la coordinación entre los tiempos de funcionamiento de lasdiferentes protecciones. Para lograr una coordinación óptima, todas lasprotecciones de sobreintensidad, para estar coordinadas entre sí, deben tener lamisma característica de tiempo. Por lo tanto, se encuentra disponible una ampliagama de características de tiempo inverso estándar: IEC y ANSI.



Tabla 39: Características de tiempo


ANSI Muy inversa

ANSI Inversa normal






IEC Inversa normal

IEC Muy inversa

IEC Inversa




IEC Tiempo definido


ASEA RI


También es posible diseñar la característica de tiempo inverso según las necesidades.

Por lo general, se requiere que EF4PTOC se reponga tan rápido como sea posiblecuando el nivel de corriente es más bajo que el nivel de funcionamiento. Enalgunos casos, se requiere algún tipo de reposición con retardo. Por lo tanto, sepueden utilizar diferentes tipos de características de reposición.

Para algunas aplicaciones de protección, puede ser necesario cambiar el nivel defuncionamiento de la corriente durante algún tiempo. Por lo tanto, existe laposibilidad de dar un ajuste de un factor de multiplicación INxMult al nivel deactivación de la corriente residual. Este factor de multiplicación se activa medianteuna señal de entrada binaria ENMULTx a la función.

Los transformadores de potencia pueden tener una gran corriente demagnetización, cuando están siendo energizados. La corriente de magnetizaciónpuede tener componentes de corriente residual. El fenómeno se debe a la saturacióndel núcleo magnético del transformador durante partes del ciclo. Existe el riesgo deque la corriente de magnetización proporcione una corriente residual que alcanceniveles superiores a la corriente de funcionamiento de la protección desobreintensidad residual. La corriente de magnetización tiene un gran contenidopor segundo armónico. Este se puede utilizar para evitar un funcionamiento nodeseado de la protección. Por lo tanto, la función EF4PTOC tiene una posibilidadde restricción por segundo armónico 2ndHarmStab si el nivel de esta corriente



armónica alcanza un valor superior a un porcentaje ajustado de la corrientefundamental.


Los parámetros para la función de protección de sobreintensidad residual de cuatroetapas EF4PTOC se ajustan a través de la HMI local o del PCM600.

Se pueden hacer los siguientes ajustes para la protección de sobreintensidadresidual de cuatro etapas.

Operation: Ajusta la protección a On o Off.

IBase: Corriente primaria base en A. Esta corriente se utiliza como referencia parael ajuste de corriente. Puede ser adecuada para ajustar este parámetro a la corrientenominal primaria del transformador de corriente donde se efectúa la medición decorriente.

UBase: Nivel de tensión base en kV. Esta tensión se expresa como una tensión defase a fase y es la referencia para los ajustes de la función relacionados con latensión. La tensión residual se utiliza como tensión de referencia para la funcióndireccional. Por lo general, el parámetro se debe ajustar a la tensión de fase a fasenominal del transformador de tensión que alimenta el IED de protección.

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. El retardodefinido y diferentes tipos de características de tiempo inverso se encuentrandisponibles.

La característica de tiempo inverso permite el despeje rápido de las faltas decorrientes altas y, al mismo tiempo, se puede garantizar la selectividad a otrasprotecciones de sobreintensidad de fase de tiempo inverso. Esto se utilizaprincipalmente en redes de líneas radiales, pero también se puede utilizar en redesen malla. En las redes en malla, los ajustes se deben basar en los cálculos de lasfaltas de la red.

Para garantizar la selectividad entre diferentes protecciones, en la red radial, tieneque haber una diferencia mínima de tiempo Dt entre los retardos de dosprotecciones. La diferencia mínima de tiempo se puede determinar para diferentescasos. Para determinar la diferencia de tiempo más corta, se deben conocer eltiempo de funcionamiento de las protecciones, el tiempo de apertura del interruptory el tiempo de reposición de la protección. Estos retardos pueden variar de manerasignificativa entre diferentes equipos de protección. Se pueden calcular lossiguientes retardos:



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% de IBase.

kx: Multiplicador de tiempo para la característica dependiente (inversa) para laetapa x.

: Corriente mínima de funcionamiento para la etapa en % de IBase.

INxMult: Multiplicador para escalar el valor de ajuste de la corriente. Si se activauna señal de entrada binaria (ENMULTx), el nivel de funcionamiento de lacorriente aumenta mediante esta constante de ajuste.

txMin: Tiempo mínimo de funcionamiento para 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, eltiempo de funcionamiento de la etapa nunca puede ser más corto que el ajuste.

Para ajustarse por completo a la definición de curvas, el parámetro de ajuste txMinse debe ajustar al valor que equivale al tiempo de funcionamiento de la curvainversa IEC seleccionada para la corriente medida de veinte veces el valor deactivación de corriente ajustado. Hay que tener en cuenta que el valor de tiempo defuncionamiento depende del valor de ajuste seleccionado para el multiplicador detiempo kx.

ResetTypeCrvx: La reposición del temporizador de retardo se puede hacer dediferentes maneras. Las posibilidades se describen en el manual de referenciastécnicas.

tPCrvx, tACrvx, tBCrvx, tCCrvx: Parámetros para la curva de tiempo inversaprogramable por el usuario. La ecuación de característica de tiempo se formulasegún la ecuación 48:

[ ] = + ×

->

æ öç ÷ç ÷ç ÷æ ö

ç ÷ç ÷è øè ø

p

At s B k

iC

inEQUATION1189 V1 ES (Ecuación 48)

Se puede obtener una descripción más detallada en el manual de referenciastécnicas.



tPRCrvx, tTRCrvx, tCRCrvx: Parámetros para la curva de tiempo de reposicióninversa programable por el usuario. Se puede obtener una descripción másdetallada en el manual de referencias técnicas.

Ajustes comunes para todas las etapastx: Retardo definido para la etapa x. Se utiliza si se elige la característica de tiempodefinido.

AngleRCA: Ángulo característico del relé expresado en grados. Este ángulo sedefine como se observa en la figura 44. El ángulo se define como positivo cuandola corriente residual retrasa la tensión de referencia (Upol = -3U0)


Upol = -U2

I>Dir

RCA

Funcionamiento

IEC05000135 V2 ES

Figura 44: Ángulo característico del relé expresado en grados

En una red de transmisión normal, el valor normal del RCA es aproximadamente65°. El margen de ajuste es de -180° a +180°.

polMethod: Define si la polarización direccional es:

• de tensión (-3U0)• de corriente (3I0 · ZNpol donde ZNpol es RNpol + jXNpol)• de corriente y tensión (polarización doble, -3U0 + 3I0 · ZNpol)

Por lo general, se utiliza la polarización de tensión de la suma residual o untriángulo abierto externo. La polarización de corriente es útil cuando la fuente locales fuerte y se necesita una alta sensibilidad. En esos casos, la tensión depolarización (-3U0) puede ser inferior a 1% y entonces es necesario utilizar lapolarización de corriente o la polarización doble. Multiplique la corriente necesaria



ajustada (principal) con la mínima impedancia (ZNpol) y compruebe que elporcentaje de la tensión de fase a tierra sea definitivamente superior a 1% (ajustemínimo 3U0>UPolMin ) como verificación.

RNPol, XNPol: La fuente de secuencia cero se ajusta en ohmios primarios comobase para la polarización de corriente. Entonces la tensión de polarización seobtiene como 3I0 · ZNpol. La ZNpol se puede definir como (ZS1-ZS0)/3, que es laimpedancia de retorno tierra de la fuente detrás de la protección. La máximacorriente de falta a tierra en la fuente local se puede utilizar para calcular el valorde la ZN como U/(√3 · 3I0). Por lo general, se configura la ZNPol mínima (3 ·fuente de secuencia cero). El ajuste es en ohmios primarios.

Cuando se utiliza el método de la polarización doble, es importante que el ajusteINx> o el producto 3I0 · ZNpol no sea superior a 3U0. Si es así, existe el riesgo deun funcionamiento incorrecto para faltas en la dirección hacia atrás.

IPolMin: es la mínima corriente 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 mínima tensión de polarización residual (referencia) para la funcióndireccional, expresada en % de UBase/√3.

IN>Dir: Nivel de desbloqueo de la corriente residual de funcionamiento en % deIBase para el esquema de comparación direccional. El ajuste se expresa en % deIBase. Las señales de salida, STFW y STRV se pueden utilizar en un esquema deteleprotección. La señal adecuada se debe configurar al bloque del esquema decomunicación.

Restricción por segundo armónicoSi 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 está desviando entrelas fases. Existe el riesgo de que la función de sobreintensidad residual proporcioneun disparo no deseado. La corriente de magnetización tiene un índice relativamentealto de componente del 2.º armónico. Este componente se puede utilizar para crearuna señal de restricción a fin de evitar esta función no deseada.

En la saturación del transformador de corriente, se puede medir una corrienteresidual falsa mediante la protección. Además, aquí la restricción del 2.º armónicopuede evitar un funcionamiento no deseado.

2ndHarmStab: La tasa de contenido de corriente del 2.º armónico para la activaciónde la señal de restricción por 2.º armónico. El ajuste se expresa en % de la corrienteresidual de frecuencia fundamental.

HarmRestrainx: Activa el bloqueo de la etapa x de la función de restricción porarmónico.



Lógica de corriente de magnetización de transformador paraleloEn el caso de transformadores paralelos, existe el riesgo de que haya una corrientede magnetización por simpatía. Si uno de los transformadores está enfuncionamiento y si se conecta el transformador paralelo, la corriente demagnetización asimétrica del transformador conectado genera una saturaciónparcial del transformador que ya está en servicio. Esto se llama saturación detransferencia. El 2.º armónico de las corrientes de entrada de los dostransformadores está en oposición de fase. La suma de las dos corrientesproporciona una pequeña corriente del 2.º armónico. Sin embargo, la corrientefundamental residual es significativa. La corriente de magnetización deltransformador en servicio antes de la energización del transformador paralelo tieneun poco de retardo en comparación con el primer transformador. Por lo tanto, alprincipio hay un alto componente de corriente del 2.º armónico. Sin embargo,después de un periodo corto, esta corriente es pequeña y el bloqueo normal por 2. ºarmónico se repone.

IEC05000136 V1 ES

Figura 45: 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 elnivel de corriente de una etapa seleccionada. Supongamos que la etapa 4 se eligecomo la etapa más sensible de la función de protección de sobreintensidad residualde cuatro etapas EF4PTOC. El bloqueo de restricción por armónico está activadopara esta etapa. Además, el mismo ajuste de corriente que esta etapa se elige parael bloqueo durante 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 activaciónde la 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.



Lógica de cierre sobre faltaCuando se energiza un objeto defectuoso, existe el riesgo de tener un tiempo largode despejo 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 laposición abierto/cerrado (cambio de posición).

Esta lógica se puede utilizar para emitir un disparo rápido si un polo del interruptorno cierra 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 posicióndel interruptor. La función SOTF tiene un retardo ajustado. La función de tiempode inactividad, 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 deltransformador. 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/Tiempo sin 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,se utiliza como nivel ajustado de corriente. Si se ajusta a Off la señal de arranquede la etapa 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) delinterruptor o 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.



Ejemplo de aplicación de líneaLa función de protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas EF4PTOC sepuede utilizar en diferentes maneras. A continuación se describe una posibilidad deaplicación para sistemas en malla conectados a tierra de manera eficaz.

La protección mide la corriente residual en la línea protegida. La función deprotección tiene una función direccional donde la tensión residual (tensión desecuencia cero) es la cantidad de polarización.

La tensión residual se puede generar de manera interna cuando se utiliza un juegode transformadores de tensión trifásicos.

xx05000149.vsd

IN>

IEC05000149 V1 ES

Figura 46: Conexión de la tensión de polarización de un triángulo abierto

Las diferentes etapas se describen a continuación.

Etapa 1Esta etapa tiene una función instantánea direccional. El requisito es evitar elsobrealcance de la línea protegida.



IE C 0 5 0 0 0 1 5 0 -e n -2 .v s d

I2

F a lta m o n o fá s ic a o b ifá s ic a a t ie r ra o c o r to c irc u ito a s im é tr ic o s in

c o n e x ió n a t ie r ra

3 I0

IEC05000150 V3 ES

Figura 47: Etapa 1, primer cálculo

La corriente residual en la línea se calcula en una falta en la barra remota (faltamonofásica o bifásica a tierra ). Para garantizar la selectividad, se requiere que laetapa 1 no proporcione un disparo en esta falta. Este requisito se puede formularsegún la ecuación 49.

step1 0I 1.2 3I (remote busbar)³ ×


Como consecuencia de la distribución de la corriente de secuencia cero en la redeléctrica, la corriente a la protección puede ser mayor si una línea que sale de labarra remota queda fuera de servicio; consulte la figura 48.

IE C 0 5 0 0 0 1 5 1 -e n -2 .v s d

IN >

F a lta m o n o fá s ic a o b ifá s ic a a t ie r ra

3 I0

IEC05000151 V2 ES

Figura 48: Etapa 1, segundo cálculo. Barra remota con una línea fuera deservicio

Ahora el requisito se formula según la ecuación 50.

step1 0I 1.2 3I (remote busbar with one line out)³ ×


Puede haber un valor más alto de la etapa 1 si se desconecta un transformador depotencia grande (Y0/D) en la barra remota.

En las líneas con dos circuitos, se da un caso especial, con impedancia de secuenciacero mutua entre las líneas paralelas; consulte la figura 49.



IN >

F a lta m o n o fá s ic a a t ie r ra

3 I0

IE C 0 5 0 0 0 1 5 2 -e n -2 .v s d

IEC05000152 V2 ES

Figura 49: Etapa 1, tercer cálculo

En este caso, la corriente residual en la línea puede ser mayor que en el caso de unafalta a tierra en la barra remota.

step1 0I 1.2 3I³ ×EQUATION1201 V3 EN (Ecuación 51)

El ajuste de corriente elegido para la etapa 1 es la mayor de las corrientesresiduales calculadas anteriormente, medidas por la protección.

Etapa 2Esta etapa tiene función direccional y un retardo corto, por lo general deaproximadamente 0,4 s. La etapa 2 debe detectar de manera segura todas las faltasa tierra en la línea, no detectadas en la etapa 1.

IN >

F a lta m o n o fá s ic a o b ifá s ic a a t ie r ra

3 I0

IE C 0 5 0 0 0 1 5 4 -e n -2 .v s d

IEC05000154 V2 ES

Figura 50: Etapa 2, verificación del cálculo de alcance

La corriente residual, en la línea, se calcula en un caso de funcionamiento concorriente mínima de falta a tierra. El requisito de que toda la línea debe estarcubierta por la etapa 2 se puede formular según la ecuación 52.

step1 0I 0.7 3I (at remote busbar)³ ×




Para garantizar selectividad, el ajuste de corriente se debe elegir de modo que laetapa 2 no funcione en la etapa 2 para faltas en la línea siguiente de la subestaciónremota. Considere una falta como se observa en la figura 51.

IN >

F a lta m o n o fá s ic a a t ie r ra

3 I0

IN >

3 I0 xx

IE C 0 5 0 0 0 1 5 5 -e n -2 .v s d

IEC05000155 V2 ES

Figura 51: Etapa 2, cálculo de selectividad

Un segundo criterio para la etapa 2 se puede formular según la ecuación53.

0step2 step1x

0x

3II 1.2

3II³ × ×


donde:

Istep1x es el ajuste de corriente para la etapa 1 en la línea con la falta.

Etapa 3Esta etapa tiene función direccional y un retardo ligeramente mayor que la etapa 2,por lo general de 0,8 s. La etapa 3 debe permitir el disparo selectivo de faltas atierra con cierta resistencia de faltas a tierra, de modo que la etapa 2 no se active.El requisito en la etapa 3 es la selectividad a otras protecciones de falta a tierra enla red. Un criterio de ajuste se observa en la figura 52.

IE C 0 5 0 0 0 1 5 6 -e n -2 .v s d

IN >

F a lta m o n o fá s ic a a

t ie r ra

3 I0

IN >

3 I0 x

IEC05000156 V2 ES

Figura 52: Etapa 3, cálculo de selectividad



0step3 step2x

0x

3II 1.2

3II³ × ×


donde:

Istep2x es el ajuste de corriente elegido para la etapa 2 en la línea con la falta.

Etapa 4Por lo general, esta etapa tiene función no direccional y un retardo relativamentelargo. La tarea de la etapa 4 es detectar faltas a tierra con alta resistencia de falta,como las faltas de árbol, e iniciar el disparo para ellas. La etapa 4 también debedetectar faltas de serie cuando uno o dos polos, de un interruptor o dispositivo deconmutación, están abiertos mientras los otros polos están cerrados.

Tanto las faltas a tierra de alta resistencia como las de serie proporcionan un flujode corriente de secuencia cero en la red. Estas corrientes generan perturbaciones enlos sistemas de telecomunicación y corriente a tierra. Es importante depejar esasfaltas, tanto por seguridad personal como por el riesgo de incendio.

El ajuste de corriente para la etapa 4 por lo general se ajusta a aproximadamente100 A (primarios 3I0). En muchas aplicaciones, se utiliza el retardo definido en elrango de 1,2 - 2,0 s. En otras aplicaciones, se utiliza una característica de tiempoinverso que depende de la corriente. Esto permite un mayor grado de selectividadtambién para la protección sensible de corriente de falta a tierra.


Tabla 40: EF4PTOC Grupo de ajustes (básicos)



IBase 1 - 99999 A 1 3000 Valor base para ajuste de Corriente

UBase 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Valor base para ajustes de tensión

AngleRCA -180 - 180 Grad 1 65 Ángulo característico del relé (RCA)

polMethod TensiónCorrienteDual

- - Tensión Tipo de polarización

UPolMin 1 - 100 %UB 1 1 Nivel de tensión mínima parapolarización en % de UBase

IPolMin 2 - 100 %IB 1 5 Nivel de Corriente mínima parapolarización en % de IBase

RNPol 0.50 - 1000.00 ohmio 0.01 5.00 Parte real de Z de fuente a utilizar parapolarización de Corriente

XNPol 0.50 - 3000.00 ohmio 0.01 40.00 Parte imaginaria de Z de fuente a utilizarpara polarización de Corriente




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIN>Dir 1 - 100 %IB 1 10 Nivel de Corriente residual para

liberación de dirección en % de IBase

2ndHarmStab 5 - 100 % 1 20 Operación de restricción de segundoarmónico en % de amplitud de IN

BlkParTransf OffOn

- - Off Habilitar bloqueo para transformadoresen paralelo

UseStartValue IN1>IN2>IN3>IN4>

- - IN4> Bloqueo de nivel de Corriente paraTransf. en paralelo (etapa 1, 2, 3 o 4)

SOTF OffSOTFTiempo sinactividadDBF+tiempo bajo

- - Off Modo operación SOTF (Off/SOTF/Tiempo sin actividad/SOTF + Tiempo sinactividad

ActivationSOTF AbiertoCerradoOrden de cierre

- - Abierto Seleccionar la señal que activará SOTF

StepForSOTF Etapa 2Escalón 3

- - Etapa 2 Selección de etapa usada para SOTF

HarmResSOTF OffOn

- - Off Permitir función de restricción dearmónicos en SOTF

tSOTF 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Retardo de tiempo para SOTF

t4U 0.000 - 60.000 s 0.001 1.000 Tiempo activo de cierre sobre falta




- - ANSI Tiempo Def. Tipo de curva de retardo de tiempo paraetapa 1

IN1> 1 - 2500 %IB 1 100 Nivel de Corriente residual de operaciónpara etapa 1 en % de IBase

t1 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo independiente(definido) de etapa 1

k1 0.05 - 999.00 - 0.01 0.05 Multiplicador de tiempo para retardo detiempo dependiente para etapa 1

IN1Mult 1.0 - 10.0 - 0.1 2.0 Multiplicador para el valor de ajuste deCorriente para etapa 1




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripciónt1Min 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Tiempo mínimo de operación para

curvas inversas etapa 1

HarmRestrain1 OffOn

- - On Habilitar bloqueo de etapa 1 porrestricción de armónico








IN2Mult 1.0 - 10.0 - 0.1 2.0 Multiplicador para el valor de ajuste decorriente para etapa 2


HarmRestrain2 OffOn







Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCharacterist3 ANSI Extrem. Inv.

ANSI muy inv.ANSI Norm. Inv.ANSI Moder. Inv.ANSI Tiempo Def.Inv. L.T.V.Inv. L.T.IEC Norm. Inv.IEC muy inv.IEC Inv.IEC Extrem. Inv.IEC T.C. Inv.IEC T.L. Inv.IEC Tiempo Def.ReservadoProgramableTipo RITipo RD



t3 0.000 - 60.000 s 0.001 0.800 Retardo tiempo independiente etapa 3




HarmRestrain3 OffOn






IN4> 1 - 2500 %IB 1 17 Nivel de corriente residual de operaciónpara etapa 4 en % de IBase





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripciónk4 0.05 - 999.00 - 0.01 0.05 Multiplicador de tiempo para retardo de

tiempo dependiente para etapa 4



HarmRestrain4 OffOn


Tabla 41: EF4PTOC Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónActUnderTime Posición del

interruptorOrden interruptor

- - Posición delinterruptor

Seleccionar la señal que activará eltiempo sin actividad (pos. de interruptor/orden de interruptor)

tUnderTime 0.000 - 60.000 s 0.001 0.300 Retardo de tiempo para tiempo sinactividad


- - Instantáneo Tipo de curva de reposición para etapa 1

tReset1 0.000 - 60.000 s 0.001 0.020 Tipo de curva de reposición para etapa 1



















Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntTRCrv2 0.005 - 100.000 - 0.001 13.500 Parámetro TR para curva programable

por usuario etapa 2






















3.6.5 Protección de sobreintensidad y potencia residuales,direccionales y sensibles SDEPSDE






Protección de sobreintensidad ypotencia residuales, direccionales ysensibles

SDEPSDE - 67N


En redes con conexión a tierra de alta impedancia, la corriente de falta de fase atierra normalmente es mucho menor que las corrientes de cortocircuito. Otradificultad para la protección de falta a tierra es que la magnitud de la corriente defalta de fase a tierra es casi independiente de la ubicación de la falta en la red.

La corriente residual direccional se puede utilizar para detectar y proporcionar undisparo selectivo de las faltas de fase a tierra en redes conectadas a tierra de altaimpedancia. La protección utiliza el componente de corriente residual 3I0 · cos φ,donde φ es el ángulo entre la corriente residual y la tensión residual (-3U0),compensado con un ángulo característico. Alternativamente, la función se puedeajustar a un nivel estricto 3I0 con una comprobación de ángulo 3I0 y cos φ.

La potencia residual direccional también se puede utilizar para detectar yproporcionar un disparo selectivo de las faltas de fase a tierra en redes conectadas atierra de alta impedancia. La protección utiliza el componente de potencia residual3I0 · 3U0 · cos φ, donde φ es el ángulo entre la corriente residual y la tensiónresidual de referencia, compensado con un ángulo característico.

Una función de corriente residual no direccional normal también se puede utilizarcon un retardo definido o inverso.

También se encuentra disponible una función de tensión de punto neutro derespaldo para protección de respaldo sensible no direccional.

En una red aislada, es decir, la red está acoplada solo a tierra a través de lascapacitancias entre los conductores de fase y tierra, la corriente residual siempretiene un desplazamiento de fase de -90° en comparación con la tensión residual dereferencia. El ángulo característico se elige en -90° en este tipo de red.

En redes de conexión a tierra con resistencia o con una bobina Petersen con unaresistencia paralela, el elemento de corriente residual activo (en una fase contensión residual) se debe utilizar para la detección de falta a tierra. En estas redes,el ángulo característico se elige en 0º.

Como la amplitud de la corriente residual es independiente de la ubicación de lafalta, la selectividad de la protección de falta a tierra se logra mediante laselectividad del tiempo.

¿Cuándo se debe utilizar la protección de sobreintensidad residual direccionalsensible y cuándo se debe utilizar la protección de potencia residual direccionalsensible? Tenga en cuenta los siguientes puntos:



• La protección de sobreintensidad residual direccional sensible ofrece laposibilidad de una mejor sensibilidad.

• La protección de potencia residual direccional sensible ofrece la posibilidad deutilizar características de tiempo inverso. Esto es aplicable a redes grandes conconexión a tierra de alta impedancia con una gran corriente capacitiva de faltaa tierra.

• En algunas redes eléctricas, se utiliza una resistencia del punto neutro detamaño mediano, por ejemplo, en sistemas con conexión a tierra de bajaimpedancia. Dicha resistencia ofrece un elemento resistivo de corriente defalta a tierra de 200 a 400 A en una falta de fase a tierra de resistencia cero. Endicho sistema, la protección de potencia residual direccional ofrece mejoresposibilidades para una selectividad habilitada por características de potencia detiempo inverso.


La protección de falta a tierra sensible se debe utilizar en sistemas con conexión atierra de alta impedancia o en sistemas con conexión a tierra resistiva donde laresistencia del punto neutro proporciona una corriente de falta a tierra superior quelo que la impedancia alta normal proporciona, pero inferior que la corriente decortocircuito de fase a fase.

En un sistema de alta impedancia, se entiende que la corriente de falta está limitadaúnicamente por la impedancia shunt de secuencia cero del sistema a tierra y laresistencia de falta. Se entiende que todas las impedancias en serie del sistema soniguales a cero.

Para el ajuste de la protección de falta a tierra, en un sistema con conexión a tierrade alta impedancia, la tensión del punto neutro (tensión de secuencia cero) y lacorriente de falta a tierra se calculan en la sensibilidad deseada (resistencia defalta). La tensión compleja del punto neutro (secuencia cero) se puede calcular como:

phase

0f

0

UU

3 R1

Z

=×

+


Donde

Uphase es la tensión de fase en el punto de falta antes de la falta,

Rf es la resistencia a tierra en el punto de falta y

Z0 es la impedancia de secuencia cero del sistema a tierra

En el punto de falta, la corriente de falta se puede calcular como:



phase

j 0

0 f

3 UI 3I

Z 3 R

×= =

+ ×


La impedancia Z0 depende de la conexión a tierra. En un sistema aislado (sinaparato en el punto neutro) la impedancia es igual al acoplamiento capacitivo entrelos conductores de fase y tierra:

phase

0 c

j

3 UZ jX j

I

×= - = -


Donde

Ij es la corriente de falta a tierra capacitiva en una falta de fase a tierra no resistiva.

Xc es la reactancia capacitiva a tierra

En un sistema con una resistencia en el punto neutro (sistema con conexión a tierracon resistencia) la impedancia Z0 se puede calcular como:

c n0

c n

jX 3RZ

jX 3R

- ×=

- +


Donde

Rn es el nivel de resistencia de una resistencia en el punto neutro.

En muchos sistemas, también hay un reactor en el punto neutro (bobina Petersen)conectado con uno o más puntos neutros de transformador. En dicho sistema, laimpedancia Z0 se puede calcular como:

( )n n c

0 c n n

n c n n c

9R X XZ jX // 3R // j3X

3X X j3R 3X X= - =

+ × -


Donde

Xn es la reactancia de la bobina Petersen. Si la bobina Petersen está bien ajustada, tenemos3Xn = Xc En este caso, la impedancia Z0 es: Z0 = 3Rn



Ahora, consideremos un sistema con una conexión a tierra a través de unaresistencia, lo cual proporciona una corriente de falta a tierra más alta que laconexión a tierra de alta impedancia. Las impedancias en serie del sistema ya no sepueden descuidar. El sistema con una falta monofásica a tierra se puede describirsegún la figura 53.

IEC06000654 V1 ES

Figura 53: Equivalencia de una red eléctrica para el cálculo de ajuste

La corriente de falta residual puede ser expresada como:

phase

0

1 0 f

3U3I

2 Z Z 3 R=

× + + ×


Donde

Uphase es la tensión de fase en el punto de falta antes de la falta

Z1 es la impedancia de secuencia positiva total al punto de falta. Z1 = Zsc+ZT,1+ZlineAB,1+ZlineBC,1

Z0 es la impedancia de secuencia cero total al punto de falta. Z0 = ZT,0+3RN+ZlineAB,0+ZlineBC,0

Rf es la resistencia de falta.

Las tensiones residuales en las estaciones A y B se pueden expresar como:



( )0 A 0 T,0 NU 3I Z 3R= × +


OB 0 T,0 N lineAB,0U 3I (Z 3R Z )= × + +


La potencia residual, medida por las protecciones de falta a tierra sensible en A yB, es:

0 A 0A 0S 3U 3I= ×


0 B 0B 0S 3U 3I= ×


La potencia residual es una cantidad compleja. La protección tiene una sensibilidadmáxima en el ángulo característico RCA. El elemento de potencia residual aparenteen el ángulo característico, medido por la protección, se puede expresar como:

0 A ,prot 0A 0 AS 3U 3I cosj= × ×


0 B,prot 0B 0 BS 3U 3I cosj= × ×


Los ángulos φA y φB son los ángulos de fase entre la corriente residual y la tensiónresidual en la estación, compensados con el ángulo característico RCA.

La protección utiliza los elementos de potencia en la dirección del ángulocaracterístico para la medición y como base para el retardo inverso.

El retardo inverso se define como:

0 0inv

0 0

kSN (3I 3U cos (reference))t3I 3U cos (measured)

× × × j=

× × j


La función se puede ajustar a On/Off con el ajuste de Operation.

El parámetro IBase proporciona la corriente base en A. Por lo general, se debeelegir la corriente nominal primaria del TC que alimenta la protección.

El parámetro UBase proporciona la tensión base en kV. Por lo general, se elige latensión de fase a tierra del sistema.



El parámetro SBase proporciona la potencia base en kVA. Por lo general, se eligeIBase · UBase .

Con el parámetro OpMode se elige el principio de la función direccional.

Con OpMode ajustado a 3I0cosfi se mide el elemento de corriente en la direcciónequivalente al ángulo característicoRCADir . La característica para RCADir esigual a 0°, se observa en la figura 54.

,

= =o o0 , 0RCADir ROADirrefU

03I

j = -0 refang(3I ) ang(3U )

- =0 ref3U U03I cos× j

IEC06000648_2_en.vsdIEC06000648 V2 ES

Figura 54: Característica para RCADir igual a 0°

La característica para RCADir es igual a -90°, se observa en la figura 55.




refU= - =o o90 , 90RCADir ROADir

03I

03 × jI cos

j = -0(3 ) ( )refang I ang U

- 03U

IEC06000649 V2 ES

Figura 55: Característica para RCADir igual a -90°

Cuando OpMode está ajustado a 3U03I0cosfi se mide el elemento de potenciaresidual en la dirección aparente.

Cuando OpMode está ajustado a 3I0 y fi la función entra en funcionamiento si lacorriente residual es mayor que el ajuste INDir> y el ángulo de corriente residualestá dentro del sector RCADir ± ROADir.

La característica para RCADir = 0° y ROADir = 80° se observa en la figura 56.

-3U08080

Área de funcionamiento

3I0

en06000652.vsd

RCADir = 0º

ROADir = 80º

IEC06000652 V2 ES

Figura 56: Característica para RCADir = 0° y ROADir = 80°



DirMode se ajusta a Forward o Reverse para ajustar la dirección de la función dedisparo desde la función de corriente residual direccional.

Todos los modos de protección direccional tienen un ajuste de nivel de desbloqueode corriente residual INRel> que se ajusta a un % de IBase. Este ajuste debe serinferior o igual que la corriente de falta más baja que se detecte.

Todos los modos de protección direccional tienen un ajuste de nivel de desbloqueode tensión residual UNRel> que se ajusta a un % de UBase. Este ajuste debe serinferior o igual que la tensión residual de falta más baja que se detecte.

tDef es el retardo definido, expresado en s, para la protección de corriente residualdireccional si se elige el retardo definido.

tReset es el tiempo de reposición para el retardo definido, expresado en s. Con untiempo tReset de varios periodos, aumentan las posibilidades de despejarcorrectamente las faltas a tierra intermitentes. El ajuste debe ser mucho más cortoque el retardo de disparo ajustado.

El ángulo característico de las funciones direccionales RCADir se ajusta en grados.RCADir por lo general se ajusta igual a 0° en una red de alta impedancia conconexión a tierra con una resistencia en el punto neutro ya que el elemento decorriente activa aparece únicamente en la línea defectuosa. RCADir se ajusta iguala -90° en una red aislada ya que todas las corrientes son mayormente capacitivas.

El ángulo abierto del relé ROADir se ajusta en grados. Para ángulos con diferenciasde ROADir superiores aRCADir la función de la protección se bloquea. El ajuste sepuede utilizar para prevenir una función no deseada para las líneas no defectuosas,con grandes contribuciones de corriente de falta a tierra capacitiva, debido a unerror de ángulo de fase del TC.

INCosPhi> es el nivel de corriente de funcionamiento para la función direccionalcuando OpMode está ajustado a 3I0Cosfi. El ajuste se expresa en % de IBase. Elajuste se debe basar en el cálculo de la corriente de falta a tierra activa o capacitivapara la sensibilidad requerida de la protección.

SN> es el nivel de potencia de funcionamiento para la función direccional cuandoOpMode está ajustado a 3I03U0Cosfi. El ajuste se expresa en % de IBase. El ajustese debe basar en el cálculo de la potencia residual de falta a tierra activa ocapacitiva para la sensibilidad requerida de la protección.

El transformador de entrada para la función de protección de sobreintensidad ypotencia residuales direccionales y sensibles tiene la misma capacidad decortocircuito que los transformadores de corriente de fase.

Si se elige el retardo para la potencia residual, el retardo depende de dosparámetros de ajuste. SRef es la potencia residual de referencia, expresado en % deSBase. kSN es el multiplicador de tiempo. El retardo sigue la siguiente expresión:



inv0 0

kSN Sreft

3I 3U cos (measured)j×

=× ×


INDir> es el nivel de corriente de funcionamiento para la función direccionalcuando OpMode está ajustado a 3I0 y fi. El ajuste se expresa en % de IBase. Elajuste se debe basar en el cálculo de la corriente de falta a tierra para la sensibilidadrequerida de la protección.

OpINNonDir> se ajusta a On para activar la protección de corriente residual nodireccional.

INNonDir> es el nivel de corriente de funcionamiento para la función nodireccional. El ajuste se expresa en % de IBase. Esta función se utiliza para ladetección y despeje de faltas campo a través (faltas múltiples) en un tiempo máscorto que para la función direccional. El ajuste de corriente debe ser superior que lacorriente máxima residual monofásica en la línea protegida.

TimeChar es la selección de la característica de retardo para la protección decorriente residual no direccional. El retardo definido y los diferentes tipos decaracterísticas de tiempo inverso se encuentran disponibles:

Tabla 42: Características 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.



tPCrv, tACrv, tBCrv, tCCrv: Parámetros para la creación por parte del cliente deuna curva de característica de tiempo inverso (tipo de curva = 17). La ecuación decaracterística de tiempo es:

[ ] = + ×

->

æ öç ÷ç ÷ç ÷æ ö

ç ÷ç ÷è øè ø

p

At s B InMult

iC

inEQUATION1958 V1 ES (Ecuación 69)

tINNonDir es el retardo definido para la protección de corriente de falta a tierra nodireccional, expresado en s.

OpUN> se ajusta a On para activar la función de disparo de la protección detensión residual.

tUN es el retardo definido para la función de disparo de la protección de tensiónresidual, expresado en s.


Tabla 43: SDEPSDE Grupo de ajustes (básicos)



OpMode 3I0Cosfi3I03U0Cosfi3I0 y fi

- - 3I0Cosfi Selección de modo de operación para laprotección

DirMode Hacia delanteHacia atras

- - Hacia delante Sentido de operación, hacia delante ohacia atrás

RCADir -179 - 180 Grad 1 -90 Ángulo característico del relé RCA, engrados

RCAComp -10.0 - 10.0 Grad 0.1 0.0 Compensación del ángulo característicodel relé

ROADir 0 - 90 Grad 1 90 Ángulo abierto del relé ROA usado paraliberación en modo de fase, en grados

INCosPhi> 0.25 - 200.00 %IB 0.01 1.00 Nivel de ajuste para 3I0cosFi,sobreintensidad residual direccional, en%Ib

SN> 0.25 - 200.00 %SB 0.01 10.00 Nivel de ajuste para 3I03U0cosFi,arranque de conteo de tiempo inv, en%Sb

INDir> 0.25 - 200.00 %IB 0.01 5.00 Nivel de ajuste para protección desobreintensidad residual direccional, en% de Ib

tDef 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Retardo de tiempo definido parasobreintensidad residual direccional, en s




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónSRef 0.03 - 200.00 %SB 0.01 10.00 Valor de referencia de potencia residual

para conteo de tiempo inverso, en % deSBase

kSN 0.00 - 2.00 - 0.01 0.10 Ajuste de multiplicador de tiempo paramodo de potencia residual direccional

OpINNonDir> OffOn

- - Off Operación de protección desobreintensidad residual no direccional

INNonDir> 1.00 - 400.00 %IB 0.01 10.00 Nivel de ajuste para sobreintensidadresidual no direccional, en %Ib

tINNonDir 0.000 - 60.000 s 0.001 1.000 Retardo de tiempo para sobreintensidadresidual no direccional, en s

TimeChar ANSI Extrem. Inv.ANSI muy inv.ANSI Norm. Inv.ANSI Moder. Inv.ANSI Tiempo Def.Inv. L.T.E.Inv. L.T.V.Inv. L.T.IEC Norm. Inv.IEC muy inv.IEC Inv.IEC Extrem. Inv.IEC T.C. Inv.IEC T.L. Inv.IEC Tiempo Def.ReservadoProgramableTipo RITipo RD

- - IEC Norm. Inv. Selección de curva de operación parafuncionamiento IDMT

tMin 0.000 - 60.000 s 0.001 0.040 Tiempo mínimo de operación paracurvas IDMT de IEC, en s

kIN 0.00 - 2.00 - 0.01 1.00 Mult. de tiempo IDMT para protección desobreintensidad residual no direccional

OpUN> OffOn

- - Off Operación de protección desobretensión residual no direccional

UN> 1.00 - 200.00 %UB 0.01 20.00 Nivel de ajuste para sobretensiónresidual no direccional, en %Ub

tUN 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Retardo de tiempo para sobretensiónresidual no direccional, en s

INRel> 0.25 - 200.00 %IB 0.01 1.00 Corriente de liberación residual paratodos los modos direccionales, en %Ib

UNRel> 0.01 - 200.00 %UB 0.01 3.00 Tensión de liberación residual paratodos los modos direccionales, en %Ub



Tabla 44: SDEPSDE Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntReset 0.000 - 60.000 s 0.001 0.040 Retardo de tiempo usado para

restablecer temporizadores definidos, ens

tPCrv 0.005 - 3.000 - 0.001 1.000 Ajuste P para curva programable porusuario

tACrv 0.005 - 200.000 - 0.001 13.500 Ajuste A para curva programable porusuario

tBCrv 0.00 - 20.00 - 0.01 0.00 Ajuste B para curva programable porusuario

tCCrv 0.1 - 10.0 - 0.1 1.0 Ajuste C para curva programable porusuario

ResetTypeCrv InmediatoRepos. IECReposición ANSI

- - Repos. IEC Modo de reposición ante caída decorriente.

tPRCrv 0.005 - 3.000 - 0.001 0.500 Ajuste PR para curva programable porusuario

tTRCrv 0.005 - 100.000 - 0.001 13.500 Ajuste TR para curva programable porusuario

tCRCrv 0.1 - 10.0 - 0.1 1.0 Ajuste CR para curva programable porusuario

Tabla 45: SDEPSDE Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIBase 1 - 99999 A 1 100 Corriente base, en A

UBase 0.05 - 2000.00 kV 0.05 63.50 Tensión base, en kV fase-neutro

SBase 0.05 -200000000.00

kVA 0.05 6350.00 Potencia base, en kVA. IBase*Ubase

Tabla 46: SDEPSDE Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónRotResU 0 grados

180 grados- - 180 grados Ajuste para la cantidad de polarización

de giro en caso necesario

3.6.6 Protección de sobrecarga térmica, una constante detiempo LPTTR




Protección de sobrecarga térmica, unaconstante de tiempo

LPTTR

SYMBOL-A V1 ES

26



3.6.6.1 Aplicación

Las líneas y los cables de la red eléctrica están diseñados para un determinado nivelde corriente de carga máxima. Si la corriente supera este nivel, las pérdidas seránmayores que lo estimado. Como consecuencia, aumenta la temperatura de losconductores. Si la temperatura de las líneas y los cables alcanza valores demasiadoaltos, el equipo podría dañarse:

• El combado de las líneas aéreas puede alcanzar valores inaceptables.• Si la temperatura de los conductores, por ejemplo conductores de aluminio, es

demasiado alta, se destruye el material.• Como consecuencia de la temperatura excesiva, se puede dañar el aislamiento

de los cables. El resultado pueden ser faltas de fase a fase o de fase a tierra .

En situaciones de tensión en la red eléctrica, puede ser necesario sobrecargar laslíneas y los cables por un tiempo limitado. Esto se debe realizar sin riesgos.

La protección de sobrecarga térmica brinda información que permite la sobrecargatemporal de cables y líneas. La protección de sobrecarga térmica calcula latemperatura del conductor continuamente. Este cálculo se realiza con un modelotérmico del cable o la línea, basado en la medición de la corriente.

Si la temperatura del objeto protegido alcanza el nivel de advertencia ajustadoAlarmTemp, se puede enviar una señal ALARM al operador. Esto permite tomarmedidas en la red eléctrica antes de que se alcancen temperaturas peligrosas. Si latemperatura sigue aumentando hasta el valor de disparo TripTemp, la proteccióninicia el disparo de la línea protegida.


Los parámetros para la función de protección de sobrecarga térmica LPTTR seajustan a través de la HMI local o del PCM600.

Se pueden realizar los siguientes ajustes para la protección de sobrecarga térmica.

Operation: Off/On

IBase: Corriente de base en A primarios. Esta corriente se utiliza como referenciapara el ajuste de corriente. Puede ser adecuado ajustar este parámetro a la corrientenominal primaria del objeto protegido.

Imult: si la protección mide una de varias corrientes de líneas paralelas, la cantidadde circuitos paralelos está determinada por este ajuste.

IRef: corriente de régimen permanente de referencia, expresada en % de IBase ,que da una temperatura (final) de régimen permanente TRef. Se sugiere ajustar estacorriente a la corriente de régimen permanente máxima permitida para la línea/elcable en funcionamiento de emergencia (algunas horas por año).



TRef: temperatura de referencia (temperatura final) correspondiente a la corrientede régimen permanente IRef. En manuales de cables, se suelen proporcionarvalores de corrientes con la correspondiente temperatura del conductor. Estosvalores se proporcionan para condiciones tales como temperatura de la tierra , latemperatura ambiente, la manera de tender los cables y la resistividad térmica de latierra . En manuales de conductores aéreos, se proporcionan las temperaturas de losconductores y la corriente que corresponde.

Tau: la constante de tiempo térmica del circuito protegido, expresada en minutos.Para obtener detalles, consulte los manuales del fabricante.

TripTemp: valor de la temperatura para el disparo del circuito protegido. Paracables, la temperatura máxima permitida del conductor suele ser de 90º C. Paralíneas aéreas, la temperatura crítica de conductores de aluminio es deaproximadamente 90º C - 100º C. Para un conductor de cobre, la cifra normal es de70º C.

AlarmTemp: nivel de temperatura para la alarma del circuito protegido. La señalALARM se puede utilizar como advertencia antes de que se desconecte el circuito.Por lo tanto, el ajuste debe ser inferior al nivel de disparo. Al mismo tiempo, debeser superior a la temperatura máxima del conductor en condiciones defuncionamiento normal. Para cables, este nivel se suele establecer en 65º C. Seestablecen valores similares para las líneas aéreas. Un ajuste adecuado puede ser deaproximadamente 15º C por debajo del valor de disparo.

ReclTemp: temperatura en la que se desbloquea la señal de bloqueo LOCKOUT dela protección. Cuando la protección de sobrecarga térmica se dispara, se activa unaseñal de bloqueo. Esta señal tiene como objetivo bloquear el reenganche delcircuito protegido mientras la temperatura del conductor permanezca alta. La señalse libera cuando la temperatura calculada está por debajo del valor ajustado. Estevalor de temperatura se debe elegir por debajo de la temperatura de alarma.


Tabla 47: LPTTR Grupo de ajustes (básicos)



IBase 0 - 99999 A 1 3000 Corriente base en A

TRef 0 - 600 Grad 1 90 Aumento de temperatura final porencima del ambiente de la línea concarga de IRef

IRef 0 - 400 %IB 1 100 Corriente de carga (en % de IBase) queconduce a la temperatura TRef

IMult 1 - 5 - 1 1 Multiplicador de Corriente si la funciónse usa para dos o más líneas

Tau 0 - 1000 Min 1 45 Constante de tiempo de línea en minutos.

AlarmTemp 0 - 200 Grad 1 80 Nivel temperatura para arranque (alarma)




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónTripTemp 0 - 600 Grad 1 90 Nivel temperatura para disparo

ReclTemp 0 - 600 Grad 1 75 Temperatura para reposición de bloqueotras disparo

tPulse 0.05 - 0.30 s 0.01 0.1 Duración pulso de operación. Mínimo unciclo de ejecución

AmbiSens OffOn

- - Off Sensor temperatura externa disponible

DefaultAmbTemp -50 - 250 Grad 1 20 Temperatura ambiente usada cuandoAmbiSens está desactivado.

DefaultTemp -50 - 600 Grad 1 50 Aumento de temperatura por encima dela temperatura ambiente al inicio

3.6.7 Protección de sobrecarga térmica, dos constantes detiempo TRPTTR




Protección de sobrecarga térmica, dosconstantes de tiempo

TRPTTR

SYMBOL-A V1 ES

49

3.6.7.1 Aplicación

Los transformadores de la red eléctrica están diseñados para soportar un máximonivel de corriente de carga (potencia) determinado. Si la corriente supera este nivel,las pérdidas serán mayores que lo estimado. Como consecuencia, aumenta latemperatura del transformador. Si la temperatura del transformador alcanza valoresdemasiado altos, el equipo podría dañarse:

• El aislamiento dentro del transformador sufre un envejecimiento forzado.Como consecuencia, aumenta el riesgo de faltas internas de fase a fase o defase a tierra.

• Puede haber puntos calientes dentro del transformador, que degradan elaislamiento de papel. También puede provocar burbujeo en el aceite deltransformador.

En situaciones de estrés en la red eléctrica, puede ser necesario sobrecargar lostransformadores por un tiempo limitado. Esto se debe realizar sin los riesgosmencionados anteriormente. La protección de sobrecarga térmica proporcionainformación y hace posible la sobrecarga temporaria de los transformadores.

El nivel de carga permisible de un transformador de potencia depende mucho delsistema de refrigeración del transformador. Hay dos principios fundamentales:



• ONAN: El aire circula naturalmente sin ventiladores hacia los refrigeradores yel aceite circula en forma natural sin bombas.

• OFAF: Los refrigeradores tienen ventiladores para forzar el aire derefrigeración y bombas para forzar la circulación del aceite del transformador.

La protección puede tener 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 térmico reciben la influenciadel sistema de refrigeración del transformador. Los dos grupos de parámetros sepueden activar mediante la señal de entrada binaria COOLING. Esto se puedeutilizar para los transformadores en los que la refrigeración forzada se puede dejarfuera de servicio, por ejemplo, fallo de ventilador o de bomba.

La protección de sobrecarga térmica calcula el contenido de calor interno deltransformador (temperatura) de forma continua. Este cálculo se realiza con unmodelo térmico del transformador, que está basado en la medición de la corriente.

Si el contenido de calor del transformador protegido alcanza un nivel de alarmaajustado, se puede proporcionar una señal al operador. Hay dos niveles de alarmadisponibles. Esto permite tomar medidas preventivas en la red eléctrica antes deque se alcancen temperaturas peligrosas. Si la temperatura sigue aumentando hastael valor de disparo, la protección inicia la desconexión del transformador protegido.

Después del disparo de la protección de sobrecarga térmica, el transformador seenfría. Hay un intervalo de tiempo hasta que el contenido de calor (temperatura)alcanza el nivel suficiente para que el transformador se pueda poner en serviciootra vez. Por lo tanto, la función sigue calculando el contenido de calor utilizandouna constante de tiempo de refrigeración ajustada. La energización deltransformador se puede bloquear hasta que el contenido de calor alcanza un nivelajustado.


Los parámetros para la protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempo(TRPTTR) se ajustan a través de la HMI local o del Administrador IED deprotección y control (PCM600).

Se pueden realizar los siguientes ajustes para la protección de sobrecarga térmica.

Operation: Off/On

IBase: Corriente de base en A primarios. Esta corriente se utiliza como referenciapara el ajuste de corriente. Puede ser adecuada para ajustar este parámetro a lacorriente nominal primaria del devanado del transformador donde se efectúa lamedición de corriente.

IRef: Nivel de referencia de la corriente expresado en % de IBase. Cuando lacorriente es igual a IRef , el contenido final de calor (régimen permanente) es iguala 1. Se sugiere dar un ajuste correspondiente a la corriente nominal del devanadodel transformador.



IRefMult: Si se activa una entrada binaria ENMULT, el valor de corriente dereferencia se puede multiplicar por el factor IRefMult. La activación se puedeutilizar en el caso de desviar la temperatura ambiente del valor de referencia. En elestándar para la carga de un transformador, se utiliza una temperatura ambiente de20 °C. Para temperaturas ambiente más bajas, la capacidad de carga aumenta, yviceversa. IRefMult se puede ajustar dentro de un rango de 0,01 a 10,00.

IBase1: Corriente de base para el ajuste expresada como porcentaje de IBase. Esteajuste se debe relacionar con el estado sin entrada COOLING. Se sugiere dar unajuste correspondiente a la corriente nominal del transformador con refrigeraciónnatural (ONAN).

IBase2: Corriente de base para el ajuste expresada como porcentaje de IBase. Esteajuste se debe relacionar con el estado con la entrada COOLING activada. Sesugiere dar un ajuste correspondiente a la corriente nominal del transformador conrefrigeración forzada (OFAF). Si el transformador no tiene refrigeración forzada,IBase2 se puede ajustar igual a IBase1.

Tau1: La constante de tiempo térmico del transformador protegido, relacionada conIBase1 (sin refrigeración), expresada en minutos.

Tau2: La constante de tiempo térmico del transformador protegido, relacionada conIBase2 (con refrigeración), expresada en minutos.

La constante de tiempo térmico se debe encontrar en los manuales de losfabricantes del transformador. La constante de tiempo térmico depende de larefrigeración y de la cantidad de aceite. Las constantes de tiempo normales paratransformadores medianos y grandes (según el IEC 600-76-7) son deaproximadamente 2,5 horas para los transformadores con refrigeración natural y de1,5 horas para los transformadores con refrigeración forzada.

La constante de tiempo se puede calcular a partir de mediciones de la temperaturadel aceite durante una secuencia de refrigeración (descrita en el IEC 60076-7). Sesupone que el transformador funciona con cierto nivel de carga y una temperaturaconstante del aceite (funcionamiento de régimen permanente). La temperatura delaceite por encima de la temperatura ambiente es DQo0. Luego el transformador sedesconecta de la red (sin carga). Después de un tiempo t de por lo menos 30minutos, la temperatura del aceite se mide otra vez. Ahora la temperatura del aceitepor encima de la temperatura ambiente es DQot. Ahora la constante de tiempotérmico se puede calcular como:

0ln lno ot

tt =DQ - DQ


Si el transformador tiene refrigeración forzada (OFAF), la medición se debe hacercon la refrigeración forzada en funcionamiento y sin ella, lo que proporciona Tau2y Tau1.



Las constantes de tiempo se pueden cambiar si la corriente es más alta o más bajaque un valor ajustado. Si la corriente es alta, se supone que la refrigeración forzadaestá activada, 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 %de IBase1.

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 %de IBase1.

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 %de IBase2.

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 %de IBase2.

La posibilidad de cambiar la constante de tiempo con el valor de corriente comobase puede resultar útil en diferentes aplicaciones. A continuación se dan algunosejemplos:

• En el caso de una interrupción total (corriente baja) del transformadorprotegido, todas las posibilidades de refrigeración están inactivas. Esto puedeprovocar un cambio 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 haya una corriente muyalta. La constante de tiempo térmico suele ser más pequeña para un motor quepara el transformador.

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 salidaALARM2. 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 dispara, se activa una señalde bloqueo. La señal está diseñada para bloquear el reenganche del transformadordel circuito protegido mientras la temperatura del transformador es alta. La señal sedesbloquea cuando el contenido de calor calculado está por debajo del valorajustado. Este valor de temperatura se debe elegir por debajo de la temperatura dealarma. ResLo: Se ajusta a un % del nivel de contenido de calor para disparo.



ThetaInit: Contenido de calor antes de la activación de la función. Este ajuste sepuede ajustar un poco por debajo del nivel de alarma. Si el transformador tienecarga antes de la activación de la función de protección, su temperatura puede sermás alta que la del ambiente. El punto de activación expresado en el ajuste evita elriesgo de que no se produzca el disparo si hay sobretemperatura durante losprimeros momentos después de la activación. ThetaInit: Se ajusta a un % del nivelde contenido de calor para 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.


Tabla 48: TRPTTR Grupo de ajustes (básicos)



IBase 1 - 99999 A 1 3000 Corriente base en A

IRef 10.0 - 1000.0 %IB 1.0 100.0 Corriente de referencia en % de IBASE

IRefMult 0.01 - 10.00 - 0.01 1.00 Factor de multiplicación para Corrientede referencia

IBase1 30.0 - 250.0 %IB 1.0 100.0 Corriente base, IBase1 sin entrada derefrigeración en % de IBASE

IBase2 30.0 - 250.0 %IB 1.0 100.0 Corriente base, IBase2, con entrada derefrigeración ON en % de IBASE

Tau1 1.0 - 500.0 Min 1.0 60.0 Constante de tiempo sin entrada derefrigeración en min, con IBase1

Tau2 1.0 - 500.0 Min 1.0 60.0 Constante de tiempo con entrada derefrigeración en min, con IBase2

IHighTau1 30.0 - 250.0 %IB1 1.0 100.0 Ajuste de Corriente, en % de IBase1para reajuste de TC1 por TC1-IALTO

Tau1High 5 - 2000 %tC1 1 100 Multiplicador en % a TC1 cuando lacorriente es > IHIGH-TC1

ILowTau1 30.0 - 250.0 %IB1 1.0 100.0 Ajuste de Corriente, en % de IBase1para reajuste de TC1 por TC1-IBAJO

Tau1Low 5 - 2000 %tC1 1 100 Multiplicador en % a TC1 cuando lacorriente es < ILOW-TC1

IHighTau2 30.0 - 250.0 %IB2 1.0 100.0 Ajuste de Corriente, en % de IBase2para reajuste de TC2 por TC2-IALTO

Tau2High 5 - 2000 %tC2 1 100 Multiplicador en % a TC2 cuando lacorriente es >IHIGH-TC2

ILowTau2 30.0 - 250.0 %IB2 1.0 100.0 Ajuste de Corriente, en % de IBase2para reajuste de TC2 por TC2-IBAJO

Tau2Low 5 - 2000 %tC2 1 100 Multiplicador en % a TC2 cuando lacorriente es < ILOW-TC2

ITrip 50.0 - 250.0 %IBx 1.0 110.0 Nivel de corriente de operación enestado estable en % de IBasex

Alarm1 50.0 - 99.0 %Itr 1.0 80.0 Primer nivel de alarma en % del valor dedisparo de contenido térmico




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónAlarm2 50.0 - 99.0 %Itr 1.0 90.0 Segundo nivel de alarma en % del valor

de disparo de contenido térmico

ResLo 10.0 - 95.0 %Itr 1.0 60.0 Nivel de reposición de bloqueo en % delvalor de disparo de contenido térmico

ThetaInit 0.0 - 95.0 % 1.0 50.0 Contenido térmico inicial, % del valor dedisparo de contenido térmico

Warning 1.0 - 500.0 Min 0.1 30.0 Ajuste de tiempo, por debajo cual unaadvertencia será establecida (en min)

tPulse 0.01 - 0.30 s 0.01 0.10 Duración del pulso de la señal dedisparo (en ms).

3.6.8 Protección de fallo de interruptor CCRBRF

Descripción de funciones Identificación IEC61850



Protección de fallo de interruptor CCRBRF

3I>BF

SYMBOL-U V1 ES

50BF

3.6.8.1 Aplicación

En el diseño del sistema de despeje de faltas, con frecuencia se utiliza el criterioN-1. Esto significa que se debe eliminar la falta aun cuando un componente delsistema de despeje de faltas sea defectuoso. El interruptor es un componentenecesario del sistema de despeje de faltas. Por razones de índole práctica yeconómica, no es viable duplicar el interruptor para el componente protegido. Encambio, se utiliza una protección de fallo de interruptor.

El bloque funcional de protección de fallo de interruptor (CCRBRF) emite unaorden de disparo de respaldo a los interruptores adyacentes en caso de no abrirse elinterruptor “normal” para el componente protegido. La detección del fallo deinterrupción de la corriente a través del interruptor se logra mediante la mediciónde la corriente o como detección de la señal de disparo mantenida (incondicional).

El bloque funcional CCRBRF también puede proporcionar un redisparo. Estosignifica que se envía una segunda señal de disparo al interruptor protegido. Lafunción de redisparo se puede utilizar para aumentar las probabilidades defuncionamiento del interruptor, o para evitar el redisparo de respaldo de múltiplesinterruptores en caso de errores durante el mantenimiento y la prueba del relé.


Los parámetros para el bloque funcional de protección de fallo de interruptorCCRBRF se ajustan a través de la HMI local o el PCM600.



Se pueden realizar los siguientes ajustes para la protección de fallo de interruptor.

Operation: Off/On

IBase: Corriente de base en A primaria. Esta corriente se utiliza como referenciapara el ajuste de corriente. Puede ser adecuada para ajustar este parámetro a lacorriente nominal primaria del transformador de corriente donde se efectúa lamedición de corriente.

FunctionMode Este parámetro se puede ajustar a Current o Contact. Estodetermina el modo en que se efectúa la detección de fallo en el interruptor. En elmodo Current la medición de corriente se utiliza para la detección. En el modoContact la larga duración de la señal de posición del interruptor se utiliza comoindicador de fallo del interruptor. El modo Current&Contact significa que ambasformas de detección están activadas. Contact es un modo que se puede utilizar enaplicaciones donde la corriente de falta a través del interruptor es reducida. Estepuede ser el caso de alguna aplicación de protección del generador (por ejemplo,protección de potencia inversa) o en caso de terminales de línea con extremo dealimentación débil.

RetripMode: Este ajuste indica cómo funciona la función de redisparo. Retrip Offsignifica que la función de redisparo no está activado. CB Pos Check(comprobación de posición del interruptor) y Current significan que una corrientede fase debe ser superior al nivel de funcionamiento para permitir el redisparo. CBPos Check (comprobación de posición del interruptor) y Contact significan que elredisparo se efectúa cuando el interruptor está cerrado (se utiliza la posición delinterruptor). No CB Pos Check significa que el redisparo se efectúa sincomprobación de la posición del interruptor.

Tabla 49: Dependencias entre los parámetros RetripMode y FunctionMode

RetripMode FunctionMode DescripciónRetrip Off N/C 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 cuandola posición del interruptor indicaque el interruptor todavía estácerrado después de transcurrirel tiempo del redisparo

Current&Contact ambos métodos están utilizados

No CB Pos Check Current el redisparo se efectúa sincomprobación de la posicióndel interruptor

Contact el redisparo se efectúa sincomprobación de la posicióndel interruptor

Current&Contact ambos métodos están utilizados



BuTripMode: El modo de disparo de respaldo se efectúa para determinar un criteriode corriente suficiente para detectar un fallo de interrupción. Para elfuncionamiento de Current , 2 de 4 significa que al menos dos corrientes de lascorrientes de fase o la corriente residual deben ser elevadas para indicar el fallo delinterruptor. 1 de 3 significa que al menos una corriente de las corrientes de fasedebe ser elevada para indicar el fallo del interruptor. 1 de 4 significa que al menosuna corriente de las corrientes de fase o de la corriente residual debe ser elevadapara indicar el fallo del interruptor. En la mayoría de las aplicaciones, 1 de 3 esinsuficiente. Para el funcionamiento de Contact , significa que el disparo derespaldo se efectúa cuando el interruptor está cerrado (se utiliza la posición delinterruptor).

IP>: Nivel de corriente para la detección del fallo del interruptor, ajustado a un %de IBase. Este parámetro se debe ajustar de modo que se puedan detectar las faltascon corriente de falta reducida. Este ajuste se puede elegir de acuerdo con lafunción de protección más sensible para activar la protección de fallo delinterruptor. El ajuste típico es de 10% de IBase.

I>BlkCont: Si se utiliza una detección de fallo del interruptor basada en elcontacto, esta función se puede bloquear cuando una corriente de fase sea superiora este nivel de ajuste. Si FunctionMode está ajustado a Current&Contact , el fallodel interruptor para faltas de corriente alta se detecta de manera segura mediante lafunción de medición de corriente. Para aumentar la seguridad, se debe desactivar lafunción basada en el contacto para corrientes altas. Este ajuste se puede definirdentro del margen de 5 a 200% de IBase.

IN>: Nivel de corriente residual para la detección del fallo del interruptor, ajustadoa un % de IBase. En los sistemas de alta impedancia a tierra la corriente residual enfaltas de fase a tierra normalmente son mucho menores que las corrientes delcortocircuito. Para poder detectar el fallo del interruptor en faltas monofásicas atierra en estos sistemas, es necesario medir la corriente residual por separado.Además, en sistemas a tierra efectivos, el ajuste de protección de corriente de faltasa tierra puede ajustarse a un nivel de corriente relativamente bajo. Si el parámetroBuTripMode está ajustado a 1 de 4. El ajuste de corriente se debe elegir de acuerdocon el ajuste de la protección de faltas a tierra sensible. Este ajuste se puede definirdentro del margen de 2 a 200 % de IBase.

t1: Retardo de tiempo del redisparo. Este ajuste se puede definir dentro del margende 0 a 60 s en etapas de 0,001 s. El ajuste típico es de 0 a 5 ms.

t2: Retardo de tiempo del disparo de respaldo. La elección de este ajuste se efectúatan breve como sea posible al mismo tiempo que se evita el funcionamiento nodeseado. El ajuste típico es de 90 a 200 ms (también depende del temporizador deredisparo).

El retardo mínimo para el redisparo se puede calcular como:

_2 1³ + + +cbopen BFP reset margint t t t tEQUATION1430 V1 ES (Ecuación 71)



donde:

tcbopen es el tiempo de apertura máximo del interruptor

tBFP_reset es el tiempo máximo para que la protección de fallo del interruptor detecte una funcióncorrecta del interruptor (el restablecimiento 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 tiempocrítico dado. Este tiempo suele depender de la capacidad para mantener laestabilidad transitoria en caso de una falta cercana a 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 57: Secuencia de tiempo

t2MPh: Retardo de tiempo del disparo de respaldo de arranque multifásica. Eltiempo crítico de despeje de faltas suele ser más corto en caso de faltasmultifásicas, en comparación con faltas monofásicas a tierra . Por lo tanto, hay unaposibilidad de reducir el retardo de tiempo del disparo de respaldo para las faltasmultifásicas. El ajuste típico es de 90 a 150 ms.

t3: Retardo de tiempo adicional a t2 para un segundo disparo de respaldo TRBU2.En algunas aplicaciones, puede haber un requerimiento de tener funciones dedisparo de respaldo separadas, para activar distintos interruptores de respaldo.

tCBAlarm: Retardo de tiempo para la alarma en caso de indicación de uninterruptor defectuoso. Hay una entrada binaria CBFLT desde el interruptor. Estaseñal se activa cuando la supervisión interna del interruptor detecta que elinterruptor no puede despejar una falta. Puede ser el caso cuando la presión de gasen un interruptor SF6 es baja, entre otros. Después del tiempo ajustado, se activauna alarma, de modo que se puedan llevar a cabo acciones para reparar elinterruptor. El retardo de tiempo para el disparo de respaldo se omite cuando laseñal CBFLT está activa. El ajuste típico es de 2,0 segundos.



tPulse: Duración del impulso de disparo. Este ajuste debe ser mayor que el tiempocrítico de impulso de los interruptores para dispararse desde la protección de fallodel interruptor. El ajuste típico es de 200 ms.


Tabla 50: CCRBRF Grupo de ajustes (básicos)




FunctionMode CorrienteContactoCorrienteyContacto

- - Corriente Modo de detección para disparo derespaldo

BuTripMode 2 de 41 de 31 de 4

- - 1 de 3 Modo de disparo de respaldo

RetripMode Redisparo OffComprobaciónposición interruptorSin comprobaciónde pos. interruptor

- - Redisparo Off Modo de operación de lógica de redisparo

IP> 5 - 200 %IB 1 10 Nivel de Corriente de fase de operaciónen % de IBase

IN> 2 - 200 %IB 1 10 Nivel de Corriente residual de operaciónen % de IBase

t1 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo de redisparo

t2 0.000 - 60.000 s 0.001 0.150 Retardo de tiempo de disparo de respaldo

t2MPh 0.000 - 60.000 s 0.001 0.150 Retardo de tiempo de disparo derespaldo en arranque multi-fase

tPulse 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Duración del pulso de disparo

Tabla 51: CCRBRF Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónI>BlkCont 5 - 200 %IB 1 20 Corriente para bloqueo de operación de

contacto de interruptor en % de IBase

t3 0.000 - 60.000 s 0.001 0.030 Retardo de tiempo adicional hasta t2para un segundo disparo de respaldo

tCBAlarm 0.000 - 60.000 s 0.001 5.000 Retardo de tiempo para señal de fallo deinterruptor



3.6.9 Protección tacón STBPTOCDescripción de la función Identificación IEC

61850Identificación IEC60617


Protección tacón STBPTOC

3I>STUB

SYMBOL-T V1 ES

50STB

3.6.9.1 Aplicación

En un parque de maniobras de interruptor y medio, la protección de línea y laprotección de barra por lo general se superponen cuando un objeto conectado estáen servicio. Cuando un objeto se deja fuera de servicio, por lo general se requieremantener en funcionamiento la diagonal del parque de maniobras de interruptor ymedio. Esto se logra abriendo el seccionador hacia el objeto protegido. Sinembargo, esto desactiva la protección normal del objeto (por ejemplo, protecciónde distancia) de la parte energizada entre los interruptores y el seccionador abierto.

La función de protección tacón STBPTOC es una protección de sobreintensidad defase sencilla, alimentada desde los dos grupos de transformadores de corriente quealimentan el objeto que se deja fuera de servicio. La protección tacón se activasolamente cuando el seccionador del objeto está abierto. La función STBPTOCpermite el despeje rápido de faltas en la sección entre los TC y el seccionador abierto.



Desconectorabierto

IEC05000465 V2 ES

Figura 58: Conexión típica para STBPTOC en un sistema de interruptor ymedio.


Los parámetros para la función de protección tacón STBPTOC se ajustan a travésde la HMI local o del PCM600.

Se pueden realizar los siguientes ajustes para la protección tacón.

Operation: Off/On

IBase: Corriente de base en A primarios. Esta corriente se utiliza como referenciapara el ajuste de corriente. Puede ser adecuado ajustar este parámetro a la corrientenominal primaria del transformador de corriente donde se efectúa la medición decorriente.

ReleaseMode: Este parámetro se puede ajustar a Liberación o Continuo. Con elajuste Liberación , la función solamente se activa cuando una señal de desbloqueobinaria RELEASE activa la función. Por lo general, la señal se toma desde uncontacto auxiliar (por lo general, cerrado) del seccionador de línea y se conecta a



una entrada binaria RELEASE del IED. Con el parámetro Continuo , el bloque seactiva independientemente de la presencia de alguna señal de desbloqueo externa.

I>: Nivel de corriente para la protección tacón, ajustado a un % de IBase. Esteparámetro se debe ajustar de modo que se puedan detectar las faltas en el tacón. Porlo tanto, el ajuste se debe basar en los cálculos de falta.

t: Retardo del funcionamiento. Por lo general, la función es instantánea.


Tabla 52: STBPTOC Grupo de ajustes (básicos)




ReleaseMode LiberaciónContinuo

- - Liberación Liberación de la protección tacón

I> 1 - 2500 %IB 1 200 Nivel de Corriente de operación, en %de IBase

Tabla 53: STBPTOC Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripciónt 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo

3.6.10 Protección de discordancia de polos CCRPLD




Protección de discordancia de polos CCRPLD

PD

SYMBOL-S V1 ES

52PD


Existe el riesgo de que un interruptor tenga discordancia entre los polos durante elfuncionamiento del interruptor: apertura o cierre. Un polo puede estar abierto y losotros dos cerrados, o dos polos pueden estar abiertos y uno cerrado. Ladiscordancia entre polos de un interruptor causa corrientes asimétricas en la redeléctrica. La consecuencia de esto puede ser:



• Corrientes de secuencia negativa que suponen un esfuerzo en máquinasgiratorias.

• Corrientes de secuencia cero que pueden suponer un funcionamiento nodeseado de protecciones de falta a tierra sensibles en la red eléctrica.

Por lo tanto, resulta importante detectar las situaciones con discordancia entrepolos de los interruptores. Cuando se detecta discordancia, el interruptor se debedisparar directamente.

La protección de discordancia de polos CCRPLD detecta las situaciones conposiciones discordantes de los polos del interruptor protegido. La protección tienedos opciones diferentes para efectuar esta detección:

• Conectar los contactos auxiliares en el interruptor a fin de crear una lógica yenviar una señal a la protección, por la que se indica que en los polos haydiscordancia. Esta lógica también se puede efectuar dentro de la protecciónmisma, al usar señales de abierto y cerrado para cada polo del interruptorconectado a la protección.

• Se mide cada corriente de fase a través del interruptor. Si la diferencia entre lascorrientes de fase es mayor que CurrUnsymLevel , esto indica discordancia depolos, y la protección se pone en funcionamiento.


Los parámetros para la protección de discordancia de polos CCRPLD se ajustan através de la HMI local o del PCM600.

Se pueden establecer los siguientes ajustes para la protección de discordancia depolos.

Operation: Off o On

IBase: Corriente de base en A primarios. Esta corriente se utiliza como referenciapara el ajuste de corriente. Puede ser adecuado ajustar este parámetro a la corrientenominal primaria del objeto protegido sobre el cual se efectúa la medición decorriente.

tTrip: Retardo del funcionamiento.

ContSel: Funcionamiento de la protección de discordancia de polos. Se puedeajustar a: Off/Señal DP desde interruptor/Cont. aux. pos. polo. Si se elige Señal DPdesde interruptor la lógica para detectar la discordancia de polos se lleva a cabo allado de los contactos auxiliares del interruptor y solo una señal se conecta a lafunción de discordancia de polos. Si se elige la opción Cont. aux. pos. polo cadaseñal de apertura o cierre se conecta al IED y la lógica para detectar la discordanciade polos se efectúa dentro de la función misma.

CurrSel: Funcionamiento de la protección de discordancia de polos basada encorrientes. Se puede ajustar a: Off/Monitorización de la operación del interruptor/



Monitor. continua. En la opción Monitorización de la operación del interruptor lafunción se activa solo en conexión directa a una orden de apertura o cierre delinterruptor (durante 200 ms). En la opción Monitor. continua la función se activade manera continua.

CurrUnsymLevel: Magnitud asimétrica de la corriente de fase más baja comparadacon la más alta, ajustada a un % de la corriente de fase más alta. La diferencianatural entre las corrientes de fase en instalaciones de interruptor y medio se debetener en cuenta. Para interruptores en parques de maniobras configuradas coninterruptor y medio puede haber corrientes naturales desequilibradas a través delinterruptor. Esto se debe a la existencia de trayectos de corriente de bajaimpedancia en el parque de maniobras. Este fenómeno se debe tener en cuenta a lahora de ajustar el parámetro.

CurrRelLevel: Magnitud de corriente para el desbloqueo de la función en un % deIBase.


Tabla 54: CCRPLD Grupo de ajustes (básicos)



IBase 1 - 99999 - 1 3000 Corriente base

tTrip 0.000 - 60.000 s 0.001 0.300 Retardo de tiempo entre la condición dedisparo y la señal de disparo

ContSel OffSeñal DP desdeinterruptorCont. aux. pos. polo

- - Off Selección de función del contacto

CurrSel OffMonitorización dela operación delinterruptorMonitor. continua

- - Off Selección de función de corriente

CurrUnsymLevel 0 - 100 % 1 80 Magnitud asimétrica de corriente de fasemás baja comparada con la más alta.

CurrRelLevel 0 - 100 %IB 1 10 Magnitud de corriente para liberación dela función en % de IBase

3.6.11 Protección de mínima potencia direccional GUPPDUP




Protección de mínima potenciadireccional

GUPPDUPP><

SYMBOL-LL V1 ES

37




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 disminuirtanto que no cubre las pérdidas por cojinetes y por ventilación. Entonces, elgenerador sincrónico se convierte en un motor sincrónico y comienza a tomarpotencia eléctrica del resto de la red eléctrica. Este estado de funcionamiento, en elcual las máquinas sincrónicas individuales funcionan como motores, no implicaningún riesgo para la máquina en sí misma. Si el generador en consideración esmuy grande y consume mucha energía eléctrica, puede ser preferible desconectarlopara facilitar la tarea del resto de la red.

Con frecuencia, la condición de motorización puede significar que la turbina estáen un estado muy peligroso. La tarea de la protección de potencia inversa esproteger la turbina y no el generador en sí.

Las turbinas de vapor se recalientan con facilidad si el flujo de vapor desciendemucho o si el vapor deja de fluir por la turbina. Por lo tanto, los turbogeneradoresdeben tener protección de potencia inversa. Existen varias contingencias quepueden causar potencia inversa: rotura de una tubería de vapor principal, daño enuna o más paletas de la turbina de vapor o cierre inadvertido de las válvulas deretención principales. En el último caso, es muy recomendable tener protección depotencia inversa. Puede evitar daños en una central que no presentaba ningún tipode problema.

Durante el cierre de rutina de muchas unidades de potencia térmica, la protecciónde potencia inversa da el impulso de disparo al interruptor del generador (elinterruptor de la unidad). Así, uno evita la desconexión de la unidad antes de que lapotencia mecánica llegue a cero. La desconexión prematura causaría elaceleramiento del generador de la turbina en todos los cierres de rutina. Estocausaría un exceso de velocidad 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 laspérdidas aerodinámicas. En cambio, el calor aumenta la temperatura en la turbinade vapor y, especialmente, en las paletas. Cuando una turbina de vapor gira sinsuministro de vapor, el consumo de energía eléctrica es de alrededor del 2% de lapotencia 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 debaja presión, con paletas largas y gruesas. Las condiciones varían según cadaturbina y es necesario preguntarle al fabricante de la turbina en cada caso.

La potencia de los equipos auxiliares de la central puede provenir de untransformador de estación conectado al lado primario del transformador elevador.



También puede provenir de un transformador de arranque conectado a la redexterna. Se debe diseñar la protección de potencia inversa para que pueda detectarla potencia inversa independientemente del flujo de potencia a los equiposauxiliares de la central.

Las turbinas hidráulicas toleran la potencia inversa mucho más que las de vapor.Solo las turbinas Kaplan y las bulbo pueden sufrir por la potencia inversa. Existe elriesgo de 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 al aire libreestá bajo cero. Las ramas y las hojas también pueden bloquear las puertas dedesechos. Un bloqueo total de la entrada puede causar la formación de cavidades.El riesgo de daños en las turbinas hidráulicas puede justificar la protección depotencia inversa en plantas descuidadas.

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% dela potencia nominal. Si solo hay aire en la turbina hidráulica, la demanda deenergía cae al 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 yapuesto en marcha podría necesitar no más del 5%. Es necesario obtenerinformación del fabricante del motor y medir la potencia inversa durante la puestaen servicio.

Las turbinas de gas generalmente no requieren protección de potencia inversa.

La figura 59 muestra la protección de potencia inversa con protección de mínimapotencia y máxima potencia. La protección de mínima potencia proporciona unmargen mayor y debería brindar más confiabilidad. Por otro lado, el riesgo de unfuncionamiento no deseado inmediatamente después de la sincronización puede sermás alto. Uno debe ajustar la protección de mínima potencia para que dispare si lapotencia activa del generador es inferior al 2% aproximadamente. Uno debe ajustarla protección de máxima potencia para que dispare si el flujo de potencia de la redal generador es mayor al 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=2=es=Original.vsdIEC09000019 V2 ES

Figura 59: Protección de potencia inversa con protección de mínima potenciay máxima potencia


Operation: Con el parámetro Operation la función se puede ajustar a On/Off.

IBase: El parámetro IBase se ajusta a la corriente nominal del generador en A,observe la ecuación 72.

3N

N

SIBase

U=

×


UBase: El parámetro UBase se ajusta a la tensión nominal del generador (fase afase) en kV.

Mode: La tensión y la corriente utilizadas para la medición de la potencia. Lasposibilidades de ajuste se observan en la tabla 55.

Tabla 55: Cálculo de potencia compleja

Valor ajustado 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= × -





Valor ajustado Mode Fórmula utilizada para calcular la potencia complejaL2L3 * *

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 tiene dos etapas con los mismos parámetros de ajuste.

OpMode1(2) se ajusta para definir la función de la etapa. Los ajustes posibles son:

On: se activa la etapa. Off: se desactiva la etapa.

La función proporciona un disparo si el componente de potencia en la direccióndefinida por el ajuste Angle1(2) es inferior al valor de potencia de activaciónajustado Power1(2)



IEC06000441 V1 ES

Figura 60: Modo de mínima potencia

El parámetro Power1(2) proporciona el valor de activación del componente depotencia en la dirección Angle1(2) . El ajuste está expresado en p.u. de la potencianominal del generador, consulte la ecuación 82.

El ajuste mínimo recomendado es de 0,2% de SN.

3NS UBase IBase= × ×


El parámetro 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 se debeutilizar para la protección de potencia activa baja hacia delante del generador.



IEC06000556 V1 ES

Figura 61: Para la potencia baja hacia delante, el ángulo ajustado debe serde 0º en la función de mínima potencia.

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 83.



La potencia de desactivación es Power1(2) + Hysteresis1(2).

Existe la posibilidad de tener filtro de paso bajo de la potencia medida, como seobserva en la fórmula:

( )1Old CalculatedS k S k S= × + - ×


Donde

S es un nuevo valor medido que se debe utilizar en la función de protección,

Sold es el valor medido dado 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 k=0.92 en aplicaciones de generadores, ya que el retardo dedisparo generalmente es bastante prolongado.

Los factores de calibración para los errores de medición de corriente y tensiónestán ajustados 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 ángulode corriente y tensión.

Se proporcionan los valores para los puntos de funcionamiento 5, 30 y 100% de lacorriente/tensión nominal. Los valores deben estar disponibles en los protocolos deprueba de los transformadores de medida.


Tabla 56: GUPPDUP Grupo de ajustes (básicos)



OpMode1 OffPotenciaBaja

- - PotenciaBaja Modo de operación 1

Power1 0.0 - 500.0 %SB 0.1 1.0 Ajuste de potencia para etapa 1 en % deSbase

Angle1 -180.0 - 180.0 Grad 0.1 0.0 Ángulo para etapa 1

TripDelay1 0.010 - 6000.000 s 0.001 1.000 Retardo de disparo para etapa 1

DropDelay1 0.010 - 6000.000 s 0.001 0.060 Retardo de caída para etapa 1

OpMode2 OffPotenciaBaja

- - PotenciaBaja Modo de operación 2





Tabla 57: GUPPDUP Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripciónk 0.00 - 0.99 - 0.01 0.00 Coeficiente de filtro de paso bajo para

medición de potencia, P y Q

Hysteresis1 0.2 - 5.0 pu 0.1 0.5 Histéresis absoluta de etapa 1

Hysteresis2 0.2 - 5.0 pu 0.1 0.5 Histéresis absoluta de etapa 2




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIAmpComp5 -10.000 - 10.000 % 0.001 0.000 Factor de amplitud para calibrar la

corriente al 5% de Ir

IAmpComp30 -10.000 - 10.000 % 0.001 0.000 Factor de amplitud para calibrar lacorriente al 30% de Ir


UAmpComp5 -10.000 - 10.000 % 0.001 0.000 Factor de amplitud para calibrar latensión al 5% de Ur



IAngComp5 -10.000 - 10.000 Grad 0.001 0.000 Calibración de ángulo para corriente al5% de Ir



Tabla 58: GUPPDUP Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIBase 1 - 99999 A 1 3000 Referencia de corriente (corriente

primaria A)

UBase 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Referencia de tensión (tensión primariakV)

Mode L1, L2, L3AronSec. pos.L1L2L2L3L3L1L1L2L3

- - Sec. pos. Selección de la corriente y tensiónmedidas

3.6.12 Protección de máxima potencia direccional GOPPDOP

Descripción del bloque funcional Identificación IEC61850



Protección de máxima potenciadireccional

GOPPDOPP><

DOCUMENT172362-IMG158942V1 ES

32




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 disminuirtanto que no cubre las pérdidas por cojinetes y por ventilación. Entonces, elgenerador sincrónico se convierte en un motor sincrónico y comienza a tomarpotencia eléctrica del resto de la red eléctrica. Este estado de funcionamiento, en elcual las máquinas sincrónicas individuales funcionan como motores, no implicaningún riesgo para la máquina en sí misma. Si el generador en consideración esmuy grande y consume mucha energía eléctrica, puede ser preferible desconectarlopara facilitar la tarea del resto de la red.

Con frecuencia, la condición de motorización puede significar que la turbina estáen un estado muy peligroso. La tarea de la protección de potencia inversa esproteger la turbina y no el generador en sí.

Las turbinas de vapor se recalientan con facilidad si el flujo de vapor desciendemucho o si el vapor deja de fluir por la turbina. Por lo tanto, los turbogeneradoresdeben tener protección de potencia inversa. Existen varias contingencias quepueden causar potencia inversa: rotura de una tubería de vapor principal, daño enuna o más paletas de la turbina de vapor o cierre inadvertido de las válvulas deretención principales. En el último caso, es muy recomendable tener protección depotencia inversa. Puede evitar daños en una central que no presentaba ningún tipode problema.

Durante el cierre de rutina de muchas unidades de potencia térmica, la protecciónde potencia inversa da el impulso de disparo al interruptor del generador (elinterruptor de la unidad). Así, uno evita la desconexión de la unidad antes de que lapotencia mecánica llegue a cero. La desconexión prematura causaría elaceleramiento del generador de turbina en todos los cierres de rutina. Esto causaríaun exceso de velocidad 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 laspérdidas aerodinámicas. En cambio, el calor aumenta la temperatura en la turbinade vapor y, especialmente, en las paletas. Cuando una turbina de vapor gira sinsuministro de vapor, el consumo de energía eléctrica es de alrededor del 2% de lapotencia 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 debaja presión, con paletas largas y gruesas. Las condiciones varían según cadaturbina y es necesario preguntarle al fabricante de la turbina en cada caso.

La potencia de los equipos auxiliares de la central puede provenir de untransformador de estación conectado al lado primario del transformador elevador.



También puede provenir de un transformador de arranque conectado a la redexterna. Se debe diseñar la protección de potencia inversa para que pueda detectarla potencia inversa independientemente del flujo de potencia a los equiposauxiliares de la central.

Las turbinas hidrálicas toleran la potencia inversa mucho más que las de vapor.Solo las turbinas Kaplan y las bulbo pueden sufrir por la potencia inversa. Existe elriesgo de 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. Unbloqueo total de la entrada puede causar la formación de cavidades. El riesgo dedaños en las turbinas hidráulicas puede justificar la protección de potencia inversaen plantas descuidadas.

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% dela potencia nominal. Si solo hay aire en la turbina hidráulica, la demanda deenergía cae al 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 yapuesto en marcha podría necesitar no más del 5%. Es necesario obtenerinformación del fabricante del motor y medir la potencia inversa durante la puestaen servicio.

Las turbinas de gas generalmente no requieren protección de potencia inversa.

La figura 62 muestra la protección de potencia inversa con IED de mínimapotencia y de máxima potencia. El IED de mínima potencia proporciona un margenmayor y debería brindar más confiabilidad. Por otro lado, el riesgo de unfuncionamiento no deseado inmediatamente después de la sincronización puede sermás alto. Uno debe ajustar el IED de mínima potencia para que dispare si lapotencia activa del generador es inferior al 2% aproximadamente. Uno debe ajustarel IED de máxima potencia para que dispare si el flujo de potencia de la red algenerador es mayor al 1%.



IED de mínima potencia IED de máxima potencia

Q Q

P P


Margen Margen





Figura 62: Protección de potencia inversa con IED de mínima potencia y demáxima potencia


Operation: Con el parámetro Operation la función se puede ajustar a On/Off.

IBase: El parámetro IBase se ajusta a la corriente nominal del generador en A,observe la ecuación 85.

3N

N

SIBase

U=

×


UBase: El parámetro UBase se ajusta a la tensión nominal del generador (fase afase) en kV.

Mode: La tensión y la corriente utilizadas para la medición de la potencia. Lasposibilidades de ajuste se observan en la tabla 59.

Tabla 59: Cálculo de potencia compleja

Valor ajustado 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= × -





Valor ajustado Mode Fórmula utilizada para calcular la potencia complejaL2L3 * *

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 tiene dos etapas con los mismos parámetros de ajuste.

OpMode1(2) se ajusta para definir la función de la etapa. Los ajustes posibles son:

On: se activa la etapa. Off: se desactiva la etapa.

La función proporciona un disparo si el componente de potencia en la direccióndefinida por el ajuste Angle1(2) es superior al valor de potencia de activaciónajustado Power1(2)



IEC06000440 V1 ES

Figura 63: Modo de máxima potencia

El parámetro Power1(2) proporciona el valor de activación del componente depotencia en la dirección Angle1(2) . El ajuste está expresado en p.u. de la potencianominal del generador, consulte la ecuación 95.

El ajuste mínimo recomendado es de 0,2% de SN.



El parámetro 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 180º se debeutilizar para la protección de potencia inversa del generador.



Funcionamiento

Angle 1(2 ) = 180 o

Power1(2)

P

Q


Figura 64: Para la potencia inversa, el ángulo ajustado debe ser de 180º en elbloque funcional de máxima potencia.

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 96.



La potencia de desactivación es Power1(2) - Hysteresis1(2).

Existe la posibilidad de tener filtro de paso bajo de la potencia medida, como seobserva en la fórmula:



( )1Old CalculatedS k S k S= × + - ×


Donde

S es un nuevo valor medido que se debe utilizar en la función de protección,

Sold es el valor medido dado 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 k=0.92 en aplicaciones de generadores, ya que el retardo dedisparo generalmente es bastante prolongado.

Los factores de calibración para los errores de medición de corriente y tensiónestán ajustados 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 ángulode corriente y tensión.

Se proporcionan los valores para los puntos de funcionamiento 5, 30 y 100% de lacorriente/tensión nominal. Los valores deben estar disponibles en los protocolos deprueba de los transformadores de medida.


Tabla 60: GOPPDOP Grupo de ajustes (básicos)



OpMode1 OffSobrePotencia

- - SobrePotencia Modo de operación 1





OpMode2 OffSobrePotencia

- - SobrePotencia Modo de operación 2





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónAngle2 -180.0 - 180.0 Grad 0.1 0.0 Ángulo para etapa 2



Tabla 61: GOPPDOP Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripciónk 0.00 - 0.99 - 0.01 0.00 Coeficiente de filtro de paso bajo para

medición de potencia, P y Q

Hysteresis1 0.2 - 5.0 pu 0.1 0.5 Histéresis absoluta de etapa 1 en % deSbase

Hysteresis2 0.2 - 5.0 pu 0.1 0.5 Histéresis absoluta de etapa 2 en % deSbase










Tabla 62: GOPPDOP Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIBase 1 - 99999 A 1 3000 Referencia de corriente (corriente

primaria A)

UBase 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Referencia de tensión (tensión primariakV)


- - Sec. pos. Selección de la corriente y tensiónmedidas



3.6.13 Bloque funcional de comprobación de conductor rotoBRCPTOC




Comprobación de conductor roto BRCPTOC - 46


Las funciones de protección convencionales no pueden detectar la condición delconductor roto. El bloque funcional de comprobación de conductor roto(BRCPTOC), que consta de una comprobación continua de asimetría de lacorriente de la línea donde está conectado el IED, da una alarma al detectarconductores rotos.

3.6.13.2 Directrices para ajuste

El bloque funcional de comprobación de conductor roto BRCPTOC se debe ajustarpara detectar fases abiertas (faltas de serie) con diferentes cargas en la línea. Elbloque funcional BRCPTOC se debe ajustar al mismo tiempo de modo que nofuncione para la máxima asimetría que puede haber debido a, por ejemplo, líneaseléctricas no transpuestas.

Todos los ajustes están definidos en valores primarios o porcentaje.

Ajuste IBase a corriente nominal de línea o corriente nominal del TC.

Ajuste el nivel de funcionamiento mínimo por fase IP> normalmente a 10-20% dela corriente nominal.

Ajuste la corriente asimétrica, que es la relación entre la diferencia de las corrientesde fase mínima y máxima a la corriente de fase máxima al típico Iub> = 50%.

Tenga en cuenta que se debe ajustarlo para evitar problemas con laasimetría en condiciones mínimas de funcionamiento.

Ajuste el retardo de tiempo tOper = 5-60 segundos y el retardo de tiempo tReset =0,010-60,000 segundos.




Tabla 63: BRCPTOC Grupo de ajustes (básicos)



IBase 0 - 99999 A 1 3000 IBase

Iub> 50 - 90 %IM 1 50 Valor de operación de corriente dedesequilibrio en porcentaje de lacorriente máxima

IP> 5 - 100 %IB 1 20 Corriente mínima de fase para operaciónde Iub> en % de Ibase

tOper 0.000 - 60.000 s 0.001 5.000 Retardo de tiempo de operación

Tabla 64: BRCPTOC Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntReset 0.010 - 60.000 s 0.001 0.100 Retardo de tiempo en reposición

3.7 Protección de tensión

3.7.1 Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV




Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV

3U<

SYMBOL-R V1 ES

27

3.7.1.1 Aplicación

La función de protección de subtensión de dos etapas (UV2PTUV) se puede aplicaren todas las situaciones donde sea necesaria la detección fiable de bajas tensionesde fase. También se utiliza como función de supervisión y detección de faltas paraotras funciones de protección, para aumentar la seguridad de un sistema deprotección completo.

UV2PTUV se aplica a equipos en la red eléctrica, como generadores,transformadores, motores y líneas de potencia, a fin de detectar condiciones desubtensión. Las condiciones de subtensión son causadas por el funcionamientoanormal o faltas en la red eléctrica. UV2PTUV se utiliza junto con protecciones desobreintensidad, ya sea como restricción o en "puertas AND" lógicas de las señales



de disparo emitidas por las dos funciones. Otras aplicaciones son la detección de lacondición "sin tensión", por ejemplo, antes de la energización de una línea de altatensión o para el disparo automático del interruptor en el caso de un corte deenergía. UV2PTUV también se utiliza para iniciar medidas de corrección de latensión, como la inserción de bancos de condensadores shunt para compensar unacarga reactiva y, así, aumentar la tensión. La función tiene una alta precisión demedición e histéresis de ajuste para permitir aplicaciones como control de la cargareactiva.

UV2PTUV se utiliza para desconectar de la red aparatos como motores eléctricosque se dañan cuando están sujetos al funcionamiento en condiciones de bajatensión. UV2PTUV maneja condiciones de baja tensión en la frecuencia de la redeléctrica, que pueden estar causadas por los siguientes motivos:

1. Avería de un regulador de tensión o ajustes erróneos en el control manual(caída simétrica de la tensión).

2. Sobrecarga (caída simétrica de la tensión).3. Cortocircuitos, a menudo como faltas fase a tierra (caída simétrica de la tensión).

UV2PTUV impide que los equipos sensibles funcionen en condiciones que podríancausarles sobrecalentamiento y, así, acortar su vida útil. En muchos casos, es unafunción útil en circuitos para procesos de automatización locales o remotos en lared eléctrica.


Los parámetros de la protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV se ajustana través de la HMI local o del PCM600.

Se deben tener en cuenta todas las condiciones de tensión de la red dondeUV2PTUV está instalada. 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 realizan comoporcentaje de los parámetros de tensión base UBase y corriente base IBase que, porlo general, se ajustan al nivel de tensión nominal primaria (fase a fase) de la redeléctrica o el equipo de alta tensión en consideración.

El ajuste de UV2PTUV por lo general no es crítico, ya que debe haber suficientetiempo disponible para que la protección principal despeje cortocircuitos y faltas atierra .

En las siguientes secciones, se describen algunas aplicaciones y directrices deajuste relacionadas para el nivel de tensión.

Protección de equipos, como motores y generadoresEl ajuste debe ser inferior a la tensión "normal" más baja y superior a la tensiónmás baja aceptable del equipo.



Detección de equipo desconectadoEl ajuste debe ser inferior a la tensión "normal" más baja y superior a la tensiónmás alta, causada por el acoplamiento inductivo o capacitivo, cuando el equipo estádesconectado.

Calidad de la alimentaciónEl ajuste debe ser inferior a la tensión "normal" más baja y superior a la tensiónmás baja aceptable, por cuestiones de regulación, recomendaciones y otrasdisposiciones.

Mitigación de la inestabilidad de la tensiónEste ajuste depende en gran medida de las características de la red eléctrica, y sedeben llevar a cabo estudios completos para encontrar los niveles adecuados.

Protección de respaldo para faltas en la red eléctricaEl ajuste debe ser inferior a la tensión "normal" más baja y superior a la tensiónmás alta durante las condiciones de falta en consideración.

Ajustes para la protección de subtensión de dos etapasSe pueden realizar los siguientes ajustes para la protección de subtensión de dosetapas UV2PTUV:

ConnType: Establece si la medición es el valor fundamental fase a tierra , el valorfundamental fase a fase, el valor real RMS fase a tierra o el valor RMS fase a fase.

Operation: Off o On.

UBase: Tensión base de fase a fase en kV primarios. Esta tensión se utiliza comoreferencia para los ajustes de tensión. UV2PTUV mide selectivamente lastensiones de fase a tierra o la tensión de fase a fase seleccionada mediante el ajusteConnType. La función funciona si la tensión disminuye por debajo del porcentajeajustado de UBase. Cuando ConnType se ajusta a PhN DFT o PhN RMS , el IEDautomáticamente divide el valor ajustado de UBase por √3. Cuando ConnType seajusta a PhPh DFT o PhPh RMS , se utiliza el valor ajustado de UBase . Por lotanto, siempre ajuste UBase como la tensión nominal primaria de fase a fase delobjeto protegido.

(%) ( )3

U UBase kV< ×


y el funcionamiento para la tensión fase a fase si:

U (%) UBase(kV)< ×EQUATION1990 V1 ES (Ecuación 99)

Los parámetros de ajuste descritos a continuación son idénticos para las dos etapas(n = 1 o 2). Por lo tanto, se describen una sola vez.



Characteristicn: Este parámetro proporciona el tipo de retardo que se utilizará. Elajuste puede ser Tiempo definido, Curva inversa A, Curva inversa B, Curvainv.progres.. La elección depende en gran medida de la aplicación de protección.

OpModen: Este parámetro describe cuántas de las tres tensiones medidas deberíanser inferiores al nivel ajustado para proporcionar funcionamiento para la etapa n. Elajuste puede ser 1 de 3, 2 de 3 o 3 de 3. En la mayoría de las aplicaciones, essuficiente que una tensión de fase sea baja para proporcionar funcionamiento. SiUV2PTUV es insensible a faltas monofásicas a tierra , entonces se puede elegir 2de 3 .

Un<: Ajusta el valor de funcionamiento de subtensión para la etapa n, expresadoen % del parámetro UBase. El ajuste depende en gran medida de la aplicación deprotección. Es fundamental tener en cuenta la tensión mínima en situaciones sinfaltas. Por lo general, esta tensión es superior al 90% de la tensión nominal.

tn: Retardo de la etapa n, expresado en s. El ajuste depende en gran medida de laaplicación de protección. En muchas aplicaciones, la función de protección nodispara directamente en el caso de cortocircuitos o faltas a tierra en la red. Elretardo se debe coordinar con las protecciones de cortocircuito.

tResetn: Tiempo de reposición para la etapa n si se utiliza retardo definido,expresado en s. El valor predeterminado es 25 ms.

tnMin: Tiempo mínimo de funcionamiento para la característica de tiempo inversode la etapa n, expresado en s. Para tensiones muy bajas, la función de subtensión,mediante la característica de tiempo inverso, proporciona un tiempo defuncionamiento muy corto. Esto podría causar un disparo no selectivo. Al ajustart1Min a un tiempo más prolongado que el tiempo de funcionamiento para otrasprotecciones, se puede evitar ese disparo no selectivo.

ResetTypeCrvn: Este parámetro para la característica de tiempo inverso se puedeajustar: Instantáneo, Temporizador congelado, Decrecimiento lineal. El valorpredeterminado es Instantáneo.

tIResetn: Tiempo de reposición para la etapa n si se utiliza retardo inverso,expresado en s. El valor predeterminado es 25 ms.

kn: Multiplicador de tiempo para la característica de tiempo inverso. Esteparámetro se utiliza para la coordinación entre diferentes protecciones desubtensión con retardo de tiempo inverso.

ACrvn, BCrvn, CCrvn, DCrvn, PCrvn: Parámetros para crear la característicaprogramable de tiempo inverso de subtensión. Para una descripción, consulte elManual de referencias técnicas.

CrvSatn: Cuando el denominador en la expresión de la curva programable es iguala cero, el retardo es infinito. Se produce una discontinuidad no deseada. Por lotanto, el parámetro de ajuste CrvSatn se ajusta para compensar este fenómeno. Enel intervalo de tensión U> hasta U> · (1.0 - CrvSatn/100), la tensión utilizada



es:U> · (1.0 - CrvSatn/100). Si se utiliza la curva programable, este parámetro sedebe calcular de modo que:

0100

CrvSatnB C× - >


IntBlkSeln: Este parámetro se puede ajustar a: Off, Bloqueo disparo, Bloqueo total.En el caso de baja tensión, se puede bloquear la función de subtensión. Estafunción se puede utilizar para prevenir el funcionamiento cuando se desconecta elobjeto protegido. Si el parámetro se ajusta a Bloqueo disparo o Bloqueo total , seevita ese disparo no deseado.

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: Retardo de la etapa de subtensión n cuando el nivel de tensión es inferiora IntBlkStValn, expresado en s. Es importante que este retardo sea más corto que elretardo de tiempo de funcionamiento de la etapa de protección de subtensión.

HystAbsn: Histéresis absoluta expresada en % de UBase. El ajuste de esteparámetro depende en gran medida de la aplicación. Si se utiliza la función comocontrol de la conmutación automática de los dispositivos reactivos decompensación, la histéresis debe ajustarse por debajo del cambio de tensióndespués de desconectar el dispositivo de compensación.

HystAbsIntBlkn: Histéresis absoluta de la función de bloqueo interno, expresada en% de UBase


Tabla 65: UV2PTUV Grupo de ajustes (básicos)




OperationStep1 OffOn

- - On Habilitar ejecución etapa 1

Characterist1 Tiempo definidoCurva inversa ACurva inversa BCurva inv.progres.

- - Tiempo definido Selección del tipo de curva de retardo detiempo etapa 1

OpMode1 1 de 32 de 33 de 3

- - 1 de 3 Número de fases requeridas paraoperación (1 de 3, 2 de 3, 3 de 3) paraetapa 1

U1< 1 - 100 %UB 1 70 Ajuste de tensión/valor de arranque (DT& IDMT) en % de UBase, etapa 1





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripciónt1Min 0.000 - 60.000 s 0.001 5.000 Tiempo mínimo de operación para

curvas inversas etapa 1


IntBlkSel1 OffBloqueo disparoBloqueo total

- - Off Modo de bloqueo interno (nivel bajo),etapa 1

IntBlkStVal1 1 - 100 %UB 1 20 Ajuste de tensión para bloqueo internoen % de UBase, etapa 1

tBlkUV1 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo para bloqueo (nivelbajo), etapa 1

HystAbs1 0.0 - 100.0 %UB 0.1 0.5 Histéresis total en % de UBase, etapa 1



Characterist2 Tiempo definidoCurva inversa ACurva inversa BCurva inv.progres.




U2< 1 - 100 %UB 1 50 Ajuste de tensión/valor de arranque (DT& IDMT) en % de UBase, etapa 2




IntBlkSel2 OffBloqueo disparoBloqueo total

- - Off Modo de bloqueo interno (nivel bajo),etapa 2

IntBlkStVal2 1 - 100 %UB 1 20 Ajuste de tensión para bloqueo internoen % de UBase, etapa 2

tBlkUV2 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo para bloqueo (nivelbajo), etapa 2


Tabla 66: UV2PTUV Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntReset1 0.000 - 60.000 s 0.001 0.025 Retardo de tiempo de reposición

empleado para curva IEC TiempoDefinido etapa 1

ResetTypeCrv1 InstantáneoTemporizadorcongeladoDecrecimientolineal


tIReset1 0.000 - 60.000 s 0.001 0.025 Retardo de tiempo para reposición deIDMT (s), etapa 1




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónACrv1 0.005 - 200.000 - 0.001 1.000 Parámetro A para curva programable

por usuario etapa 1

BCrv1 0.50 - 100.00 - 0.01 1.00 Parámetro B para curva programablepor usuario etapa 1

CCrv1 0.0 - 1.0 - 0.1 0.0 Parámetro C para curva programablepor usuario etapa 1

DCrv1 0.000 - 60.000 - 0.001 0.000 Parámetro D para curva programablepor usuario etapa 1

PCrv1 0.000 - 3.000 - 0.001 1.000 Parámetro P para curva programablepor usuario etapa 1

CrvSat1 0 - 100 % 1 0 Parámetro de ajuste fino para programarcurva IDMT de subtensión, etapa 1





ACrv2 0.005 - 200.000 - 0.001 1.000 Parámetro A para curva programablepor usuario etapa 2





CrvSat2 0 - 100 % 1 0 Parámetro de ajuste fino para programarcurva IDMT de subtensión, etapa 2

Tabla 67: UV2PTUV Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónConnType FN DFT

FF RMSFN RMSFF DFT

- - FN DFT Selector de grupo para tipo de conexión

3.7.2 Protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV






Protección de sobretensión de dosetapas

OV2PTOV

3U>

SYMBOL-C V1 ES

59

3.7.2.1 Aplicación

La protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV se aplica en todas lassituaciones donde se necesita la detección fiable de sobretensión. El OV2PTOV seutiliza para la supervisión y la detección de condiciones anormales y, combinadocon otras funciones de protección, aumenta la seguridad de un sistema deprotección completo.

Las condiciones de sobretensión son causadas por situaciones anormales en la redeléctrica. El OV2PTOV se aplica a equipos en la red eléctrica, como generadores,transformadores, motores y líneas de potencia, a fin de detectar condiciones desobretensión. El OV2PTOV se utiliza en combinación con señales de subintensidada fin de identificar una línea de transmisión, abierta en el extremo remoto. Además,el OV2PTOV también se utiliza para iniciar las medidas de corrección de latensión, como la inserción de reactancias shunt, para compensar una carga baja y,así, disminuir la tensión. La función tiene una alta precisión de medición ehistéresis de ajuste para permitir aplicaciones como control de la carga reactiva.

El OV2PTOV se utiliza para desconectar de la red aparatos como motoreseléctricos que se pueden dañar al estar sujetos al servicio en condiciones desobretensión. Maneja las condiciones de sobretensión a la frecuencia de la redeléctrica, que pueden ser causadas por:

1. Diferentes tipos de faltas, donde una tensión muy alta aparece en una cierta redeléctrica, como una conexión metálica a un nivel de tensión más alto(conductor roto que cae a una línea aérea que cruza, una falta de arco voltaicodel transformador desde el devanado de alta tensión al devanado de bajatensión, etc.).

2. Avería de un regulador de tensión o ajustes erróneos en el control manual(disminución simétrica de tensión).

3. Carga baja en comparación con la generación de potencia reactiva(disminución de tensión reactiva).

4. Faltas a tierra en sistemas de alta impedancia conectados a tierra causan,además de la sobretensión en el neutro, altas tensiones en las dos fases nodefectuosas (aumento de tensión asimétrica).

El OV2PTOV evita que los equipos sensibles funcionen en condiciones quepueden causar un sobrecalentamiento o un esfuerzo del material del aislamiento y,así, acortar su vida útil. En muchos casos, es una función útil en circuitos paraprocesos de automatización locales o remotos en la red eléctrica.




Los parámetros para la protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV seajustan a través de la HMI local o del PCM600.

Se deben considerar todas las condiciones de tensión de la red donde OV2PTOVestá instalada. Lo mismo se aplica al equipo asociado, la tensión y la característicade tiempo.

Existe una amplia área de aplicación donde se utilizan las funciones desobretensión generales. Todos los ajustes relacionados con la tensión se efectúancomo un porcentaje de la tensión base primaria ajustable, la cual por lo general seajusta al nivel de tensión nominal (fase a fase) de la red eléctrica o el equipo de altatensión en consideración.

El retardo para el OV2PTOV a veces puede ser crítico y relacionarse al alcance dela sobretensión - una red eléctrica o un componente de alta tensión puede soportarsobretensiones pequeñas durante algún tiempo, pero en caso de grandessobretensiones el equipo en cuestión se debe desconectar de manera rápida.

A continuación se describen algunas aplicaciones y directrices de ajusterelacionadas para el nivel de tensión:

Protección de equipos como motores, generadores, reactores ytransformadoresLa sobretensión causa una sobreexcitación del núcleo y deteriorar el aislamientodel devanado. El ajuste debe estar bien por encima de la tensión “normal” más altay bien por debajo de la tensión más alta aceptable para el equipo.

Protección de equipos, condensadoresLa sobretensión deteriora el dieléctrico y el aislamiento. El ajuste debe estar bienpor encima de la tensión “normal” más alta y bien por debajo de la tensiónaceptable más alta para el condensador.

Calidad de alimentaciónEl ajuste debe estar bien por encima de la tensión “normal” más alta y bien pordebajo de la tensión aceptable más alta, debido a la reglamentación, la prácticaadecuada u otros acuerdos.

Sistemas a tierra de neutro impedanteEn los sistemas de neutro impedante a tierra, las faltas a tierra causan un aumentode la tensión en las fases no defectuosas. La protección de sobretensión de dosetapas (OV2PTOV) se utiliza para detectar tales faltas. El ajuste debe estar porencima de la tensión “normal” más alta y por debajo de la tensión más baja durantefaltas. Una falta a tierra monofásica metálica causa que las tensiones de fase sinfalta aumenten un factor de √3.



Se pueden realizar los siguientes ajustes para la protección desobretensión de dos etapasConnType: Establece si la medición debe ser el valor fundamental de fase a tierra elvalor fundamental de fase a fase, el valor RMS de fase a tierra o el valor RMS defase a fase.

Operation: Off/On.

UBase: Tensión base de fase a fase en kV primarios. Esta tensión se utiliza comoreferencia para los ajustes de tensión. El OV2PTOV mide selectivamente lastensiones de fase a tierra o la tensión de fase a fase seleccionada mediante el ajusteConnType. El bloque funcional funciona si la tensión baja más que el porcentajeajustado de UBase. Cuando ConnType está ajustado a PhN DFT o PhN RMS elIED divide automáticamente el valor ajustado para UBase por √3. CuandoConnType está ajustado a PhPh DFT o PhPh RMS se utiliza el valor ajustado paraUBase . Por lo tanto, ajuste siempre UBase como la tensión nominal primaria defase a fase del objeto protegido.

(%) ( )3

U UBase kV< ×


y un funcionamiento de la tensión de fase a fase en:

U (%) UBase(kV)> ×EQUATION1993 V1 ES (Ecuación 102)

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 que se utilizará. Esteajuste puede ser Tiempo definido, Curva inversa A, Curva inversa B, Curva inversaC o I/Curva inv.progres.. La elección depende en gran medida de la aplicación dela protección.

OpModen: Este parámetro describe cuántas de las tres tensiones medidas debenestar por encima del nivel ajustado para proporcionar el funcionamiento. Esteajuste puede ser 1 de 3, 2 de 3, 3 de 3. En la mayoría de las aplicaciones, essuficiente que la tensión de una fase sea alta para dar paso al funcionamiento. Si lafunción debe ser insensible a las faltas de fase a tierra se puede elegir el ajuste 1 de3 porque la tensión por lo general sube en las fases no defectuosas durante lasfaltas de fase a tierra .

Un>: Ajuste el valor de funcionamiento de sobretensión para la etapa n, expresadoen % de UBase. El ajuste depende en gran medida de la aplicación de laprotección. Aquí, es esencial considerar la sobretensión en situaciones sin faltas.Por lo general, esta tensión es inferior al 110% de la tensión nominal.



tn: Retardo de la etapa n, expresado en s. El ajuste depende en gran medida de laaplicación de la protección. En muchas aplicaciones, la función de protección tienela tarea de prevenir daños en el objeto protegido. La velocidad puede ser deimportancia, por ejemplo, en el caso de protección de un transformador que estésobreexcitado. El retardo debe estar coordinado con otras acciones automatizadasen la red.

tResetn: Tiempo de reposición de la etapa n si se utiliza un retardo definido,expresado en s. El valor predeterminado es de 25 ms.

tnMin: Tiempo mínimo de funcionamiento para la característica de tiempo inversode la etapa n, expresado en s. Para tensiones muy altas, la función de sobretensión,utilizando una característica de tiempo inverso, puede proporcionar un tiempo defuncionamiento muy corto. Esto puede conducir a un disparo no selectivo.Ajustando t1Min por más tiempo, se puede evitar el tiempo de funcionamiento paraotras protecciones como el disparo no selectivo.

ResetTypeCrvn: Este parámetro para la característica de tiempo inverso se puedeajustar como: Instantánea, Tiempo congelado, Disminuida linealmente. El ajustepredeterminado es Instantánea.

tIResetn: Tiempo de reposición de la etapa n si se utiliza un retardo inverso,expresado en s. El valor predeterminado es de 25 ms.

kn: Multiplicador de tiempo para la característica de tiempo inverso. Esteparámetro se utiliza para la coordinación entre diferentes protecciones desubtensión de retardo inverso.

ACrvn, BCrvn, CCrvn, DCrvn, PCrvn: Parámetros ajustables para crear unacaracterística programable de tiempo inverso de subtensión. Para una descripción,consulte el Manual de referencias técnicas.

CrvSatn: El retardo es infinito cuando el denominador de la expresión de la curvaprogramable es igual a cero. Existe una discontinuidad no deseada. Por lo tanto, seestablece un parámetro de ajuste CrvSatn para compensar este fenómeno. En elintervalo de tensión U> hasta U> · (1,0 + CrvSatn/100) la tensión utilizada es: U>· (1,0 + CrvSatn/100). Si se utiliza la curva programable, este parámetro se debecalcular de modo que:

0100

CrvSatnB C× - >


HystAbsn: Histéresis absoluta ajustada en % de UBase. El ajuste de este parámetrodepende en gran medida de la aplicación. Si se utiliza la función como control de laconmutación automática de los dispositivos reactivos de compensación, lahistéresis debe ajustarse por debajo del cambio de tensión después de desconectarel dispositivo de compensación.




Tabla 68: OV2PTOV Grupo de ajustes (básicos)






Characterist1 Tiempo definidoCurva inversa ACurva inversa BCurva inversa CCurva inv.progres.




U1> 1 - 200 %UB 1 120 Ajuste de tensión/valor de arranque (DT& IDMT) en % de UBase, etapa 1











U2> 1 - 200 %UB 1 150 Ajuste de tensión/valor de arranque (DT& IDMT) en % de UBase, etapa 2







Tabla 69: OV2PTOV Grupo de ajustes (avanzados)











CrvSat1 0 - 100 % 1 0 Parámetro de ajuste fino para programarcurva IDMT de sobretensión, etapa 1













Tabla 70: OV2PTOV Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónConnType FN DFT

FF DFTFN RMSFF RMS

- - FN DFT TBD

3.7.3 Protección de sobretensión residual de dos etapasROV2PTOVDescripción del bloque funcional Identificación IEC



Protección de sobretensión residual dedos etapas

ROV2PTOV

3U0TRV V1 ES

59N

3.7.3.1 Aplicación

La protección de sobretensión residual de dos etapas ROV2PTOV se utiliza,principalmente, en redes de distribución con conexión a tierra de alta impedancia,mayormente como respaldo para la protección de falta a tierra primaria de laslíneas y del transformador. Para aumentar la seguridad para las diferentes funcionesrelacionadas con faltas a tierra, la señal de sobretensión residual se puede utilizarcomo una señal de desbloqueo. La tensión residual se puede medir en el neutro deltransformador o desde una conexión de triángulo abierto del transformador detensión. La tensión residual también se puede calcular internamente, en base a lamedición de las tensiones trifásicas.

En los sistemas conectados a tierra de alta impedancia, la tensión del neutro de lared, es decir, la tensión residual, aumenta en caso de cualquier falta con conexión atierra. Dependiendo del tipo de falta y de la resistencia de la falta, la tensiónresidual alcanza valores diferentes. La tensión residual más alta, equivalente a latensión de fase a tierra, se produce para una falta de una sola fase a tierra. Latensión residual aumenta aproximadamente la misma cantidad en la red total y noproporciona ninguna guía para encontrar el elemento defectuoso. Por lo tanto, elROV2PTOV se suele utilizar como protección de respaldo o como señal dedesbloqueo para la protección de falta a tierra de la línea.


Los parámetros para la protección de sobretensión residual de dos etapasROV2PTOV se ajustan a través de la HMI local o del PCM600.



Se deben considerar todas las condiciones de tensión de la red donde ROV2PTOVestá instalada. Lo mismo se aplica al equipo asociado, la tensión y la característicade tiempo.

Existe una amplia área de aplicación donde se utilizan las funciones generales desobretensión de entrada monofásica o residual. Todos los ajustes relacionados conla tensión se efectúan como un porcentaje de la tensión base ajustable, la cual sepuede ajustar al nivel de tensión nominal (fase a fase) primaria de la red eléctrica odel equipo de sobretensión en cuestión.

En raras ocasiones el retardo para el ROV2PTOV es crítico, dado que la tensiónresidual se relaciona con las faltas a tierra en sistemas conectados a tierra de altaimpedancia y, por lo general, se debe dar 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 retardoes más corto.

A continuación se describen algunas aplicaciones y directrices de ajusterelacionadas para el nivel de tensión residual.

Protección de equipos como motores, generadores, reactores ytransformadoresLa sobretensión residual indica una falta a tierra en la red, quizá en el componenteal cual se conecta la protección de sobretensión residual de dos etapas(ROV2PTOV). Después de un retardo, a fin de darle la oportunidad de disparar laprotección primaria del equipo defectuoso, ROV2PTOV debe disparar elcomponente. El ajuste debe estar por encima de la tensión residual “normal” másalta y por debajo de la tensión residual más alta aceptable para el equipo.

Protección de equipos, condensadoresLa sobretensión deteriora el dieléctrico y el aislamiento. La protección desobretensión residual de dos etapas (ROV2PTOV) debe estar conectada a undevanado neutro o de triángulo abierto. El ajuste debe estar por encima de latensión residual “normal” más alta y por debajo de la tensión residual más altaaceptable para el condensador.

Calidad de alimentaciónEl ajuste debe estar por encima de la tensión residual “normal” más alta y pordebajo de la tensión residual más alta aceptable, debido a la reglamentación, lapráctica adecuada u otros acuerdos.

Sistemas de neutro impedanteEn los sistemas conectados a tierra de alta impedancia, las faltas a tierra provocanuna tensión del neutro en el neutro del transformador de alimentación. Laprotección de sobretensión residual de dos etapas ROV2PTOV se utiliza paradisparar el transformador, como protección de respaldo de la protección de faltas atierra de la línea y como respaldo para la protección primaria de faltas a tierra deltransformador. El ajuste debe estar por encima de la tensión residual “normal” másalta y por debajo de la tensión residual más baja durante las faltas en cuestión. Una



falta a tierra monofásica metálica provoca que el neutro de un transformadoralcance una tensión igual a la tensión de fase a tierra normal.

Los transformadores de tensión que miden las tensiones de fase a tierra midentensión igual a cero en la fase defectuosa. En las dos fases sanas se miden unatensión de fase a fase completa, ya que la tierra está disponible en la fasedefectuosa y el neutro tiene una tensión de fase a tierra completa. La sobretensiónresidual es tres veces la tensión de fase a tierra . Consulte la figura 65.

IEC07000190 V1 ES

Figura 65: Sistemas conectados a tierra de forma no efectiva



Sistema de neutro rígido a tierraEn los sistemas de neutro rígido a tierra, una falta a tierra en una fase indica uncolapso de tensión en esa fase. Las dos fases sanas tienen tensiones de fase a tierranormales. La suma residual tiene el mismo valor que la tensión de fase a tierra.Consulte la figura 66 .

IEC07000189 V1 ES

Figura 66: Sistema de neutro rígido a tierra

Ajustes para la protección de sobretensión residual de dos etapasOperation: Off o On

UBase se utiliza como referencia de tensión para la tensión. La tensión se puedealimentar al IED de formas diferentes:

1. El IED se alimenta desde un grupo de transformadores de tensión normaldonde se crea la tensión residual desde las tensiones de fase a tierra dentro delsoftware de la protección. El ajuste de la entrada analógica se expresa comoUBase=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, laprotección se alimenta mediante la tensión 3U0 (entrada simple). El ajuste dela entrada analógica se expresa como la relación del transformador de tensión,por ejemplo 230/√3/110 o 230/√3/(110/3).

3. El IED se alimenta desde un transformador de tensión simple conectado alpunto neutro de un transformador de potencia en la red eléctrica. En estaconexión, la protección se alimenta mediante una tensión UN (entrada simple).El ajuste de la entrada analógica se expresa como una tensión de fase a tierra



primaria y como una tensión de fase a tierra secundaria. El ROV2PTOV midela tensión residual que corresponde a la tensión de fase a tierra nominal. Lamedición 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 describensolamente una vez.

Characteristicn: Este parámetro proporciona el tipo de retardo que se utilizará.Este ajuste puede ser Tiempo definido o Curva inversa A o Curva inversa B oCurva inversa C o Curva inv. progres.. La elección depende en gran medida de laaplicación de la protección.

Un>: Ajuste el valor de funcionamiento de sobretensión para la etapa n, que seexpresa como un % de la tensión residual correspondiente a UBase:

( ) ( )% 3U UBase kV> ×IECEQUATION2290 V1 ES

El ajuste depende de la sensibilidad requerida de la protección y de la puesta atierra. En sistemas conectados a tierra de forma no efectiva, la tensión residualpuede ser como máximo la tensión de fase a tierra nominal, que debe correspondera un 100%.

En los sistemas conectados a tierra de forma efectiva, este valor depende de larelación Z0/Z1. El ajuste necesario para detectar faltas a tierra de alta resistencia sedebe basar en cálculos de la red.

tn: Retardo de la etapa n, expresado en s. El ajuste depende en gran medida de laaplicación de la protección. En muchas aplicaciones, la función de protección tienela tarea de prevenir daños en el objeto protegido. La velocidad puede ser deimportancia, por ejemplo, en el caso de protección de un transformador que estésobreexcitado. El retardo debe estar coordinado con otras acciones automatizadasen la red.

tResetn: Tiempo de reposición de la etapa n si se utiliza un retardo definido,expresado en s. El valor predeterminado es de 25 ms.

tnMin: Tiempo mínimo de funcionamiento para la característica de tiempo inversode la etapa n, expresado en s. Para tensiones muy altas, la función de sobretensión,utilizando una característica de tiempo inverso, puede proporcionar un tiempo defuncionamiento muy corto. Esto puede conducir a un disparo no selectivo.Ajustando t1Min por más tiempo, se puede evitar el tiempo de funcionamiento paraotras protecciones como el disparo no selectivo.

ResetTypeCrvn: Este parámetro se puede ajustar a: Instantánea, Tiempo congelado,Disminuida linealmente. El ajuste predeterminado es Instantánea.

tIResetn: Tiempo de reposición de la etapa n si se utiliza un retardo inverso,expresado en s. El valor predeterminado es de 25 ms.



kn: Multiplicador de tiempo para la característica de tiempo inverso. Esteparámetro se utiliza para la coordinación entre diferentes protecciones desubtensión de retardo inverso.

ACrvn, BCrvn, CCrvn, DCrvn, PCrvn: Parámetros ajustables para crear unacaracterística programable de tiempo inverso de subtensión. Para una descripción,consulte el Manual de referencias técnicas.

CrvSatn: El retardo es infinito cuando el denominador de la expresión de la curvaprogramable es igual a cero. Existe una discontinuidad no deseada. Por lo tanto, seestablece un parámetro de ajuste CrvSatn para compensar este fenómeno. En elintervalo de tensión U> hasta U> · (1,0 + CrvSatn/100) la tensión utilizada es: U>· (1,0 + CrvSatn/100). Si se utiliza la curva programable, este parámetro se debecalcular de modo que:

0100

CrvSatnB C× - >


HystAbsn: Histéresis absoluta ajustada en % de UBase. El ajuste de este parámetrodepende en gran medida de la aplicación.


Tabla 71: ROV2PTOV Grupo de ajustes (básicos)








U1> 1 - 200 %UB 1 30 Ajuste de tensión/valor de arranque (DT& IDMT), etapa 1 en % de UBase










Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCharacterist2 Tiempo definido

Curva inversa ACurva inversa BCurva inversa CCurva inv.progres.


U2> 1 - 100 %UB 1 45 Ajuste de tensión/valor de arranque (DT& IDMT), etapa 2 en % de UBase





Tabla 72: ROV2PTOV Grupo de ajustes (avanzados)












tReset2 0.000 - 60.000 s 0.001 0.025 Retardo de tiempo para reposición deDT (s), etapa 2








Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónBCrv2 0.50 - 100.00 - 0.01 1.00 Parámetro B para curva programable

por usuario etapa 2





3.7.4 Protección diferencial de tensión VDCPTOVDescripción de la función Identificación IEC



Protección diferencial de tensión VDCPTOV - 60

3.7.4.1 Aplicación

Las funciones de protección diferencial de tensión VDCPTOV se pueden utilizaren algunas aplicaciones diferentes.

• Protección de desequilibrio de tensión para bancos de condensadores. Latensión de la barra se supervisa con la tensión del banco de condensadores,fase por fase. La diferencia indica una falta, ya sea un cortocircuito o unelemento abierto en el banco de condensadores. Se utiliza principalmente paraelementos con fusibles externos, pero también se puede utilizar para elementoscon fusibles internos en lugar de una protección de desequilibrio de corrienteque mide la corriente entre los neutros de las dos mitades del banco decondensadores. La función requiere transformadores de tensión en todas lasfases del banco de condensadores. La figura 67 muestra algunas conexionesalternativas de esta función.



Ud>L1

Ph L2Ph L3

U1

U2

Ud>L1

Ph L2Ph L3

U1 U2

Ph L3 Ph L2

Estrella a tierra

Doble estrella

IEC06000390_1_en.vsdIEC06000390 V3 ES

Figura 67: Conexión de la protección diferencial de tensión VDCPTOV paradetectar desequilibrio en bancos de condensadores (se muestrauna sola fase)

VDCPTOV tiene una entrada de bloqueo (BLOCK) donde se puede conectar unasupervisión de fallo de fusibles (o MCB disparado) para evitar problemas si seabrió un fusible en el transformador de tensión del banco de condensadores pero elotro no (la tensión de los condensadores se conecta a la entrada U2). Tambiéngarantiza que se proporcione una alarma de fallo de fusible en lugar de una alarmade tensión diferencial o de subtensión y/o disparo.

• Función de supervisión de fallo de fusible (SDDRFUF) para transformadoresde tensión. En muchas aplicaciones, con esta función se pueden supervisar lastensiones de dos grupos de fusibles del mismo transformador de tensión ogrupos de fusibles de dos transformadores distintos que miden la mismatensión. Es una alternativa, por ejemplo, para generadores donde se suelenproporcionar dos transformadores de tensión para equipos de medición yexcitación.

La aplicación de supervisión de la tensión en dos transformadores de tensión en elcircuito del generador se observa en la figura 68.



IEC06000389 V1 ES

Figura 68: Supervisión de fusibles de transformadores de tensión del circuitode un generador


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

UBase: Nivel de tensión base en kV. La tensión base se utiliza como referenciapara los factores de ajuste de tensión. Por lo general, se ajusta al nivel de tensión dela red.

BlkDiffAtULow: El ajuste es para bloquear la función cuando las tensiones en lasfases están bajas.

RFLx: Es el ajuste del factor de compensación de relación de tensión donde secompensan las posibles diferencias entre las tensiones. Las diferencias se puedendeber 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, pero la diferencia también puede ser utilizada, porejemplo, por la caída de tensión en los circuitos secundarios. Por lo general, elajuste se realiza en el sitio mediante la evaluación de la tensión diferencial



alcanzada como valor de servicio para cada fase. El factor se define como U2 ·RFLx y debe ser 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 seriey en paralelo. Los bancos de condensadores se deben disparar antes de que seproduzca una tensión excesiva en los elementos sanos del condensador. Por logeneral, los valores de ajuste requeridos los proporciona el proveedor del banco decondensadores. Para otras aplicaciones, se debe decidir según cada caso. Para lasupervisión de fusibles, por lo general solo se utiliza el nivel de alarma.

tTrip: El retardo para el disparo se ajusta con este parámetro. Por lo general, no esnecesario 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 para la reposición del elemento de nivel de disparo se ajusta coneste parámetro. Por lo general, se puede ajustar a un retardo corto ya que, cuandose producen, las faltas son permanentes.

También existen parámetros de ajustes avanzados. En principio, se supone que losvalores predeterminados son aceptables.

U1Low: El ajuste del nivel de subtensión para la primera entrada de tensión sedecide con este parámetro. El ajuste predeterminado propuesto es 70%.

U2Low: El ajuste del nivel de subtensión para la segunda entrada de tensión sedecide con este parámetro. El ajuste predeterminado propuesto es 70%.

tBlock: El retardo para el bloqueo de la función para subtensiones detectadas seajusta con este parámetro.

UDAlarm: El nivel diferencial de tensión requerido para la alarma se ajusta coneste parámetro. Para la aplicación para bancos de condensadores, el ajuste dependede la tensión del banco de condensadores y de la cantidad de elementos por fase enserie 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, yun nivel adecuado de tensión es 3%-5% si el factor de corrección de relación seevaluó correctamente durante la puesta en servicio.

Para otras aplicaciones, se debe decidir según cada caso.

tAlarm: El retardo para la alarma se ajusta con este parámetro. Por lo general, sepuede 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.




Tabla 73: VDCPTOV Grupo de ajustes (básicos)




BlkDiffAtULow NoSí

- - Sí Bloqueo de operación por baja tensión

UDTrip 0.0 - 100.0 %UB 0.1 5.0 Nivel de operación, en % de UBase

tTrip 0.000 - 60.000 s 0.001 1.000 Retardo tiempo para operacióndiferencial, en milisegundos

tReset 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo para reposición detensión diferencial, en segundos

U1Low 0.0 - 100.0 %UB 0.1 70.0 Nivel entrada 1 subtensión, en % deUBase

U2Low 0.0 - 100.0 %UB 0.1 70.0 Nivel entrada 2 subtensión, en % deUBase

tBlock 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Tiempo de reposición para bloqueo pormínima tensión

UDAlarm 0.0 - 100.0 %UB 0.1 2.0 Nivel de alarma, en % de UBase

tAlarm 0.000 - 60.000 s 0.001 2.000 Retardo de tiempo para alarma detensión diferencial, en segundos

Tabla 74: VDCPTOV Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónRFL1 0.000 - 3.000 - 0.001 1.000 Relación factor de compensación fase

L1 U2L1*RFL1=U1L1

RFL2 0.000 - 3.000 - 0.001 1.000 Relación factor de compensación faseL2 U2L2*RFL2=U1L2

RFL3 0.000 - 3.000 - 0.001 1.000 Relación factor de compensación faseL3 U2L3*RFL3=U1L3

3.7.5 Comprobación de pérdida de tensión LOVPTUVDescripción del bloque funcional Identificación IEC



Comprobación de pérdida de tensión LOVPTUV - 27

3.7.5.1 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 automáticapara facilitar la restauración del sistema después un corte de energía importante. Elbloque funcional de comprobación de pérdida de tensión (LOVPTUV) genera una



señal TRIP solamente cuando la tensión de las tres fases está baja durante mástiempo que el ajustado. Si el disparo del interruptor no es necesario, el bloquefuncional LOVPTUV se utiliza para señalización a través de un contacto de salidao de la función de registro de eventos solamente.


El bloque funcional de comprobación de pérdida de tensión (LOVPTUV) enprincipio es independiente de las funciones de protección. Debe estar activado paraabrir el interruptor del circuito a fin de permitir una restauración sencilla delsistema después de una pérdida de la tensión principal en una parte importante dela red y solamente cuando la tensión se pierde con los interruptores todavía cerrados.

Todos los ajustes están definidos en valores primarios o por unidad. Ajuste UBasea la tensión nominal del sistema o a la tensión primaria nominal del transformadorde tensión. Ajuste el nivel de funcionamiento por fase UPE generalmente al 70%del nivel nominal UBase . Ajuste el retardo tTrip=5-20 segundos.

Ajustes avanzadosPara los ajustes avanzados también es posible ajustar los siguientes parámetros talcomo se indica a continuación. Ajuste la longitud del pulso de disparo atPulse=0,15 segundos. El tiempo de bloqueo para bloquear el bloque funcional decomprobación de pérdida de tensión (LOVPTUV) cuando algunas pero no todaslas tensiones son bajas tBlock=5 segundos, ajuste el retardo para habilitar lafunción después de la restauración tRestore = 3 - 40 segundos.


Tabla 75: LOVPTUV Grupo de ajustes (básicos)




UPE 1 - 100 %UB 1 70 Tensión de operación en % de la tensiónbase Ubase

tTrip 0.000 - 60.000 s 0.001 7.000 Retardo de tiempo de operación

Tabla 76: LOVPTUV Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntPulse 0.050 - 60.000 s 0.001 0.150 Duración del pulso de disparo

tBlock 0.000 - 60.000 s 0.001 5.000 Retardo de tiempo para bloqueo cuandono todas las fases de tensión son bajas

tRestore 0.000 - 60.000 s 0.001 3.000 Retardo de tiempo para habilitar lafunción después del restablecimiento



3.8 Protección de frecuencia

3.8.1 Protección de subfrecuencia SAPTUF




Protección de subfrecuencia SAPTUF

f <

SYMBOL-P V1 ES

81

3.8.1.1 Aplicación

La protección de subfrecuencia SAPTUF se puede aplicar en todas las situacionesen las que se necesite contar con una detección fiable de la frecuencia de tensiónfundamental baja en una red eléctrica. La frecuencia de la red eléctrica, y laderivada de la frecuencia, es una medida del desequilibrio entre la generación realy la demanda de carga. La frecuencia fundamental baja en una red eléctrica indicaque la generación disponible es demasiado baja para responder por completo a lademanda de energía por parte de la carga conectada a la red de potencia. SAPTUFdetecta estas situaciones y proporciona una señal de salida, adecuada para eldeslastre de la carga, la aceleración del generador, la modificación del punto deajuste de HVDC, el arranque de la turbina de gas, etc. Algunas veces, reactoresshunt se conectan automáticamente debido a la baja frecuencia, a fin de reducir latensión de la red eléctrica y, al mismo tiempo, reducir también la parte de la cargadependiente de la tensión. SAPTUF es muy sensible y preciso, y se utiliza paraalertar a los operadores de que la frecuencia se ha desviado ligeramente del puntode ajuste y que acciones manuales pueden ser suficientes. La señal desubfrecuencia también se utiliza para detectar casos de sobreexcitación. Esto es degran importancia para los transformadores elevadores de los generadores, quepueden estar conectados al generador pero desconectados de la red, durante unasecuencia de parada. Si el generador todavía está energizado, la red experimentasobreexcitación debido a una baja frecuencia.


Los parámetros de la protección de subfrecuencia SAPTUF se ajustan a través de laHMI local o del Administrador de protección y control (PCM600) del IED.

Se deben tener en cuenta todas las condiciones de magnitud de frecuencia y tensióndel sistema en el que SAPTUF lleva a cabo sus funciones. Lo mismo se aplica alequipo asociado, su frecuencia y característica de tiempo.

Existen dos áreas de aplicación específicas para SAPTUF:



1. la protección de equipos contra posibles daños por baja frecuencia, comogeneradores y motores, (la sobreexcitación también está relacionada con labaja frecuencia)

2. la protección contra caída de una red eléctrica o parte de ella, con deslastre dela carga, en situaciones con déficit de generación.

El valor START de subfrecuencia se ajusta en Hz. Todos los ajustes relacionadoscon la magnitud de la tensión se hacen en porcentajes de una tensión baseajustable, que por lo general se ajusta al nivel nominal primario de la tensión (fasea fase) de la red eléctrica o del equipo de alta tensión en cuestión.

SAPTUF no es instantáneo, dado que la frecuencia está relacionada conmovimientos de inercia del sistema, pero el tiempo y las etapas de frecuencia entrediferentes acciones pueden ser críticos y, algunas veces, se requiere un tiempo defuncionamiento más bien corto, por ejemplo, de no más de 70 ms.

A continuación se presentan algunas aplicaciones y directrices de ajusterelacionadas con el nivel de frecuencia:

Protección de máquinas, como motores y generadoresEl ajuste tiene que estar bien por debajo de la frecuencia ocurrente "normal" másbaja y bien por encima de la frecuencia más baja aceptable para las máquinas.

Protección de redes eléctricas, mediante deslastre de la cargaEl ajuste tiene que estar por debajo de la frecuencia ocurrente "normal" más baja ybien por encima de la frecuencia más baja aceptable para las centrales eléctricas olas cargas sensibles. El nivel de ajuste, la cantidad de niveles y la distancia entredos niveles (en tiempo o frecuencia) dependen mucho de las características de lared eléctrica 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 bastantealto, y por lo general el retardo no es crítico. En redes más pequeñas, el nivel deSTART de la frecuencia se tiene que ajustar a un valor más bajo, y el retardo debeser más bien corto.

El retardo relacionado con la tensión se utiliza para el deslastre de la carga. Losajustes de SAPTUF pueden ser iguales en toda la red eléctrica. Así, el deslastre dela carga se realiza primero en las áreas con magnitud de tensión baja, que por logeneral son las áreas más problemáticas, donde el deslastre de la carga tambiénresulta muy eficaz.

Protección de máquinas, como motores y generadoresEl ajuste tiene que estar bien por debajo de la frecuencia ocurrente "normal" másbaja y bien por encima de la frecuencia más baja aceptable para las máquinas.

Protección de redes eléctricas, mediante deslastre de la cargaEl ajuste tiene que estar bien por debajo de la frecuencia ocurrente "normal" másbaja y bien por encima de la frecuencia más baja aceptable para las centrales



eléctricas o las cargas sensibles. El nivel de ajuste, la cantidad de niveles y ladistancia entre dos niveles (en tiempo o frecuencia) dependen mucho de lascaracterísticas de la red eléctrica en cuestión. El tamaño de la "pérdida deproducción más grande" en comparación con "el tamaño de la red eléctrica" es unparámetro crítico. En redes grandes, el deslastre de la carga se puede ajustar a unnivel de frecuencia bastante alto, y por lo general el retardo no es crítico. En redesmás pequeñas, el nivel de arranque de la frecuencia se tiene que ajustar a un valormás bajo, y el retardo debe ser más bien corto.

El retardo relacionado con la tensión se utiliza para el deslastre de la carga. Losajustes de la función de subfrecuencia pueden ser iguales en toda la red eléctrica.Así, el deslastre de la carga se realiza primero en las áreas con magnitud de tensiónbaja, que por lo general son las áreas más problemáticas, donde el deslastre de lacarga también resulta muy eficaz.


Tabla 77: SAPTUF Grupo de ajustes (básicos)




StartFrequency 35.00 - 75.00 Hz 0.01 48.80 Ajuste de frecuencia/valor de arranque.

IntBlockLevel 0 - 100 %UB 1 50 Nivel de bloqueo interno, en % de UBase

TimeDlyOperate 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Retardo de tiempo de operación enmodo de sobrefrecuencia/subfrecuencia.

TimeDlyReset 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo para reposición.

TimeDlyRestore 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo de restauración

RestoreFreq 45.00 - 65.00 Hz 0.01 50.10 Restaurar frecuencia si la frecuencia essuperior al valor de frecuencia.

TimerOperation TemporizadordefinidoTemporizadorbasado en voltios

- - Temporizadordefinido

Ajuste para seleccionar el modo detemporizador.

UNom 50 - 150 %UB 1 100 Tensión nominal en % de UBase paratemporizador basado en tensión.

UMin 50 - 150 %UB 1 90 Límite de operación inferior en % deUBase para temporizador basado entensión.

Exponent 0.0 - 5.0 - 0.1 1.0 Para el cálculo de la forma de curvapara el temporizador basado en tensión.

tMax 0.010 - 60.000 s 0.001 1.000 Límite de operación de tiempo máximopara temporizador por tensión.

tMin 0.010 - 60.000 s 0.001 1.000 Límite de operación de tiempo mínimopara temporizador por tensión.

3.8.2 Protección de sobrefrecuencia SAPTOF






Protección de sobrefrecuencia SAPTOF

f >

SYMBOL-O V1 ES

81

3.8.2.1 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 frecuenciade tensión fundamental alta de la red eléctrica. La frecuencia de la red eléctrica, yla derivada de la frecuencia, es una medida del desequilibrio entre la generaciónreal y la demanda de carga. La frecuencia fundamental alta de una red eléctricaindica que la generación disponible es demasiado grande en comparación con lademanda de energía de la carga conectada a la red de potencia. SAPTOF detectaestas situaciones y proporciona una señal de salida, adecuada para el deslastre degeneración, cambio del punto de ajuste de la corriente continua de alta tensión(HVDC), etc. SAPTOF es muy sensible y preciso, y también se puede utilizar paraalertar a los operadores de que la frecuencia se ha desviado ligeramente del puntode ajuste y que acciones manuales pueden ser suficientes.


Los parámetros para la protección de sobrefrecuencia SAPTOF se ajustan a travésde la HMI local o del PCM600.

Se deben tener en cuenta todas las condiciones de frecuencia y la magnitud de latensión del sistema en el que SAPTOF realiza sus funciones. Lo mismo se aplica alequipo asociado, su frecuencia y característica de tiempo.

Existen dos áreas de aplicación específicas para SAPTOF:

1. la protección de equipos contra posibles daños por alta frecuencia, comogeneradores y motores

2. la protección contra caída de una red eléctrica o parte de ella, con deslastre degeneración, en situaciones con exceso de generación.

El valor de START por sobrefrecuencia se ajusta en Hz. Todos los ajustesrelacionados con la magnitud de la tensión se hacen en porcentajes de una tensiónbase ajustable, que por lo general se ajusta al nivel nominal de la tensión (fase afase) de la red eléctrica o del equipo de alta tensión en cuestión.

SAPTOF no es instantáneo, dado que la frecuencia está relacionada conmovimientos de inercia del sistema, pero el tiempo y las etapas de frecuencia entrediferentes acciones pueden ser críticos y, algunas veces, se requiere un tiempo defuncionamiento más bien corto, por ejemplo, de no más de 70 ms.



A continuación se presentan algunas aplicaciones y directrices de ajusterelacionadas con el nivel de frecuencia:

Protección de máquinas, como motores y generadoresEl ajuste tiene que estar bien por encima de la frecuencia existente "normal" másalta y bien por debajo de la frecuencia aceptable más alta para las máquinas.

Protección de redes eléctricas, mediante deslastre de generaciónEl ajuste tiene que estar por encima de la frecuencia existente "normal" más alta ypor 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(en tiempo o frecuencia) dependen mucho de las características de la red eléctricaen cuestión. El tamaño de la "pérdida de carga más grande" en comparación con "eltamaño de la red eléctrica" es un parámetro crítico. En redes grandes, el deslastrede generación se puede ajustar a un nivel de frecuencia bastante bajo, y por logeneral el retardo no es crítico. En redes más pequeñas, el nivel de frecuencia deSTART se tiene que ajustar a un valor más alto, y el retardo debe ser más bien corto.

Protección de equipos, como motores y generadoresEl ajuste tiene que estar bien por encima de la frecuencia existente "normal" másalta y bien por debajo de la frecuencia aceptable más alta para los equipos.

Protección de redes eléctricas, mediante deslastre de generaciónEl nivel de ajuste, la cantidad de niveles y la distancia entre dos niveles (en tiempoo frecuencia) dependen mucho de las características de la red eléctrica en cuestión.El tamaño de la "pérdida de carga más grande" en comparación con "el tamaño dela red eléctrica" es un parámetro crítico. En redes grandes, el deslastre degeneración se puede ajustar a un nivel de frecuencia bastante bajo, y por lo generalel retardo no es crítico. En redes más pequeñas, el nivel de frecuencia de arranquese tiene que ajustar a un valor más alto, y el retardo debe ser más bien corto.


Tabla 78: SAPTOF Grupo de ajustes (básicos)




StartFrequency 35.00 - 75.00 Hz 0.01 51.20 Ajuste de frecuencia/valor de arranque.


TimeDlyOperate 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo de operación enmodo de sobrefrecuencia/subfrecuencia.

TimeDlyReset 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo para reposición.

3.8.3 Protección de derivada de la frecuencia SAPFRC






Protección de derivada de la frecuencia SAPFRC

df/dt ><

SYMBOL-N V1 ES

81

3.8.3.1 Aplicación

El elemento de medición de la protección de derivada de la frecuencia (SAPFRC)se puede aplicar en todas las situaciones donde se necesite la detección fiable delcambio de la frecuencia fundamental de la tensión de la red eléctrica. SAPFRC sepuede utilizar tanto para la subida de la frecuencia como para la caída. SAPFRCproporciona una señal de salida adecuada para el deslastre de carga o degeneración, la aceleración del generador, la modificación del punto de ajuste deHVDC y el arranque de la turbina de gas. Muy a menudo, SAPFRC se utiliza juntocon una señal de baja frecuencia, especialmente en redes eléctricas pequeñas dondela pérdida de un generador relativamente grande requiere medidas correctivasrápidas para garantizar la integridad de la red. En esas situaciones, se requierenmedidas de deslastre de carga en un nivel de frecuencia bastante alto pero, juntocon una derivada de la frecuencia grande y negativa, la protección de subfrecuenciase puede utilizar con un ajuste bastante alto.


Los parámetros para la protección de derivada de la frecuencia SAPFRC se ajustana través de la HMI local o del PCM600.

Se deberían tener en cuenta todas las condiciones de la magnitud de frecuencia ytensión de la red donde SAPFRC lleva a cabo sus funciones. Lo mismo se aplica alequipo asociado, su frecuencia y característica de tiempo.

En especial, hay dos áreas de aplicación para SAPFRC:

1. Protección de equipos contra daños producidos por alta o baja frecuencia,como generadores, transformadores y motores.

2. Protección contra caída de una red eléctrica o parte de ella con deslastre decarga o generación en situaciones donde la carga y la generación no estánequilibradas.

SAPFRC se utiliza junto con una función de sobrefrecuencia o subfrecuencia enredes eléctricas pequeñas donde un solo evento puede causar un gran desequilibrioentre carga y generación. En esas situaciones, el deslastre de carga o generación sedebe producir muy rápido, y es posible que no haya suficiente tiempo para esperarhasta que la señal de frecuencia alcance un valor anómalo. Por lo tanto, se tomanmedidas en un nivel de frecuencia más cercano al nivel nominal primario si laderivada de la frecuencia es grande (con respecto al signo).



El valor START de SAPFRC se ajusta en Hz/s. Todos los ajustes relacionados conla magnitud de la tensión se realizan como porcentajes de una tensión baseajustable que, por lo general, está ajustada al nivel nominal primario de tensión(fase a fase) de la red eléctrica o el equipo de alta tensión en consideración.

SAPFRC no es instantáneo, ya que la función necesita un tiempo para suministrarun valor estable. Se recomienda tener un retardo lo suficientemente prolongadocomo para encargarse del ruido de la señal. Sin embargo, las etapas de tiempo, dela derivada de la frecuencia y de frecuencia entre las diferentes acciones podríanser críticas y, a veces, se requiere un tiempo de funcionamiento más corto, porejemplo, de hasta 70 ms.

Las redes industriales más pequeñas podrían experimentar una derivada de lafrecuencia de hasta 5 Hz/s debido a un solo evento. Incluso grandes redes eléctricaspueden formar pequeñas islas con un gran desequilibrio entre carga y generacióncuando se eliminan faltas graves (o combinaciones de faltas); se ha experimentadohasta 3 Hz/s cuando una isla pequeña estaba aislada de una red grande. Paraperturbaciones graves más "normales" en grandes redes eléctricas, la derivada de lafrecuencia es mucho menor, la mayoría de las veces solo una fracción de 1,0 Hz/s.


Tabla 79: SAPFRC Grupo de ajustes (básicos)



UBase 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Ajuste base para la tensión fase-fase enkV

StartFreqGrad -10.00 - 10.00 Hz/s 0.01 0.50 Valor de arranque de gradiente defrecuencia. El signo define el sentido.


tTrip 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Retardo de tiempo de operación en elmodo de gradiente de frecuencia pos./neg.

RestoreFreq 45.00 - 65.00 Hz 0.01 49.90 Restaurar frecuencia si la frecuencia essuperior al valor de frecuencia (Hz)

tRestore 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo de restauración

tReset 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo para reposición.

3.9 Protección multipropósito

3.9.1 Protección general de corriente y tensión CVGAPC






Protección general de corriente ytensión

CVGAPC - -

3.9.1.1 Aplicación

Una ruptura del aislamiento entre conductores de fase o entre un conductor de fasey tierra causa un cortocircuito o una falta a tierra . Estas faltas pueden causargrandes corrientes de falta y provocar daños graves en el equipo principal de la redeléctrica. Según la magnitud y el tipo de falta, se pueden utilizar distintasprotecciones de sobreintensidad, en base a la medición de los componentes de lacorriente de fase, tierra o secuencia, para eliminar estas faltas. Además, a veces esnecesario que estas protecciones de sobreintensidad sean direccionales y/o tengancontrol/restricción de tensión.

La protección de sobre/subtensión se aplica a elementos de la red eléctrica comogeneradores, transformadores, motores y líneas eléctricas con el fin de detectarcondiciones anómalas de tensión. Según el tipo de desviación de la tensión y el tipode condición anómala de la red eléctrica, se pueden utilizar distintas proteccionesde sobre/subtensión en base a la medición de los componentes de la tensión fase atierra, fase a fase, residual o de secuencia, a fin de detectar y solucionar ese incidente.

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 deconfiguración, pero siempre mide una sola cantidad de corriente y de tensión queselecciona el usuario 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:• Retardo de tiempo definido o retardo TOC/IDMT de sobreintensidad de

tiempo inverso para ambas etapas.• Disponen de supervisión del segundo armónico para permitir solo el

funcionamiento 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 elfuncionamiento de las etapas de sobreintensidad si la ubicación de lafalta es en la dirección preestablecida (Forward o Reverse). Se puedeajustar el comportamiento durante la tensión de polarización de bajonivel (No direccional, Bloqueo, Memoria)

• Disponen de la característica de control/restricción de tensión paramodificar el nivel de activación de las etapas de sobreintensidad enproporción a la magnitud de la tensión medida.

• Disponen de una característica de restricción de corriente para permitirsolo el funcionamiento de las etapas de sobreintensidad si la cantidad de



corriente 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 se pueden activar o desactivar por separado.Sin embargo, se debe tener en cuenta, una vez más, que estos cuatro elementos deprotección miden una sola cantidad de corriente seleccionada y una sola cantidadde tensión seleccionada (consulte la tabla 80 y la tabla 81). Es posible utilizar loscuatro elementos y sus etapas individuales al mismo tiempo. A veces, para obtenerla funcionalidad deseada de la aplicación, es necesario proporcionar interacciónentre dos elementos/etapas de protección o más dentro de una función CVGAPC,mediante la configuración adecuada del IED (por ejemplo, protección de máquinainactiva para generadores).

Selección de corriente y tensión para la función CVGAPCLa 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 herramientade ajuste (cantidad de corriente seleccionada y cantidad de tensión seleccionada).

Mediante el parámetro de ajuste CurrentInput, el usuario puede seleccionar lamedición de una sola de las siguientes cantidades de corriente que se observan enla tabla 80.

Tabla 80: 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 conla mayor magnitud.




Valor ajustado para elparámetro "CurrentInput"

Comentario

8 MinPh La función CVGAPC mide el fasor de corriente de la fase conla menor magnitud.

9 UnbalancePh La función CVGAPC mide la magnitud de la corriente dedesequilibrio, que se calcula internamente como la diferenciade magnitud algebraica entre el fasor de corriente de la fasecon mayor magnitud y el fasor de corriente de la fase conmenor magnitud. El ángulo de fase está ajustado a 0° todo eltiempo.

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 diferenciade magnitud algebraica entre el fasor de corriente fase a fasecon mayor magnitud y el fasor de corriente fase a fase conmenor magnitud. El ángulo de fase está ajustado a 0° todo eltiempo.

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 81.

Tabla 81: 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 simplesde la característica direccional cuando se utiliza.




Valor ajustado para elparámetro "VoltageInput"

Comentario

6 -3*ZeroSeq La función CVGAPC mide el fasor de tensión de secuenciacero calculado internamente, multiplicado por el factor 3. Estefasor de tensión se gira intencionalmente a 180° a fin depermitir ajustes más simples de la característica direccionalcuando se usa.

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 diferenciade magnitud algebraica entre el fasor de tensión de la fasecon mayor magnitud y el fasor de tensión de la fase conmenor magnitud. El ángulo de fase está ajustado a 0° todo eltiempo.

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 diferenciade magnitud algebraica entre el fasor de tensión fase a fasecon mayor magnitud y el fasor de tensión fase a fase conmenor magnitud. El ángulo de fase está ajustado a 0° todo eltiempo.

Es importante tener en cuenta que la selección de tensión de la tabla 81 se puedeaplicar siempre, independientemente de las conexiones del TT externas reales. Lasentradas trifásicas del TT se pueden conectar al IED ya sea como tensionestrifásicas a tierra UL1, UL2 & UL3 o como tres tensiones fase a fase UL1L2, UL2L3 &UL3L1VAB, VBC y VCA. Esta información sobre la conexión del TT real seintroduce como parámetro de ajuste para el bloque de preprocesamiento, quedespués lo procesa automáticamente.

Cantidades base para la función CVGAPCEl 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 debeintroducir como parámetros de ajuste para cada función CVGAPC.



La corriente base se debe introducir como:

1. corriente de fase nominal del objeto protegido en amperios primarios cuandola cantidad de corriente medida se selecciona de 1 a 9, como se observa en latabla 80.

2. corriente de fase nominal del objeto protegido en amperios primarios,multiplicada por √3 (1,732 x Iphase), cuando la cantidad de corriente medidase selecciona de 10 a 15, como se observa en la tabla 80.

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 tabla81.

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 latabla 81.

Posibilidades de aplicaciónGracias a su gran flexibilidad, la función de protección general de corriente ytensión (CVGAPC) se puede utilizar en muchas aplicaciones, con la configuracióny los ajustes 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 o

calculada)• Protección de faltas a tierra del rotor (con unidad de inyección externa

COMBIFLEX 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 desobreintensidad 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

Energización inadvertida del generadorCuando el generador se deja fuera de servicio y está parado, existe el riesgo de queel interruptor del generador se cierre por error.

La energización trifásica de un generador, que se puede encontrar parado ogirando, hace que se comporte de un modo similar a un motor de inducción yacelere. En este punto, la máquina básicamente representa la reactanciasubtransitoria al sistema y se puede esperar que obtenga de 1 a 4 p.u. de corriente,según la impedancia del sistema equivalente. La tensión del terminal de la máquinapuede ir del 20% al 70% de la tensión nominal, de nuevo, según la impedancia delsistema equivalente (incluso el transformador del bloque). Si el generador estáconectado a un sistema potente, se pueden esperar cantidades más altas de corrientey tensión de la máquina (de 3 a 4 p.u. de corriente y del 50% al 70% de la tensiónnominal). Los valores más bajos de corriente y tensión (1 y 2 p.u. y del 20% al40% de la tensión nominal) son representativos 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. Aunqueel rotor puede tener daños térmicos por las corrientes excesivamente altas, eltiempo de daño térmico es de unos pocos segundos. Sin embargo, debepreocuparnos mucho más el cojinete, que se puede dañar en una fracción desegundo debido a la baja presión del aceite. Por lo tanto, es fundamental que seproporcione 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 unaprotección rápida 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 situaciónen la 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.


Tabla 82: CVGAPC Grupo de ajustes (básicos)



CurrentInput fase 1fase 2fase 3SecPosSecNeg3*SecCeroMáxFaseMínFaseDesequilibrioFasefase 1-fase 2fase 2-fase 3fase3-fase1MáxFase-FaseMínFase-FaseDesequilibrioFase-Fase

- - MáxFase Seleccionar señal de corriente que semedirá dentro de la función


VoltageInput fase 1fase 2fase 3SecPos-SecNeg-3*SecCeroMáxFaseMínFaseDesequilibrioFasefase 1-fase 2fase 2-fase 3fase3-fase1MáxFase-FaseMínFase-FaseDesequilibrioFase-Fase

- - MáxFase Seleccionar señal de tensión que semedirá dentro de la función


OperHarmRestr OffOn

- - Off Operación de restricción de 2º armónicoOff/On

l_2nd/l_fund 10.0 - 50.0 % 1.0 20.0 Relación entre el fundamental y segundoarmónico de Corriente, en %




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónBlkLevel2nd 10 - 5000 %IB 1 5000 Análisis de daños desactivado por

encima de nivel de Corriente en % Ibase

EnRestrainCurr OffOn

- - Off Habilitar función de restricción porCorriente On/Off

RestrCurrInput SecPosSecNeg3*SecCeroMáx.

- - SecPos Seleccionar la señal de Corriente que seutilizará para la restricción por Corriente

RestrCurrCoeff 0.00 - 5.00 - 0.01 0.00 Coeficiente de Corriente de restricción

RCADir -180 - 180 Grad 1 -75 Ángulo característico del relé

ROADir 1 - 90 Grad 1 75 Ángulo de operación del relé

LowVolt_VM 0.0 - 5.0 %UB 0.1 0.5 Por debajo de este nivel, en % deUbase, el ajuste ActBajVolt prevale

Operation_OC1 OffOn

- - Off Operación por OC1 Off/On

StartCurr_OC1 2.0 - 5000.0 %IB 1.0 120.0 Nivel de Corriente de operación paraOC1 en % de Ibase

CurveType_OC1 ANSI Extrem. Inv.ANSI muy inv.ANSI Norm. Inv.ANSI Moder. Inv.ANSI Tiempo Def.Inv. L.T.E.Inv. L.T.V.Inv. L.T.IEC Norm. Inv.IEC muy inv.IEC Inv.IEC Extrem. Inv.IEC T.C. Inv.IEC T.L. Inv.IEC Tiempo Def.ProgramableTipo RITipo RD

- - ANSI Tiempo Def. Selección del tipo de curva de retardo detiempo etapa OC1

tDef_OC1 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.50 Retardo de tiempo independiente(definido) de OC1

k_OC1 0.05 - 999.00 - 0.01 0.30 Multiplicador de tiempo para retardo detiempo dependiente para OC1

tMin_OC1 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.05 Tiempo mínimo de operación paracurvas IEC Inv. para OC1

VCntrlMode_OC1 Control de tensiónControl de entradaControl de tensión/entradaOff

- - Off Modo de control para función OC1controlada por tensión

VDepMode_OC1 EtapaGradiente

- - Etapa Modo dependiente de tensión OC1(etapa, pendiente)

VDepFact_OC1 0.02 - 5.00 - 0.01 1.00 Factor de multiplicación para inicio de Icuando OC1 depende de U

ULowLimit_OC1 1.0 - 200.0 %UB 0.1 50.0 Ajuste de límite de tensión bajo OC1 en% de Ubase




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUHighLimit_OC1 1.0 - 200.0 %UB 0.1 100.0 Ajuste de límite de tensión alto OC1 en

% de Ubase

HarmRestr_OC1 OffOn

- - Off Habilitar bloqueo de OC1 por restricciónde 2º armónico

DirMode_OC1 No direccionalFijo a ZA y ZBHacia atrás

- - No direccional Modo direccional de OC1 (nodireccional, hacia delante, hacia atrás)

DirPrinc_OC1 I&UIcosPhi&U

- - I&U Medición en I&U o IcosPhi&U para OC1

ActLowVolt1_VM No direccionalBloqueoMemoria

- - No direccional Acción de nivel de tensión bajo paraDir_OC1 (Nodir, Bloqc, Mem)

Operation_OC2 OffOn

- - Off Operación por OC2 Off/On

StartCurr_OC2 2.0 - 5000.0 %IB 1.0 120.0 Nivel de Corriente de operación paraOC2 en % de Ibase

CurveType_OC2 ANSI Extrem. Inv.ANSI muy inv.ANSI Norm. Inv.ANSI Moder. Inv.ANSI Tiempo Def.Inv. L.T.E.Inv. L.T.V.Inv. L.T.IEC Norm. Inv.IEC muy inv.IEC Inv.IEC Extrem. Inv.IEC T.C. Inv.IEC T.L. Inv.IEC Tiempo Def.ProgramableTipo RITipo RD

- - ANSI Tiempo Def. Selección del tipo de curva de retardo detiempo etapa OC2

tDef_OC2 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.50 Retardo de tiempo independiente(definido) de OC2

k_OC2 0.05 - 999.00 - 0.01 0.30 Multiplicador de tiempo para retardo detiempo dependiente para OC2

tMin_OC2 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.05 Tiempo mínimo de operación paracurvas IEC Inv. para OC2

VCntrlMode_OC2 Control de tensiónControl de entradaControl de tensión/entradaOff

- - Off Modo de control para función OC2controlada por tensión

VDepMode_OC2 EtapaGradiente

- - Etapa Modo dependiente de tensión OC2(etapa, pendiente)

VDepFact_OC2 0.02 - 5.00 - 0.01 1.00 Factor de multiplicación para inicio de Icuando OC2 depende de U

ULowLimit_OC2 1.0 - 200.0 %UB 0.1 50.0 Ajuste de límite de tensión bajo OC2 en% de Ubase

UHighLimit_OC2 1.0 - 200.0 %UB 0.1 100.0 Ajuste de límite de tensión alto OC2 en% de Ubase




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónHarmRestr_OC2 Off

On- - Off Habilitar bloqueo de OC2 por restricción

de 2º armónico

DirMode_OC2 No direccionalFijo a ZA y ZBHacia atrás

- - No direccional Modo direccional de OC2 (nodireccional, hacia delante, hacia atrás)

DirPrinc_OC2 I&UIcosPhi&U

- - I&U Medición en I&U o IcosPhi&U para OC2

ActLowVolt2_VM No direccionalBloqueoMemoria

- - No direccional Acción de nivel de tensión bajo paraDir_OC2 (Nodir, Bloqc, Mem)

Operation_UC1 OffOn

- - Off Operación por UC1 Off/On

EnBlkLowI_UC1 OffOn

- - Off Habilitar bloqueo por nivel de corrientebaja interna para UC1

BlkLowCurr_UC1 0 - 150 %IB 1 20 Nivel de bloqueo por corriente bajainterna para UC1 en % de Ibase

StartCurr_UC1 2.0 - 150.0 %IB 1.0 70.0 Nivel de subintensidad de operaciónpara UC1 en % de Ibase

tDef_UC1 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.50 Retardo de tiempo independiente(definido) de UC1

tResetDef_UC1 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposiciónempleado para curva IEC TiempoDefinido UC1

HarmRestr_UC1 OffOn

- - Off Habilitar bloqueo de UC1 por restricciónde 2º armónico

Operation_UC2 OffOn

- - Off Operación por UC2 Off/On

EnBlkLowI_UC2 OffOn

- - Off Habilitar bloqueo por nivel de corrientebaja interna para UC2

BlkLowCurr_UC2 0 - 150 %IB 1 20 Nivel de bloqueo por corriente bajainterna para UC2 en % de Ibase

StartCurr_UC2 2.0 - 150.0 %IB 1.0 70.0 Nivel de subintensidad de operaciónpara UC2 en % de Ibase

tDef_UC2 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.50 Retardo de tiempo independiente(definido) de UC2

HarmRestr_UC2 OffOn

- - Off Habilitar bloqueo de UC2 por restricciónde 2º armónico

Operation_OV1 OffOn

- - Off Operación por OV1 Off/On

StartVolt_OV1 2.0 - 200.0 %UB 0.1 150.0 Nivel de tensión de operación para OV1en % de Ubase

CurveType_OV1 Tiempo definidoCurva inversa ACurva inversa BCurva inversa CCurva inv.prog.

- - Tiempo definido Selección del tipo de curva de retardo detiempo etapa OV1

tDef_OV1 0.00 - 6000.00 s 0.01 1.00 Retardo de tiempo de operación en spara uso de tiempo definido para OV1

tMin_OV1 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.05 Tiempo mínimo de operación paracurvas IDMT en OV1




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripciónk_OV1 0.05 - 999.00 - 0.01 0.30 Multiplicador de tiempo para retardo de

tiempo dependiente para OV1

Operation_OV2 OffOn

- - Off Operación por OV2 Off/On

StartVolt_OV2 2.0 - 200.0 %UB 0.1 150.0 Nivel de tensión de operación para OV2en % de Ubase

CurveType_OV2 Tiempo definidoCurva inversa ACurva inversa BCurva inversa CCurva inv.prog.

- - Tiempo definido Selección del tipo de curva de retardo detiempo etapa OV2

tDef_OV2 0.00 - 6000.00 s 0.01 1.00 Retardo de tiempo de operación en spara uso de tiempo definido para OV2

tMin_OV2 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.05 Tiempo mínimo de operación paracurvas IDMT en OV2

k_OV2 0.05 - 999.00 - 0.01 0.30 Multiplicador de tiempo para retardo detiempo dependiente para OV2

Operation_UV1 OffOn

- - Off Operación por UV1 Off/On

StartVolt_UV1 2.0 - 150.0 %UB 0.1 50.0 Nivel de subtensión de operación paraUV1 en % de Ubase

CurveType_UV1 Tiempo definidoCurva inversa ACurva inversa BCurva inv.prog.

- - Tiempo definido Selección del tipo de curva de retardo detiempo etapa UV1

tDef_UV1 0.00 - 6000.00 s 0.01 1.00 Retardo de tiempo de operación en spara uso de tiempo definido para UV1

tMin_UV1 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.05 Tiempo mínimo de operación paracurvas IDMT en UV1

k_UV1 0.05 - 999.00 - 0.01 0.30 Multiplicador de tiempo para retardo detiempo dependiente para UV1

EnBlkLowV_UV1 OffOn

- - On Habilitar bloqueo interno por nivel detensión bajo para UV1

BlkLowVolt_UV1 0.0 - 5.0 %UB 0.1 0.5 Nivel de bloqueo interno por nivel detensión bajo para UV1 en % de Ubase

Operation_UV2 OffOn

- - Off Operación por UV2 Off/On

StartVolt_UV2 2.0 - 150.0 %UB 0.1 50.0 Nivel de subtensión de operación paraUV2 en % de Ubase

CurveType_UV2 Tiempo definidoCurva inversa ACurva inversa BCurva inv.prog.

- - Tiempo definido Selección del tipo de curva de retardo detiempo etapa UV2

tDef_UV2 0.00 - 6000.00 s 0.01 1.00 Retardo de tiempo de operación en spara uso de tiempo definido para UV2

tMin_UV2 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.05 Tiempo mínimo de operación paracurvas IDMT en UV2




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripciónk_UV2 0.05 - 999.00 - 0.01 0.30 Multiplicador de tiempo para retardo de

tiempo dependiente para UV2

EnBlkLowV_UV2 OffOn

- - On Habilitar bloqueo interno por nivel detensión bajo para UV2

BlkLowVolt_UV2 0.0 - 5.0 %UB 0.1 0.5 Nivel de bloqueo interno por nivel detensión bajo para UV2 en % de Ubase

Tabla 83: CVGAPC Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCurrMult_OC1 1.0 - 10.0 - 0.1 2.0 Multiplicador para el valor de ajuste de

Corriente para OC1

ResCrvType_OC1 InstantáneoRepos. IECReposición ANSI

- - Instantáneo Selección de tipo de curva de reposiciónpara OC1

tResetDef_OC1 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposiciónempleado para curva IEC TiempoDefinido OC1

P_OC1 0.001 - 10.000 - 0.001 0.020 Parámetro P para curva programablepor usuario OC1

A_OC1 0.000 - 999.000 - 0.001 0.140 Parámetro A para curva programablepor usuario OC1

B_OC1 0.000 - 99.000 - 0.001 0.000 Parámetro B para curva programablepor usuario OC1

C_OC1 0.000 - 1.000 - 0.001 1.000 Parámetro C para curva programablepor usuario OC1

PR_OC1 0.005 - 3.000 - 0.001 0.500 Parámetro PR para curva programablepor usuario OC1

TR_OC1 0.005 - 600.000 - 0.001 13.500 Parámetro TR para curva programablepor usuario OC1

CR_OC1 0.1 - 10.0 - 0.1 1.0 Parámetro CR para curva programablepor usuario OC1

CurrMult_OC2 1.0 - 10.0 - 0.1 2.0 Multiplicador para el valor de ajuste deCorriente para OC2

ResCrvType_OC2 InstantáneoRepos. IECReposición ANSI

- - Instantáneo Selección de tipo de curva de reposiciónpara OC2

tResetDef_OC2 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposiciónempleado para curva IEC TiempoDefinido OC2

P_OC2 0.001 - 10.000 - 0.001 0.020 Parámetro P para curva programablepor usuario OC2

A_OC2 0.000 - 999.000 - 0.001 0.140 Parámetro A para curva programablepor usuario OC2

B_OC2 0.000 - 99.000 - 0.001 0.000 Parámetro B para curva programablepor usuario OC2

C_OC2 0.000 - 1.000 - 0.001 1.000 Parámetro C para curva programablepor usuario OC2

PR_OC2 0.005 - 3.000 - 0.001 0.500 Parámetro PR para curva programablepor usuario OC2




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónTR_OC2 0.005 - 600.000 - 0.001 13.500 Parámetro TR para curva programable

por usuario OC2

CR_OC2 0.1 - 10.0 - 0.1 1.0 Parámetro CR para curva programablepor usuario OC2

tResetDef_UC2 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposiciónempleado para curva IEC TiempoDefinido UC2

ResCrvType_OV1 InstantáneoTemporizadorcongeladoDecrecimientolineal

- - Instantáneo Selección de tipo de curva de reposiciónpara OV1

tResetDef_OV1 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposición en spara uso de tiempo definido para OV1

tResetIDMT_OV1 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposición en spara curvas IDMT de OV1

A_OV1 0.005 - 999.000 - 0.001 0.140 Parámetro A para curva programablepor usuario OV1

B_OV1 0.500 - 99.000 - 0.001 1.000 Parámetro B para curva programablepor usuario OV1

C_OV1 0.000 - 1.000 - 0.001 1.000 Parámetro C para curva programablepor usuario OV1

D_OV1 0.000 - 10.000 - 0.001 0.000 Parámetro D para curva programablepor usuario OV1

P_OV1 0.001 - 10.000 - 0.001 0.020 Parámetro P para curva programablepor usuario OV1

ResCrvType_OV2 InstantáneoTemporizadorcongeladoDecrecimientolineal

- - Instantáneo Selección de tipo de curva de reposiciónpara OV2

tResetDef_OV2 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposición en spara uso de tiempo definido para OV2

tResetIDMT_OV2 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposición en spara curvas IDMT de OV2

A_OV2 0.005 - 999.000 - 0.001 0.140 Parámetro A para curva programablepor usuario OV2

B_OV2 0.500 - 99.000 - 0.001 1.000 Parámetro B para curva programablepor usuario OV2

C_OV2 0.000 - 1.000 - 0.001 1.000 Parámetro C para curva programablepor usuario OV2

D_OV2 0.000 - 10.000 - 0.001 0.000 Parámetro D para curva programablepor usuario OV2

P_OV2 0.001 - 10.000 - 0.001 0.020 Parámetro P para curva programablepor usuario OV2

ResCrvType_UV1 InstantáneoTemporizadorcongeladoDecrecimientolineal

- - Instantáneo Selección de tipo de curva de reposiciónpara UV1

tResetDef_UV1 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposición en spara uso de tiempo definido para UV1




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntResetIDMT_UV1 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposición en s

para curvas IDMT de UV1

A_UV1 0.005 - 999.000 - 0.001 0.140 Parámetro A para curva programablepor usuario UV1

B_UV1 0.500 - 99.000 - 0.001 1.000 Parámetro B para curva programablepor usuario UV1

C_UV1 0.000 - 1.000 - 0.001 1.000 Parámetro C para curva programablepor usuario UV1

D_UV1 0.000 - 10.000 - 0.001 0.000 Parámetro D para curva programablepor usuario UV1

P_UV1 0.001 - 10.000 - 0.001 0.020 Parámetro P para curva programablepor usuario UV1

ResCrvType_UV2 InstantáneoTemporizadorcongeladoDecrecimientolineal

- - Instantáneo Selección de tipo de curva de reposiciónpara UV2

tResetDef_UV2 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposición en spara uso de tiempo definido para UV2

tResetIDMT_UV2 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposición en spara curvas IDMT de UV2

A_UV2 0.005 - 999.000 - 0.001 0.140 Parámetro A para curva programablepor usuario UV2

B_UV2 0.500 - 99.000 - 0.001 1.000 Parámetro B para curva programablepor usuario UV2

C_UV2 0.000 - 1.000 - 0.001 1.000 Parámetro C para curva programablepor usuario UV2

D_UV2 0.000 - 10.000 - 0.001 0.000 Parámetro D para curva programablepor usuario UV2

P_UV2 0.001 - 10.000 - 0.001 0.020 Parámetro P para curva programablepor usuario UV2

3.10 Supervisión del sistema secundario

3.10.1 Supervisión del circuito de corriente CCSRDIF




Supervisión del circuito de corriente CCSRDIF - 87


Los núcleos de los transformadores de corriente abiertos o en cortocircuito puedenprovocar un funcionamiento no deseado de muchas funciones de protección, comolas funciones de corriente diferencial de falta a tierra y de corriente de secuencia



negativa. Cuando hay disponibles corrientes de dos juegos de TC trifásicosindependientes, o núcleos del TC, que miden las mismas corrientes primarias, sepuede disponer de una supervisión fiable del circuito de corriente mediante lacomparación de las corrientes de ambos juegos. Si se detecta un error en cualquiercircuito del TC, las funciones de protección involucradas se pueden bloquear y sepuede emitir una alarma.

Si las corrientes son grandes, la saturación transitoria desigual de los núcleos delTC con diferente remanencia o diferente factor de saturación puede provocardiferencias en las corrientes secundarias de los dos juegos de TC. Se debe evitar elbloqueo no deseado de las funciones de protección durante la etapa transitoria.

La supervisión del circuito de corriente CCSRDIF debe ser sensible y tener uncorto tiempo de funcionamiento para poder evitar el disparo no deseado de lasprotecciones numéricas sensibles y de rápida acción si hay circuitos secundariosdel TC defectuosos.

Los circuitos del TC abiertos producen tensiones extremadamentealtas, que pueden dañar el aislamiento y provocar nuevos problemas.Por lo tanto, esto se debe tener en cuenta durante la aplicación,sobre todo, si se bloquean las funciones de protección.


La supervisión del circuito de corriente CCSRDIF compara la corriente residual deun juego trifásico de núcleos de transformadores de corriente con la corriente depunto neutro en una entrada separada tomada de otro juego de núcleos del mismotransformador de corriente.

La corriente mínima de funcionamiento, IMinOp, se debe ajustar como mínimo aldoble de la corriente residual en los circuitos del TC supervisados, en condicionesde servicio normales y con corriente primaria nominal.

El parámetro Ip>Block por lo general se ajusta a 150% para bloquear la funcióndurante condiciones transitorias.

La salida FAIL se conecta a la entrada de bloqueo de la función de protección quese debe bloquear por circuitos secundarios del TC defectuosos.


Tabla 84: CCSRDIF Grupo de ajustes (básicos)



IBase 1 - 99999 A 1 3000 Valor IBase para detectores de nivel decorriente

IMinOp 5 - 200 %IB 1 20 Nivel de mínimo diferencial de corrientede operación en % de IBase



Tabla 85: CCSRDIF Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIp>Block 5 - 500 %IB 1 150 Bloqueo de función por corriente de fase

alta, en % de IBase

3.10.2 Supervisión de fallo de fusible SDDRFUF




Supervisión de fallo de fusible SDDRFUF - -


Las diferentes funciones de protección dentro del IED de protección funcionan enbase a la tensión medida en el punto del relé. Por ejemplo:

• función de protección de distancia• función de subtensión y sobretensión• función de comprobación de sincronismo y comprobación de tensión para la

lógica de alimentación débil.

Estas funciones pueden entrar en funcionamiento accidentalmente si se produceuna falta en los circuitos secundarios entre los transformadores de medida detensión y el IED.

Es posible tomar distintas medidas para evitar dichos funcionamientosaccidentales. Una de estas posibilidades son los interruptores automáticos de loscircuitos de medición de tensión, que están ubicados lo más cerca posible de lostransformadores de medida de tensión. Otras posibilidades abarcan el uso de IEDde monitorización separados o elementos de monitorización de fallo de fusiblesseparados dentro de la protección. Estas soluciones se combinan para lograr elmejor efecto posible en la función de supervisión de fallo de fusible (SDDRFUF).

La función de supervisión de fallo de fusible, como está incorporada en losproductos IED, puede funcionar en base a señales binarias externas desde elinterruptor automático o desde el seccionador de línea. El primer caso influye en elfuncionamiento de todas las funciones dependientes de la tensión mientras que elsegundo no afecta las funciones de medición de impedancia.

Se recomienda el uso del algoritmo de detección de secuencia negativa, que se basaen cantidades de medición de secuencia negativa, un valor alto de tensión 3U2 sinla presencia de la corriente de secuencia negativa 3I2, para redes aisladas o depuesta a tierra de alta impedancia.



Se recomienda el uso del algoritmo de detección de secuencia cero, que se basa encantidades de medición de secuencia cero, un valor alto de tensión 3U0 sin lapresencia de la corriente residual 3I0para redes de neutro rígido a tierra o de bajaimpedancia. En los casos donde la línea tiene una alimentación débil de corrientede secuencia cero, se debe evitar esta función.

Se puede agregar un criterio basado en mediciones de corriente en triángulo y detensión en triángulo a la función de supervisión de fallo de fusible a fin de detectarun fallo de fusible trifásico, lo cual, en términos prácticos, se asocia más con laconmutación del transformador de tensión durante maniobras en la estación.


GeneralLas tensiones y corrientes de secuencia cero y de secuencia negativa existensiempre debido a diferentes asimetrías en la red primaria y a diferencias en lostransformadores de medida de corriente y de tensión. El valor mínimo para elfuncionamiento de los elementos de medición de corriente y tensión se debe ajustarsiempre con un margen de seguridad del 10 al 20%, dependiendo de lascondiciones de funcionamiento de la red.

Preste atención especial a la asimetría en las cantidades de medición cuando seutiliza la función en líneas largas no transpuestas, en líneas de multicircuitos, etc.

Los ajustes de la secuencia negativa, la secuencia cero y el algoritmo en triángulose realizan en un porcentaje de la tensión base y la corriente base para la función,UBase y IBase respectivamente. Ajuste UBase a la tensión de fase a fase nominalprimaria del transformador de tensión potencial e IBase a la corriente nominalprimaria del transformador de corriente.

Ajuste de parámetros comunesAjuste el selector de modo de funcionamiento Operation a On para liberar lafunción de fallo de fusible.

El umbral de tensión USealIn< se utiliza para identificar condiciones de tensiónbaja en la red. Ajuste USealIn< por debajo de la tensión de funcionamiento mínimaque se pueda producir durante condiciones de emergencia. Proponemos un ajustede aproximadamente el 70% de UBase.

El tiempo de caída de 200 ms para la detección de fase muerta hace que serecomiende ajustar siempre SealIn a On dado que esto asegura una indicación defallo de fusible ante un fallo de fusible persistente cuando se cierra el interruptorlocal, cuando la línea ya se ha energizado desde el otro extremo. Cuando elinterruptor remoto se cierra, la tensión vuelve excepto en la fase que tenga un fallode fusible persistente. Dado que el interruptor local está abierto, no hay corriente yla indicación de fase muerta persiste en la fase con el fusible fundido. Cuando secierra el interruptor local, la corriente comienza a circular y la función detecta lasituación de fallo de fusible. Pero debido al temporizador de caída de 200 ms, lasalida BLKZ no se activa hasta después de 200 ms. Esto significa que las funciones



de distancia no están bloqueadas y, debido a la situación de “falta de tensión peropresencia de corriente”, se podría emitir un disparo.

El selector del modo de funcionamiento OpMode ha sido introducido para unamejor adaptación a los requerimientos de la red. El selector de modo hace posibleseleccionar interacciones entre los algoritmos de secuencia negativa y de secuenciacero. En aplicaciones normales, OpMode se ajusta a UNsINs para seleccionaralgoritmos de secuencia negativa o a UZsIZs para algoritmos basados en secuenciacero. Si el estudio de la red o las experiencias de campo demuestran que existeriesgo de que la función de fallo de fusible no se active debido a las condiciones dela red, la fiabilidad de la función de fallo de fusible se puede aumentar si OpModese ajusta a UZsIZs OR UNsINs o a OptimZsNs. En el modo UZsIZs OR UNsINs,se activan tanto el algoritmo basado en secuencia cero como el de secuencianegativa y funcionan en condición OR. También en modo OptimZsNs, se activantanto el algoritmo basado en secuencia cero como el de secuencia negativa, yfunciona el que tiene la magnitud más alta de corriente de secuencia negativamedida. Si surge la necesidad de aumentar la seguridad de la función de fallo defusible, se puede ajustar OpMode a UZsIZs AND UNsINs, lo cual da comoresultado que el algoritmo de secuencia cero y el de secuencia negativa se activen yfuncionen en una condición AND, es decir, ambos algoritmos deben establecercondiciones para el bloqueo a fin de activar las señales de salida BLKU o BLKZ.

Basada en secuencia negativaEl valor de ajuste del relé 3U2> se expresa en un porcentaje de la tensión baseUBase y no se debe ajustar por debajo de lo expresado en la ecuación 105.

3 23 2 100

UU

UBase>= ×


donde:

3U2 es la tensión de secuencia negativa máxima durante condiciones de funcionamiento normales

UBase es el ajuste de tensión base para la función

El ajuste del límite de corriente 3I2> es en un porcentaje del parámetro IBase. Elajuste de 3I2> debe ser más alto que la corriente de desequilibrio normal que puedahaber en la red y se puede calcular de acuerdo con la ecuación 106.

3 23 2 100I

IIBase

>= ×


donde:

3I2 es la corriente de secuencia negativa máxima durante condiciones de funcionamientonormales

IBase es el ajuste de corriente base para la función



Basada en secuencia ceroEl valor de ajuste del IED 3U0> se expresa en un porcentaje de la tensión baseUBase, donde UBase es la tensión base primaria, por lo general, la tensión nominaldel devanado del transformador de tensión potencial primario. El ajuste de 3U0>no se debe ajustar por debajo de lo expresado en la ecuación 107.

3 03 0 100

UU

UBase>= ×


donde:

3U0 es la tensión de secuencia cero máxima durante condiciones de funcionamiento normales

UBase es el ajuste de tensión base para la función

El ajuste del límite de corriente 3I0> se realiza en un porcentaje de IBase. El ajustede 3I0> debe ser más alto que la corriente de desequilibrio normal que pueda haberen la red. El ajuste se puede calcular según la ecuación 108.

3 03 0 100

II

IBase>= ×


donde:

3I0 es la corriente de secuencia cero máxima durante condiciones de funcionamiento normales

IBase es el ajuste de corriente base para la función

dudv/dt y di/dtEl ajuste de du/dt se realiza en un porcentaje de UBase, donde UBase es la tensiónbase primaria, por lo general, la tensión nominal del devanado del transformador detensión potencial primario. El ajuste de DU> debe ser elevado (aproximadamente60% de UBase) a fin de evitar funcionamientos no deseados, y el umbral decorriente dI/dt debe ser bajo (aproximadamente 10% de IBase) pero más elevadoque el ajuste de IMinOp (la corriente mínima de funcionamiento del IED). Siemprese debe utilizar junto con el algoritmo de secuencia negativa o de secuencia cero.Si USetprim es la tensión primaria para el funcionamiento de dU/dt y ISetprim, lacorriente primaria para el funcionamiento de dI/dt, el ajuste de DU> y DI> sebasan en la ecuación 109 y la ecuación 110.

primUSetDU 100UBase

> = ×




primISetDI 100IBase

> = ×


Ajuste el selector de modo de funcionamiento OperationDUDI a On si la funciónen triángulo debe estar en funcionamiento.

El umbral de corriente IPh> se debe ajustar por debajo de IMinOp para la funciónde protección de distancia. Se recomienda un valor menor al 5-10%.

Detección de línea muertaLa condición para el funcionamiento de la detección de línea muerta se ajustamediante los parámetros IDLD< para el umbral de corriente y UDLD< para elumbral de tensión.

Ajuste IDLD< con un margen suficiente por debajo de la corriente de cargamínima esperada. Se recomienda un margen de seguridad de al menos 15-20%. Elvalor de funcionamiento debe, sin embargo, exceder la corriente de carga máximade una línea aérea, cuando solo una fase está desconectada (acoplamiento mutuo alas otras fases).

Ajuste UDLD< con un margen suficiente por debajo de la tensión defuncionamiento mínima esperada. Se recomienda un margen de seguridad de almenos 15%.


Tabla 86: SDDRFUF Grupo de ajustes (básicos)


On- - On Operación Off/On



OpMode OffUNsINsUZsIZsUZsIZs O UNsINsUZsIZs Y UNsINsOptimZsNs

- - UZsIZs Selección de modo de operación

3U0> 1 - 100 %UB 1 30 Nivel de operación de elemento desobretensión residual en % de UBase

3I0< 1 - 100 %IB 1 10 Nivel de operación de elemento desubintensidad residual en % de IBase

3U2> 1 - 100 %UB 1 30 Nivel de operación de elemento desobretensión de sec. neg. en % de UBase

3I2< 1 - 100 %IB 1 10 Nivel de operación de elemento desubintensidad de sec. neg. en % de IBase

OpDUDI OffOn

- - Off Operación de función basada en cambioOff/On




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónDU> 1 - 100 %UB 1 60 Nivel de operación de cambio en tensión

de fase en % de UBase

DI< 1 - 100 %IB 1 15 Nivel de operación de cambio enCorriente de fase en % de IBase

UPh> 1 - 100 %UB 1 70 Nivel de operación de tensión de fase en% de UBase

IPh> 1 - 100 %IB 1 10 Nivel de operación de Corriente de faseen % de IBase

SealIn OffOn

- - On Funcionalidad de mantenimiento Off/On

USealln< 1 - 100 %UB 1 70 Nivel de operación de mantenimiento detensión de fase en % de UBase

IDLD< 1 - 100 %IB 1 5 Nivel de operación para detección deCorriente de fase abierta en % de IBase

UDLD< 1 - 100 %UB 1 60 Nivel de operación para detección detensión de fase abierta en % de UBase

3.11 Control

3.11.1 Comprobación de sincronismo, comprobación deenergización y sincronización SESRSYN




Comprobación de sincronismo,comprobación de energización ysincronización

SESRSYN

sc/vc

SYMBOL-M V1 ES

25


SincronizaciónPara permitir el cierre de los interruptores entre redes asíncronas, se incluye unafunción de sincronización. La orden de cierre del interruptor se emite en elmomento óptimo en que se cumplen las condiciones en el interruptor a fin de evitarla presión en la red y sus componentes.

Los sistemas se definen como asíncronos cuando la diferencia de frecuencia entrela barra y la línea es mayor que un parámetro ajustable. Si la diferencia defrecuencia es menor que este valor umbral, se define que el sistema tiene uncircuito paralelo y se utiliza la función de comprobación de sincronismo.



La función de sincronización mide la diferencia entre U-línea y U-barra. Funcionay activa una orden de cierre al interruptor cuando el ángulo de cierre calculado esigual al ángulo de fase medido y, al mismo tiempo, se cumplen las siguientescondiciones:

• Las tensiones U-línea y U-barra son superiores a los valores ajustados deUHighBusSynch y UHighLineSynch de la tensión base UBase.

• La diferencia en la tensión es menor que el valor ajustado de UDiffSynch.• La diferencia en frecuencia es inferior al valor ajustado de FreqDiffMax y

superior al valor ajustado de FreqDiffMin. Si la frecuencia es menor queFreqDiffMin , se utiliza la comprobación de sincronismo y el valor deFreqDiffMin debe ser idéntico al valor FreqDiffM y FreqDiffArespectivamente para la función de comprobación de sincronismo. Lasfrecuencias de barra y de línea también deben estar dentro de un rango de +/- 5Hz de la frecuencia nominal. Cuando la opción de sincronización también seincluye para el reenganche automático, no hay motivo para tener diferentesajustes de frecuencia para el reenganche manual y automático, y los valores dela diferencia de frecuencia para la comprobación de sincronismo se debenmantener bajos.

• La variación de la frecuencia con respecto al tiempo es inferior al valorajustado para la U-barra y U-línea.

• El ángulo de cierre se decide con el cálculo del deslizamiento de frecuencia yel tiempo previo al cierre requerido.

La función de sincronización compensa el deslizamiento de frecuencia medida y elretardo de cierre del interruptor. El avance de la fase se calcula continuamente. Elángulo de cierre es el cambio de ángulo durante el tiempo ajustado defuncionamiento de cierre del interruptor tBreaker.

La tensión de referencia puede ser fase a neutro L1, L2, L3 , fase a fase L1-L2, L2-L3, L3-L1 o de secuencia positiva. La tensión de barra se debe conectar a la mismafase o fases que se eligieron para la línea o se ajusta un ángulo de compensaciónpor la diferencia.

Comprobación de sincronismoEl objetivo principal de la función de comprobación de sincronismo es brindarcontrol del cierre de los interruptores en redes eléctricas a fin de prevenirlo si no sedetectan condiciones para el sincronismo. También se utiliza para prevenir lareconexión de dos sistemas que están divididos después del efecto isla y después deun reenganche tripolar.

El reenganche automático monopolar no requiere comprobación desincronismo porque el sistema está unido por dos fases.

La función de sincronización incluye la función de comprobación de sincronismo yla función de comprobación de energización para permitir el cierre cuando un ladodel interruptor está inactivo. La función de comprobación de sincronismo también



incluye un esquema de selección de tensiones incorporado que permite unaaplicación simple en todos los tipos de disposiciones de barras.

~ ~~~ ~~

en04000179.vsd

IEC04000179 V1 ES

Figura 69: Dos redes eléctricas interconectadas

La figura 69 muestra dos redes eléctricas interconectadas. La nube significa que lainterconexión puede estar más adelante, es decir, una conexión débil a través deotras estaciones. La necesidad de comprobar la sincronización aumenta a medidaque disminuye el sistema en malla, ya que el riesgo de que las dos redes estén fuerade sincronización 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 sólo se genera cuandotodas las condiciones medidas están simultáneamente dentro de los límitesajustados. La comprobación consiste en:

• Línea activa y barra activa.• Diferencia de nivel de tensión.• Diferencia de frecuencia (deslizamiento). La frecuencia de barra y línea

también debe estar dentro de un rango de ±5 Hz de la frecuencia nominal.• Diferencia de ángulo de fase.

Se dispone de un retardo para asegurar que las condiciones se cumplan por unperíodo mínimo de tiempo.

En redes eléctricas muy estables, la diferencia de frecuencia es insignificante ocero para el cierre iniciado manualmente o el cierre por restauración automática.En condiciones estables, se puede permitir una diferencia mayor de ángulo de faseya que, a veces, es lo que sucede en una línea paralela larga y cargada. Para estaaplicación aceptamos una comprobación de sincronismo con un tiempo defuncionamiento prolongado y alta sensibilidad en cuanto a la diferencia defrecuencia. El ajuste de la diferencia de ángulo de fase se puede ajustar paracondiciones estables.

Otro ejemplo es cuando el funcionamiento de la red eléctrica está perturbado y seproduce el reenganche automático a alta velocidad después del despeje de unafalta. 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 oscilarentre valores positivos y negativos. Cuando el interruptor se debe cerrar porreenganche automático después del despeje de una falta, se debería tolerar una



diferencia de frecuencia mayor que en las condiciones estables mencionadas en elcaso anterior. Pero si, al mismo tiempo, se permite una diferencia de ángulo de fasemayor, existe el riesgo de que se produzca el reenganche automático cuando ladiferencia de ángulo de fase es grande y se incrementa. En este caso, es más segurocerrar cuando la diferencia de ángulo de fase es menor.

Para cumplir los requisitos mencionados, la función de comprobación desincronismo incluye ajustes duplicados, uno para condiciones estables (Manual) yuno para el funcionamiento en condiciones de perturbación (Auto).

SynchroCheckUHighBusSC > 50 - 120 % de UBaseUHighLineSC > 50 - 120 % de UBaseUDiffSC < 2 - 50 % de UBasePhaseDiffM < 5 - 90 gradosPhaseDiffA < 5 - 90 gradosFreqDiffM < 3 - 1000 mHzFreqDiffA < 3 - 1000 mHz

Fallo de fusible

Fallo de fusible

Tensión de línea Tensión de referencia de línea

Tensión de barra


Figura 70: Principio para la función de comprobación de sincronismo

Comprobación de energizaciónEl objetivo principal de la función de comprobación de energización es facilitar lareconexión controlada de las líneas y barras desconectadas a las líneas y barrasalimentadas.

La función de comprobación de energización mide las tensiones de barra y de líneay las compara con los valores umbrales altos y bajos. La salida solo se generacuando las condiciones medidas reales coinciden con las condiciones ajustadas. Lafigura 71 muestra dos redes eléctricas: una (1) está energizada y la otra (2), no. Lared eléctrica 2 está energizada (DLLB) desde la red 1 a través del interruptor A.



~

1 2 A B

EnergizingCheck

UHighBusEnerg > 50 - 120 % de UBaseUHighLineEnerg > 50 - 120 % de UBaseULowBusEnerg < 10 - 80 % de UBaseULowLineEnerg < 10 - 80 % de UBaseUMaxEnerg < 80 - 140 % de UBase

Tensión de líneaTensión de barra


IEC07000091 V2 ES

Figura 71: Principio de la función de comprobación de energización

La energización puede funcionar en dirección de línea inactiva y barra activa(DLLB), en dirección de barra inactiva y línea activa (DBLL) o en ambasdirecciones por el interruptor. La energización desde diferentes direcciones puedeser distinta para el reenganche automático y el cierre manual del interruptor. Para elcierre manual, también es posible permitir el cierre cuando ambos lados delinterruptor están inactivos: barra inactiva y línea inactiva (DBDL).

Se considera que el equipo está alimentado si la tensión es superior a un valorajustado, por ejemplo, 80% de la tensión base, y que no está alimentado si latensión es inferior a un valor ajustado, por ejemplo, 30% de la tensión base. Unalínea desconectada puede tener un potencial considerable por factores tales como lainducción de una línea que funciona en paralelo o la energización a través decondensadores de extinción en los interruptores. Esta tensión puede ser el 50% omás de la tensión base de la línea. Por lo general, para interruptores con elementosde interrupción simple (<330 kV), el nivel es inferior al 30%.

Cuando la dirección de la energización corresponde con los ajustes, la situacióndebe permanecer constante por un determinado período de tiempo antes de permitirla señal de cierre. El objetivo del tiempo de funcionamiento retardado es garantizarque el lado inactivo permanezca sin energizar y que esa condición no se deba a unainterferencia temporal.

Selección de tensionesLa función de selección de tensiones se utiliza para la conexión de las tensionesadecuadas a las funciones de comprobación de sincronismo y comprobación deenergización. Por ejemplo, cuando se utiliza el IED en una disposición de barradoble, la tensión que se debe seleccionar depende del estado de los interruptores y/o seccionadores. Al comprobar el estado de los contactos auxiliares de losseccionadores, se pueden seleccionar las tensiones correctas para las funciones desincronización, comprobación de sincronismo y comprobación de energización.



Los tipos de selección de tensiones disponibles son para disposiciones de uninterruptor con barra doble y de interruptor y medio. Las disposiciones de dobleinterruptor y de un interruptor con barra simple no necesitan la función deselección de tensiones. Y un interruptor con barra doble que utiliza selección detensión externa tampoco necesita selección de tensión interna.

Las tensiones de las barras y líneas deben estar físicamente conectadas a lasentradas de tensión en el IED y conectadas, mediante el software de control, concada una de las dos funciones de comprobación de sincronismo disponibles en elIED, que pueden ser dos como máximo.

Fallo del fusible externoLas señales externas de fallo de fusible o señales de un interruptor/MCB de fusibledisparado están conectadas a entradas binarias configuradas a entradas de lafunción de sincronización en el IED. También se puede utilizar la función desupervisión interna de fallo de fusible, al menos para la energización de tensión delínea. Se utiliza la señal VTSU y se conecta a la entrada de bloqueo del bloquefuncional de comprobación de energización. En el caso de un fallo de fusible, sebloquean las funciones de sincronización, comprobación de sincronismo ycomprobación de energización.

Las entradas UB1OK/UB2OK y UB1FF/UB2FF están relacionadas con la tensiónde barra y las entradas ULN1OK/ULN2OK y ULN1FF/ULN2FF estánrelacionadas con la tensión de línea.

Selección externa de la dirección de energizaciónLa energización se puede seleccionar mediante el uso de los bloques funcionales delógica disponibles. A continuación se brinda un ejemplo donde la elección delmodo se realiza desde un símbolo en la HMI local a través del bloque funcionalconmutador selector pero, como alternativa, puede haber, por ejemplo, unconmutador selector físico en la parte frontal del panel, conectado a un bloquefuncional de binarios a enteros (B16I).

Si se utiliza la entrada PSTO conectada con el conmutador local-remoto en la HMIlocal, la elección también puede ser desde el sistema de la HMI de estación, por logeneral, ABB Microscada a través de la comunicación IEC 61850.

El ejemplo de conexión para la selección del modo de energización manual seobserva en la figura 72. Los nombres seleccionados son solo ejemplos, pero sedebe tener en cuenta que el símbolo en la HMI local solo puede mostrar tres valores.




SESRSYN

MENMODE

INTONE PSTO

SWPOSNNAME1NAME2OFF

DLDBDLB

SLGGIO

NAME3NAME4

IEC07000118 V2 ES

Figura 72: Selección de la dirección de energización desde un símbolo de laHMI local a través de un bloque funcional conmutador selector

3.11.1.2 Ejemplos de aplicación

El bloque funcional de sincronización también se puede utilizar en algunasdisposiciones de patios de maniobra, pero con ajustes de parámetros diferentes. Acontinuación se brindan algunos ejemplos de cómo se conectan diferentesdisposiciones a las entradas analógicas del IED y con el bloque funcional(SESRSYN). Se utiliza un bloque funcional por interruptor. El IED puede estarprovisto de uno, dos o tres bloques funcionales.

Las entradas utilizadas en el ejemplo son las más comunes y sepueden cambiar mediante las herramientas de configuración y dematriz de señales.

Un interruptor con barra simple

T e n s ió n d e lín e a /1 /2 /3

T e n s ió n d e b a r ra 1

B a rra 1

Q B 1

U R E F 1

U L 1 /U L 2 /U L 3

Q A 1

F u s eV T

= IE C 0 7 0 0 0 0 9 2 = 2 = e s = O rig ina l.v s d

S E S R S Y NU 3 P B B 1 *U 3 P B B 2 *U 3 P L N 1 *U 3 P L N 2 *B L O C KB L K S Y N C HB L K S CB L K E N E R GB 1 Q O P E NB 1 Q C L DB 2 Q O P E NB 2 Q C L DL N 1 Q O P E NL N 1 Q C L DL N 2 Q O P E NL N 2 Q C L DU B 1 O KU B 1 F FU B 2 O KU B 2 F FU L N 1 O KU L N 1 F FU L N 2 O KU L N 2 F FS T A R T S Y NT S T S Y N C HT S T S CT S T E N E R GA E N M O D EM E N M O D E

S Y N O KA U T O S Y O KA U T O E N O K

M A N S Y O KM A N E N O K

T S T S Y N O KT S T A U T S Y

T S T M A N S YT S T E N O KU S E L F A IL

B 1 S E LB 2 S E L

L N 1 S E LL N 2 S E L

S Y N P R O G RS Y N F A ILU O K S Y N

U D IF F S Y NF R D IF S Y NF R D IF F O KF R D E R IV A

U O K S CU D IF F S CF R D IF F AP H D IF F AF R D IF F MP H D IF F MU D IF F M E

F R D IF F M EP H D IF F M EM O D E A E NM O D E M E N

F u s eV T

IEC07000092 V2 ES

Figura 73: Conexión de la función de comprobación de sincronismo en unadisposición de una barra



La figura 73 ilustra los principios de conexión. Para la función de sincronización ycomprobación de energización SESRSYN hay un transformador de tensión en cadalado del interruptor. Las conexiones del circuito del transformador de tensión sondirectas; no es necesaria ninguna selección de tensiones en especial.

Para la sincronización y la comprobación de energización, la tensión del TT de labarra está conectada con la entrada analógica monofásica UREF1 (CH10) en elmódulo de entradas analógicas AIM1 (también denominado TRM). La tensión delínea está conectada como tensión trifásica con las entradas analógicas UL1(CH07), UL2 (CH08), UL3 (CH09) en el módulo AIM1. El parámetro de selecciónde tensiones CBConfig está ajustado a Sin selec. tensión.

Un interruptor con barra doble, selección externa de tensiones


T e n s ió n d e b a r ra

B a rra 1

B a rra 2

Q B 1

Q B 2

L ín e a

U R E F 1

U L 1 /U L 2 /U L 3

Q A 1

F u s eV T

= IE C 0 7 0 0 0 0 9 3 = 2 = e s = O rig in a l.v s d

S E S R S Y NU 3 P B B 1 *U 3 P B B 2 *U 3 P L N 1 *U 3 P L N 2 *B L O C KB L K S Y N C HB L K S CB L K E N E R GB 1 Q O P E NB 1 Q C L DB 2 Q O P E NB 2 Q C L DL N 1 Q O P E NL N 1 Q C L DL N 2 Q O P E NL N 2 Q C L DU B 1 O KU B 1 F FU B 2 O KU B 2 F FU L N 1 O KU L N 1 F FU L N 2 O KU L N 2 F FS T A R T S Y NT S T S Y N C HT S T S CT S T E N E R GA E N M O D EM E N M O D E





B 1 S E LB 2 S E L






F u s eV T

F u s eV T

IEC07000093 V2 ES

Figura 74: Conexión de la función de comprobación de sincronismo en unadisposición de un interruptor y barra doble, con selección detensión externa.

En este tipo de disposiciones, no se requiere selección de tensión interna. Laselección de tensión se realiza mediante relés externos, por lo general conectadossegún la figura 74. La tensión adecuada y la supervisión de fallo de fusible de TTde las dos barras se seleccionan en base a la posición de los seccionadores de labarra. Esto significa que las conexiones con el bloque funcional son las mismas quelas de la disposición de barra simple. El parámetro de selección de tensionesCBConfig está ajustado a Sin selec. tensión.



Un interruptor con barra doble, selección interna de tensiones

lineVoltage/1/2/3

Tensión de barra 1

Tensión de barra 2

Barra 1Barra 2

QB1

QB2

Línea

UREF1UREF2

UL1/UL2/UL3

QA1

FuseVT

FuseVT

FuseVT


SESRSYNU3PBB 1U3PBB 2U3PLN 1U3PLN 2BLOCKBLKSYNCHBLKSCBLKENERGB1 QOPENB1 QCLDB2 QOPENB2 QCLDLN1 QOPENLN1 QCLDLN2 QOPENLN2 QCLDUB1OKUB1FFUB2OKUB2FFULN 1OKULN 1FFULN 2OKULN 2FFSTARTSYNTSTSYNCHTSTSCTSTENERGAENMODEMENMODE

SYNOKAUTOSYOKAUTOENOK

MANSYOKMANENOK

TSTSYNOKTSTAUTSYTSTMANSY

TSTENOKUSELFAIL

B1 SELB2 SEL

LN1 SELLN2 SEL

SYNPROGRSYNFAILUOKSYN

UDIFFSYNFRDIFSYNFRDIFFOKFRDERIVA

UOKSCUDIFFSCFRDIFFAPHDIFFAFRDIFFMPHDIFFMUDIFFME

FRDIFFMEPHDIFFMEMODEAENMODEMEN

IEC07000095 V2 ES

Figura 75: Conexión de la función de comprobación de sincronismo en unadisposición de un interruptor y barra doble, con selección detensión interna.

Cuando se debe realizar la selección de tensión interna, se necesitan dos módulosde entradas análogicas, AIM1 (TRM+ADM) y AIM2 (TRM+ADM). Lasconexiones del circuito del transformador de tensión se realizan según la figura 75.Las tensiones de los TT de la barra están conectadas a la entrada analógicamonofásica UREF1 (CH10), en el módulo de entradas analógicas AIM1 y a laentrada analógica monofásica UREF2 (CH11), en el módulo de entradas analógicasAIM2. La tensión de línea está conectada como tensión trifásica a las entradasanalógicas UL1 (CH07), UL2 (CH08), UL3 (CH09) en el módulo AIM1. Elparámetro de selección de tensiones CBConfig está ajustado a un interruptor, barradoble.



Doble interruptor




B a rra 1B a rra 2

Q A 1

Q A 2

L ín e a

U R E F 1

U R E F 2

U L 1 /U L 2 /U L 3

F u s eV T

F u s eV T

F u s eV T Q A 1

Q A 2

= IE C 0 7 0 0 0 0 9 6 = 2 = e s = O rig in a l.v s d

S E S R S Y NU 3 P B B 1U 3 P B B 2U 3 P L N 1U 3 P L N 2B L O C KB L K S Y N C HB L K S CB L K E N E R GB 1 Q O P E NB 1 Q C L DB 2 Q O P E NB 2 Q C L DL N 1 Q O P E NL N 1 Q C L DL N 2 Q O P E NL N 2 Q C L DU B 1 O KU B 1 F FU B 2 O KU B 2 F FU L N 1 O KU L N 1 F FU L N 2 O KU L N 2 F FS T A R T S Y NT S T S Y N C HT S T S CT S T E N E R GA E N M O D EM E N M O D E





B 1 S E LB 2 S E L






S E S R S Y NU 3 P B B 1U 3 P B B 2U 3 P L N 1U 3 P L N 2B L O C KB L K S Y N C HB L K S CB L K E N E R GB 1 Q O P E NB 1 Q C L DB 2 Q O P E NB 2 Q C L DL N 1 Q O P E NL N 1 Q C L DL N 2 Q O P E NL N 2 Q C L DU B 1 O KU B 1 F FU B 2 O KU B 2 F FU L N 1 O KU L N 1 F FU L N 2 O KU L N 2 F FS T A R T S Y NT S T S Y N C HT S T S CT S T E N E R GA E N M O D EM E N M O D E





B 1 S E LB 2 S E L






IEC07000096 V2 ES

Figura 76: Conexiones de tensión en una disposición con doble interruptor

Una disposición con doble interruptor requiere dos bloques funcionales:SESRSYN1 y SESRSYN2. No es necesario seleccionar ninguna tensión porque lasdos tensiones de referencia de la barra, UREF1 (CH10) y UREF2 (CH11) sonreferencias para dos interruptores, según la figura 76. La tensión de línea estáconectada como tensión trifásica a las entradas analógicas UL1,UL2, UL3 en elmódulo de entradas analógicas AIM1. El parámetro de selección de tensionesCBConfig está ajustado a Sin selec. tensión tanto para SESRSYN1 como paraSESRSYN2.

Interruptor y medioEl IED de la línea uno en disposiciones de interruptor y medio maneja la selecciónde tensiones de dos interruptores, un interruptor de barra y el interruptor de enlace.El IED requiere uno o dos módulos de entradas analógicas, AIM1 (TRM+ADM) yAIM2 (TRM+ADM) , y dos bloques funcionales, SPN1 y SPN2. Todas lastensiones para el diámetro entero se deberían conectar a ambos IED en el diámetro,respectivamente.



Barra 1 CB

Tie CB

UREF1

UREF2

UL1/UL2/UL3

FuseVTbus1Voltage

FuseVTbus2Voltage

QA1 QA1

FuseVT

FuseVT

line1Voltage1/2/3

line2Voltage

QA1

QB9QB9

Línea 1 Línea 2

QB1

QB2

QB1

QB2

QB61 QB62

UREF3

Barra 1Barra 2 SESRSYN

U3PBB1U3PBB2U3PLN1U3PLN2BLOCKBLKSYNCHBLKSCBLKENERGB1 QOPENB1QCLDB2 QOPENB2QCLDLN1 QOPENLN1QCLDLN2 QOPENLN2QCLDUB1OKUB1FFUB2OKUB2FFULN1OKULN1FFULN2OKULN2FFSTARTSYNTSTSYNCHTSTSCTSTENERGAENMODEMENMODE


MANSYOKMANENOK


TSTENOKUSELFAIL

B1SELB2SEL

LN1SELLN2SEL





SESRSYNU3PBB1U3PBB2U3PLN1U3PLN2BLOCKBLKSYNCHBLKSCBLKENERGB1 QOPENB1QCLDB2 QOPENB2QCLDLN1 QOPENLN1QCLDLN2 QOPENLN2QCLDUB1OKUB1FFUB2OKUB2FFULN1OKULN1FFULN2OKULN2FFSTARTSYNTSTSYNCHTSTSCTSTENERGAENMODEMENMODE


MANSYOKMANENOK


TSTENOKUSELFAIL

B1SELB2SEL

LN1SELLN2SEL






Figura 77: Conexiones de tensiones en una disposición deinterruptor y mediopara el IED de la línea 1



Barra 2 CB

UREF1

UREF2

UL1/UL2/UL3

FuseVTbus1Voltage

FuseVTbus2Voltage

QA1 QA1

FuseVT

FuseVT

line1Voltage

line2Voltage1/2/3

QA1

QB9QB9

Línea 1 Línea 2

QB1

QB2

QB1

QB2

QB61 QB62

UREF3

Barra 1Barra 2

Tie CB


SESRSYNU3PBB1U3PBB2U3PLN1U3PLN2BLOCKBLKSYNCHBLKSCBLKENERGB1QOPENB1QCLDB2QOPENB2QCLDLN1QOPENLN1QCLDLN2QOPENLN2QCLDUB1OKUB1FFUB2OKUB2FFULN1OKULN1FFULN2OKULN2FFSTARTSYNTSTSYNCHTSTSCTSTENERGAENMODEMENMODE


MANSYOKMANENOK


TSTENOKUSELFAIL

B1SELB2SEL

LN1SELLN2SEL





SESRSYNU3PBB1U3PBB2U3PLN1U3PLN2BLOCKBLKSYNCHBLKSCBLKENERGB1QOPENB1QCLDB2QOPENB2QCLDLN1QOPENLN1QCLDLN2QOPENLN2QCLDUB1OKUB1FFUB2OKUB2FFULN1OKULN1FFULN2OKULN2FFSTARTSYNTSTSYNCHTSTSCTSTENERGAENMODEMENMODE


MANSYOKMANENOK


TSTENOKUSELFAIL

B1SELB2SEL

LN1SELLN2SEL





IEC07000098 V2 ES

Figura 78: Conexiones de tensiones en una disposición de interruptor ymedio para el IED de la línea 2

El ejemplo muestra el uso de la función de comprobación desincronismo para el interruptor de enlace en los IED de ambaslíneas. Esto depende de las disposiciones de reenganche automáticoy cierre manual, y es posible que a menudo no sea necesario.

La conexión y configuración se realizan según la figura 77 y la figura 78. Lasconexiones son similares en ambos IED, además de las tensiones de línea y lastensiones de barra, que están cruzadas. Esto significa que las tensiones de líneatrifásicas UL1, UL2 y UL3 para la línea 1 y F3 para la línea 2 en el IED de lalínea 1 están cruzadas en el IED de la línea 2. Además, las conexiones de la tensiónde barra con los dos IED están cruzadas. Las conexiones analógicas físicas de lastensiones y la conexión con los bloques funcionales SESRSYN y SESRSYN sedeben comprobar cuidadosamente en el PCM600. En ambos IED, las conexiones y



configuraciones se deben atener a las siguientes reglas: Por lo general, la posicióndel aparato está conectada a contactos que muestran las posiciones cerradas (tipo b)y abiertas (tipo a).

Interruptor de barra:

• B1QOPEN/CLD = posición del interruptor de enlace y de los seccionadores• B2QOEN/CLD = posición del interruptor y los seccionadores de la barra opuesta• LN1QOPEN/CLD = posición del seccionador de la misma línea• LN2QOPEN/CLD = posición del seccionador de la línea opuesta• UB1OK/FF = supervisión del fusible de TT de barra conectado al interruptor

de la misma barra• UB2OK/FF = supervisión del fusible de TT de barra conectado al interruptor

de la barra opuesta• ULN1OK/FF = supervisión del fusible de TT de línea conectado a la misma línea• ULN2OK/FF = supervisión del fusible de TT de línea conectado a la línea

opuesta• Parámetro CBConfig = 1 1/2 Bus CB

Interruptor de enlace:

• B1QOPEN/CLD = posición del interruptor y los seccionadores de la misma barra• B2QOPEN/CLD = posición del interruptor y los seccionadores de la barra

opuesta• LN1QOPEN/CLD = posición del seccionador de la misma línea• LN2QOPEN/CLD = posición del seccionador de la línea opuesta• UB1OK/FF = supervisión del fusible de TT de barra conectado al interruptor

de la misma barra• UB2OK/FF = supervisión del fusible de TT de barra conectado al interruptor

de la barra opuesta• ULN1OK/FF = supervisión del fusible de TT de línea conectado a la misma línea• ULN2OK/FF = supervisión del fusible de TT de línea conectado a la línea

opuesta• CBConfig = Tie CB

Si se proporcionan las tres funciones SESRSYN en el mismo IED o si es preferiblepor otro motivo, el sistema se puede configurar sin "efecto de espejo" y el segundointerruptor de barra se puede ajustar a interruptor y medio alternativamente. Elestándar mencionado es así porque, por lo general, se proporcionan dos funcionesSESRSYN con la misma configuración y ajustes en una estación para cada bahía.


Los parámetros de ajuste para la función de sincronización, comprobación desincronismo y comprobación de energización SESRSYN se ajustan a través de laHMI local o del PCM600.

Operation



el modo de funcionamiento se puede ajustar a On/Off. El ajuste Off desactiva todala función.

SelPhaseBus1 y SelPhaseBus2

Son los parámetros de configuración para seleccionar la fase de medición de latensión para las barras 1 y 2 respectivamente, que puede ser una tensiónmonofásica (fase a neutro), bifásica (fase a fase) o de secuencia positiva.

SelPhaseLine1 y SelPhaseLine2

Son los parámetros de configuración para seleccionar la fase de medición de latensión para las líneas 1 y 2 respectivamente, que puede ser una tensión monofásica(fase a neutro), bifásica (fase a fase) o de secuencia positiva.

CBConfig

Este ajuste de configuración se utiliza para definir el tipo de selección de tensiones.El tipo de selección de tensiones puede ser:

• Sin selección de tensiones• Un interruptor a barra doble• interruptor y medio conectado a la barra 1• interruptor y medio conectado a la barra 2• interruptor y medio conectado a las líneas 1 y 2 (interruptor de enlace)

UBase

Este es un ajuste de configuración para la tensión base.

PhaseShift

Este ajuste se utiliza para compensar un desplazamiento de fase causado por untransformador de línea 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 medida.La tensión de barra es la tensión de referencia.

URatio

El parámetro URatio se define como URatio = tensión de barra/tensión de línea.Este ajuste aumenta la tensión de línea hasta el mismo nivel que la tensión de barra.

OperationSynch

El ajuste Off desactiva la función de sincronización. Con el ajuste On, la funciónestá en 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 dela red. Las tensiones umbral UHighBusSynch y UHighLineSynch deben ser



inferiores al valor en el que se debería sincronizar la red. Un valor común es 80%de la tensión nominal.

UDiffSynch

Es el ajuste de la diferencia de tensión entre la tensión de línea y la tensión debarra. La diferencia se ajusta según la configuración de la red y las tensionesesperadas cuando las dos redes funcionan de forma asíncrona. Un ajuste normal es10%-15% de la tensión nominal.

FreqDiffMax

El parámetro FreqDiffMax es la máxima frecuencia de deslizamiento en la cual seacepta la sincronización. 1/FreqDiffMax muestra el tiempo para que el vector semueva 360 grados, una vuelta de sincronoscopio, y se denomina "tiempo degolpe". Un valor común para FreqDiffMax es 200-250 mHz, lo cual producetiempos de golpe en 4-5 segundos. Deben evitarse valores más altos ya que, por logeneral, las dos redes están reguladas a la frecuencia nominal, independientementeuna de la otra, por lo cual la diferencia de frecuencia es pequeña.

FreqDiffMin

El parámetro FreqDiffMin es la diferencia de frecuencia mínima en la cual lossistemas se definen como asíncronos. Para una diferencia de frecuencia inferior aeste valor, los sistemas se consideran paralelos. Un valor común para FreqDiffMines 10 mHz. Por lo general, el valor debería ser bajo si se incluyen ambas funciones,la sincronización y la comprobación de sincronismo, ya que es mejor dejar que lafunción de sincronización se cierre porque se cerrará en la precisa instanciacorrecta si las redes funcionan con una diferencia de frecuencia.

¡Atención! El parámetro FreqDiffMin se debe ajustar al mismovalor que FreqDiffM y FreqDiffA respectivamente, paraSESRSYN , según si las funciones se utilizan para elfuncionamiento manual, el reenganche automático o ambos.

FreqRateChange

Es la máxima variación permitida de la frecuencia con respecto al tiempo.

tBreaker

El parámetro tBreaker se debe ajustar igual al tiempo de cierre del interruptor ytambién debería incluir los posibles relés auxiliares en el circuito de cierre. Esimportante comprobar que no se utilicen componentes de lógica lentos en laconfiguración del IED, ya que se pueden producir grandes variaciones en el tiempode cierre debido a esos componentes. Un ajuste común es 80-150 ms según eltiempo de cierre del interruptor.

tClosePulse

Es el ajuste para la duración del pulso de cierre del interruptor.



tMinSynch

El parámetro tMinSynch se ajusta para limitar el tiempo mínimo en el cual serealiza el intento de cierre de sincronización. El ajuste no realiza el cierre si seproduce una condición cumplida dentro de este tiempo desde que arranca lafunción de sincronización. Un ajuste común es 200 ms.

tMaxSynch

El parámetro tMaxSynch se ajusta para reponer el funcionamiento de la función desincronización si el funcionamiento no se produce dentro de este período detiempo. El ajuste debe permitir el ajuste de FreqDiffMin, que decide cuánto tiempollevará como máximo alcanzar la igualdad de fases. A un ajuste de 10 ms, eltiempo de golpe es de 100 segundos y el ajuste debería ser al menos tMinSynchmás 100 segundos. Si se espera que las frecuencias de la red estén fuera de loslímites desde el comienzo, se debe agregar un margen. El ajuste típico es de 600segundos.

OperationSC

El parámetro OperationSC ajustado a Off desactiva la función de comprobación desincronismo y activa las salidas AUTOSYOK, MANSYOK, TSTAUTSY ydesactiva TSTMANSY.

Con el ajuste On, la función está en servicio y la señal de salida depende de lascondiciones de entrada.

UHighBusSC y UHighLineSC

Los ajustes del nivel de tensión se eligen en relación a la tensión de barra/línea dela red. El umbral de las tensiones UHighBusSC y UHighLineSC se deben ajustarpor debajo del valor en el que se debería cerrar el interruptor con la comprobaciónde sincronismo. Un valor común es el 80% de la tensión base.

UDiffSC

Es el ajuste de la diferencia de tensión entre línea y barra.

FreqDiffM y FreqDiffA

Los ajustes de nivel de la diferencia de frecuencia, FreqDiffM y FreqDiffA, sedeben elegir según la condición en la red. En condiciones estables, es necesario unajuste de diferencia de frecuencia bajo, donde se utilice el parámetro FreqDiffM .Para el reenganche automático, es preferible un ajuste de diferencia de frecuenciamayor, donde se utilice el parámetro FreqDiffA . Un valor común para FreqDiffMes 10 mHz y un valor común para FreqDiffA es 100-200 mHz.

PhaseDiffM y PhaseDiffA

Los ajustes de nivel de la diferencia de ángulo de fase, PhaseDiffM y PhaseDiffA,también se deben elegir según las condiciones en la red. El ajuste del ángulo defase se debe elegir para permitir el cierre bajo la condición de carga máxima. Un



valor máximo común en redes con carga pesada puede ser 45 grados, mientras queen la mayoría de las redes, el ángulo máximo es inferior a 25 grados.

tSCM y tSCA

El objetivo de los ajustes de los temporizadores de retardo, tSCM y tSCA, esgarantizar que las condiciones de la comprobación de sincronismo permanezcanconstantes y que esta situación no se deba a una interferencia temporal. Si lascondiciones no continúan por el tiempo especificado, el temporizador de retardo serepone y el procedimiento se reinicia cuando se vuelvan a cumplir las condiciones.Así, el cierre del interruptor no se permite hasta que la situación de lacomprobación de sincronismo haya permanecido constante durante todo el tiempodel ajuste del retardo. En condiciones estables, es necesario un ajuste de retardo defuncionamiento más prolongado, donde se utilice el parámetro tSCM . Durante elreenganche automático, es preferible un ajuste de retardo de funcionamiento máscorto, donde se utilice tSCA . Un valor común para tSCM puede ser 1 segundo y unvalor común para tSCA puede ser 0.1 segundo.

AutoEnerg y ManEnerg

Se pueden utilizar dos ajustes diferentes para el cierre automático y manual delinterruptor. Los ajustes para cada uno de ellos son:

• Off, la función de energización se desactiva.• DLLB, barra activa y línea inactiva, la tensión de línea es inferior al valor

ajustado de ULowLineEnerg y la tensión de barra es superior al valor deUHighBusEnerg.

• DBLL, línea activa y barra inactiva, la tensión de barra es inferior al valorajustado de ULowBusEnerg y la tensión de línea es superior al valor deUHighLineEnerg.

• Both, la energización se puede realizar en ambas direcciones, DLLB o DBLL.

UHighBusEnerg y UHighLineEnerg

Los ajustes del nivel de tensión se eligen en relación a la tensión de barra/línea dela red. El umbral de las tensiones UHighBusEnerg y UHighLineEnerg se debenajustar por debajo del valor al que se considera que la red está energizada. Un valorcomún es el 80% de la tensión base.

ULowBusEnerg y ULowLineEnerg

Del mismo modo, el umbral de las tensiones ULowBusEnerg y ULowLineEnergsedeben ajustar por encima del valor al que se considera que la red no estáenergizada. Un valor común es el 80% de la tensión base. Se debe tener en cuentaque una línea desconectada puede tener un potencial considerable a causa de, porejemplo, la inducción desde una línea que funciona en paralelo o por estaralimentada a través de condensadores de extinción en los interruptores. Estatensión puede ser el 30% o más de la tensión base de la línea.



Como los márgenes de ajuste del umbral de las tensiones UHighBusEnerg/UHighLineEnerg y ULowBusEnerg/ULowLineEnerg en parte se superponen, lascondiciones de ajuste pueden ser tales que el ajuste del valor umbral no energizadoes más alto que el ajuste del valor umbral energizado. Por lo tanto, los parámetrosse deben ajustar cuidadosamente a fin de evitar las condiciones mencionadas.

tAutoEnerg y tManEnerg

El objetivo de los ajustes de los temporizadores de retardo, tAutoEnerg ytManEnerg, es garantizar que el lado inactivo permanezca sin energización y queesta condición no se debe a una interferencia temporal. Si las condiciones nocontinúan por el tiempo especificado, el temporizador de retardo se repone y elprocedimiento se reinicia cuando se vuelvan a cumplir las condiciones. Así, elcierre del interruptor no se permite hasta que la condición de energización hayapermanecido constante durante todo el tiempo del ajuste del retardo.

ManEnergDBDL

Si el parámetro está ajustado a On, se activa el cierre manual cuando la tensión delínea y la tensión de barra son inferiores a ULowLineEnerg y ULowBusEnergrespectivamente, y ManEnerg está ajustado a DLLB, DBLL o Both.

UMaxEnerg

Este ajuste se utiliza para bloquear el cierre cuando la tensión del lado activo essuperior al valor ajustado de UMaxEnerg.


Tabla 87: SESRSYN Grupo de ajustes (básicos)



SelPhaseBus1 fase 1fase 2fase 3fase 1-fase 2fase 2-fase 3fase3-fase1

- - fase 2 Seleccionar la fase de la barra 1

SelPhaseBus2 fase 1fase 2fase 3fase 1-fase 2fase 2-fase 3fase3-fase1

- - fase 2 Seleccionar la fase de la barra 2

SelPhaseLine1 fase 1fase 2fase 3fase 1-fase 2fase 2-fase 3fase3-fase1

- - fase 2 Seleccionar fase para línea 1




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónSelPhaseLine2 fase 1

fase 2fase 3fase 1-fase 2fase 2-fase 3fase3-fase1

- - fase 2 Seleccionar fase para línea 2

CBConfig Sin selec. tensiónDoble barra1 1/2 CB barra1 1/2 CB alt. barraCB enlace

- - Sin selec. tensión Seleccionar configuración del interruptor

UBase 0.001 - 9999.999 kV 0.001 400.000 Tensión base en kV

PhaseShift -180 - 180 Grad 5 0 Cambio de fase

URatio 0.040 - 25.000 - 0.001 1.000 Relación de tensión

OperationSynch OffOn

- - Off Operación de función de sincronizaciónOff/On

UHighBusSynch 50.0 - 120.0 %UB 1.0 80.0 Límite superior de tensión de barra parasincronización, en % de UBase

UHighLineSynch 50.0 - 120.0 %UB 1.0 80.0 Límite superior de tensión de línea parasincronización, en % de UBase

UDiffSynch 2.0 - 50.0 %UB 1.0 10.0 Límite de diferencia de tensión parasincronización, en % de UBase

FreqDiffMin 0.003 - 0.250 Hz 0.001 0.010 Límite mínimo de diferencia defrecuencia para sincronización

FreqDiffMax 0.050 - 0.250 Hz 0.001 0.200 Límite máximo de diferencia defrecuencia para sincronización

FreqRateChange 0.000 - 0.500 Hz/s 0.001 0.300 Máxima derivada de la frecuenciapermitida

tBreaker 0.000 - 60.000 s 0.001 0.080 Tiempo de cierre de interruptor

tClosePulse 0.050 - 60.000 s 0.001 0.200 Duración de pulso de cierre de interruptor

tMaxSynch 0.00 - 6000.00 s 0.01 600.00 Restablece la sincronización si no se harealizado ningún cierre antes del tiempoestablecido

tMinSynch 0.000 - 60.000 s 0.001 2.000 Tiempo mínimo para aceptarcondiciones de sincronización

OperationSC OffOn

- - On Operación de función de comprobaciónde sincronismo Off/On

UHighBusSC 50.0 - 120.0 %UB 1.0 80.0 Límite superior de tensión de barra paracomprobación de sincronismo, en % deUBase

UHighLineSC 50.0 - 120.0 %UB 1.0 80.0 Límite superior de tensión de línea paracomprobación de sincronismo, en % deUBase

UDiffSC 2.0 - 50.0 %UB 1.0 15.0 Límite de diferencia de tensión, en % deUBase

FreqDiffA 0.003 - 1.000 Hz 0.001 0.010 Límite de diferencia de frecuencia entrebarra y línea Auto

FreqDiffM 0.003 - 1.000 Hz 0.001 0.010 Límite de diferencia de frecuencia entrebarra y línea Manual




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónPhaseDiffA 5.0 - 90.0 Grad 1.0 25.0 Límite de diferencia de ángulo de fase

entre barra y línea Auto

PhaseDiffM 5.0 - 90.0 Grad 1.0 25.0 Límite de diferencia de ángulo de faseentre barra y línea Manual

tSCA 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Salida de retardo para comprobaciónautomática de sincronismo

tSCM 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Salida de retardo para comprobaciónmanual de sincronismo

AutoEnerg OffDLLBDBLLAmbos

- - DBLL Modo de comprobación de Energizaciónautomática

ManEnerg OffDLLBDBLLAmbos

- - Ambos Modo de comprobación de Energizaciónmanual

ManEnergDBDL OffOn

- - Off Barra muerta manual, Energización delínea muerta

UHighBusEnerg 50.0 - 120.0 %UB 1.0 80.0 Límite superior de tensión de barra paracomprobación de Energización, en % deUBase

UHighLineEnerg 50.0 - 120.0 %UB 1.0 80.0 Límite superior de tensión de línea paracomprobación de la Energización, en %de UBase

ULowBusEnerg 10.0 - 80.0 %UB 1.0 40.0 Límite inferior de tensión de barra paracomprobación de la Energización, en %de UBase

ULowLineEnerg 10.0 - 80.0 %UB 1.0 40.0 Límite inferior de tensión en línea paracomprobación de la Energización, en %de Ubase

UMaxEnerg 50.0 - 180.0 %UB 1.0 115.0 Tensión máxima para Energización en% de UBase

tAutoEnerg 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Retardo de tiempo para comprobaciónde Energización automática

tManEnerg 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Retardo de tiempo para comprobaciónde Energización manual

3.11.2 Reenganche automático SMBRREC




Reenganche automático SMBRREC

O->I

SYMBOL-L V1 ES

79




El reenganche automático es un método muy reconocido para la restauración delservicio en una red eléctrica después de una falta transitoria en la línea. La mayoríade las faltas en la línea son arcos voltaicos, que son transitorios por naturaleza.Cuando la línea eléctrica se desactiva debido al funcionamiento de la protección delínea y los interruptores de línea, el arco se desioniza y recupera la capacidad parasoportar tensiones con un índice más o menos variable. Por lo tanto, se necesitacierto tiempo muerto para una línea desenergizada. Después se puede reanudar elservicio de la línea mediante el reenganche automático de los interruptores delínea. El tiempo muerto seleccionado debe ser suficientemente largo paragarantizar una alta probabilidad de desionización del arco y reenganche exitoso.

Para los interruptores de línea, equipos de reenganche automático o funcionesindividuales, el tiempo de apertura del reenganche automático se utiliza paradeterminar el tiempo muerto de la línea. Cuando se produce simultáneamente eldisparo y reenganche automático en los dos extremos de la línea, el tiempo deapertura del reenganche automático es aproximadamente igual al tiempo muerto dela línea. Si el tiempo de apertura y el tiempo muerto difieren, la línea quedaenergizada hasta que se abren los interruptores en ambos extremos.

Tiempo delinterruptor

Tiempode cierre

Función dereengancheautomático

Tiempo delinterruptor

Tiempo ajustado

de re

enga

nche

IEC04000146 V1 ES

Figura 79: Reenganche automático de intento único con una falta permanente



El disparo monofásico y el reenganche automático monofásico es un modo delimitar el efecto de una falta monofásica sobre el funcionamiento de una redeléctrica. Sobre todo a niveles de tensión más altos, la mayoría de las faltas sonmonofásicas (aproximadamente el 90%). Para mantener la estabilidad de las redeseléctricas con enmallado limitado y redireccionamiento paralelo, el reengancheautomático monofásico es muy importante. Durante el tiempo muerto monofásico,la red todavía es capaz de transmitir carga en las dos fases buenas y permanecesincronizada. Se requiere que cada interruptor de fase funcione por separado, loque suele suceder para tensiones de transmisión más altas.

Se puede necesitar un tiempo muerto un poco más largo para el reenganchemonofásico en comparación con el reenganche trifásico de alta velocidad. Esto sedebe a la influencia que tienen la tensión y la corriente sobre el arco de falta en lasfases no disparadas.

Para maximizar la disponibilidad de la red eléctrica, es posible elegir el disparomonopolar y reenganche automático para faltas monofásicas, y el disparo tripolar yreenganche automático para faltas multifásicas. El reenganche automático trifásicose puede realizar con una comprobación de sincronismo o sin ella, y unacomprobación de energización, como la comprobación de línea inactiva o de barrainactiva.

Si durante el tiempo de apertura monopolar, hay una falta “de serie” equivalente enla red, 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 se debe prestaratención a la “discordancia de polos” que se produce cuando los interruptorestienen dispositivos monopolares. Estos interruptores necesitan protección dediscordancia de polos. También se deben coordinar con el reenganche automáticomonopolar y se deben bloquear durante el tiempo muerto cuando se produce unadiscordancia normal provocada. De manera alternativa, deben utilizar un tiempo dedisparo más largo que el tiempo muerto monofásico ajustado.

Para los interruptores de línea y los equipos de reenganche automáticoindividuales, se utiliza la expresión “tiempo de apertura de reengancheautomático”. Este es el ajuste del tiempo muerto para el reenganche automático.Con disparos y reenganches automáticos simultáneos en los dos extremos de lalínea, el tiempo de apertura de reenganche automático es aproximadamente igual altiempo muerto de la línea. De lo contrario, estos dos tiempos pueden diferir, ya queun extremo de la línea puede tener un disparo más lento que el otro, lo quesignifica que la línea no está muerta hasta que se abren ambos extremos.

Si la falta es permanente, la protección de línea vuelve a disparar cuando se intentael reenganche para despejar la falta.

Por lo general, se utiliza una función de reenganche automático por cadainterruptor de línea (CB). Cuando se utiliza un interruptor por cada línea, hay unafunción de reenganche automático en cada extremo. Si las funciones de reenganheautomático en una protección de línea duplicada, es decir dos por interruptor, sedeben tomar medidas para evitar órdenes de reenganche no coordinadas. En



disposiciones con interruptor y medio, dos interruptores o barra en anillo, seutilizan dos interruptores por cada extremo de la línea. Se recomienda el uso de unafunción de reenganche automático por cada interruptor. Con estas configuraciones,el reenganche secuencial de los dos interruptores se puede utilizar con un circuitode prioridad disponible en la función de reenganche automático. En el caso de unafalta permanente y fallo de reenganche del primer interruptor, el reenganche delsegundo interruptor se cancela y, por lo tanto, se limita el esfuerzo en la redeléctrica. Otra ventaja del reenganche automático conectado con interruptores esque es mucho más simple comprobar que el interruptor se cerró antes de lasecuencia, que el interruptor está preparado para una secuencia de reengancheautomático, etcétera.

La función de reenganche automático se puede configurar para realizar elreenganche automático monofásico o trifásico con una selección de entre variosprogramas de uno a múltiples intentos de reenganche. El tiempo de apertura dereenganche automático trifásico se puede ajustar para proporcionar reengancheautomático de alta velocidad (HSAR) o retardado (DAR). Estas expresiones,HSAR y DAR, se utilizan sobre todo para el reenganche trifásico, ya que elmonofásico es siempre de alta velocidad para evitar mantener la condiciónasimétrica. HSAR por lo general significa un tiempo muerto de menos de 1 s.

La función de reenganche automático realiza el reenganche automático trifásicocon varios programas de uno a múltiples intentos de reenganche.

En los sistemas de transmisión de energía, es común aplicar el reengancheautomático de intento único, trifásico o monofásico. En los sistemas desubtransmisión y distribución, el disparo y el reenganche automático por lo generalson trifásicos. Sin embargo, el modo del reenganche automático varía. Se utilizanuno y múltiples intentos. El primer intento puede tener un retardo corto, HSAR, omás largo, DAR. El segundo intento de reenganche y los posteriores tienen unretardo bastante largo. Cuando se utilizan múltiples intentos, el tiempo muerto debearmonizar con la capacidad del ciclo de funcionamiento del interruptor.

El reenganche automático por lo general es activado por la protección de línea y,en particular, por el disparo instantáneo de esa protección. La función dereenganche automático se puede inhibir (bloquear) cuando están en funcionamientociertas funciones de protección que detectan faltas permanentes, como laprotección de barras, cables o reactores shunt. Las zonas de protección de respaldoque indican faltas fuera de la propia línea también se conectan para inhibir elreenganche automático.

No se debe intentar el reenganche automático cuando se cierra un interruptor y seenergiza una línea sobre falta (SOTF), excepto cuando se utilizan múltiplesintentos donde el segundo intento y los posteriores se activan en caso de cierresobre falta. De la misma manera, en una disposición de barras con múltiplesinterruptores, un interruptor que no se cierra cuando se produce una falta no sedebería cerrar mediante el funcionamiento de la función de reenganche automático.El reenganche automático se suele combinar con una condición de desbloqueo dela comprobación de sincronismo y la comprobación de línea inactiva o de barrainactiva. Para limitar el esfuerzo de turbogeneradores provocado por el reenganche



automático sobre una falta permanente, se puede combinar el reenganche con unacomprobación de sincronismo en los terminales de la línea próximos a esascentrales eléctricas, intentar la energización desde el lado más alejado de la centraly realizar la comprobación de sincronismo en el extremo local si la energización esexitosa.

Los sistemas de protección de transmisión por lo general se subdividen y sesuministran con dos IED de protección redundantes. En esos sistemas, es comúnproporcionar reenganche automático en uno solo de los subsistemas, ya que elrequisito es el despeje de la falta, y el fallo de reenganche debido a que elreenganche automático está fuera de servicio no se considera una perturbaciónimportante. Si se usa dos reenganchadores para el mismo interruptor, la aplicaciónse debe comprobar cuidadosamente y, por lo general, uno debe ser el maestro y sedebe conectar para inhibir el otro reenganche si se ha activado. Esta inhibición sepuede realizar, por ejemplo, desde SMBRREC en funcionamiento.

Cuando se considera el reenganche automático monofásico o trifásico, haynumerosos casos en los que el disparo debe ser trifásico de cualquier manera. Porejemplo:

• Falta evolutiva en la que la falta durante el tiempo muerto se extiende a otrafase. Entonces se deben disparar las otras dos fases y se debe iniciar unreenganche automático y tiempo muerto trifásico.

• Falta permanente• Falta durante el tiempo muerto trifásico• Reenganche automático fuera de servicio o interruptor no preparado para un

ciclo de reenganche automático

Entonces se utiliza “Prepare three-phase tripping” (“Prepare el disparo trifásico”)para seleccionar el disparo trifásico. Esta señal es generada por el reengancheautomático y se conecta al bloque funcional de disparo y también fuera del IED através de E/S cuando se proporciona un reenganche común para dos subsistemas.También se proporciona una señal alternativa “Prepare 1 Phase tripping” (“Prepareel disparo monofásico”), que se puede utilizar como opción cuando el reengancheautomático se comparte con otro subsistema. Esto proporciona una conexión aprueba de fallos, de modo que incluso con un fallo en el IED del reenganchadorautomático se consigue que el otro subsistema activa un disparo trifásico.

Una falta permanente hace que la protección de línea vuelve a disparar cuando serecierra en un intento de despejar la falta.

La función de reenganche automático permite el ajuste de numerosos parámetros.

Por ejemplo:

• numero de intentos de reenganches automáticos;• programa de reenganche automático;• tiempos de apertura de reenganche automático (tiempo muerto) para cada intento.



Ajustar al reenganche automático a Off y OnEl funcionamiento del reenganche automático se puede ajustar a OFF y ONmediante un parámetro de ajuste y mediante un control externo. El parámetroOperation= Off o On ajusta la función a OFF y ON. Al ajustarOperation=ExternalCtrl el control de OFF y ON se realiza mediante pulsos deseñales de entrada, por ejemplo, desde el sistema de control o desde la entradabinaria (y otros sistemas).

Cuando la función está ajustada a ON y está en funcionamiento (también secumplen otras condiciones, como interruptor cerrado e interruptor preparado), lasalida SETON está activada (alta). Cuando la función está preparada para aceptarel inicio de un reenganche.

Arranque del reenganche automático y condiciones para el arranquede un ciclo de reengancheEl modo habitual de activar un ciclo o secuencia de reenganche es hacerlo cuandose ha producido un disparo de una protección de línea, mediante el envío de unaseñal a la entrada START. Las señales de activación 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,también se puede conectar el disparo asistido de la función de falta a tierradireccional a fin de activar un intento de reenganche.

Cuando se quiere diferenciar el “tiempo de apertura de reenganche automático”trifásico (“tiempo muerto”) para diferentes configuraciones de redes eléctricas opara disparos de diferentes etapas de protección, también se puede utilizar laentrada STARTHS (arranque de reenganche de alta velocidad). Cuando se iniciaSTARTHS, se utiliza el tiempo de apertura de reenganche automático para elintento 1, t1 3PhHS .

Se deben cumplir una serie de condiciones para que se acepte la activación y seinicie un nuevo ciclo de reenganche automático. Están vinculadas con entradasespecíficas. Las entradas 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 arranque.

• No hay ninguna señal en la entrada INHIBIT, es decir, no hay ninguna señalde bloqueo o inhibición. Una vez aceptado el arranque, se mantiene y se activauna señal interna “Started”. Se puede interrumpir debido a ciertos eventos,como una señal de inhibición.

Arranque del reenganche automático mediante la información deinterruptor abiertoLa función ofrece la posibilidad de iniciar el reenganche automático mediante laposición "interruptor abierto" en lugar de a través de señales de disparo de laprotección si el usuario lo desea. Este modo de activación se selecciona con elparámetro de ajuste StartByCBOpen=On. Es necesario bloquear el reenganche para



todas las operaciones de disparo manuales. Por lo general, también se ajustaCBAuxContType=NormClosed y un contacto auxiliar del interruptor del tipo NC(normalmente cerrado) se conecta a las entradas CBPOS y START. Cuando laseñal cambia de “CB closed” (interruptor cerrado) a “CB open” (interruptorabierto), en la función se genera y se mantiene un pulso de inicio de reengancheautomático, sujeto a las comprobaciones habituales. Después, la secuencia dereenganche continúa de la manera habitual. Se necesita conectar las señales deldisparo manual y otras funciones, que impiden el reenganche, a la entrada INHIBIT.

Bloqueo del reenganche automáticoSe espera que haya intentos de reenganche automático solamente si se producenfaltas transitorias en la propia línea. El reenganche automático se debe bloquear enlas 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• Teledisparo 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, las zonas de respaldo y con retardo pueden no ser necesarias. Sinembargo, el fallo de interruptor local y remoto siempre debe estar conectado.

Control del tiempo de apertura de reenganche automático para elintento 1Para el primer intento, se pueden utilizar hasta cuatro ajustes de tiempo diferentes yuna extensión del tiempo. Los ajustes para el tiempo de apertura de reengancheautomático monofásico, bifásico y trifásico se hacen por separado: t1 1Ph, t1 2Ph,t1 3Ph. Si no se aplica ninguna señal de entrada en particular y se selecciona unprograma de reenganche automático con reenganche monofásico, se utiliza eltiempo de apertura t1 1Ph . Si la señal TR2P o TR3P se activa en relación con laentrada START, se utiliza el tiempo de apertura de reenganche automático para elreenganche bifásico o trifásico. También existe una característica de ajuste detiempo aparte para el reenganche automático trifásico de alta velocidad sincomprobación de sincronismo, t1 3PhHS, disponible para su uso cuando esnecesario. Se activa mediante la entrada STARTHS .

Para extender el tiempo de apertura de reenganche automático, se puede agregar unretardo, tExtended t1, al retardo normal del intento 1. Está diseñado para su uso sise pierde el canal de comunicación para la protección de línea permisiva. En esecaso, puede haber una diferencia de tiempo importante en el despeje de la falta enlos dos extremos de la línea. Entonces, un tiempo de apertura de reengancheautomático más largo puede resultar útil. Esta extensión del tiempo se controlamediante el ajuste del parámetro Extended t1=Ony la entrada PLCLOST.

Señal de disparo largaEn circunstancias normales, la orden de disparo se repone rápidamente debido aldespeje de la falta. El usuario puede ajustar una duración máxima del pulso de



disparo tTrip. Una señal de disparo más larga extiende el tiempo de apertura dereenganche automático mediante tExtended t1. Si se utiliza Extended t1=Off, unaseñal de disparo larga interrumpe la secuencia de reenganche de la misma maneraque una señal a la entrada INHIBIT.

Cantidad máxima de intentos de reengancheLa cantidad máxima de intentos de reenganche en un ciclo de reengancheautomático se selecciona mediante el parámetro de ajuste NoOfShots. El tipo dereenganche utilizado en el primer intento se ajusta mediante el parámetro FirstShot.La primera alternativa es el reenganche trifásico. Las otras alternativas incluyen elreenganche monofásico o bifásico. Por lo general, no se dispone de un disparobifásico y no hay reenganche bifásico.

La decisión también se toma en el bloque funcional de lógica de disparo(SMPTTRC) donde se selecciona el ajuste 3Ph, 1/3Ph (o 1/2/3Ph) .

FirstShot=3ph (ajuste típico para un intento trifásico único)Reenganche trifásico, de uno a cinco intentos de acuerdo con el parámetroNoOfShots. La salida Prepare el disparo trifásico PREP3P siempre está activada(alta). Se realiza una operación de disparo trifásico para todos los tipos de faltas. Elreenganche es como el trifásico en el modo 1/2/3ph descrito a continuación. Todaslas señales, bloqueos, inhibiciones, temporizadores, requisitos, etcétera, son losmismos que en el ejemplo descrito a continuación.

FirstShot=1/2/3phPrimer intento de reenganche monofásico, bifásico o trifásico, seguido de intentosde reenganche trifásicos, si están seleccionados. En este caso, se supone que lafunción de reenganche automático está "conectada" y "preparada". El interruptorestá cerrado y el engranaje de funcionamiento está preparado (energía defuncionamiento almacenada). La entrada START (o STARTHS) se recibe y semantiene. La salida READY se repone (se ajusta a FALSE). La salida ACTIVEestá activada.

• Si TR2P es baja y TR3P es baja (disparo monofásico ): el temporizador para eltiempo de apertura de reenganche monofásico se inicia y la salida 1PT1(reenganche monofásico en progreso) se activa. Se puede utilizar para inhibirel disparo de discordancia de polos y la protección de falta a tierra durante elintervalo de apertura monofásico.

• Si TR2P es alta y TR3P es alta (disparo bifásico ): el temporizador para eltiempo de apertura de reenganche bifásico se inicia y la salida 2PT1(reenganche bifásico en progreso) se activa.

• Si TR3P es alta (disparo trifásico ): el temporizador para el tiempo de aperturade reenganche trifásico t1 3Ph o t1 3PhHS se inicia y se activa la salida 3PT1(intento 1 de reenganche automático trifásico en progreso).

Mientras cualquiera de los temporizadores del tiempo de apertura de reengancheautomático está en funcionamiento, la salida INPROGR está activada. Cuando eltemporizador de tiempo de apertura se agota, la señal interna respectiva es



transmitida al módulo de salida para comprobaciones adicionales y para emitir unaorden de cierre al interruptor.

Cuando se emite una orden de cierre al interruptor, se activa la salida Prepare eldisparo trifásico . Cuando se emite una orden de cierre al interruptor, se activa untemporizador de “recuperación” tReclaim . Si no se produce un disparo durante esetiempo, la función de reenganche automático se repone al estado “preparada” y serepone la señal ACTIVE. Si el primer intento de reenganche falta, se inicia undisparo trifásico y el reenganche trifásico se puede producir a continuación, siestán seleccionados.

FirstShot=1/2ph reenganche monofásico o bifásico en el primer intentoCon el disparo monofásico o bifásico el funcionamiento es como en el ejemplodescrito anteriormente, modo de programa 1/2/3ph. Si el primer intento dereenganche falta, se emite un disparo trifásico seguido de un reenganche trifásico,si está seleccionado. Si se produce un disparo trifásico (TR3P alta), el reengancheautomático se bloquea y no se produce el reenganche.

FirstShot=1ph + 1*2ph: reenganche monofásico o bifásico en elprimer intentoEl intento de reenganche monofásico puede estar seguido del reenganche trifásico,si está seleccionado. El fallo de un intento de reenganche bifásico bloquea elreenganche automático. Si el primer disparo es trifásico el reenganche automáticose bloquea. Si se produce un disparo monofásico (TR2P baja y TR3P baja), elfuncionamiento es como en el ejemplo descrito anteriormente, modo de programa1/2/3ph. Si el primer intento de reenganche falta, se inicia un disparo trifásicoseguido de un reenganche trifásico, si está seleccionado. Se puede realizar unmáximo de cuatro intentos adicionales (de acuerdo con el parámetro NoOfShots ).Con el disparo bifásico (TR2P alta y TR3P baja), el funcionamiento es similar aldescrito anteriormente. Sin embargo, si el primer intento de reenganche falta, seemite un disparo trifásico y el reenganche automático se bloquea. No se producenmás intentos. La expresión 1*2ph se debe entender como “Un solo intento en elreenganche bifásico”. Durante el disparo trifásico (TR2P baja y TR3P alta), elreenganche automático se bloquea y no se produce el reenganche.

FirstShot=1ph + 1*2/3ph: reenganche monofásico, bifásico o trifásicoen el primer intentoCon el disparo monofásico el funcionamiento es como el descrito anteriormente. Siel primer intento de reenganche falta, se emite un disparo trifásico seguido de unreenganche trifásico, si está seleccionado. Con el disparo bifásico o trifásico elfuncionamiento es similar al descrito anteriormente. Sin embargo, si el primerintento de reenganche falta, se emite una orden de disparo trifásico y el reengancheautomático se bloquea. No se producen más intentos. 1*2/3ph se debe entendercomo “Un solo intento en el reenganche bifásico o trifásico”.

FirstShot=1ph + 1*2/3ph: reenganche monofásico, bifásico o trifásicoen el primer intentoCon el disparo monofásico el funcionamiento es como el descrito anteriormente. Siel primer intento de reenganche falta, se emite un disparo trifásico seguido de un



reenganche trifásico, si está seleccionado. Con el disparo bifásico o trifásico elfuncionamiento es similar al descrito anteriormente. Sin embargo, si el primerintento de reenganche falta, se emite un disparo trifásico y el reengancheautomático se bloquea. No se producen más intentos. “1*2/3ph” se debe entendercomo “Un solo intento en el reenganche bifásico o trifásico”.

Tabla 88: Tipos de intentos de reenganche con diferentes ajustes para “FirstShot”

FirstShot Intento 1 Intentos 2-53ph trifásico trifásico

1/2/3ph monofásico trifásico

2ph trifásico --

3ph trifásico --

1/2ph monofásico trifásico

2ph trifásico --

-- --

1ph + 1*2ph monofásico trifásico

2ph -- --

-- --

1/2ph + 1*3ph monofásico trifásico

bifásico trifásico

trifásico --

1ph + 1*2/3ph monofásico trifásico

bifásico --

trifásico --

El inicio de un nuevo ciclo de reenganche se bloquea durante el tiempo de“recuperación ” ajustado después de la realización de la cantidad de intentos dereenganche seleccionada.

Selección externa del modo de reenganche automáticoEl modo de reenganche automático se puede seleccionar mediante el uso de losbloques funcionales de lógica disponibles. A continuación se ofrece un ejemplo enel que la elección del modo se realiza desde un símbolo en la HMI local, a travésdel bloque funcional de conmutador selector solamente con modo trifásico o mono/trifásico, pero existe la alternativa de que haya, por ejemplo, un conmutadorselector de hardware en el frente del panel conectado a un bloque funcional devalor entero o binario (B16I).

Si se utiliza la entrada PSTO, conectada al conmutador remoto-local en la HMIlocal, la elección también se puede hacer desde el sistema de la HMI en la estación,por lo general, ABB Microscada a través de comunicación IEC 61850.

El ejemplo de conexión para selección del modo de reenganche automático seobserva en . Los nombres seleccionados son solo ejemplos, pero observe que elsímbolo en la HMI local solamente puede mostrar tres signos.



IEC07000119_en.vsd

SMBRREC MODEINT

PSTO

SWPOSNNAME1NAME2

31/3

INTONE

SLGGIO

IEC07000119 V2 ES

Figura 80: Selección del modo de reenganche automático desde un símboloen la HMI local, a través del bloque funcional de conmutador selector

Temporizador de recuperación del reengancheEl temporizador de recuperación denominado tReclaim define el tiempo desde laemisión de la orden de reenganche hasta que la función de reenganche automáticose repone. Si se produce un nuevo disparo durante este tiempo, se trata como unacontinuación de la primera falta. El temporizador de recuperación se activa cuandose emite la orden de cierre del interruptor.

Impulso de la orden de cierre del interruptor y contadorLa orden de cierre del interruptor CLOSECB es un pulso con una duración ajustadamediante el parámetro tPulse. En el caso de interruptores sin función antibombeo,se puede utilizar el limitador de pulsos de cierre. Se selecciona mediante elparámetro CutPulse=On. Si se produce un nuevo pulso de disparo (inicio), el pulsode la orden de cierre se corta (se interrumpe). La duración mínima del pulso decierre es siempre 50 ms. Cuando se emite una orden de reenganche, se incrementael contador de operación de reenganche correspondiente. Hay un contador paracada tipo de reenganche y uno para la cantidad total de órdenes de reenganche.

Falta transitoriaDespués de la orden de reenganche, el temporizador de recuperación sigue enfuncionamiento durante el tiempo ajustado. Si no se produce un disparo duranteeste tiempo, tReclaim, el reenganche automático se repone. El interruptorpermanece cerrado y el engranaje de funcionamiento se recarga. Las señales deentrada CBPOS y CBREADY están activadas.

Señal de falta permanente y fallo de reengancheSi se produce un nuevo disparo y aparece una nueva señal de entrada START oTRSOTF, después de la orden de cierre del interruptor, la salida UNSUCCL (fallode cierre) se activa. El temporizador para el primer intento ya no se puede activar.Según la cantidad de intentos de reenganche seleccionada, se pueden realizar otrosintentos o se termina la secuencia de reenganche. Después del tiempo límite deltemporizador de recuperación la función de reenganche automático se repone, peroel interruptor permanece abierto. Faltará la información del “interruptor cerrado” através de la entrada CBPOS . Por lo tanto, la función de reenganche no estápreparada para un nuevo ciclo de reenganche.



Por lo general, la señal UNSUCCL aparece cuando se recibe un nuevo disparo einicio después de realizarse el último intento de reenganche y de bloquearse lafunción de reenganche automático. La señal se repone después del tiempo derecuperación ajustado. También se puede hacer que la señal “de fallo” dependa dela entrada de posición del interruptor. El parámetro UnsucClByCBChk se debeajustar, entonces, a CBChecky también se debe ajustar un temporizador tUnsucCl .Si el interruptor no responde a la orden de cierre y se mantiene abierto, la salidaUNSUCCL se activa después del tiempo tUnsucCl. La salida de fallo se puedeutilizar, por ejemplo, en la disposición de interruptor múltiple para cancelar lafunción de reenganche automático para el segundo interruptor, si el primerinterruptor se cierra sobre una falta persistente. También se puede utilizar paraproducir un enclavamiento del cierre manual hasta que el operador haya repuesto elbloqueo; consulte la sección aparte.

Inicio del enclavamientoEn muchos casos, es requisito que se produzca el bloqueo cuando el intento dereenganche automático falta. Esto se hace con la lógica conectada con las entradasy las salidas de la función de reenganche automático y conectadas a E/S binariassegún sea necesario. Existen muchas alternativas para ejecutar la lógica, quedependen de si el cierre manual está enclavado en el IED, si existe un relé deenclavamiento externo y si la reposición está físicamente conectada o se lleva acabo mediante la comunicación. También hay diferentes alternativas con respecto aqué puede producir el enclavamiento. Ejemplos de preguntas:

• ¿El disparo con retardo de respaldo produce el enclavamiento? (Por lo general,sí).

• ¿Se produce el enclavamiento cuando hay un cierre sobre falta? (Casi siempre).• ¿Se produce el enclavamiento cuando el reenganche automático está ajustado a

OFF durante la falta o, por ejemplo, en modo AR monofásico y la falta esmultifásica? (Por lo general, no, ya que no ha habido ningún intento de cierre).

• ¿Se produce el enclavamiento si el interruptor no tiene suficiente potenciaoperativa para una secuencia de reenganche automático? (Por lo general, no,ya que no ha habido ningún intento de cierre).

En las figuras 81 y 82 la lógica muestra cómo se puede diseñar una lógica deenclavamiento de cierre con el relé de enclavamiento como relé externo, o con elenclavamiento creado de manera interna con el cierre manual que pasa por elbloque funcional de comprobación de sincronismo. Un ejemplo de la lógica deenclavamiento.



Enclavamiento RXMD1

11

1221

MAIN ZAK CLOSE ORDEN DE CIERRE

SMBO

O

SMBRRECO

CCRBRF

BJ-TRIP

ZCVPSOF-TRIP INHIBIT

UNSUCCL

TRBU

IEC05000315_2_en.vsdIEC05000315-WMF V2 ES

Figura 81: Enclavamiento dispuesto con un relé de enclavamiento externo

ORDEN DE CIERRE

O

SMBRRECO

CCRBRF

BU-TRIP

ZCVPSOF-TRIP INHIBIT

UNSUCCL

TRBU

SMPPTRC

Y

RESET LOCK-OUT

O

O

SESRSYN

SOFTWARE OR IO RESET

AUTO STOP

MAN ENOK

MAN CLOSE

SMBRREC CLOSE

CLLKOUT

RSTLOUT

SETLKOUT


SMBO

IEC05000316-WMF V2 ES

Figura 82: Enclavamiento dispuesto con la lógica interna, con el cierremanual en el IED

Falta evolutivaUna 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 yarranque (START) sin ninguna señal trifásica (TR3P). La función de reengancheautomático inicia un reenganche monofásico, si así está programada. Cuando sedespeja la falta evolutiva, se emite una nueva señal START e información dedisparo trifásico (TR3P). La secuencia de reenganche monofásico se detiene y, encambio, el temporizador, t1 3Ph, para el reenganche trifásico se inicia desde cero.La secuencia continúa como una secuencia de reenganche trifásico, si es un modode reenganche alternativo 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 reposicióndel primer disparo y, por lo tanto, asegura que los nuevos disparos son trifásicos.

Continuación automática de la secuencia de reengancheLa función de reenganche automático se puede programar para proceder con losintentos de reenganche siguientes (si se seleccionan intentos múltiples) incluso sino se reciben las señales de inicio desde las funciones de protección, pero elinterruptor aún no está cerrado. Esto se logra ajustando el parámetro AutoCont =On y tAutoContWait al retardo necesario para que la función proceda sin un nuevoinicio.

Retención del reenganche automático mediante la protección desobrecarga térmicaSi la entrada THOLHOLD (la protección de sobrecarga térmica retiene elreenganche automático) está activada, retiene la función de reenganche automáticohasta que se repone. Por lo tanto, puede haber un retardo importante entre el iniciodel reenganche automático y la orden de reenganche al interruptor. Se puedeutilizar una lógica externa que limita el tiempo y envía una inhibición a la entradaINHIBIT. La entrada también se puede utilizar para poner el reengancheautomático en pausa durante un periodo más corto o más largo.


ConfiguraciónUtilice la herramienta de configuración del PCM600 para configurar las señales.

Los parámetros de la función de reenganche automático se ajustan a través de laHMI local o de la herramienta de ajustes de parámetros (PST). La herramienta deajustes de parámetros es parte del PCM600.

Recomendaciones para las señales de entradaConsulte los ejemplos de la figura 83, la figura 84 y la figura 85 sobre laconfiguración de valores predeterminados.

ON y OFFEstas entradas se pueden conectar a entradas binarias o a un bloque de interfaz decomunicación para permitir el control externo.

STARTSe debe conectar a la función de protección de salida de disparo, que activa lafunción de reenganche automático (SMBRREC). También se puede conectar a unaentrada binaria para permitir la activación desde un contacto externo. Se puedeutilizar una puerta lógica O para combinar la cantidad de fuentes de activación.



Si se utiliza StartByCBOpen la condición de interruptor abiertotambién se debe conectar a la entrada START.

STARTHS: activación del reenganche automático de alta velocidadA menudo, no se utiliza y se conecta a FALSE. Se puede utilizar cuando se quierenemplear dos tiempos muertos diferentes en las operaciones de disparo deprotección diferentes. Esta entrada activa el tiempo muerto t1 3PhHS. El intento 1de reenganche automático de alta velocidad activado por esta entrada no tienecomprobación de sincronización.

INHIBITA esta entrada se deben conectar las señales que interrumpen un ciclo dereenganche o impiden la activación. Esas señales pueden provenir de la protecciónpara un reactor shunt conectado a una línea, de la recepción de un teledisparo, defunciones de protección de respaldo, del disparo de la protección de barras o de laprotección de fallo de interruptor. Cuando la posición interruptor abierto se ajustapara activar SMBRREC, la apertura manual también se debe conectar aquí. Lainhibición suele constar de una combinación de señales desde IED externos através de E/S y funciones internas. Entonces, se utiliza una puerta lógica O para lacombinación.

CBPOS y CBREADYEstas entradas se deben conectar a entradas binarias para recibir información desdeel interruptor. La entrada CBPOS se interpreta como interruptor cerrado, si elparámetro CBAuxContType está ajustado a NormOpen, que es el ajustepredeterminado. Con tres engranajes de funcionamiento del interruptor(interruptores monopolares) la conexión debe ser “Todos los polos cerrados”(conexión en serie de los contactos NO) o “Al menos un polo abierto” (conexión enparalelo de contactos NC) si CBAuxContType está ajustado a NormClosed. Laseñal CB Ready significa que el interruptor está preparado para una operación dereenganche, ya sea cierre-apertura (CO) o apertura-cierre-apertura (OCO). Si laseñal disponible es del tipo “CB not charged” (“interruptor no cargado”) o “notready” (“no preparado”), se puede insertar un inversor frente a la entrada CBREADY.

SYNCEsta entrada se conecta a la función de comprobación de sincronización internacuando es necesario. También se puede conectar a una entrada binaria para permitirla sincronización desde un dispositivo externo. Si no se necesita sincronismointerno ni externo o comprobación de energización, se puede conectar a una fuentealta permanente, TRUE. La señal se necesita para la continuidad de los intentostrifásicos 1 a 5. (Atención: No la etapa HS)..

PLCLOSTEsta entrada se utiliza para la pérdida (fallo) del canal de señal de la protección delínea de sistema permisivo, por ejemplo, PLC= fallo de onda portadora de línea de



potencia. Puede estar conectada si se necesita para prolongar el tiempo dereenganche automático cuando la comunicación no funciona, es decir, un extremode la línea se puede disparar con un retardo de zona 2. Cuando la función no seutiliza, se ajusta a FALSE.

TRSOTFEsta es la señal “Trip by Switch Onto Fault” (“disparo por cierre sobre falta”). Porlo general, se conecta a la salida “switch onto fault” (“cierre sobre falta”) de laprotección de línea si se utilizan múltiples intentos de reenganche automático. Laentrada activa los intentos 2 a 5. Si se utiliza un único intento, la entrada se ajusta aFALSE.

THOLHOLDSeñal de “Thermal overload protection holding back Auto-Reclosing” (“laprotección de sobrecarga térmica retiene el reenganche automático”). Por logeneral, se ajusta a FALSE. Se puede conectar con una señal de disparo deprotección de sobrecarga térmica que se repone solamente cuando el contenidotérmico ha bajado a un nivel aceptable, por ejemplo, 70%. Mientras la señal es alta,lo que indica que la línea está caliente, se retiene el reenganche automático.Cuando la señal se repone, continúa el ciclo de reenganche. Observe que el retardoes considerable. La entrada también se puede utilizar con otros propósitos si, poralgún motivo, para contener el intento de reenganche automático.

TR2P y TR3PSeñales para el disparo bifásico y trifásico. Por lo general, están conectadas a lasalida correspondiente en el bloque TRIP. Controlan la elección de tiempo muertoy el ciclo de reenganche de acuerdo con el programa seleccionado. La señal TR2Psolo se debe conectar si el disparo se ha configurado 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 deinterruptor múltiple” a continuación. La señal se activa mediante la salidaWFMASTER en el reenganchador del segundo interruptor, en disposiciones deinterruptor múltiple.

BLKONSe utiliza para bloquear la función de reenganche automático (SMBRREC), porejemplo, cuando surgen ciertas condiciones especiales de servicio. Por lo general,la entrada se ajusta a FALSE. Cuando se utiliza, el bloqueo se debe reponer conBLOCKOFF.

BLOCKOFFSe utiliza para desbloquear la función de reenganche automático SMBRRECcuando se ha bloqueado debido a la activación de la entrada BLKON o a un fallo



de intento de reenganche automático si el ajuste BlockUnsuc está ajustado a On.Por lo general, la entrada se ajusta a FALSE.

RESETSe utiliza para reponer SMBRREC a la condición inicial. La posible retención porsobrecarga térmica se repone. Las posiciones y el ajuste On-Off se activan y secomprueban con los tiempos ajustados. Por lo general, la entrada se ajusta a FALSE.

Recomendaciones para las señales de salidaConsulte la figura 83, la figura 84 y la figura 85 y la configuración de valorespredeterminados para obtener ejemplos.

SETONIndica que la función de reenganche automático (SMBRREC) está ajustada a On yen funcionamiento.

BLOCKEDIndica que la función SMBRREC está bloqueada de manera temporal o permanente.

ACTIVEIndica que la función SMBRREC está activada, desde el inicio hasta el fin deltiempo de recuperación.

INPROGRIndica que hay una secuencia en progreso, desde el inicio hasta la orden dereenganche.

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 protecciónde línea si se necesita alcance de zona extendido antes del reenganche automático.

1PT1 y 2PT1Indica que el reenganche automático monofásico o bifásico está en progreso. Seutiliza para bloquear de manera temporal una función de falta a tierra o dediscordancia de polos 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 progreso.Las señales se pueden utilizar como indicaciones de progreso o para la propia lógica.

PREP3PLa señal “Prepare el disparo trifásico ” por lo general se conecta al bloque dedisparo para forzar un disparo trifásico. Si la función no puede producir unreenganche monofásico o bifásico, el disparo debe ser trifásico.

PERMIT1PLa señal “Permita el disparo monofásico ” es inversa a PREP1P. Se puede conectara un relé de salida binaria para la conexión a relés de disparo o de protecciónexternos. Si se pierde por completo la alimentación auxiliar, el relé de salida cae yno permite el disparo monofásico . Si es necesario, la señal se puede invertirmediante un contacto de apertura del relé de salida.

WFMASTERLa señal “Espera del maestro” se utiliza en unidades de alta prioridad para retenerel reenganche de la unidad de baja prioridad durante un reenganche secuencial.Consulte la recomendación para disposiciones de interruptor múltiple en lafigura 85.

Otras salidasLas otras salidas se pueden conectar para indicaciones, registro de perturbación,según sea necesario.



ONOFFBLKONBLOCKOFFINHIBIT

BLOCKEDSETON

INPROGRACTIVE

UNSUCCLSUCCL

CLOSECB

CBREADYCBPOSPLCLOST

1PT1

WFMASTER

RESET

START

THOLHOLD

READY

TRSOTF

SYNC

INPUTxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx

>1

>1

OUTPUTxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx

PROTECTIONxxxx-TRIP

ZCVPSOF-TRIPZMQPDIS-TRIP

SESRSYN-AUTOOK

IOM IOMSMBRREC


PERMIT1PPREP3P

F

FT

STARTHSSKIPHS

FF

TR2PTR3P

FT

WAITRSTCOUNT

FF

3PT12PT1

3PT23PT33PT43PT5

F

IEC04000135 V2 EN

Figura 83: 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 o barra en anillo, se logra otorgandodiferentes prioridades a los dos interruptores de la línea. Consulte la figura 85. Enla disposición de un interruptor, el ajuste es Priority = None. En la disposición deinterruptor múltiple, el primer interruptor, el maestro, se ajusta a Priority = High yel otro interruptor se ajusta a Priority = Low.

Mientras el reenganche del maestro está en progreso, se emite la señalWFMASTER. Un retardo de un segundo en la reposición asegura que la señalWAIT se mantenga alta durante el tiempo de cierre del interruptor. Después de unfallo de reenganche, también se mantiene mediante la señal UNSUCCL. En launidad esclava, la señal WAIT retiene una operación de reenganche. Cuando laseñal WAIT se repone en el momento de un reenganche exitoso del primerinterruptor, la unidad esclava se desbloquea para continuar con la secuencia dereenganche. El parámetro tWait ajusta un tiempo máximo de espera para lareposición de la señal WAIT. Cuando se agota el tiempo, interrumpe el ciclo dereenganche de la unidad esclava. Si falta el reenganche del primer interruptor, la



señal de salida UNSUCCL conectada a la entrada INHIBIT de la unidad esclavainterrumpe la secuencia de reenganche de esta última.

Las señales se pueden conectar cruzadas para permitir el cambio deprioridad simplemente mediante el ajuste de las prioridades High yLow sin cambiar la configuración. Las entradas CBPOS para cadainterruptor 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

>1

>1

OUTPUTxx

>1

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 V2 EN

Figura 84: Ejemplo de conexiones de señales de E/S en una función dereenganche monofásico



IE C 0 4 0 0 0 1 3 7 _ 2 _ e n .v s d

A C T IV EU N S U C C L

R E A D Y

C L O S E C B

3 P T 23 P T 3

W A IT

C B P O SC B R E A D Y

T R S O T F

S T A R T

R E S E T

B L O C K O F FB L K O NO F FO N B L O C K E D

S E T O NIN P R O G R

3 P T 4S Y N C

IN H IB IT

T e rm in a l ‘ ‘M a e s tro ”P r io r ity = H ig h

S M B R R E C

C L O S E C B

W A IT

T e rm in a l ‘ ‘E s c la v o ”P r io r ity = L o w

C B 1

C B 2

W F M A S T E R

W F M A S T E R

*) O tra s s e ñ a le s d e e n tra d a /s a lid a c o m o e n la s d is p o s ic io n e s a n te r io re s d e in te r ru p to r ú n ic o

P L C L O S TS U C C L

S K IP H SS T A R T H S

R S T C O U N T

T H O L H O L D

P E R M IT 1 PP R E P 3 P

3 P T 12 P T 11 P T 1

3 P T 5

R E S E T

B L O C K O F FB L K O NO F FO N

IN H IB IT

P L C L O S T

S T A R T

S K IP H SS T A R T H S

C B P O SC B R E A D Y

S Y N C

T H O L H O L DT R S O T F

3 P T 23 P T 33 P T 4

P E R M IT 1 PP R E P 3 P

3 P T 12 P T 11 P T 1

3 P T 5

A C T IV EU N S U C C L

R E A D Y

B L O C K E DS E T O N

IN P R O G R

x

x

S U C C L

S M B R R E C

IEC04000137 V2 ES

Figura 85: Señales de entrada y de salida adicionales en la disposición deinterruptor múltiple

Ajustes de parámetros del reenganche automático

OperationEl funcionamiento de la función de reenganche automático (SMBRREC) se puedeajustar a On y Off. El parámetro External ctrl permite ajustarlo a On o Offutilizando un conmutador externo a través de E/S o puertos de comunicación.

NoOfShots: cantidad de intentos de reengancheEn las redes de transmisión eléctrica por lo general se utiliza un intento. En lamayoría de los casos, un intento de reenganche es suficiente, ya que la mayoría de



las faltas de arcos desaparecen después del primer intento. En las redes eléctricascon muchos otros tipos de faltas causadas por otros fenómenos, por ejemplo elviento, se puede necesitar una mayor cantidad de intentos.

Primer intento y programa de reengancheHay seis opciones diferentes para seleccionar los programas de reenganche. El tipode reenganche utilizado para diferentes clases de faltas depende de la configuraciónde la red eléctrica y de las prácticas y preferencias de los usuarios. Cuando losinterruptores son solamente trifásicos, se debe elegir el reenganche trifásico. Estesuele ser el caso de las líneas de subtransmisión y distribución. Trifásico para todoslos tipos de faltas también tiene gran aceptación en redes eléctricas completamenteen malla. En las redes de transmisión con pocos circuitos paralelos, el reenganchemonofásico para faltas monofásicas es una opción atractiva para mantener elservicio y la estabilidad del 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, la extinción del arco puede noser instantánea. En las líneas largas con alta tensión el uso de reactores shunt en laforma de una 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 sobre el tiempomuerto 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 por lo general se ajusta a 30 s o más. Se debe realizaruna comprobación de que el ciclo de servicio del interruptor puede manejar elajuste seleccionado. En algunos casos, el ajuste puede estar restringido por lareglamentación nacional. Para los intentos múltiples, el ajuste de los intentos 2 a 5debe ser más largo que el tiempo del ciclo de funcionamiento del interruptor.

Extended t1 y tExtended t1: tiempo de apertura de reenganche automáticoextendido para el intento 1.

Es posible que el enlace de comunicación en un esquema de protección de líneapermisivo (no estricto), por ejemplo un enlace de onda portadora de línea depotencia (PLC), no siempre esté disponible. Si se pierde, puede provocar undisparo retardado en uno de los extremos de una línea. Existe la posibilidad deextender el tiempo de apertura de reenganche automático en ese caso, mediante eluso de una entrada a PLCLOST y los parámetros de ajuste. Ajuste típico en esecaso: Extended t1 = On y tExtended t1 = 0,8 s.

tSync: tiempo máximo de espera para la comprobación desincronizaciónLa ventana de tiempo se debe coordinar con el tiempo de funcionamiento y otrosajustes de la función de comprobación de sincronización . También se debe prestaratención a la posibilidad de una oscilación de potencia durante el reenganche



después de una falta en la línea. Un tiempo demasiado corto puede impedir unreenganche potencialmente exitoso. Un ajuste típico puede ser de 2,0 s.

tTrip: pulso largo de disparoPor lo general, la orden de disparo y la señal de arranque del reengancheautomático se reponen rápidamente cuando se despeja la falta. Una orden dedisparo prolongada puede depender del fallo de un interruptor para despejar lafalta. La presencia de una señal de disparo cuando el interruptor se recierra provocaun nuevo disparo. Según el ajuste Extended t1 = Off u On, un pulso de disparo/arranque más largo que el tiempo ajustado tTrip bloquea el reenganche o extiendeel tiempo de apertura de reenganche automático. Un pulso de disparo más largoque el tiempo ajustado tTrip inhibe el reenganche. Con un ajuste un poco más largoque el tiempo de apertura de reenganche automático, esta característica no afecta elreenganche. Un ajuste típico de tTrip puede ser similar al tiempo de apertura dereenganche automático.

tInhibit: retardo de reposición de inhibiciónUn ajuste típico es tInhibit = 5,0 s para garantizar la interrupción fiable y elbloqueo temporal de la función. La función se bloquea durante este tiempo despuésde la activación de tinhibit .

tReclaim: tiempo de recuperaciónEl 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. Se puede considerar unciclo de funcionamiento del interruptor nominal de, por ejemplo, O-0,3 s CO-3 minCO. Sin embargo, el tiempo de recuperación de 3 minutos (180 s) por lo general noes crítico, ya que los niveles de faltas son en su mayoría inferiores al valor nominaly el riesgo de una nueva falta dentro de un periodo corto es insignificante. Eltiempo típico puede ser tReclaim = 60 o 180 s según el nivel de falta y el ciclo defuncionamiento del interruptor.

StartByCBOpenEl ajuste normal es Off. Se utiliza cuando la función se activa mediante señales dedisparo de protecciones.

FollowCBEl ajuste habitual es Follow CB = Off. El parámetro On se puede utilizar para elreenganche con retardo largo, para cubrir el caso en que un interruptor se cierramanualmente durante el tiempo de apertura de reenganche automático antes de quela función de reenganche haya emitido la orden de cierre del interruptor.

tCBClosedMinUn ajuste típico es 5,0 s. Si el interruptor no se ha cerrado durante al menos estetiempo mínimo, no se acepta la activación del reenganche.



CBAuxContType: tipo de contacto auxiliar del interruptorSe debe ajustar para coincidir con el contacto auxiliar del interruptor utilizado. Serecomienda un contacto NormOpen para generar una señal positiva cuando elinterruptor está en la posición cerrado.

CBReadyType: tipo de señal de interruptor preparado conectadaLa selección depende del tipo de funcionamiento disponible para el engranaje delinterruptor. Con el ajuste OCO (interruptor preparado para un ciclo de apertura-cierre-apertura), la condición se comprueba solamente en el inicio del ciclo dereenganche. La señal desaparece después del disparo, pero el interruptor todavíapuede realizar la secuencia de cierre-apertura (C-O). Para la selección CO(interruptor preparado para un ciclo de cierre-apertura), la condición también secomprueba después del tiempo muerto y reenganche ajustado. Esta selección esimportante, sobre todo, durante el reenganche de múltiples intentos, para asegurarque el interruptor está preparado para una secuencia C-O en el intento 2 y en losintentos posteriores. Durante el reenganche de intento único, se puede utilizar laselección OCO . Según su ciclo de servicio, el interruptor siempre debe tenerenergía almacenada para la operación CO después del primer disparo. (el ciclo defuncionamiento según el estándar IEC 56 es O-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 máslargo puede facilitar la indicación dinámica durante la realización de pruebas, porejemplo, en el modo “Debug” (“depuración”) de la herramienta de configuraciónde aplicaciones (ACT). En los interruptores sin relés antibombeo, el ajusteCutPulse = On se puede utilizar para evitar el cierre reiterado durante elreenganche sobre falta. Un nuevo arranque corta (interrumpe), entonces, el pulsoactual.

BlockByUnsucClAjuste para determinar si un fallo de intento de reenganche automático bloquea elreenganche automático. Si se utiliza, las entradas BLOCKOFF se deben configurarpara 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” sedecide mediante un nuevo disparo dentro del tiempo de recuperación después delúltimo intento de reenganche. Si se quiere obtener la señal UNSUCCL (fallo decierre) en el caso de que el interruptor no responda a la orden de cierre, CLOSECB,se puede ajustar UnsucClByCBCheck= CB Check y ajustar tUnsucCl a, porejemplo, 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 seajusta más largo que el tiempo de apertura de reenganche automático y con unmargen para la comprobación de sincronismo en el primer interruptor. El ajustetípico es tWaitForMaster=2 s.

AutoCont y tAutoContWait: continuación automática al siguienteintento si el interruptor no se cierra dentro del tiempo ajustadoEl ajuste normal es AutoCont = Off. El parámetro tAutoContWait es el tiempo deespera de SMBRREC para saber si el interruptor está cerrado cuando AutoContestá ajustado a On. Por lo general, este ajuste puede ser tAutoContWait = 2 s.


Tabla 89: SMBRREC Grupo de ajustes (básicos)


Ctrl. ExternoOn

- - Ctrl. Externo Off, CtrlExterno, On

ARMode Trifásico1/2/3fases1/2fases1fase+1*2fases1/2fases+1*3fases1fase+1*2/3fases

- - 1/2/3fases Selección de modo de AR, p. ej. 3fases,1/3fases

t1 1Ph 0.000 - 60.000 s 0.001 1.000 Tiempo de apertura para intento 1,monofásico

t1 3Ph 0.000 - 60.000 s 0.001 6.000 Tiempo de apertura para intento 1,reenganche retardado trifásico

t1 3PhHS 0.000 - 60.000 s 0.001 0.400 Tiempo de apertura para intento 1,reenganche trifásico a alta velocidad

tReclaim 0.00 - 6000.00 s 0.01 60.00 Duración del tiempo de recuperación

tSync 0.00 - 6000.00 s 0.01 30.00 Tiempo máximo de espera paracomprobación de sincronismo OK

tTrip 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Duración máxima de pulso de disparo

tPulse 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Duración del pulso de cierre de interruptor

tCBClosedMin 0.00 - 6000.00 s 0.01 5.00 Tiempo mín. que el interruptor debeestar cerrado antes de permitir unanueva secuencia

tUnsucCl 0.00 - 6000.00 s 0.01 30.00 Tiempo de espera de interruptor antesde indicar con éxito/sin éxito

Priority NingunoBajoAlto

- - Ninguno Selección de prioridad entre terminalesadyacentes Ninguna/Baja/Alta

tWaitForMaster 0.00 - 6000.00 s 0.01 60.00 Tiempo máximo de espera paraliberación desde maestro



Tabla 90: SMBRREC Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónNoOfShots 1

2345

- - 1 Número máximo de intentos dereenganche 1-5

StartByCBOpen OffOn

- - Off Para activar si el AR debe arrancarsecon un interruptor en posición abierta

CBAuxContType NormCerradoNormAbierto

- - NormAbierto Seleccionar el tipo de contacto auxiliardel interruptor, NC/NA para entradaCBPOS

CBReadyType COACA

- - CO Seleccionar tipo de señal preparado deinterruptor CA/ACA

t1 2Ph 0.000 - 60.000 s 0.001 1.000 Tiempo de apertura para intento 1,bifásica

t2 3Ph 0.00 - 6000.00 s 0.01 30.00 Tiempo de apertura para intento 2,trifásica




Extended t1 OffOn

- - Off Tiempo de apertura extendido antepérdida de canal permisivo Off/On

tExtended t1 0.000 - 60.000 s 0.001 0.500 El tiempo muerto trifásico se extiendecon este valor ante pérdida de canalpermisivo

tInhibit 0.000 - 60.000 s 0.001 5.000 Inhibir tiempo de reposición dereenganche

CutPulse OffOn

- - Off Acortar pulso de cierre en un nuevodisparo Off/On

Follow CB OffOn

- - Off Avanzar hasta el siguiente intento si elinterruptor ha estado cerrado durante eltiempo muerto

AutoCont OffOn

- - Off Continuar con el siguiente intento dereenganche si el interruptor no se cerró

tAutoContWait 0.000 - 60.000 s 0.001 2.000 Tiempo de espera tras orden de cierreantes de pasar al siguiente intento

UnsucClByCBChk SinComprobaciónInterruptorComprobación delinterruptor

- - SinComprobaciónInterruptor

Señal de cierre sin éxito obtenida alcomprobar la posición del interruptor

BlockByUnsucCl OffOn

- - Off Bloquear AR por reenganche sin éxito

ZoneSeqCoord OffOn

- - Off Coordinación de dispositivos posteriorescon el AR de protecciones locales

3.11.3 Control de aparatos APC




El control de aparatos es una función para el control y la supervisión deinterruptores, seccionadores y seccionadores de puesta a tierra dentro de una bahía.Se autoriza el accionamiento después de la evaluación de las condiciones desdeotras funciones, como enclavamiento, comprobación de sincronismo, seleccióndesde el puesto del operador y bloqueos externos o internos.

La figura 86 proporciona información general sobre los lugares desde los cuales lafunción de control de aparatos recibe órdenes. Las órdenes a un aparato se puedeniniciar en el centro de control (CC), la HMI en la estación o la HMI local en laparte frontal 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 86: Información general sobre las funciones de control de aparatos

Características de la función de control de aparatos:

• Actuación de aparatos primarios• Principio de selección-ejecución para proporcionar alta seguridad• Función de selección y reserva para evitar accionamientos simultáneos• Selección y supervisión de la posición del operador• Supervisión de órdenes• Bloqueo/desbloqueo del accionamiento• 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 media

La función de control de aparatos se lleva a cabo mediante los siguientes bloquesfuncionales:

• Controlador de conmutación SCSWI• Interruptor SXCBR• Seleccionador 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

Las tres últimas funciones son nodos lógicos según IEC 61850. El flujo de señalesentre estos bloques funcionales se observa en la figura 87. Para llevar a cabo lafunción de reserva, también se incluyen en la función de control de aparatos losbloques 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 en la figura que aparece a continuación es elnodo lógico para el enclavamiento.

El control de operaciones se puede realizar desde la HMI local. Si el administradorha definido usuarios con la herramienta UM, el conmutador local/remoto requiereautorización para su control. En caso contrario, el usuario predeterminado (defábrica) es el SuperUser, que puede realizar operaciones de control desde la HMIlocal sin iniciar sesión. La posición predeterminada del conmutador local/remotoestá ajustada a remoto.



en05000116.vsd

SXCBRSCSWI

SCILO

SXCBRSXCBR

SCSWI

SCILO

SXSWI

-QA1

-QB1

-QB9

IEC 61850

QCBAY

IEC05000116 V1 ES

Figura 87: Flujo de señales entre los bloques funcionales de control de aparatos

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 el accionamiento desde dosposiciones: 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 se puede ajustar a Off, lo que significa que no se seleccionaninguna posición del operador; es decir, el accionamiento no es posible de maneralocal ni remota.

QCBAY también proporciona funciones de bloqueo que se pueden distribuir adistintos aparatos dentro de la bahía. Hay dos alternativas de bloqueo diferentes:

• Bloqueo de la actualización de posiciones• Bloqueo de las órdenes

La función no tiene una funcionalidad correspondiente definida en el estándar IEC61850–8–1, lo cual significa que es un nodo lógico específico del proveedor.



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 yse comprueban, 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 depolos, es decir, si las posiciones de los conmutadores monofásicos no son igualesdurante un tiempo 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.

Conmutador (SXCBR/SXSWI)El conmutador es una función utilizada para cerrar e interrumpir un circuito de CAen condiciones normales o para interrumpir el circuito durante una falta o encondiciones de emergencia. Con esta función, el objetivo es representar el nivelmás bajo de un dispositivo de conmutación de potencia con capacidad decortocircuito o sin ella, por ejemplo, interruptores, seccionadores, seccionador depuesta a tierra, etcétera.

El objetivo de esta función 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 yla posición.



El conmutador tiene la siguiente funcionalidad:

• Conmutador local/remoto para el patio de maniobras• Bloqueo/desbloqueo para la orden de apertura/cierre, respectivamente• Bloqueo/desbloqueo de la actualización de indicaciones de posición• Sustitución de indicaciones de posición• Temporizador de supervisión de que el dispositivo primario se empieza a

mover después de la orden• Supervisión del tiempo permitido para la posición intermedia• Definición de duración del pulso para la orden de apertura/cierre,

respectivamente

Esta función se lleva a cabo con SXCBR, que representa un interruptor, y conSXSWI, que representa un seccionador, es decir, un seccionador o un seccionadorde puesta a tierra.

El interruptor (SXCBR) se puede realizar como tres conmutadores monofásicos ocomo un conmutador trifásico.

El contenido de esta función está representado por las definiciones según IEC61850 para los nodos lógicos de interruptor (SXCBR) y de seccionador (SXSWI),con funcionalidad obligatoria.

Función de reserva (QCRSV/RESIN)El objetivo de la función de reserva es principalmente transferir información deenclavamiento entre los IED de manera segura y evitar el accionamiento doble enuna bahía, en parte del patio de maniobras o en la subestación completa.

Para la evaluación del enclavamiento en una subestación, se puede requerir lainformación sobre posición de los dispositivos de conmutación, como losinterruptores, seccionadores y seccionadores de puesta a tierra, de la misma bahía ode muchas otras bahías. Cuando se necesita información de otras bahías, seintercambia entre los IED distribuidos a través del bus de estación. El problemaque surge, incluso a alta velocidad de comunicación, es un lapso de tiempo duranteel cual la información sobre la posición de los dispositivos de conmutación esincierta. La función de enclavamiento utiliza esta información para la evaluación,por lo que las condiciones de enclavamiento también son inciertas.

Para asegurarse de que la información de enclavamiento es correcta durante elaccionamiento, dentro de los IED se encuentra disponible un método único dereserva. Con dicho método, el accionamiento se bloquea temporalmente para todoslos dispositivos de conmutación en otras bahías, cuyos estados de conmutación seutilizan para evaluar el permiso para accionar. Entonces, las indicaciones deposición de estas bahías se transfieren a través del bus para la evaluación en el IED.Después de la evaluación, el accionamiento se puede realizar con alta seguridad.

Esta funcionalidad se lleva a cabo a través del bus de estación, mediante losbloques funcionales QCRSV y RESIN. El principio de la aplicación se observa enla figura 88.



El bloque funcional QCRSV se ocupa de la reserva. Emite 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 otra bahías.La cantidad de instancias es igual a la cantidad de bahías incluidas (se encuentrandisponibles hasta 60 instancias). Las señales recibidas son o una solicitud dereserva desde otra bahía o la confirmación desde cada bahía, respectivamente, queha recibido una solicitud desde esta bahía. También se debe recibir la informaciónsobre la transmisión válida a través del bus de estación.

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 88: Principios de aplicación para la reserva a través del bus de estación

La reserva también se puede llevar a cabo con conexiones externas, de acuerdo conel ejemplo de aplicación en la figura 89. Esta solución utiliza relés auxiliaresexternos y salidas y entradas adicionales en cada IED, pero no utiliza los bloquesfuncionales QCRSV y RESIN.

SCSWI

SELECTEDRES_EXT

+

IED

BI BO

IED

BI BO

OOtro SCSWI en la bahía

en05000118.vsd

IEC05000118 V2 ES

Figura 89: Principios de aplicación para la reserva con conexiones externas

La solución en la figura 89 también se puede llevar a través del bus de estación, deacuerdo con el ejemplo de aplicación en la figura 90. Las soluciones en la figura 89



y la figura 90 no tienen tan alta seguridad como la solución en la figura 88, pero encambio tienen mayor disponibilidad. Esto se debe a que no se necesita ningunaconfirmación.

S C S W I

S E L E C T E D

R E S _ E X T

IE DIE D

OO tro S C S W I e n la b a h ía

B u s d e e s ta c ió n. . .

S P G G IOIN

R E S G R A N T

In t lR e c e iv e

. . .

. . .

R E S G R A N T

In t lR e c e iv e

e n 0 5 0 0 0 1 7 8 .v s d

IEC05000178 V2 ES

Figura 90: Principio de aplicación para una solución de reserva alternativa

3.11.3.2 Interacción entre módulos

Una bahía típica con función de control de aparatos consiste en una combinaciónde nodos lógicos o funciones que se describen a continuación:

• El controlador de conmutación (SCSWI) inicia todas las operaciones para unaparato, lleva a cabo la conmutación y es más o menos la interfaz para launidad de un aparato. Incluye el manejo y el control de la posición.

• El interruptor (SXCBR) es la interfaz del proceso del interruptor para lafunción de 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 en el nivel de bahía paralos aparatos, como la selección de posición del operador y los bloqueos paratoda la bahía.

• La reserva (QCRSV) se ocupa de la función de reserva.• La protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas (EF4PTOC) dispara

el interruptor en el caso de las zonas de protección de distancia (ZMQPDIS).• La lógica de disparo de la protección (SMPPTRC) conecta las salidas de

"disparo" de una o más funciones de protección a un "disparo" común que setransmite a SXCBR.

• El reenganche automático (SMBRREC) consta de las características paracerrar automáticamente un interruptor activado en relación con numerosascondiciones configurables.

• El enclavamiento de nodo lógico (SCILO) proporciona a SCSWI lainformación sobre si el accionamiento está permitido debido a la topología delpatio de maniobras. Las condiciones de enclavamiento se evalúan con unalógica aparte y se conectan a SCILO.

• La comprobación de sincronismo, comprobación de energización ysincronización (SESRSYN) calcula y compara la diferencia del fasor detensión de ambos lados de un interruptor abierto con condiciones de



conmutación predefinidas (comprobación de sincronismo). También se incluyeel caso en que un lado está inactivo (comprobación de energización).

• El control de procesos automático genérico con nodo lógico (GAPC) es unafunción automática que reduce la interacción entre el operador y el sistema.Con una orden, el operador puede iniciar una secuencia que termina en laconexión de un objeto del proceso (por ejemplo, una línea) a una de las barrasposibles.

La información general de la interacción entre estas funciones se observa en lafigura 91 que aparece a continuación.



(Interruptor)

(Reenganche

IEC05000120 V1 ES

Figura 91: 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 travésde la HMI local o del PCM600.



Control de bahía (QCBAY)Si el parámetro AllPSTOValid está ajustado a Sin prioridad, todos los orígenes,locales o remotos, se aceptan sin establecer ninguna prioridad.

Controlador de conmutación (SCSWI)El parámetro CtlModel especifica el tipo de modelo de control según la norma IEC61850. Para el control típico de los interruptores, seccionadores y seccionadores depuesta a tierra , el modelo de control se ajusta a SBO Enh (seleccionar antes deaccionar) con seguridad mejorada.

Cuando el accionamiento se debe realizar en una etapa, se utiliza el modelo decontrol directo con seguridad estándar.

El control con seguridad mejorada incluye supervisión adicional del valor deestado del objeto de control, por lo que cada secuencia de órdenes debe serestablecida por una orden de terminación.

El parámetro PosDependent autoriza el accionamiento en función de la posiciónindicada, es decir, con el ajuste Siempre permitido el accionamiento siempre estápermitido, independientemente del valor de la posición. Con el ajuste Not perm at00/11 no se permite el accionamiento si la posición está en mal estado o en estadointermedio.

tSelect es el tiempo máximo entre las señales de las órdenes de selección yejecución, es decir, el tiempo que el operador tiene para ejecutar la orden despuésde la selección del objeto por operar. Una vez transcurrido el tiempo, la señal desalida seleccionada se ajusta a FALSE y se emite un código de causa a través deIEC 61850.

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 este tiempo, la función de control se repone.

tSynchrocheck es el tiempo permitido para que la función de comprobación desincronismo cumpla las condiciones de cierre. Una vez transcurrido este tiempo, lafunción de control se repone.

El temporizador tSynchronizing supervisa que la señal de sincronización enprogreso se obtiene en SCSWI después del inicio de la función de sincronización.La señal de inicio para la sincronización se obtiene si no se cumplen lascondiciones de la comprobación de sincronismo . Una vez transcurrido este tiempo,la función de control se repone. Si no se incluye ninguna función desincronización, el tiempo se ajusta a 0, lo que significa que no se inicia la funciónde sincronización.

tExecutionFB es el tiempo máximo entre la señal de orden de ejecución y la ordende terminación. Una vez transcurrido este tiempo, la función de control se repone.



tPoleDiscord es el tiempo permitido para la discrepancia entre polos durante elcontrol de tres interruptores monofásicos Durante la discrepancia, se activa unaseñal de salida que se utiliza para disparo o alarma.

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 este tiempo, la funciónde conmutador se repone.

Durante el tiempo tIntermediate la indicación de posición puede estar en un estadointermedio (00). Una vez transcurrido este tiempo, la función de conmutador serepone. La indicación de posición media en SCSWI se elimina durante este lapsode tiempo en que la posición cambia de abierto a cerrado, o viceversa.

Si el parámetro AdaptivePulse está ajustado a Adaptativo el pulso de la salida deorden se repone cuando se alcanza una nueva posición final correcta. Si elparámetro está ajustado a No adaptativo el pulso de la salida de orden permaneceactivo hasta que el temporizador tOpenPulsetClosePulse se ha agotado.

tOpenPulse es la longitud del pulso de salida para una orden de apertura. Lalongitud predeterminada se ajusta a 200 ms para un interruptor (SXCBR) y a 500ms para un seccionador (SXSWI).

tClosePulse es la longitud del pulso de salida para una orden de cierre. La longitudpredeterminada se ajusta a 200 ms para un interruptor (SXCBR) y a 500 ms paraun seccionador (SXSWI).

Reserva de bahía (QCRSV)El temporizador tCancelRes define el tiempo de supervisión para cancelar lareserva, cuando no se puede hacer mediante la solicitud de la bahía debido, porejemplo, a un fallo 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 seactiva cuando se selecciona el aparato x.

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.


Tabla 91: QCBAY Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónAllPSTOValid Prioridad

Sin prioridad- - Prioridad La prioridad de los orígenes



Tabla 92: LOCREM Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónControlMode Conmutador LR

internoConmutador LRexterno

- - Conmutador LRinterno

Modo de control para conmutador LRinterno/externo

Tabla 93: SCSWI Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCtlModel Dir Norm

SBO Mej (ABB)Dir Norm (ABB)SBO Mej

- - SBO Mej Especifica el tipo de modelo de controlsegún la norma IEC 61850

PosDependent Siempre permitidoNo perm. en 00/11

- - Siempre permitido Permiso para operar en función de laposición

tSelect 0.000 - 60.000 s 0.001 30.000 Tiempo máximo entre señales deselección y ejecución

tResResponse 0.000 - 60.000 s 0.001 5.000 Tiempo permitido desde la petición dereserva hasta la concesión de reserva

tSynchrocheck 0.00 - 600.00 s 0.01 10.00 Tiempo permitido para la comprobaciónde sincronismo para cumplir lascondiciones de cierre

tSynchronizing 0.00 - 600.00 s 0.01 0.00 Tiempo de supervisión para obtener laseñal de sincronización en curso

tExecutionFB 0.00 - 600.00 s 0.01 30.00 Tiempo máx. desde ejecución de ordenhasta finalización

tPoleDiscord 0.000 - 60.000 s 0.001 2.000 Tiempo permitido para discrepanciaentre los polos

Tabla 94: SXCBR Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntStartMove 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Tiempo de supervisión para movimiento

del aparato tras una orden

tIntermediate 0.000 - 60.000 s 0.001 0.150 Tiempo permitido para posiciónintermedia

AdaptivePulse No adaptativoAdaptativo

- - No adaptativo La salida se repone al alcanzar unanueva posición final correcta

tOpenPulse 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Duración de impulso de salida paraorden de apertura

tClosePulse 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Duración de impulso de salida paraorden de cierre



Tabla 95: SXSWI Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntStartMove 0.000 - 60.000 s 0.001 3.000 Tiempo de supervisión para movimiento

del aparato tras una orden

tIntermediate 0.000 - 60.000 s 0.001 15.000 Tiempo permitido para posiciónintermedia

AdaptivePulse No adaptativoAdaptativo

- - No adaptativo La salida se repone al alcanzar unanueva posición final correcta

tOpenPulse 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Duración de impulso de salida paraorden de apertura

tClosePulse 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Duración de impulso de salida paraorden de cierre

SwitchType Interr. CargaSeccionadorSeccionador tierraSeccionador detierra AT

- - Seccionador Tipo de conmutador

Tabla 96: QCRSV Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntCancelRes 0.000 - 60.000 s 0.001 10.000 Tiempo de supervisión para cancelar la

reserva

ParamRequest1 Res. otras bahíasSólo reserva de labahía propia.

- - Sólo reserva de labahía propia.

Reserva sólo de la bahía propia en laselección del aparato 1
























Tabla 97: RESIN1 Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónFutureUse Bahía en uso

Bahía para usofuturo

- - Bahía en uso La bahía de este bloque de ResIn espara uso futuro

Tabla 98: RESIN2 Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónFutureUse Bahía en uso

Bahía para usofuturo

- - Bahía en uso La bahía de este bloque de ResIn espara uso futuro

3.11.4 EnclavamientoEl principal propósito del enclavamiento de la aparamenta de maniobra es elsiguiente:

• Evitar el funcionamiento peligroso o dañino de la aparamenta de maniobra.• Reforzar las restricciones al funcionamiento de la subestación por otros

motivos, como por ejemplo, la configuración de carga. Algunos ejemplos deesto último incluyen limitar la cantidad de transformadores paralelos a unmáximo de dos o garantizar que la energización es siempre desde un lado; porejemplo, el lado de alta tensión de un transformador.

En esta sección, solo se trata el primer punto, y solamente con restriccionesprovocadas por dispositivos de conmutación distintos del que se debe controlar.Esto significa que el enclavamiento del conmutador, debido a alarmas deldispositivo, no se incluye en esta sección.

Los seccionadores y los seccionadores de puesta a tierra tienen una capacidad deconmutación limitada. Por lo tanto, los seccionadores solo pueden funcionar:

• Con corriente básicamente inexistente. El circuito está abierto en un lado ytiene poca extensión. La corriente capacitiva es pequeña (por ejemplo, < 5 A)y no se permite el uso de transformadores de potencia con corriente deenergización.

• Para conectar o desconectar un circuito paralelo que lleva la corriente de carga.Por lo tanto, la tensión de conmutación que cruza los contactos abiertos esprácticamente cero, gracias al circuito paralelo (por ejemplo, < 1% de latensión nominal). No se admite la disposición de transformadores de potenciaen paralelo.

Seccionadores de puesta a tierra pueden conectar y desconectar la puesta a tierra depuntos aislados. Debido al acoplamiento inductivo o capacitivo, puede haber algode tensión (por ejemplo, < 40% de la tensión nominal) antes de la puesta a tierra yalgo de 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 acoplamientode barras 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 funcionamiento.Por lo general, las condiciones de otras estaciones no están disponibles. Por lotanto, el seccionador de puesta a tierra de una línea no se suele enclavar porcompleto. El operador debe estar seguro de que la línea no está energizada desde elotro lado antes de cerrar el seccionarod de puesta a tierra . Como alternativa, sepuede utilizar una indicación de tensión para el enclavamiento. Tenga cuidado yevite una condición habilitar peligrosa ante la pérdida de la tensión secundaria deun TT, por ejemplo, debido a un fusible quemado.

Las posiciones del seccionador utilizadas por la lógica de enclavamiento defuncionamiento se obtienen a través de contactos auxiliares o sensores de posición.Para cada posición extrema (abierto o cerrado), se necesita una indicaciónverdadera, lo que forma una indicación doble. La función de control de aparatoscomprueba su estabilidad de manera continua. Si ninguna de las condiciones es alta(1 o TRUE), es posible que el conmutador esté en una posición intermedia; porejemplo, en movimiento. Este estado dinámico puede continuar durante algúntiempo, que en el caso de los seccionadores puede ser de hasta 10 segundos. Siambas indicaciones se mantienen bajas durante un periodo más largo, la indicaciónde posición se interpreta como desconocida. Si ambas indicaciones se mantienenaltas, algo no está bien, y la posición otra vez se trata como desconocida.

En ambos casos, se emite una alarma al operador. Las indicaciones de los sensoresde posición se deben autocomprobar y las faltas del sistema se deben indicarmediante una señal de falta. En la lógica de enclavamiento, las señales se utilizanpara evitar condiciones activadas o desbloquedas . Cuando el estado de undispositivo de conmutación no se puede determinar, no se permite el funcionamiento.

Para los conmutadores con un engranaje de funcionamiento individual por cadafase, la evaluación debe considerar posibles discrepancias de fases. Esto se realizacon la ayuda de una función lógica Y para las tres fases en cada aparato, para lasindicaciones de estado abierto y cerrado. Las discrepancias de fases provocan unestado de indicación doble desconocido.

3.11.4.1 Directrices de configuración

En las secciones siguientes, se describe cómo se puede realizar el enclavamientopara cierta configuración de la aparamenta de maniobra en el IED mediante el usode módulos de enclavamiento estándar y sus interconexiones. También sedescriben los ajustes de configuración. Las entradas para las condicionesespecíficas de la configuración de fábrica (Qx_EXy) se ajustan a 1 = TRUE si nose utilizan, excepto en los siguientes casos:

• QB9_EX2 y QB9_EX4 en los módulos BH_LINE_A y BH_LINE_B• QA1_EX3 en el módulo AB_TRAFO



cuando se ajustan a 0 = FALSE.

3.11.4.2 Enclavamiento para una bahía de línea ABC_LINE

AplicaciónLa función de enclavamiento para una bahía de línea (ABC_LINE) se utiliza parauna línea conectada a una disposición de doble barra con barra de transferencia, deacuerdo con la figura 92. La función también se puede utilizar para una disposiciónde doble barra sin barra de transferencia o para una disposición simple barra conbarra de transferencia o sin ella.

QB1 QB2QC1

QA1

QC2

QB9QC9

WA1 (A)

WA2 (B)

WA7 (C)

QB7

en04000478.vsdIEC04000478 V1 ES

Figura 92: Disposición de la aparamenta de maniobra ABC_LINE

Las señales desde otras bahías conectadas al módulo ABC_LINE se describen acontinuación.

Señales desde la barra de desvío (by-pass)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 contiene seccionadores enla barra de desvío WA7.

Se necesitan las siguientes señales desde cada bahía de línea (ABC_LINE), exceptolas de la bahía propia:



Señal QB7OPTR Q7 está abierto.

VPQB7TR El estado del conmutador para 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 93: Señales desde la barra de desvío en la bahía de línea n

Señales desde el acoplamiento de barrasSi 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.

IEC04000479 V1 ES

Figura 94: Barras divididas por seccionadores de seccionamiento(interruptores)

Para obtener las señales:



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 del conmutador de BC_12 es válido.



EXDU_BC Ningún error de transmisión desde ninguna bahía de acoplamiento de barras (BC).

Se necesitan las siguientes señales desde cada bahía de acoplamiento de barras(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 barrasentre las 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 barrasentre las 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 del conmutador 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 desde cada bahía con seccionador deseccionamiento (A1A2_DC). Para B1B2_DC, se utilizan las señalescorrespondientes desde la barra B. El mismo tipo de módulo (A1A2_DC) se utilizapara diferentes barras, es decir, para los seccionadores 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, se tiene que utilizarlas señales desde la bahía de acoplamiento de barras (A1A2_BS), en lugar de desdela bahía de seccionamiento (A1A2_DC). Para B1B2_BS, se utilizan las señales



correspondientes desde la barra B. El mismo tipo de módulo (A1A2_BS) se utilizapara diferentes barras, es decir, para los interruptores de seccionamiento A1A2_BSy B1B2_BS.

Señal S1S2OPTR Ninguna conexión de acoplamiento de barras entre las secciones 1 y 2.

S1S2CLTR Existe una conexión de acoplamiento de barras entre las secciones 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 95: Señales a una bahía de línea en la sección 1 desde las bahías deacoplamiento de barras en cada sección

Para una bahía de línea en la sección 2, las mismas condiciones anteriores sonválidas al cambiar la sección 1 por la sección 2, y viceversa.

Ajuste de configuraciónSi no hay una barra de desvío y, por lo tanto, ningún seccionador QB7 elenclavamiento para QB7 no se utiliza. El estado para QB7, QC71, BB7_D, BC_17,BC_27 se ajusta a abierto mediante el ajuste de las entradas adecuadas del módulo,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. El estado para QB2, QC21, BC_12, BC_27se ajusta a abierto mediante el ajuste de las entradas adecuadas del módulo, comose describe a continuación. En el diagrama del bloque funcional, 0 y 1 se designan0 = 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

3.11.4.3 Enclavamiento para una bahía de acoplamiento de barras ABC_BC

AplicaciónLa función de enclavamiento para una bahía de acoplamiento de barras (ABC_BC)se utiliza para una bahía de acoplamiento de barras conectada a una disposición dedoble barra, de acuerdo con la figura 96. La función también se puede utilizar para



una disposición de simple barra con barra de transferencia o para una disposiciónde doble barra sin barra de transferencia.

QB1 QB2

QC1

QA1

WA1 (A)

WA2 (B)

WA7 (C)

QB7QB20

QC2

en04000514.vsdIEC04000514 V1 ES

Figura 96: Disposición de la aparamenta de maniobra ABC_BC

ConfiguraciónLas señales desde las otras bahías conectadas al módulo de acoplamiento de barrasABC_BC se describen a continuación.

Señales desde todos los alimentadoresPara obtener las señales:

Señal BBTR_OP Ninguna transferencia de barra que afecte a este acoplamiento de barras está en

progreso.

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 desde cada bahía de línea (ABC_LINE), cadabahía del transformador (AB_TRAFO) y cada bahía de acoplamiento de barras(ABC_BC), excepto la propia bahía de acoplamiento de barras:

Señal QQB12OPTR QB1 o QB2 o ambos están abiertos.

VPQB12TR El estado de conmutación de QB1 y QB2 es válido.

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:



IEC04000481 V1 ES

Figura 97: Señales desde cualquier bahía en la bahía de acoplamiento debarras n

Si la barra está dividida en secciones por seccionadores, las señales BBTR estánconectadas en paralelo, si ambos seccionadores están cerrados. Así, para la lógicabásica específica del proyecto para BBTR, agregue esta lógica:

IEC04000482 V1 ES

Figura 98: Barras divididas por seccionadores (interruptores)

Se necesitan las siguientes señales desde cada bahía del seccionador (A1A2_DC).Para B1B2_DC, se utilizan las señales correspondientes desde la barra B. El mismotipo de módulo (A1A2_DC) se utiliza para diferentes barras, es decir, para losseccionadores A1A2_DC y B1B2_DC.




Si la barra está dividida por interruptores de seccionamiento, se tienen que utilizarlas señales desde la bahía de acoplamiento de barras (A1A2_BS), en lugar de desdela bahía del seccionador de seccionamiento (A1A2_DC). Para B1B2_BS, se



utilizan las señales correspondientes desde la barra B. El mismo tipo de módulo(A1A2_BS) se utiliza para diferentes barras, es decir, para los interruptores deseccionamiento A1A2_BS y B1B2_BS.




Para una bahía de acoplamiento de barras en la sección 1, las siguientescondiciones son válidas:

IEC04000483 V1 ES

Figura 99: Señales a una bahía de acoplamiento de barras en la sección 1desde cualquier bahía en cada sección

Para una bahía de acoplamiento de barras en la sección 2, las mismas condicionesanteriores son válidas al cambiar la sección 1 por la sección 2, y viceversa.

Señales desde un acoplamiento de barrasSi la barra está dividida en secciones por seccionadores, las señales BC_12 desde elacoplamiento de barras de la otra sección de barra se deben transmitir al propioacoplamiento de barras si ambos seccionadores están cerrados.

IEC04000484 V1 ES

Figura 100: Barras divididas por seccionadores (interruptores)




Señal BC_12_CL Existe otra conexión de acoplamiento entre las barras WA1 y WA2.

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 desde cada bahía de acoplamiento de barras(ABC_BC), excepto la bahía propia:

Señal BC12CLTR Existe una conexión de acoplamiento a través del propio acoplamiento de barras


VPBC12TR El estado de conmutación de BC_12 es válido.


También se necesitan las siguientes señales desde cada bahía del seccionador(A1A2_DC). Para B1B2_DC, se utilizan las señales correspondientes desde labarra B. El mismo tipo de módulo (A1A2_DC) se utiliza para diferentes barras, esdecir, para los seccionadores A1A2_DC y B1B2_DC.

Señal DCCLTR El seccionador está cerrado.

VPDCTR El estado de conmutación del seccionador DC es válido.


Si la barra está dividida por interruptores de seccionamiento, se deben utilizar lasseñales desde la bahía de acoplamiento de barras (A1A2_BS), en lugar de desde labahía del seccionador de seccionamiento (A1A2_DC). Para B1B2_BS, se utilizanlas señales correspondientes desde la barra B. El mismo tipo de módulo(A1A2_BS) se utiliza para diferentes barras, es decir, para los interruptores deseccionamiento A1A2_BS y B1B2_BS.

Señal S1S2CLTR Existe una conexión de acoplamiento de barras entre las secciones 1 y 2.



Para una bahía de acoplamiento de barras en la sección 1, las siguientescondiciones son válidas:



IEC04000485 V1 ES

Figura 101: Señales a una bahía de acoplamiento de barras en la sección 1desde una bahía de acoplamiento de barras en otra sección

Para una bahía de acoplamiento de barras en la sección 2, las mismas condicionesanteriores son válidas al cambiar la sección 1 por la sección 2, y viceversa.

Ajuste de configuraciónSi no hay una barra de desvío y, por lo tanto, ningún seccionador QB2 y QB7 elenclavamiento para QB2 y QB7 no se utiliza. El estado para QB2, QB7, QC71 seajusta a abierto mediante el ajuste de las entradas adecuadas del módulo, como sedescribe a continuación. En el diagrama del bloque funcional, 0 y 1 se designan 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 hay una segunda barra B y, por lo tanto, ningún seccionador QB2 y QB20 elenclavamiento para QB2 y QB20 no se utiliza. El estado para QB2, QB20, QC21,BC_12, BBTR se ajusta a abierto mediante el ajuste de las entradas adecuadas delmódulo, como se describe a continuación. En el diagrama del bloque funcional, 0 y1 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

3.11.4.4 Enclavamiento para una bahía de transformador AB_TRAFO

AplicaciónLa función de enclavamiento para una bahía de transformador (AB_TRAFO) seutiliza para una bahía de transformador conectada a una disposición de doble barra,de acuerdo con la figura 102. La función se utiliza cuando no hay un seccionadorentre el interruptor y el transformador. De lo contrario, se puede utilizar elenclavamiento para la función de bahía de línea (ABC_LINE). Esta funcióntambién se puede utilizar en disposiciones de simple barra.

IEC04000515 V1 ES

Figura 102: Disposición de la aparamenta de maniobra AB_TRAFO

Las señales desde otras bahías conectadas al módulo AB_TRAFO se describen acontinuación.



Señales desde un acoplamiento de barrasSi la barra está dividida en secciones por seccionadores de seccionamiento, laconexión entre barra y barra puede existir a través del seccionador deseccionamiento y el acoplamiento de barras dentro de la otra sección de barra.

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.

VP_BC_12 El estado de conmutación de BC_12 es válido.

EXDU_BC Ningún error de transmisión desde la bahía de acoplamiento de barras (BC).

La lógica es idéntica a la configuración de doble barra “Señales desde elacoplamiento de barras”.

Ajuste de configuraciónSi no hay una segunda barra B y, por lo tanto, ningún seccionador QB2 elenclavamiento para QB2 no se utiliza. El estado para QB2, QC21, BC_12 se ajustaa abierto mediante el ajuste de las entradas adecuadas del módulo, como sedescribe a continuación. En el diagrama del bloque funcional, 0 y 1 se designan 0 =FALSE y 1 = 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,ningún seccionador QB4 el estado para QB4 se ajusta a abierto mediante el ajustede las entradas adecuadas del módulo, como se describe a continuación.

• QB4_OP = 1• QB4_CL = 0

3.11.4.5 Enclavamiento para un interruptor de seccionamiento A1A2_BS

AplicaciónLa función de enclavamiento para un interruptor de seccionamiento (A1A2_BS) seutiliza para un interruptor de seccionamiento entre las secciones 1 y 2, de acuerdocon la figura 104. La función se puede utilizar para diferentes barras, que incluyenun interruptor de seccionamiento.

QA1

WA1 (A1)

QB2

QC4

QB1

QC3

WA2 (A2)

en04000516.vsd

QC2QC1

A1A2_BSIEC04000516 V1 ES

Figura 104: Disposición de la aparamenta de maniobra A1A2_BS

Señales desde todos los alimentadoresSi la barra está dividida en secciones por interruptores de seccionamiento y ambosinterruptores están cerrados, la apertura del interruptor se debe bloquear si existeuna conexión de acoplamiento entre las barras en un lado de la sección y si en elotro lado de la sección hay una transferencia de barra en progreso:



IEC04000489 V1 ES

Figura 105: Barras divididas por interruptores de seccionamiento


Señal BBTR_OP Ninguna transferencia de barra que afecte a esta sección está en progreso.

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 desde cada bahía de línea (ABC_LINE), cadabahía de transformador (AB_TRAFO) y cada bahía de acoplamiento de barras(ABC_BC):

Señal QB12OPTR QB1 o QB2 o ambos están abiertos.

VPQB12TR El estado de conmutación de QB1 y QB2 es válido.

EXDU_12 Ningún error de transmisión desde la bahía que contiene la información anterior.

Se necesitan las siguientes señales desde cada bahía de acoplamiento de barras(ABC_BC):

Señal BC12OPTR Ninguna conexión de acoplamiento a través del propio acoplamiento de barras


VPBC12TR El estado de conmutación de BC_12 es válido.


Se necesitan las siguientes señales desde la bahía del interruptor de seccionamiento(A1A2_BS, B1B2_BS).






Para un interruptor de seccionamiento entre las secciones A1 y A2, las siguientescondiciones son válidas:

IEC04000490 V1 ES

Figura 106: Señales desde cualquier bahía para un interruptor deseccionamiento entre las secciones A1 y A2

Para un interruptor de seccionamiento entre las secciones B1 y B2, las siguientescondiciones son válidas:



IEC04000491 V1 ES

Figura 107: Señales desde cualquier bahía para un interruptor deseccionamiento entre las secciones B1 y B2

Ajuste de configuraciónSi 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 BBTRse ajusta a abierto. Es decir, no hay ninguna transferencia de barra en progreso enesta sección:

• BBTR_OP = 1• VP_BBTR = 1



3.11.4.6 Enclavamiento para un seccionador de seccionamiento A1A2_DC

AplicaciónLa función de enclavamiento para un seccionador de seccionamiento (A1A2_DC)se utiliza para un seccionador entre las secciones 1 y 2, de acuerdo con la figura108. La función A1A2_DC se puede utilizar para diferentes barras, que incluyen unseccionador.

WA1 (A1) WA2 (A2)

QB

QC1 QC2

A1A2_DC en04000492.vsd

IEC04000492 V1 ES

Figura 108: Disposición de la aparamenta de maniobra A1A2_DC

Las señales desde otras bahías conectadas al módulo A1A2_DC se describen acontinuación.

Señales en una disposición de un interruptorSi la barra está dividida por seccionadores de seccionamiento, la condición Ningúnotro seccionador conectado a la sección de barra se debe hacer mediante unalógica específica del proyecto.

El mismo tipo de módulo (A1A2_DC) se utiliza para diferentes barras, es decir,para los seccionadores de seccionamiento A1A2_DC y B1B2_DC. Sin embargo,para B1B2_DC, se utilizan las señales correspondientes desde la barra B.

IEC04000493 V1 ES





Señal S1DC_OP Todos los seccionadores de seccionamiento en la sección 1 están abiertos.

S2DC_OP Todos los seccionadores de seccionamiento 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.

Se necesitan las siguientes señales desde cada bahía de línea (ABC_LINE), cadabahía del transformador (AB_TRAFO) y cada bahía de acoplamiento de barras(ABC_BC):

Señal QB1OPTR QB1 está abierto.

QB2OPTR QB2 está abierto (AB_TRAFO, ABC_LINE).

QB220OTR QB2 y QB20 están abiertos (ABC_BC).

VPQB1TR El estado de conmutación de QB1 es válido.


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 hay un seccionador de seccionamiento adicional, se debe utilizar la señal desdela bahía del seccionador de seccionamiento (A1A2_DC):




Si hay un interruptor de seccionamiento adicional en lugar de un seccionador deseccionamiento adicional, se debe utilizar las señales desde la bahía del interruptorde seccionamiento (A1A2_BS) en lugar de la bahía del seccionador deseccionamiento (A1A2_DC):


QB2OPTR QB2 está abierto.



EXDU_BS Ningún error de transmisión desde la bahía BS (bahía de acoplamiento de barras)que contiene la información anterior.



Para un seccionador de seccionamiento, las siguientes condiciones de la sección A1son válidas:

IEC04000494 V1 ES

Figura 110: Señales desde cualquier bahía en la sección A1 hacia unseccionador de seccionamiento


IEC04000495 V1 ES

Figura 111: Señales desde cualquier bahía en la sección A2 hacia unseccionador de seccionamiento

Para un seccionador de seccionamiento, las siguientes condiciones de la sección B1son válidas:



IEC04000496 V1 ES

Figura 112: Señales desde cualquier bahía en la sección B1 hacia unseccionador de seccionamiento


IEC04000497 V1 ES

Figura 113: Señales desde cualquier bahía en la sección B2 hacia unseccionador de seccionamiento

Señales en una disposición de doble interruptorSi la barra está dividida por seccionadores de seccionamiento, la condición para labahía del seccionador Ningún otro seccionador conectado con la sección de barrase debe hacer mediante una lógica específica del proyecto.




IEC04000498 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 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 desde la bahía de doble interruptor que contiene lainformación anterior.

Se necesitan las siguientes señales desde cada bahía de doble interruptor (DB_BUS):





EXDU_DB Ningún error de transmisión desde la bahía que contiene la información anterior.

La lógica es idéntica a la configuración de doble barra en “Señales en ladisposición de un interruptor”.




IEC04000499 V1 ES

Figura 115: Señales desde bahías de doble interruptor en la sección A1 haciaun seccionador de seccionamiento


IEC04000500 V1 ES

Figura 116: Señales desde bahías de doble interruptor en la sección A2 haciaun seccionador de seccionamiento




IEC04000501 V1 ES

Figura 117: Señales desde bahías de doble interruptor en la sección B1 haciaun seccionador de seccionamiento


IEC04000502 V1 ES

Figura 118: Señales desde bahías de doble interruptor en la sección B2 haciaun seccionador de seccionamiento

Señales en una disposición de interruptor y medioSi la barra está dividida por seccionadores de seccionamiento, la condición para labahía del seccionador Ningún otro seccionador conectado con la sección de barrase debe hacer mediante una lógica específica del proyecto.




IEC04000503 V1 ES


La lógica específica del proyecto es la misma que para la configuración de dobleinterruptor.

Señal S1DC_OP Todos los seccionadores en la sección 1 están abiertos.

S2DC_OP Todos los seccionadores en la sección 2 están abiertos.



EXDU_BB Ningún error de transmisión desde el interruptor y medio (BH) que contiene lainformación anterior.

3.11.4.7 Enclavamiento para un seccionador de puesta a tierra de barrasBB_ES

AplicaciónLa función de enclavamiento para un seccionador de puesta a tierra de barras(BB_ES) se utiliza para un seccionador de puesta a tierra en cualquier parte de lasbarras, de acuerdo con la figura 120.

QC

en04000504.vsd

IEC04000504 V1 ES

Figura 120: Disposición de aparamenta de maniobra BB_ES

Las señales desde otras bahías conectadas al módulo BB_ES se describen acontinuación.

Señales en una disposición de un interruptorEl seccionador de puesta a tierra de barras solo puede funcionar si todos losseccionadores en la sección de barra están abiertos.



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.


Se necesitan las siguientes señales desde cada bahía de línea (ABC_LINE), cadabahía de transformador (AB_TRAFO) y cada bahía de acoplamiento de barras(ABC_BC):


QB2OPTR QB2 está abierto (AB_TRAFO, ABC_LINE).

QB220OTR QB2 y QB20 están abiertos (ABC_BC).




VQB220TR El estado de conmutación de QB2y QB20 es válido.


EXDU_BB Ningún error de transmisión desde la bahía que contiene la información anterior.

También se necesitan las siguientes señales desde cada bahía del seccionador(A1A2_DC). Para B1B2_DC, se utilizan las señales correspondientes desde labarra B. El mismo tipo de módulo (A1A2_DC) se utiliza para diferentes barras, esdecir, para los seccionadores de seccionamiento A1A2_DC y B1B2_DC.






Si no hay ningún seccionador de seccionamiento, las señales DCOPTR, VPDCTRy EXDU_DC se ajustan a 1 (TRUE).

Si la barra está dividida por interruptores de seccionamiento, se deben utilizar lasseñales desde la bahía de acoplamiento de barras (A1A2_BS), en lugar de desde labahía del seccionador de seccionamiento (A1A2_DC). Para B1B2_BS, se utilizanlas señales correspondientes desde la barra B. El mismo tipo de módulo(A1A2_BS) se utiliza para diferentes barras, es decir, para los interruptores deseccionamiento A1A2_BS y B1B2_BS.





EXDU_BS Ningún error de transmisión desde la bahía BS (bahía de acoplamiento de barras)que contiene la información anterior.

Para un seccionador de puesta a tierra de barras, las siguientes condiciones de lasección A1 son válidas:

IEC04000506 V1 ES

Figura 122: Señales desde 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, las siguientes condiciones de lasección A2 son válidas:



IEC04000507 V1 ES

Figura 123: Señales desde 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, las siguientes condiciones de lasección B1 son válidas:

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 124: Señales desde 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, las siguientes condiciones de lasección B2 son válidas:



IEC04000509 V1 ES

Figura 125: Señales desde 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 en la barra de desvío C, las siguientescondiciones son válidas:

IEC04000510 V1 ES

Figura 126: Señales desde la barra de desvío hacia el seccionador de puestaa tierra de barras

Señales en una disposición de doble interruptorEl seccionador de puesta a tierra de barras solo puede funcionar si todos losseccionadores en la sección de barra están abiertos.



IEC04000511 V1 ES



Señal BB_DC_OP Todos los seccionadores de esta parte de la barra están abiertos.



Se necesitan las siguientes señales desde cada bahía de doble interruptor (DB_BUS):





EXDU_DB Ningún error de transmisión desde la bahía que contiene la información anterior.

También se necesitan las siguientes señales desde cada bahía del seccionador deseccionamiento (A1A2_DC). Para B1B2_DC, se utilizan las señalescorrespondientes desde la barra B. El mismo tipo de módulo (A1A2_DC) se utilizapara diferentes barras, es decir, para los seccionadores de seccionamientoA1A2_DC y B1B2_DC.

Señal DCOPTR El seccionador está abierto.



La lógica es idéntica a la configuración de doble barra descrita en la sección“Señales en la disposición de un interruptor”.



Señales en una disposición de interruptor y medioEl seccionador de puesta a tierra de barras solo puede funcionar si todos losseccionadores en la sección de barra están abiertos.

IEC04000512 V1 ES


La lógica específica del proyecto es la misma que para la configuración de doblebarra descrita 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.



3.11.4.8 Enclavamiento para una bahía de doble interruptor DB

AplicaciónLas funciones de enclavamiento para un diámetro de interruptor y medioincluyendo DB_BUS_A, DB_BUS_B, DB_LINE se utiliza para una líneaconectada a una disposición de doble interruptor, de acuerdo con la figura 129.



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 ES

Figura 129: Disposición de aparamenta de maniobra de doble interruptor

Se definen tres tipos de módulos de enclavamiento por bahía con doble interruptor.DB_LINE es la conexión de la línea a las partes del interruptor que estánconectadas a las barras. DB_BUS_A y DB_BUS_B son las conexiones de la línea alas barras.

Para una bahía de doble interruptor, se debe utilizar los módulos DB_BUS_A,DB_LINE y DB_BUS_B.

Ajuste de configuraciónPara una aplicación sin QB9 y QC9, ajuste las entradas adecuadas al estado abiertoy omita las salidas. En el diagrama del bloque funcional, 0 y 1 se designan 0 =FALSE y 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 lugarde ajustar 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 correspondientesde la siguiente manera:

• VOLT_OFF = 1• VOLT_ON = 0

3.11.4.9 Enclavamiento para un diámetro de interruptor y medio BH

AplicaciónLas funciones de enclavamiento para un diámetro de interruptor y medio(BH_CONN, BH_LINE_A, BH_LINE_B) se utilizan para las líneas conectadas aun diámetro de interruptor y medio de acuerdo con la figura 130.

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 ES

Figura 130: Disposición de la aparamenta de maniobra a 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 laconexión entre las dos líneas del diámetro en la disposición de la aparamenta demaniobra de interruptor y medio.

Para una disposición de interruptor y medio se debe utilizar los módulosBH_LINE_A, BH_CONN y BH_LINE_B.



Ajuste de configuraciónPara una aplicación sin QB9 y QC9, ajuste las entradas adecuadas al estado abiertoy omita las salidas. En el diagrama del bloque funcional, 0 y 1 se designan 0 =FALSE y 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 lugarde ajustar 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 correspondientesde la siguiente manera:

• VOLT_OFF = 1• VOLT_ON = 0

3.11.4.10 Comunicación horizontal a través de GOOSE para el enclavamientode GOOSEINTLKRCV

Tabla 99: GOOSEINTLKRCV Ajustes sin grupo (básicos)



3.11.5 Control de tensión




Control automático de tensión paracambiador de tomas, control simple

TR1ATCC - 90

Control automático de tensión paracambiador de tomas, control en paralelo

TR8ATCC - 90

Control y supervisión del cambiador detomas, 6 entradas binarias

TCMYLTC - 84

Control y supervisión del cambiador detomas, 32 entradas binarias

TCLYLTC - 84




Cuando se aumenta la carga en una red eléctrica, la tensión disminuye y viceversa.Para mantener la tensión de red en un nivel constante, los transformadores depotencia están, por lo general, equipados con un cambiador de tomas en carga. Estoaltera la relación del transformador de potencia en un número de etapaspredefinidas y, de esta forma, cambia la tensión. Cada etapa, por lo general,representa un cambio en la tensión de aproximadamente 0,5-1,7%.

La función de control de tensión se utiliza para controlar los transformadores depotencia con un cambiador de tomas en carga controlado por un motor. La funciónestá diseñada para regular la tensión del lado secundario del transformador depotencia. El método de control se basa en un principio de etapa por etapa, lo cualimplica que se emite un pulso de control (uno por vez) al mecanismo delcambiador de tomas para moverlo una posición hacia arriba o abajo. La longituddel pulso de control se puede ajustar dentro de un amplio rango para acomodardiferentes tipos de mecanismos de cambiadores de tomas. El pulso se generacuando la tensión medida se desvía, durante un tiempo determinado, del valor dereferencia ajustado más que la banda inactiva preestablecida (grado deinsensibilidad).

Se puede controlar la tensión en el punto de medición de tensión, y también en unpunto de carga lejano en la red. En el último caso, la tensión del punto de carga secalcula en base a la corriente de carga medida y la impedancia conocida desde elpunto de medición de tensión hasta el punto de carga.

El control automático de tensión puede ser para un transformador simple o paratransformadores en paralelo. El control en paralelo de los transformadores depotencia con un IED se puede realizar de tres formas alternativas:

• Con el método maestro-seguidor• Con el método de reactancia inversa• Con el método de corriente circulante

De estas alternativas, la primera y la última necesitan comunicación entre losbloques funcionales de control de los diferentes transformadores, mientras que laalternativa del medio no necesita comunicación.

El control de tensión incluye muchas características extra como la posibilidad deevitar cambios de tomas simultáneos de transformadores en paralelo; la regulaciónde reserva activa de un transformador dentro de un grupo en paralelo, con uninterruptor de baja tensión abierto; la compensación para una posible batería decondensadores en el lado de baja tensión de un transformador; la supervisiónexhaustiva del cambiador de tomas, incluyendo desgaste del contacto y detecciónde inestabilidad; el control del flujo de potencia en el transformador, de modo que,por ejemplo, el control de tensión se pueda bloquear si la potencia se invierte; etc.

La función de control de tensión está desarrollada a partir de dos bloquesfuncionales, los cuales son ambos nodos lógicos según IEC 61850-8-1:



• Control automático de tensión para cambiador de tomas, TR1ATCC paracontrol simple y TR8ATCC para control en paralelo

• Control y supervisión del cambiador de tomas, de 6 entradas binarias,TCMYLTC y de 32 entradas binarias, TCLYLTC

El control automático de tensión para cambiador de tomas, TR1ATCC oTR8ATCC es una función diseñada para mantener automáticamente la tensión enel lado de baja tensión de un transformador de potencia dentro de límites cercanosa una tensión meta ajustada. Se genera una orden de subir o bajar cuando la tensiónmedida se desvía, por un período de tiempo dado, del valor meta ajustado por másdel valor de banda inactiva preestablecido (grado de insensibilidad). Se ajusta unretardo (inverso o definido) a fin de evitar una actuación innecesaria durantedesviaciones de tensión del valor meta más cortas, y a fin de coordinar con otroscontroladores de tensión automáticos de la red.

TCMYLTC y TCLYLTC son un interfaz entre el control automático de tensiónpara cambiador de tomas, TR1ATCC o TR8ATCC y el cambiador de tomas encarga del transformador mismo. Más específicamente, esto significa que generapulsos de orden a un cambiador de tomas en carga controlado por un motor detransformador de potencia, y que recibe información desde el cambiador de tomasen carga respecto de la posición de toma, progreso de las órdenes dadas, etc.

TCMYLTC y TCLYLTC también sirven el propósito de brindar informaciónacerca de la posición de toma a la protección diferencial del transformador.

Ubicación de control local/remotoEl cambiador de tomas se puede manejar desde la parte frontal del IED o también adistancia. En la parte frontal del IED, hay un conmutador local-remoto que sepuede utilizar para seleccionar el lugar del operador. Para esta funcionalidad, seutilizan los bloques funcionales de control de aparatos Control de bahía (QCBAY),Remoto local (LOCREM) y Control remoto local (LOCREMCTRL).

La información sobre la ubicación del control se proporciona a la funciónTR1ATCC o TR8ATCC a través de la conexión de la salida Fuente permitida parafuncionar (PSTO) del bloque funcional QCBAY con la entrada PSTO del bloquefuncional TR1ATCC o TR8ATCC.

Modo de controlEl modo de control de la función de control automático de tensión para cambiadorde tomas TR1ATCC para control simple y TR8ATCC para control en paralelopuede ser:

• Manual• Automático

El modo de control se puede cambiar desde la ubicación local a través del menú decomandos en la HMI local, en Main menu/Control/Commands/TransformerVoltageControl(ATCC,90)/VCSx/VCPxControl/Commands/TransformerVoltageControl, o se puede cambiar desde una ubicación lejana a



través de señales binarias conectadas a las entradas MANCTRL, AUTOCTRL enel bloque funcional TR1ATCC o TR8ATCC .

Cantidades medidasEn aplicaciones normales, el lado de baja tensión del transformador se utiliza comoel punto de medición de la tensión. Si es necesario, la corriente del lado de bajatensión se utiliza como corriente de carga para calcular la caída de la tensión delínea al punto de regulación.

El bloque funcional de control automático de tensión para cambiador de tomasTR1ATCC para control simple y TR8ATCC para control en paralelo tiene tresentradas, I3P1, I3P2 y U3P2, correspondientes a la corriente de alta tensión, lacorriente de baja tensión y la tensión de baja tensión respectivamente. Estascantidades analógicas se envían al IED a través del módulo de entradas deltransformador, el convertidor digital-analógico y después a un bloque depreprocesamiento. En el bloque de preprocesamiento, se obtiene un gran númerode cantidades, por ejemplo, valores analógicos fase a fase, valores de secuencias,valor máximo en un grupo trifásico, etc. Entonces, los diferentes bloquesfuncionales del IED "se suscriben" a cantidades seleccionadas de los bloques depreprocesamiento. En el caso de TR1ATCC o TR8ATCC, existen las siguientesposibilidades:

• I3P1 representa un grupo trifásico de corriente de fase con la corriente más altaen cualquiera de las tres fases en cuestión. Como sólo se considera la más altade las corrientes de fase, también es posible utilizar una corriente monofásicao, también, corrientes bifásicas. En estos casos, las corrientes que no seutilizan serán iguales a cero.

• Para I3P2 y U3P2, las alternativas de ajuste son: cualquier corriente/tensión defase individual, así como cualquier combinación de corriente/tensión de fase afase o la corriente/tensión de secuencia positiva. Así, es posible laalimentación monofásica y la alimentación fase a fase o trifásica en el lado debaja tensión pero es comúnmente seleccionada para la corriente y la tensión.



UL (Tensión de punto de carga)

Cam

biad

or

de to

mas

en

car

ga

generar, inferior

señales/alarmas

posición

BOM

MIM

IED

IL1,IL2,IL3

TRMCorriente trifásica, de fase a fase o monofásica

Lado de alta tensión

(Corriente de carga) IL

Lado de baja tensión

Impedancia de línea R+jX

UB (Tensión de barra)

Centro de carga


BIM

Tensión trifásica, de fase a fase o monofásica

IEC10000044 V1 ES

Figura 131: Flujo de señal para un transformador simple con control de tensión

En el lado de alta tensión, la corriente trifásica se necesita, por lo general, paraalimentar la protección de sobreintensidad trifásica que bloquea el cambiador detomas en carga en caso de una sobreintensidad que alcance niveles dañinos.

La medición de tensión en el lado de baja tensión se puede llevar a cabo con unbucle de fase a tierra. Sin embargo, se debe recordar que esto sólo se puede utilizaren redes con conexión rígida a tierra ya que la tensión de fase a tierra medida puedeaumentar con tan solo un factor √3 en caso de faltas a tierra en una red sinconexión rígida a tierra.

Las señales de entradas analógicas suelen ser comunes con otras funciones en elIED, por ejemplo, las funciones de protección.

La tensión de la barra de baja tensión se designa como UB, lacorriente de carga como IL y la tensión del punto de carga como UL.

Control automático de tensión para un transformador simpleEl control automático de tensión para cambiador de tomas, control simpleTR1ATCC mide la magnitud de la tensión de barra UB. Si no se activa ningunacaracterística adicional (compensación por la caída de tensión de línea), estatensión se sigue utilizando para regular la tensión.



Después, TR1ATCC compara esta tensión con la tensión ajustada, USet , y decidequé medida se debe tomar. Para evitar la conmutación innecesaria alrededor delpunto de ajuste, se introduce una zona inactiva (grado de insensibilidad). La zonainactiva es simétrica alrededor de USet (consulte la figura 132) y está dispuesta detal manera que haya una zona inactiva externa y una interna. Las tensiones medidasfuera de la zona inactiva externa arrancan el temporizador para iniciar órdenes dede cambio de toma, mientras que la secuencia se repone cuando la tensión medidavuelve a entrar en la zona inactiva interna. Una mitad de la zona inactiva externa sedenomina ΔU. El ajuste de ΔU, el ajuste Udeadband se debería ajustar a un valorcercano al escalón de tensión del cambiador de tomas del transformador depotencia (por lo general, 75-125% del escalón del cambiador de tomas).

Magnitud de la tensiónUmaxU2UsetU1UminUblock0

Generar orden

*) Acción según el ajuste

Margen de seguridad

Orden inferior


DD U UDUin DUin

*) *) *)

IEC06000489 V2 ES

Figura 132: Medidas de control en una escala de tensión

Durante condiciones de funcionamiento normal, la tensión de barra UB semantiene dentro de la zona inactiva externa (intervalo entre U1 y U2 de la figura 132). En ese caso, no se toman medidas en TR1ATCC. Sin embargo, si UB llega aser inferior a U1o superior a U2, arranca un temporizador de subir o bajarcorrespondiente. El temporizador funciona mientras la tensión medida permanezcafuera de la zona inactiva interna. Si esta condición continúa por más tiempo que elpreestablecido, TR1ATCC inicia la orden ULOWER o URAISE correspondiente,que se envía desde el control y supervisión del cambiador de tomas, 6 entradasbinarias TCMYLTCo 32 entradas binarias TCLYLTC al cambiador de tomas encarga del transformador. Si es necesario, el procedimiento se repite hasta que lamagnitud de la tensión de barra vuelva a caer dentro de la zona inactiva interna.Una mitad de la zona inactiva interna se denomina ΔUin. El ajuste de zona inactivainterna ΔUin, UDeadbandInner , debería estar ajustada a un valor inferior a ΔU. Serecomienda ajustar la zona inactiva interna al 25-70% del valor ΔU .

TR1ATCC utiliza esta forma de trabajo mientras que la tensión de barra está dentrodel margen de seguridad definido por los ajustes Umin y Umax.

Una situación en la cual UB cae fuera de este margen es considerada una situaciónanómala.

Cuando UB cae por debajo del ajuste Ublock o por debajo del ajuste Umin perosigue siendo superior a Ublock o supera a Umax, se toman medidas de acuerdo alos ajustes para las condiciones de bloqueo (consulte la tabla 103).



Si la tensión de barra supera Umax, TR1ATCC puede iniciar una o más órdenes debajada rápida (órdenes ULOWER) para volver a llevar la tensión al margen deseguridad (ajustes Uminy Umax). El funcionamiento de la función de bajada rápidase puede ajustar de una de las siguientes tres maneras: desactivado, automático ymanual, de acuerdo con el ajuste FSDMode. La orden ULOWER, en el modo debajada rápida, se emite con el retardo ajustable tFSD.

La magnitud RMS medida de la tensión de barra UB se observa en la HMI localcomo valor BUSVOLT, en Main menu/Test/Function status/Control/TransformerVoltageControl(ATCC,90)/VCSx/VCPx.

Característica de tiempoLa característica de tiempo define el tiempo que transcurre entre el momento enque la tensión medida excede el intervalo de la banda inactiva hasta que la ordenURAISE o ULOWER correspondiente se inicializa.

El propósito del retardo es evitar actuaciones innecesarias del cambiador de tomasen carga, causados por fluctuaciones temporales de tensión, y coordinar lasactuaciones del cambiador de tomas en carga en redes radiales, a fin de limitar lacantidad de actuaciones del cambiador de tomas en carga. Esto se puede lograrajustando un retardo más prolongado que esté más cerca del consumidor y retardosmás cortos más arriba en el sistema.

El primer retardo, t1, se utiliza como un retardo (por lo general, retardoprolongado) para la primera orden en una dirección. Puede tener una característicade tiempo inverso o definido, de acuerdo con el ajuste t1Use (constante/inverso).Para las características de tiempo inverso, las desviaciones de tensión más grandesdesde el valor USet dan como resultado retardos más cortos, limitados por elretardo más corto equivalente al ajuste tMin . Se debe coordinar este ajuste con eltiempo de actuación del mecanismo del cambiador de tomas.

El retardo constante (definido) es independiente de la desviación de tensión.

La característica de tiempo inverso para el primer retardo sigue las fórmulas:

DA UB USet= -

IECEQUATION2294 V1 ES (Ecuación 111)

DADU

=D


t1tMin D=




Donde:

DA desviación de tensión absoluta desde el punto de ajuste

D desviación de tensión relativa con respecto al valor de ajuste de la banda inactiva

Para la última ecuación, también se debe cumplir la condición t1 > tMin . Entérminos prácticos, esto significa que tMin es igual al valor de ajuste t1 cuando ladesviación de tensión absoluta DA es igual a ΔU (la desviación de tensión relativaD es igual a 1). Para otros valores, consulte la figura 133. Tome en cuenta que lostiempos de actuación que se observan en la figura 133 son para ajustes de 30, 60,90, 120, 150 y 180 segundos para t1 y de 10 segundos para tMin.

t1=180

t1=150

t1=120

t1=90

t1=60

t1=30


Retardo inverso

Tiem

po [s

eg.]

Desviación de tensión relativa D

IEC06000488 V2 ES

Figura 133: Característica de tiempo inverso para TR1ATCC y TR8ATCC

El segundo retardo, t2, se utiliza para órdenes consecutivas (órdenes en la mismadirección que la primera orden). Puede tener una característica de tiempo inverso odefinido, de acuerdo con el ajuste t2Use (constante/inverso). La característica detiempo inverso para el segundo retardo sigue fórmulas similares a las del primerretardo, pero se utiliza el ajuste t2 en lugar de t1.

Caída de tensión de líneaEl objetivo de la compensación por la caída de tensión de línea es controlar latensión, no en el lado de baja tensión del transformador de potencia, sino en unpunto más cercano al punto de carga.

La figura 134 muestra el diagrama de vectores para una línea modelada como unaimpedancia en serie con la tensión UB en la barra de baja tensión y la tensión UL en



el centro de carga. La corriente de carga en la línea es IL, la resistencia y lareactancia de línea desde la barra de estación hasta el punto de carga son RL y XL.El ángulo entre la tensión de barra y la corriente es j. Si se conocen todos estosparámetros, UL se puede obtener mediante un simple cálculo de vectores.

Los valores de RL y XL se expresan como ajustes en ohmios del sistema primario.Si se conecta más de una línea con la barra de baja tensión, se debería calcular unaimpedancia equivalente y se la debería proporcionar como ajuste de parámetro.

La función de compensación por la caída de tensión de línea se puede ajustar a On/Off mediante el parámetro de ajuste OperationLDC. Cuando está activada, seutiliza la tensión UL en la función de control automático de tensión para cambiadorde tomas TR1ATCC para control simple y TR8ATCC para control en paralelo enla regulación de tensión, en lugar de UB. Sin embargo, TR1ATCC o TR8ATCCaún realiza las siguientes dos comprobaciones:

1. La magnitud de la tensión de barra medida UBdebe estar dentro del margen deseguridad (ajuste Umin y Umax). Si la tensión de barra cae fuera de estemargen, los cálculos de la compensación por la caída de tensión de línea sedetienen temporalmente hasta que la tensión UB vuelva a entrar en el margen.

2. La magnitud de la tensión calculada UL en el punto de carga se puede limitarpara que solo sea igual o inferior a la magnitud de UB; de lo contrario, seutiliza UB . Sin embargo, una situación donde UL>UB puede estar causada poruna condición de carga capacitiva y, si se desea permitir ese tipo de situación,se puede eliminar la limitación ajustando el parámetro OperCapaLDC a On.

IEC06000487 V1 ES

Figura 134: Diagrama de vectores para la compensación por la caída detensión de línea

La tensión de carga calculada UL se observa en la HMI local como valor ULOAD ,en Main menu/Test/Function status/Control/TransformerVoltageControl(ATCC,90)/VCSx/VCPx.

Ajuste de la tensión de cargaDebido a que la mayoría de las cargas son proporcionales al cuadrado de la tensión,es posible brindar una manera de eliminar parte de la carga disminuyendo un leveporcentaje de la tensión de alimentación.



Es posible realizar este ajuste de tensión de dos formas diferentes en el controlautomático de tensión para cambiador de tomas, control simple TR1ATCC ycontrol en paralelo TR8ATCC:

1. Ajuste automático de tensión de carga, proporcional a la corriente de carga.2. Ajuste constante de la tensión de carga con cuatro valores diferentes

preestablecidos.

En el primer caso, el ajuste de la tensión depende de la carga y el ajuste de latensión máxima se debería obtener con la carga nominal del transformador.

En el segundo caso, se puede realizar un ajuste de la tensión del punto de ajuste encuatro etapas discretas (positivas o negativas) activadas con señales binariasconectadas con las entradas LVA1, LVA2, LVA3 y LVA4 del bloque funcionalTR1ATCC o TR8ATCC . Los factores correspondientes del ajuste de tensión seproporcionan como parámetros de ajuste LVAConst1, LVAConst2, LVAConst3 yLVAConst4. Las entradas se activan con un pulso, y la última activación decualquiera de las cuatro entradas es válida. La activación de la entrada LVARESETen el bloque TR1ATCC o TR8ATCC lleva el punto de ajuste de la tensión a USet.

Con estos factores, TR1ATCC o TR8ATCC ajusta el valor de la tensión ajustadaUSet según la siguiente fórmula:

2

La ci

IUsetadjust Uset S S

I Base= + × +

IECEQUATION1978 V1 ES (Ecuación 114)

Uset, adjust Tensión ajustada modificada en p.u.

USet Tensión ajustada original: la calidad de base es Un2

Sa Factor de ajuste automático de la tensión de carga, ajuste VRAuto

IL Corriente de carga

I2Base Corriente nominal, devanado de baja tensión

Sci Factor de ajuste constante de la tensión de carga para la entrada activa i(correspondiente a LVAConst1, LVAConst2, LVAConst3 y LVAConst4)

Se debe tener en cuenta que el factor de ajuste es negativo a fin de disminuir latensión de carga, y positivo para aumentarla. Después de este cálculo, se utilizaUset, adjust en TR1ATCC o TR8ATCC para regular la tensión en lugar del valororiginal USet. La tensión del punto de ajuste calculada Uset, adjust se observa en laHMI local como valor de servicio , en Main menu/Test/Function status/Control/TransformerVoltageControl(ATCC,90)/VCSx/VCPx.

Control automático de transformadores en paraleloEl control en paralelo de transformadores de potencia significa control de dostransformadores o más, conectados a la misma barra en el lado de baja tensión y,en la mayoría de los casos, también en el lado de alta tensión. Se debe tomar



medidas especiales para evitar una situación de descontrol donde los cambiadoresde tomas en los transformadores paralelos divergen gradualmente y terminan enposiciones de extremos opuestos.

Se pueden utilizar tres métodos alternativos en un IED para el control en paralelocon el control automático de tensión para cambiador de tomas, control simple/enparalelo TR8ATCC:

• Método maestro-seguidor• Método de reactancia inversa• Método de corriente circulante

Para saber la necesidad de tomar medidas especiales al controlar transformadoresen paralelo, se debe tener en cuenta los dos primeros transformadores en paralelo,que deberían ser iguales con cambiadores de tomas similares. Si ambos están encontrol automático de tensión para un transformador, es decir, si cada uno de ellosregula la tensión en la barra de baja tensión por separado sin tomar ninguna otramedida, puede suceder los siguiente. Supongamos que, por ejemplo, arrancan en lamisma posición de tomas y que la tensión de barra de baja tensión UB está dentrode USet ± DU: entonces una subida o bajada gradual de la carga en algún momentoharía que UB caiga fuera de USet ± DU y se iniciaría una orden de subir o bajar. Sinembargo, la velocidad de cambio de la tensión sería generalmente lento, lo cualharía que un cambiador de tomas actúe antes que el otro. Esto es inevitable y sedebe a pequeñas desigualdades en la medición, etc. El cambiador de tomas queresponde antes en condiciones de baja tensión con una orden de subir siempre espropenso a responder primero, y viceversa. Así, esta situación se podría desarrollarde modo tal que, por ejemplo, T1 responde primero a una baja tensión de barra conuna orden de subir y, por lo tanto, restaura la tensión. Cuando la tensión de barrasube en una etapa posterior, T2 podría responder con una orden de bajar y volver arestaurar la tensión de barra para que esté dentro de la zona inactiva interna. Sinembargo, esto hace que el cambiador de tomas en carga de los dos transformadoresesté a dos posiciones de distancia, lo cual a su vez, causa una corriente circulantecada vez mayor. Esta sucesión de eventos se repite cuando T1 inicia órdenes desubir y T2 inicia órdenes de bajar a fin de mantener la tensión de barra dentro deUSet ± DUpero, al mismo tiempo, lleva a los dos cambiadores de tomas aposiciones de extremos opuestos. El resultado de esta situación de descontrol detomas serían corrientes circulantes altas y pérdida de control.

Control en paralelo con el método maestro-seguidorEn el método maestro-seguidor, uno de los transformadores se selecciona comomaestro y regula la tensión de acuerdo con los principios del control automático detensión para un solo transformador TR1ATCC. La selección del maestro se realizamediante la activación de la entrada binaria FORCMAST en el bloque funcionalTR8ATCC para uno de los transformadores del grupo.

Los seguidores pueden actuar de dos maneras alternativas, según el ajuste delparámetro MFMode. Cuando este parámetro está ajustado a Follow Cmd, lasórdenes de subir y bajar (URAISE y ULOWER) que genera el maestro inician laorden correspondiente en todos los TR8ATCC seguidores al mismo tiempo y, en



consecuencia, estos siguen al maestro independientemente de sus posiciones detomas individuales. Esto significa que, si las posiciones de toma de los seguidoresarmonizaran con la del maestro desde el principio, permanecerían así siempre ycuando todos los transformadores del grupo en paralelo sigan participando en elcontrol en paralelo. Por otro lado, por ejemplo, si un transformador se desconectadel grupo y pierde un cambio de toma, y después se vuelve a conectar a el grupo, apartir de allí participa en la regulación pero con un desequilibrio de posición de tomas.

Si el parámetro MFMode está ajustado a Follow Tap, entonces los seguidores leenla posición de toma del maestro y adoptan la misma posición o una posición conuna compensación relativa a la del maestro y proporcionada por el parámetro deajuste TapPosOffs (valor entero positivo o negativo). El parámetro de ajustetAutoMSF introduce un retardo en las órdenes URAISE/ULOWER para cadaseguidor por separado cuando el ajuste MFMode tiene el valor Follow Tap.

La selección del maestro se realiza mediante la activación de la entrada binariaFORCMAST en el bloque funcional TR8ATCC . Para anular la selección de unmaestro, se activa la entrada RSTMAST. Estas dos entradas se activan con unpulso, y es válida la última activación, es decir, la activación de cualquiera de estasdos entradas anula las activaciones anteriores. Si no se activa ninguna de estas dosentradas, el transformador actúa como seguidor de forma predeterminada (porsupuesto, si está seleccionado el control paralelo con el método maestro-seguidor).

Cuando la selección del maestro o el seguidor, en el control en paralelo o el controlautomático en el modo simple, se realiza con un cambiador de tres posiciones en lasubestación, se realiza una disposición como la de la figura135 que aparece acontinuación, con una configuración de aplicaciones.



M

F

I SNGLMODE

FORCMAST

RSTMAST

BIM/IOM TR8ATCC

IEC06000633-2-en.vsdIEC06000633 V2 ES

Figura 135: Principio de un cambiador de tres posiciones: maestro/seguidor/simple

Control en paralelo con el método de reactancia inversaTenga en cuenta la figura 136 con dos transformadores en paralelo, con datosnominales iguales y cambiadores de tomas iguales. Las posiciones de tomadivergen y, finalmente, si no se toman medidas para evitarlo, terminan en unasituación de descontrol de tomas.



IEC06000486 V1 ES

Figura 136: Transformadores en paralelo con datos nominales iguales

En el método de reactancia inversa, se utiliza la compensación por la caída detensión de línea. El propósito es controlar la tensión en un punto de carga lejano enla red. La misma función también se puede utilizar aquí, pero con un objetivocompletamente distinto.

La figura 137, muestra un diagrama de vectores en el que se ha introducido elprincipio de reactancia inversa para los transformadores de la figura 136. Aquí, sesupone que los transformadores están en la misma posición de toma y que latensión de barra proporciona un valor compensado calculado UL que coincide conla tensión meta USet.


UB

RLIT1=RLIT2

jXLIT1=jXLIT2

IT1=IT2=(IT1+IT2)/2

UL1=UL2=USet

IEC06000485 V2 ES

Figura 137: Diagrama de vectores para dos transformadores reguladosexactamente para la tensión meta



Una comparación con la figura 134 da como resultado que la compensación por lacaída de tensión de línea para control de la reactancia inversa se realiza con unsigno opuesto en XL; de allí, el nombre de “reactancia inversa” o “reactancianegativa”. En efecto, esto significa que, mientras la compensación por la caída detensión de línea en la figura 134 genera una caída de la tensión a lo largo de unalínea desde la tensión de barra UB hasta una tensión de punto de carga UL, lacompensación por la caída de tensión de línea en la figura 137 genera un aumentode la tensión (en realidad, al ajustar la relación XL/RL respecto del factor depotencia, la longitud del vector UL es aproximadamente igual que la longitud deUB) desde UB hacia el transformador mismo. Por ende, la diferencia principal entrelos diagramas de vectores en la figura 134 y la figura 137 es el signo del parámetrode ajuste XL.

Si ahora la posición de toma entre los transformadores difiere, aparece unacorriente circulante, y el transformador con la toma más alta (tensión sin carga másalta) es la fuente de esta corriente circulante. La figura 138 a continuación muestraesta situación con T1 en una toma más alta que T2.

Carga

T1 T2

UB

UL

IT1 IT2

UB

UL1 RIT1

jXLIT1

Icc

-Icc

(IT1+IT2)/2IT1

IT2

UL2

RLIT2

jXLIT2


ICC...T2

ICC...T1

IL

IEC06000491 V2 ES

Figura 138: Corriente circulante causada por T1 en una toma más alta que T2

La corriente circulante Icc es predominantemente reactiva, debido a la naturalezareactiva de los transformadores El impacto de Icc en las corrientes detransformadores individuales provoca que aumente la corriente en T1 (eltransformador que conduce Icc) y la desciende en T2 al mismo tiempo queintroduce desplazamientos de fase contradictorios, como se puede observar en lafigura 138. Por lo tanto, el resultado es que la tensión calculada de compensaciónpor la caída de tensión de línea UL para T1 es mayor que la tensión calculada decompensación por la caída de tensión de línea UL para T2, o en otras palabras, eltransformador con la posición de toma más alta tiene el valor UL más alto, y eltransformador con la posición de toma más baja tiene el valor UL más bajo. Como



consecuencia, cuando aumenta la tensión de barra, T1 es el único en bajar la toma,y cuando la tensión de barra desciende, T2 es el único en subir la toma. Elresultado total es, entonces, que se evita la situación de descontrol de tomas y quese minimiza la corriente circulante.

Control en paralelo con el método de corriente circulanteDos transformadores con diferentes relaciones de espiras, conectados a la mismabarra en el lado de alta tensión, aparentemente muestran diferentes tensiones en ellado de baja tensión. Ahora, si están conectados a la misma barra de baja tensiónpero permanecen sin carga, esta diferencia en la tensión sin carga causa un flujo deuna corriente circulante por los transformadores. Cuando se coloca carga en lostransformadores, la corriente circulante sigue siendo la misma pero ahora estásuperpuesta a la corriente de carga en cada transformador. El control de tensión entransformadores en paralelo con el método de corriente circulante significa que seminimiza la corriente circulante en un determinado valor meta de tensión, mediantelo cual se logra:

1. Que la tensión de barra o de carga esté regulada a un valor meta preestablecido.2. Que la carga esté distribuida entre los transformadores en paralelo en

proporción a su reactancia óhmica de cortocircuito.

Si los transformadores tienen el mismo porcentaje de impedancia en la base deMVA del transformador, la carga se divide en proporción directa a la potencianominal de los transformadores cuando la corriente circulante está minimizada.

Este método requiere un amplio intercambio de datos entre los bloques funcionalesTR8ATCC (una función TR8ATCC para cada transformador del grupo enparalelo). El bloque funcional TR8ATCC se puede ubicar en el mismo IED, dondese configuran en el PCM600 para cooperar, o en IED diferentes. Si las funcionesestán ubicadas en diferentes IED, se deben comunicar a través de la comunicaciónentre bahías GOOSE del protocolo de comunicación IEC 61850. El intercambiocompleto de datos de TR8ATCC en GOOSE, tanto analógicos como binarios, serealiza de forma cíclica cada 300 ms..

La tensión de barra UB se mide por separado para cada transformador del grupo enparalelo mediante la función TR8ATCC asociada. Estos valores medidos despuésse intercambian entre los transformadores y, en cada bloque TR8ATCC , se calculael valor promedio de todos los valores UB . El valor UBmean resultante se utiliza encada IED en lugar de UB para regular la tensión, lo cual garantiza que todas lasfunciones TR8ATCC utilizan el mismo valor y evita que una medición errónea enun transformador obstaculice la regulación de la tensión. Al mismo tiempo,también se lleva a cabo la supervisión de la falta de concordancia de los TT. Estofunciona de tal manera que, si una tensión medida UB difiere de UBmean con más deun valor preestablecido (parámetro de ajuste VTmismatch) y por más de un tiempopreestablecido (parámetro de ajuste tVTmismatch), se genera una señal de alarmaVTALARM.



La tensión de barra promedio calculada UBmean se observa en la HMI local comovalor de servicio BusVolt, en Main menu/Test/Function status/Control/TransformerVoltageControl(ATCC,90)/VCPx.

Los valores de la corriente medida para cada transformador se deben comunicarentre las funciones TR8ATCC que participan, a fin de calcular la corriente circulante.

La corriente circulante calculada Icc_i para el transformador "i" se observa en laHMI local como valor de servicio ICIRCUL, en Main menu/Test/Function status/Control/TransformerVoltageControl(ATCC,90)/VCPx.

Cuando se conoce la corriente circulante, se puede calcular una tensión sin cargapara cada transformador del grupo en paralelo. Para ello, la magnitud de lacorriente circulante en cada bahía se convierte primero a una desviación de tensión,Udi, con la ecuación115:

_di i cc i iU C I X= ´ ´


donde Xi es la reactancia de cortocircuito para el transformador i y Cies unparámetro de ajuste denominado Comp, que cumple la función de subir o bajar elimpacto de la corriente circulante en los cálculos de control de TR8ATCC. Hayque tener en cuenta que Udi tiene valores positivos para los transformadores queproducen corrientes circulantes y valores negativos para los transformadores quelas reciben.

Ahora, la magnitud de la tensión sin carga para cada transformador se puedeaproximar a:

i Bmean diU U U= +EQUATION1870 V1 ES (Ecuación 116)

Después, este valor para la tensión sin carga se introduce en la función de controlde tensión para un solo transformador. Allí se lo trata como la tensión de barramedida y se realizan otras acciones de control, como se ha descrito anteriormenteen la sección "Control automático de tensión para un transformador simple". Alhacer esto, la estrategia de control general se puede resumir de la siguiente manera.

Para el transformador que produce/recibe la corriente circulante, la tensión sincarga calculada será superior/inferior a la tensión medida UBmean. La tensión sincarga calculada después se compara con la tensión ajustada USet. Una desviacióncontinua fuera de la zona inactiva externa da como resultado el inicio de una ordenULOWER o URAISE de forma alternativa. De esta manera, la acción de controlgeneral siempre es correcta porque la posición de un cambiador de tomas esdirectamente proporcional a la tensión sin carga del transformador. La secuencia serepone cuando UBmean está dentro de la zona inactiva interna al mismo tiempo quelas tensiones sin carga calculadas de todos los transformadores del grupo enparalelo están dentro de la zona inactiva externa.



En el funcionamiento en paralelo con el método de corriente circulante, diferentesvalores USet para cada transformador pueden hacer que la regulación de tensiónsea inestable. Por este motivo, el valor promedio de USet para transformadores quefuncionan en paralelo se puede calcular automáticamente y se puede usar pararegular la tensión. Se ajusta a On/Off mediante el parámetro de ajusteOperUsetPar. El valor USet promedio calculado se observa en la HMI local comovalor de servicio USETPAR, en Main menu/Test/Function status/Control/TransformerVoltageControl(ATCC,90)/VCPx.

Se recomienda el uso de USet promedio para el funcionamiento en paralelo con elmétodo de corriente circulante, especialmente en casos donde también se utiliza elajuste de la tensión de carga.

Compensación por la caída de tensión de línea para el control en paraleloLa compensación por la caída de tensión de línea para un solo transformador sedescribe en la sección "Caída de tensión de línea". Se utiliza el mismo principiopara el control en paralelo con el método de corriente circulante y el método maestro-seguidor, excepto que se utilice la corriente de carga total, ILen el cálculo, en lugarde la corriente de cada transformador. (Para obtener más detalles, consulte la figura134 ). Se debe ajustar los mismos valores para los parámetros Rline y Xline entodos los IED del mismo grupo en paralelo. No existe el cambio automático deestos parámetros debido a cambios en la topología de la subestación; por lo tanto,se debe cambiar manualmente si es necesario.

Prevención de cambios de tomas simultáneosPrevención de cambio de tomas simultáneos (funcionamiento con elmétodo de corriente circulante)Para algunos tipos de cambiadores de tomas, especialmente los diseños másantiguos, una interrupción inesperada de la tensión auxiliar en el medio de unamaniobra de toma puede trabar el cambiador. Para no exponer más de uncambiador de tomas a la vez, se pueden evitar los cambios de tomas simultáneos detransformadores en paralelo (regulados con el método de corriente circulante). Estose hace ajustando el parámetro OperSimTap a On. Así se evitan los cambios detomas simultáneos al mismo tiempo que se distribuyen acciones de cambio detomas (a largo plazo) de forma uniforme entre los transformadores en paralelo.

El algoritmo en el control automático de tensión para cambiador de tomas, controlparalelo TR8ATCC selecciona el transformador con la mayor desviación detensión Udi para cambiar de toma primero. Ese transformador comienza lasincronización y, después del retardo t1 , se inicia la orden URAISE o ULOWERcorrespondiente. Si son necesarias más tomas para llevar la tensión de barra dentrode UDeadbandInner, el proceso se repite y el transformador con el mayor valor deUdi entre el resto de los transformadores del grupo cambia de toma después de otroretardo t2, etc. Esto es posible a medida que el cálculo de Icc se actualizacíclicamente con los valores medidos más recientes. Si dos transformadores tienenla misma magnitud de Udi , hay un orden predeterminado que dicta cuál cambia detoma primero.



Prevención de cambios de tomas simultáneos (funcionamiento con elmétodo maestro-seguidor)Se puede ajustar un retardo para el seguidor en relación a la orden dada desde elmaestro, cuando el ajuste MFMode está en Follow Tap , es decir, cuando elseguidor sigue la posición de la toma (con o sin desplazamiento) del maestro. Elparámetro de ajuste tAutoMSF introduce un retardo en las órdenes UVRAISE/ULOWER por separado para cada seguidor, y esto se puede utilizar para evitar loscambios de tomas simultáneos.

Puesta a posición de inicioModo de puesta a posición de inicio (funcionamiento con el método decorriente circulante)Esta función se puede utilizar con el funcionamiento de transformadores depotencia en paralelo con el método de corriente circulante. Permite mantener untransformador energizado desde el lado de alta tensión pero abierto en el lado debaja tensión (reserva activa), para seguir la regulación de tensión de lostransformadores en paralelo cargados y para que, por lo tanto, estén en unaposición de toma adecuada cuando se cierra el interruptor de baja tensión.

Para esta función, es necesario tener los TT de baja tensión para cadatransformador en el lado del cable (cola) del interruptor (no el lado de la barra), ytener la posición del interruptor de baja tensión cableada al IED.

En el bloque TR8ATCC para un transformador, el estado de puesta a posición deinicio se define como la situación en la cual el transformador tiene información deque pertenece a un grupo en paralelo (por ejemplo, información en T1INCLD=1 oen T2INCLD=1, etc.), al mismo tiempo en que el interruptor de baja tensiónabierto activa la entrada binaria DISC en el bloque TR8ATCC. Si el parámetro deajuste OperHoming = On para ese transformador, TR8ATCC actúa de la siguientemanera:

• El algoritmo calcula la tensión de barra "verdadera" mediante el promedio delas mediciones de tensión de los otros transformadores del grupo en paralelo(la medición de tensión del propio "transformador desconectado" no se tieneen cuenta en el cálculo).

• El valor de esta tensión de barra verdadera se utiliza de la misma manera queUset para el control de un solo transformador. Entonces, automáticamente el"transformador desconectado" inicia órdenes URAISE o ULOWER (con elretardo t1 o t2 correspondiente) para mantener el lado de baja tensión deltransformador dentro de la zona inactiva de la tensión de barra.

Puesta a posición de inicio (funcionamiento con el método maestro-seguidor)Si un seguidor (o más) tiene el interruptor de baja tensión abierto y el de altatensión cerrado, y si OperHoming = On, continúa siguiendo al maestro del mismomodo que si tuviera el interruptor de baja tensión cerrado. Por otro lado, si elinterruptor de baja tensión del maestro se abre, el control automático se bloquea yla salida MFERR de la función TR8ATCC se activa porque el sistema no tienemaestro.

Modo de adaptación, control manual de un grupo en paralelo



Modo de adaptación (funcionamiento con el método de corriente circulante)Cuando se utiliza el método de corriente circulante, también es posible controlarlos transformadores como grupo manualmente. Para lograr esto, el parámetroOperationAdapt se debe ajustar a On y el modo de control para TR8ATCC se debeajustar a "Manual" a través de la entrada binaria MANCRTL o la HMI local, enMain menu/Control/Commands/TransformerVoltageControl(ATCC,90)/VCPx , mientras que los otros TR8ATCC se dejan en "Automatic". Los TR8ATCCen modo automático reparan que un transformador del grupo en paralelo está enmodo manual y se ajustan automáticamente al modo de adaptación. Como elnombre lo indica, se adaptan al cambio de toma manual del transformador que seajustó al modo manual.

El TR8ATCC en modo de adaptación continúa el cálculo de Udi pero, en lugar desumar Udi a la tensión de barra medida, la compara con la zona inactiva DU. Seutilizan las siguientes reglas de control:

1. Si Udi es positiva y su módulo es superior a DU, se debe iniciar una ordenULOWER. Se produce el cambio de toma después de la sincronización t1/t2correspondiente.

2. Si Udi es negativa y su módulo es superior a DU, se debe iniciar una ordenURAISE. Se produce el cambio de después de la sincronización t1/t2correspondiente.

3. Si el módulo Udi es inferior aDU, no se debe hacer nada.

La señal de salida binaria ADAPT en el bloque funcional TR8ATCC se activa paraindicar que este TR8ATCC se está adaptando a otro TR8ATCC del grupo en paralelo.

Se debe tener en cuenta que el control con el modo de adaptación funciona como sedescribe, con la condición de que un solo transformador del grupo en paralelo estéajustado al modo manual a través de la entrada binaria MANCTRL o la HMI local,en Main menu/Control/Commands/TransformerVoltageControl(ATCC,90)/VCPx.

Para hacer funcionar cada cambiador de tomas por separado cuando se utiliza elmétodo de corriente circulante, el operador debe ajustar cada TR8ATCC del grupoen paralelo al modo manual.

Modo de adaptación (funcionamiento con el método maestro-seguidor)En el modo maestro-seguidor, la situación de adaptación se produce cuando elparámetro OperationAdapt está ajustado a "On", el maestro está puesto en controlmanual y los seguidores, todavía en control maestro-seguidor en paralelo. En estasituación, los seguidores continúan siguiendo al maestro igual que en el controlautomático.

Si un seguidor en un grupo maestro-seguidor en paralelo está en modo manual, aúncon el ajuste OperationAdapt “On", el resto del grupo continúa en control maestro-seguidor automático. Por supuesto, el seguidor en modo manual ignora todoscambios de toma del maestro. Sin embargo, como un transformador del grupo en



paralelo ahora está exento del control paralelo, la señal de salida binaria "ADAPT"en el bloque funcional TR8ATCC se activa para el resto del grupo en paralelo.

Central con compensación capacitiva shunt (para el funcionamiento con elmétodo de corriente circulante)Si se conecta una generación capacitiva shunt significativa en una subestación y nose encuentra conectada simétricamente a todos los transformadores de un grupo enparalelo, la situación puede requerir compensación de la corriente capacitiva alATCC.

Hay una conexión asimétrica si, por ejemplo, el condensador se encuentra en ellado de baja tensión de un transformador, entre el punto de medición del TC y eltransformador de potencia, o en un devanado terciario del transformador depotencia; consulte la figura 139. En una situación así, la corriente capacitivainteractúa en dirección opuesta en los diferentes ATCC con respecto al cálculo delas corrientes circulantes. La corriente capacitiva es parte de la corriente de cargaimaginaria y, por lo tanto, es esencial en el cálculo. La corriente circulantecalculada y las corrientes circulantes reales, en este caso, no son iguales, y noalcanzan un mínimo al mismo tiempo. Esto puede dar como resultado una situacióncuando, al minimizar la corriente circulante calculada, no se regulen loscambiadores de tomas en las mismas posiciones de tomas, aún si lostransformadores de potencia son iguales.

Sin embargo, si también se considera la corriente capacitiva en el cálculo de lacorriente circulante, se puede compensar la influencia.



IEC06000512 V1 ES

Figura 139: Batería de condensadores en el lado de baja tensión

De la figura 139 resulta obvio que las dos conexiones diferentes de las baterías decondensadores son totalmente similares con respecto a las corrientes en la redprimaria. Sin embargo, las corrientes medidas del TC para los trasformadoresserían diferentes. La corriente de la batería de condensadores puede entrar porcompleto en la carga en el lado de baja tensión, o se puede dividir entre el lado debaja tensión y el de alta tensión. En el último caso, la parte de IC que se dirige haciael lado de alta tensión se divide entre los dos transformadores y se mide endirección opuesta para T2 y T1. A su vez, esto se puede malinterpretar como unacorriente circulante, y alterar el cálculo correcto de Icc. Así, si la conexión real escomo se encuentra en la figura izquierda, la corriente capacitiva IC necesita sercompensada a pesar de las condiciones de funcionamiento; en el ATCC, esto sehace de manera numérica. La potencia reactiva de la batería de condensadores seda como un ajuste Q1, lo que posibilita el cálculo de la capacitancia reactiva:

2

1C

UX

Q=


A partir de allí, la corriente IC en la tensión medida real UB se puede calcular como:



3B

C

C

UI

X=

´EQUATION1872 V1 ES (Ecuación 118)

De esta forma, las corrientes de baja tensión medidas se pueden ajustar para que lacorriente de la batería de condensadores no influya en el cálculo de la corrientecirculante.

Se pueden ajustar tres valores independientes de la batería de condensadores Q1,Q2 y Q3 para cada transformador con el fin de hacer posible la conmutación de lastres etapas de una batería de condensadores en una bahía.

Monitorización de potenciaSe puede monitorizar el nivel (con signo) el flujo de potencia activa y reactiva através del transformador. Esta función se puede utilizar para distintos propósitos,por ejemplo, para bloquear la función de control de tensión cuando circula potenciaactiva desde el lado de baja tensión hasta el lado de alta tensión, o para iniciar laconmutación de la central de compensación de potencia reactiva, entre otros.

Existen cuatro parámetros de ajuste: P>, P<, Q> y Q< con salidas asociadas en losbloques funcionales TR8ATCC y TR1ATCC (PGTFWD, PLTREV, QGTFWD yQLTREV). Cuando se pasa el valor preestablecido, la salida asociada se activadespués del ajuste de retardo común tPower.

La definición de la dirección de la potencia es tal que la potencia activa P estáadelantada cuando la potencia circula desde el lado de alta tensión hasta el lado debaja tensión, como se observa en la figura 140. La potencia reactiva Q estáadelantada cuando la carga total en el lado de baja tensión es inductiva (reactancia),como se observa en la figura 140.

ATCC

IED

Lado HV

Pforward

Lado LV=IEC06000536=2=es=Original.vsd

Qforward (inductivo)

IEC06000536 V2 ES

Figura 140: Referencias de la dirección de potencia

Con las cuatro salidas disponibles en el bloque funcional, es posible hacer más quesólo supervisar el nivel del flujo de potencia en una dirección. Al combinar las



salidas con elementos lógicos en la configuración de aplicaciones, también esposible cubrir, por ejemplo, intervalos y áreas en el plano P-Q.

Lógica de la topología de la barraLa información de la topología de la barra, es decir, la posición de los interruptoresy aisladores, que dice qué transformadores están conectados a qué barra y québarras están conectadas entre sí, es vital para el control automático de tensión decambiador de tomas, control en paralelo TR8ATCC cuando se utiliza el método decorriente circulante o maestro-seguidor. Esta información dice a cadaTR8ATCCqué transformadores debe tener en cuenta en el control en paralelo.

En un caso simple, cuando solo es necesario tener en cuenta el equipo deconmutación en las bahías del transformador, hay una función incorporada en elbloque TR8ATCC que informa si el transformador está conectado al grupo enparalelo o no. Esto se realiza mediante la conexión del estado de los contactosauxiliares del interruptor del transformador con la entrada DISC del bloquefuncional TR8ATCC , lo cual se puede realizar a través de una entrada binaria o através de GOOSE desde otro IED en la subestación. Cuando el interruptor de untransformador está abierto, activa esa entrada que, a su vez, realiza una señalcorrespondiente DISC=1 en el conjunto de datos de TR8ATCC . Este conjunto dedatos es el mismo paquete de datos que el que contiene todos los datos deTR8ATCC transmitidos a los otros transformadores en el grupo en paralelo (paraobtener más detalles, consulte la sección "Intercambio de información entre lasfunciones TR8ATCC" ). La figura 141 muestra un ejemplo donde el T3 estádesconectado, lo cual hace que el T3 envíe la señal DISC=1 a los otros dosmódulos paralelos de TR8ATCC (T1 y T2) en el grupo. También consulte la tabla102.

T1 T2 T3

99000952.VSD

U1 U2 U3

Z1 Z2 Z3I1 I2 I3=0

IL=I1+I2

IEC99000952 V1 ES

Figura 141: Desconexión de un transformador en un grupo en paralelo

Cuando la disposición de la barra es más complicada, con más barras yacoplamientos de barra/secciones de barra, es necesario diseñar una lógica detopología de estación específica. Esta lógica se puede construir en la configuraciónde aplicaciones del PCM600 y mantiene un registro de los transformadores queestán en paralelo (en un grupo en paralelo o más). En cada bloque funcionalTR8ATCC hay ocho entradas binarias (T1INCLD,..., T8INCLD) que se activan



desde la lógica según qué transformadores están en paralelo con el transformador alcual pertenece el bloque funcional TR8ATCC .

El bloque funcional TR8ATCC también incluye ocho salidas (T1PG,..., T8PG)para indicar la composición real del grupo en paralelo del cual es parte. Si seseleccionó el modo de funcionamiento en paralelo en el IED con el ajuste TrfId =Tx, la señal TxPG siempre está ajustada a 1. La función paralela solo tiene encuenta los mensajes de comunicación de las funciones de control de tensión quetrabajan en paralelo (según la configuración de la estación en cuestión). Cuando lafunción de control de tensión en paralelo detecta que no hay otros transformadoresque funcionan en paralelo, se comporta como una función de control de tensiónsimple en modo automático.

Intercambio de información entre las funciones TR8ATCCCada transformador de un grupo en paralelo necesita un bloque funcional propio decontrol automático de tensión para cambiador de tomas, control en paraleloTR8ATCC para el control de tensión en paralelo. La comunicación entre estosTR8ATCC se lleva a cabo en la comunicación entre bahías GOOSE del protocoloIEC 61850 si las funciones TR8ATCC residen en diferentes IED, o de manerainterna a través de la herramienta ACT en un IED si los bloques TR8ATCC residencomo varias instancias en un mismo IED. El intercambio completo de datos deTR8ATCC en GOOSE, tanto analógicos como binarios, se realiza de forma cíclicacada 300 ms.

El bloque funcional TR8ATCC tiene una salida ATCCOUT. Esta salida contienedos conjuntos de señales. Uno es el conjunto de datos que se debe transmitir a otrosbloques TR8ATCC del mismo grupo en paralelo y el otro es el conjunto de datosque se transfiere al bloque funcional TCMYLTC o TCLYLTC para el mismotransformador al que pertenece el bloque funcional TR8ATCC .

Hay 10 señales binarias y 6 señales analógicas en el conjunto de datos que setransmite desde un bloque TR8ATCC a los otros bloques TR8ATCC del mismogrupo en paralelo:

Tabla 100: Señales binarias

Señal ExplicaciónTimerOn Esta señal se activa mediante el transformador que inició su temporizador y

que va a cambiar de tomas cuando haya transcurrido el tiempo ajustado.

automaticCTRL Activada cuando el transformador está ajustado a control automático

mutualBlock Activada cuando el control automático está bloqueado

disc Activada cuando el transformador está desconectado de la barra

receiveStat Señal utilizada para la comunicación horizontal

TermIsForcedMaster Activada cuando el transformador está seleccionado como maestro en elmodo maestro-seguidor del control en paralelo

TermIsMaster Activada para el transformador maestro en el modo maestro-seguidor delcontrol en paralelo




Señal ExplicacióntermReadyForMSF Activada cuando el transformador está preparado para el modo maestro-

seguidor del control en paralelo

raiseVoltageOut Orden de subir del maestro a los seguidores

lowerVoltageOut Orden de bajar del maestro a los seguidores

Tabla 101: Señales analógicas

Señal ExplicaciónvoltageBusbar Tensión de barra medida para este transformador

ownLoadCurrim Parte imaginaria de la corriente de carga medida para este transformador

ownLoadCurrre Parte real de la corriente de carga medida para este transformador

reacSec Reactancia del transformador en ohmios primarios referida al lado de bajatensión

relativePositive La posición real de la toma del transformador

voltageSetpoing La tensión ajustada del transformador (USet) para control automático

A los transformadores controlados en paralelo con el método de corrientecirculante o maestro-seguidor se les debe asignar identidades únicas. Estasidentidades se introducen como ajuste en cada TR8ATCC y están predefinidascomo T1, T2, T3,..., T8 (transformadores 1 a 8). En la figura 141 hay trestransformadores con el parámetro TrfId ajustado a T1, T2 y T3 respectivamente.

Para el control en paralelo con el método de corriente circulante o maestro-seguidor, se debe intercambiar el mismo tipo de conjunto de datos descritoanteriormente entre dos TR8ATCC. Para lograrlo, cada TR8ATCC transmite supropio conjunto de datos en la salida ATCCOUT, como ya se ha mencionado. Pararecibir datos de los otros transformadores del grupo en paralelo, la salidaATCCOUT de cada transformador debe estar conectada (a través de GOOSE o demanera interna en la configuración de la aplicación) a las entradas HORIZx (x =identificador de los otros transformadores del grupo en paralelo) del bloquefuncional TR8ATCC . Aparte de esto, también hay un ajuste en cada TR8ATCCT1RXOP=Off/On,..., T8RXOP=Off/ On. Este ajuste determina cuál de los otrostransformadores se recibirán los datos. Los ajustes en los tres bloques TR8ATCCpara los transformadores de la figura 141 serían los que figuran en la tabla 102:

Tabla 102: Ajuste de TxRXOP

TrfId=T1 T1RXOP=Off

T2RXOP=On

T3RXOP=On

T4RXOP=Off

T5RXOP=Off

T6RXOP=Off

T7RXOP=Off

T8RXOP=Off

TrfId=T2 T1RXOP=On

T2RXOP=Off

T3RXOP=On

T4RXOP=Off

T5RXOP=Off

T6RXOP=Off

T7RXOP=Off

T8RXOP=Off

TrfId=T3 T1RXOP=On

T2RXOP=On

T3RXOP=Off

T4RXOP=Off

T5RXOP=Off

T6RXOP=Off

T7RXOP=Off

T8RXOP=Off



Tenga en cuenta que este parámetro debe estar ajustado a Off para el transformador"propio". (Para el transformador con la identidad T1, el parámetro T1RXOP sedebe ajustar a Off, etc.)

BloqueoCondiciones de bloqueoEl objetivo del bloqueo es prevenir que el cambiador de tomas funcione bajocondiciones que puedan dañarlo o cuando las condiciones hacen que se superen loslímites relacionados con la red eléctrica o cuando, por ejemplo, no se cumplen lascondiciones para el control automático.

Para la función de control automático de tensión para cambiador de tomas,TR1ATCC para control simple y TR8ATCC para control en paralelo, se utilizantres tipos de bloqueos:

Bloqueo parcial: impide el funcionamiento del cambiador de tomas en una soladirección (solo se bloquea la orden URAISE o ULOWER) en el modo de controlmanual y automático.

Bloqueo automático: impide la regulación de tensión automática, pero elcambiador de tensión aún se puede controlar manualmente.

Bloqueo total: impide todo funcionamiento del cambiador de tomas,independientemente del modo de control (automático y manual).

Los parámetros de ajuste para el bloqueo que se pueden ajustar en TR1ATCC oTR8ATCC , en los ajustes generales de la PST/HMI local se observan en la tabla103.

Tabla 103: Ajustes del bloqueo

Parámetro Valores (rango) DescripciónOCBk (reposiciónautomática)

AlarmaBloqueo automáticoBloqueo automáticoy manual

Cuando cualquiera de las tres corrientes de alta tensiónsupera el valor preestablecido IBlock, TR1ATCC oTR8ATCC se bloquea por completo temporalmente. Lassalidas IBLK y TOTBLK o AUTOBLK se activan según elajuste real del parámetro.

OVPartBk(reposiciónautomática)


Si la tensión de barra UB (no la tensión del punto decarga compensada UL) supera Umax (consulte lafigura 132), las órdenes URAISE posteriores se bloqueansi se selecciona el valor Auto Block. Si se lo permitemediante el ajuste, se inicia una acción de bajada rápidapara volver a entrar en el rango Umin < UB < Umax. Lafunción de bajada rápida se puede activar para el controlautomático o control manual y automático, y se bloqueacuando se alcanza la posición de toma de tensión másbaja. El retardo para esta función se ajusta por separado.La salida UHIGH se activa siempre que la tensión supereUmax.

UVPartBk(reposiciónautomática)


Si la tensión de barra UB (no la tensión del punto decarga calculada UL) está entre Ublock y Umin (consulte lafigura 132), las órdenes ULOWER posteriores sebloquean, independientemente del modo de controlcuando, se selecciona el valor Bloqueo automático. Seajusta la salida ULOW.




Parámetro Valores (rango) DescripciónUVBk (reposiciónautomática)


Si la tensión de barra UB cae por debajo de Ublock , seactiva esta condición de bloqueo. En esta situación, serecomienda bloquear el control automático y permitir elcontrol manual. Esto es porque, normalmente, lasituación correspondería a un transformadordesconectado y se debería poder hacer actuar elcambiador de tomas antes de volver a conectar eltransformador. Se activan las salidas UBLK y TOTBLK oAUTOBLK según el ajuste real del parámetro.

RevActPartBk(reposiciónautomática)

AlarmaBloqueo automático

El riesgo de inestabilidad de la tensión aumenta a medidaque las líneas de transmisión tienen cargas más pesadasen un intento de maximizar el uso eficaz de la generaciónexistente y las características de transmisión. Al mismotiempo, la falta de potencia reactiva puede mover el puntode funcionamiento de la red eléctrica a la parte inferior dela curva P-V (parte inestable). Bajo estas condiciones,cuando la tensión comienza a caer, podría ser posibleque la orden URAISE dé resultados inversos, es decir,una tensión de barra más baja. El funcionamiento delcambiador de tomas en condiciones de tensión inestabledificulta la recuperación de la red eléctrica. Por lo tanto,podría ser preferible bloquear TR1ATCC o TR8ATCCtemporalmente.Los requisitos para este bloqueo son:

• La corriente de carga debe superar el valor ajustadoRevActLim

• Después de una orden URAISE, la tensión de barramedida debe tener un valor inferior al anterior.

• El segundo requisito se debe cumplir para dosórdenes URAISE consecutivas.

Si se cumplen los tres requisitos, el control automático deTR1ATCC o TR8ATCC se bloquea para órdenes de subirpor un período de tiempo determinado por el parámetrode ajuste tRevAct y se activa la señal de salidaREVACBLK. La característica de acción inversa se puedeactivar/desactivar con el parámetro de ajusteOperationRA.




Parámetro Valores (rango) DescripciónCmdErrBk(reposiciónautomática)


El tiempo de funcionamiento común para el mecanismode un cambiador de tomas es alrededor de 3-8 segundos.Por lo tanto, la función debería esperar un cambio deposición antes de que se emita una nueva orden. Laseñal de error de orden, CMDERRAL, en el bloquefuncional TCMYLTC o TCLYLTC , se activa si la posicióndel cambiador de tomas no cambia un escalón en ladirección correcta dentro del tiempo establecido por elajuste tTCTimeout en el bloque funcional TCMYLTC oTCLYLTC . El módulo del cambiador de tomas TCMYLTCo TCLYLTC indica el error hasta que se ejecute unaorden exitosa o se haya repuesto mediante el cambio delmodo de control de la función TR1ATCC o TR8ATCC aManual y después de nuevo a Automático. La salidaCMDERRAL, en TCMYLTC o TCLYLTC y TOTBLK oAUTOBLK, en TR1ATCC o TR8ATCC se activan segúnel ajuste real del parámetro. Para obtener informaciónadicional, consulte la sección "Posiciones extremas delcambiador de tomas".Esta condición de error se puede reponer mediante laentrada RSTERR en el bloque funcional TR1ATCC oTR8ATCC , o mediante el cambio del modo de control dela función TR1ATCC o TR8ATCC a Manual y después denuevo a Automático.

TapChgBk(reposiciónautomática)


Si la entrada TCINPROG del bloque funcional TCMYLTCo TCLYLTC está conectada al mecanismo del cambiadorde tomas, esta condición de bloqueo se activa si laentrada TCINPROG no se repuso cuando eltemporizador tTCTimeout superó el tiempo. Las salidasTCERRAL y TOTBLK o AUTOBLK de TR1ATCC seactivan según el ajuste real del parámetro. En elfuncionamiento correcto, la entrada TCINPROG aparecedurante el pulso de salida URAISE/ULOWER ydesaparece antes de que haya transcurrido el tiempotTCTimeout . Para obtener información adicional,consulte la sección "Posiciones extremas del cambiadorde tomas".Esta condición de error se puede reponer mediante laentrada RSTERR en el bloque funcional TR1ATCC oTR8ATCC , o mediante el cambio del modo de control dela función TR1ATCC o TR8ATCC a Manual y después denuevo a Automático.




Parámetro Valores (rango) DescripciónTapPosBk(reposiciónautomática/reposición manual)


Este bloqueo/alarma se activa cuando:

1. El cambiador de tomas alcanza una posición deextremo, es decir, una de las posiciones extremassegún los parámetros de ajuste LowVoltTapyHighVoltTap. Cuando el cambiador de tomasalcanza una de estas dos posiciones, se bloqueanlas órdenes posteriores en la direccióncorrespondiente. Es un bloqueo parcial de maneraeficaz si se activa Auto Block o Auto&Man Block. Seactivan las salidas POSERRAL y LOPOSAL oHIPOSAL.

2. Se produce un error de posición de tomas que, a suvez, puede estar causado por una de las siguientescondiciones:

• La posición de la toma está fuera de rango, esdecir, la posición indicada está por encima o debajode las posiciones de extremo.

• El cambiador de tomas indica que cambió más deuna posición en una sola orden de subir o bajar.

• La lectura de posición de tomas muestra un error decódigo BCD (combinación inaceptable) o una faltaparcial.

• La lectura de posición de tomas muestra un valormA que está fuera del margen mA. La supervisiónde la señal de entrada para MIM se realizamediante el ajuste de los parámetros MIM I_Max eI_Min a los valores deseados, por ejemplo, I_Max =20 mA e I_Min = 4 mA.

• Valores mA muy bajos o negativos.• Indicación de falta de hardware en el módulo BIM o

MIM . La supervisión del módulo del hardware deentrada se proporciona conectando la señal de errorcorrespondiente a la entrada INERR (error demódulo de entrada) o BIERR en el bloque funcionalTCMYLTC o TCLYLTC .

• Interrupción de la comunicación con el cambiadorde tomas.

Se ajustan las señales POSERRAL y AUTOBLK.Esta condición de error se puede reponer mediante laentrada RSTERR en el bloque funcional TR1ATCC oTR8ATCC , o mediante el cambio del modo de control dela función TR1ATCC o TR8ATCC a Manual y después denuevo a Automático.

CircCurrBk(reposiciónautomática)

AlarmaBloqueo automáticoBloqueo manual yautomático

Cuando la magnitud de la corriente circulante supera elvalor preestablecido (parámetro de ajuste CircCurrLimit)por más tiempo que el retardo ajustado (parámetro deajuste tCircCurr), hace que esta condición de bloqueo secumpla, siempre y cuando el parámetro de ajusteOperCCBlock esté en On. La señal se reponeautomáticamente cuando la corriente circulantedesciende por debajo del valor preestablecido.Generalmente, esto se puede lograr mediante el controlmanual de los cambiadores de tomas. Las salidas ICIRCy TOTBLK o AUTOBLK de TR1ATCC o TR8ATCC seactivan según el ajuste real del parámetro.




Parámetro Valores (rango) DescripciónMFPosDiffBk(reposiciónautomática)

AlarmaBloqueo automático

En el modo maestro-seguidor, si la diferencia de tomasentre un seguidor y el maestro es mayor que el valorestablecido (parámetro de ajuste MFPosDiffLim), secumple esta condición de bloqueo y se activan las salidasOUTOFPOS y AUTOBLK (alternativamente, una alarma).

Los parámetros de ajuste para bloqueo que se pueden ajustar en TR1ATCC oTR8ATCC , en el grupo de ajustes Nx, en la PST/ HMI local se observan en latabla 104.

Tabla 104: Ajustes del bloqueo

Parámetro Valor (rango) DescripciónTotalBlock (reposición manual) On/Off La función TR1ATCC o

TR8ATCC se puede bloqueartotalmente a través delparámetro de ajuste TotalBlock,que se puede ajustar a On/Offdesde la HMI local o la PST.. Seactiva la salida TOTBLK.

AutoBlock (reposiciónautomática)

On/Off La función TR1ATCC oTR8ATCC se puede bloquearpara el control automático através del parámetro de ajusteAutoBlock, que se puede ajustara On/Off desde la HMI local o laPST.. Se activa la salidaAUTOBLK.

Los bloqueos de TR1ATCC o TR8ATCC que se pueden realizar a través deseñales de entrada en el bloque funcional se observan en la tabla 105.

Tabla 105: Bloqueo a través de entradas binarias

Nombre de la entrada Activación DescripciónBLOCK (reposición automática) On/Off (a través de entrada

binaria)La función de control de tensiónse puede bloquear totalmente através de la entrada binariaBLOCK en el bloque funcionalTR1ATCC o TR8ATCC . Seactiva la salida TOTBLK.

EAUTOBLK (reposiciónautomática)

On/Off (a través de entradabinaria)

La función de control de tensiónse puede bloquear para elcontrol automático a través de laentrada binaria EAUTOBLK enel bloque funcional TR1ATCC oTR8ATCC . Se activa la salidaAUTOBLK. El desbloqueo serealiza a través de la entradaDEBLKAUT.

Los bloqueos activados por las condiciones de funcionamiento sin posibilidades deajuste o activación externa separada se pueden observar en la tabla 106.



Tabla 106: Bloqueos sin posibilidades de ajuste

Activación Tipo de bloqueo DescripciónTransformadordesconectado(reposición automática)

Bloqueoautomático

El control automático se bloquea para untransformador cuando se utiliza el control en paralelocon el método de corriente circulante, y esetransformador se desconecta de la barra de bajatensión. (Esto sucede bajo la condición de que seseleccione el ajuste OperHoming en Off para eltransformador desconectado. Si no, el transformadorentra en el modo de puesta a posición de inicio.). Laseñal de entrada binaria DISC en la funciónTR1ATCC o TR8ATCC se utiliza para supervisar si elinterruptor de baja tensión del transformador estácerrado o no. Se activan las señales TRFDISC yAUTOBLK. El bloqueo se termina cuando sereconecta el transformador (la señal de entrada DISCvuelve a cero).

No hay maestro/hay másde un maestro(reposición automática)

Bloqueoautomático

El control automático se bloquea cuando se utiliza elcontrol en paralelo con el método maestro-seguidor,y el maestro se desconecta de la barra de bajatensión. Además, si por algún motivo, se produceuna situación con más de un maestro en la red, seproduce el mismo bloqueo. La señal de entradabinaria DISC en la función TR1ATCC o TR8ATCC seutiliza para supervisar si el interruptor de baja tensióndel transformador está cerrado o no. Se activan lassalidas TRFDISC, MFERR y AUTOBLK. Losseguidores también se bloquean mutuamente enesta situación (consulte la sección "Método decorriente circulante"). El bloqueo se termina cuandose reconecta el transformador (la señal de entradaDISC vuelve a cero).

Un transformador en ungrupo en paraleloconmutado a controlmanual (reposiciónautomática)

Bloqueoautomático

Cuando el parámetro OperationAdapt está ajustado a"Off", se bloquea el control automático cuando seutiliza el control en paralelo con el método decorriente circulante o maestro-seguidor, y uno de lostransformadores en el grupo se conmuta deautomático a manual. Se activa la salida AUTOBLK.

Error de comunicación(COMMERR)(desbloqueo automático)

Bloqueoautomático

Si la comunicación horizontal (GOOSE) paracualquiera de los TR8ATCC del grupo falta, causa elbloqueo del control automático en todas lasfunciones TR8ATCC que pertenecen a ese grupo enparalelo. Esta condición de error se reponeautomáticamente cuando se vuelve a establecer lacomunicación. Se activan las señales COMMERR yAUTOBLK.

Método de corriente circulante

Bloqueo mutuoCuando un control automático de tensión para cambiador de tomas TR1ATCC paracontrol simple y TR8ATCC para control en paralelo bloquea su funcionamiento,todos los demás TR8ATCC que trabajan en paralelo con ese módulo tambiénbloquean su funcionamiento. Para lograrlo, la función TR8ATCC afectadatransmite un bloqueo mutuo a los otros miembros del grupo a través de lacomunicación horizontal. Cuando se recibe un bloqueo mutuo de cualquiera de los



miembros del grupo, se bloquea el funcionamiento automático en el TR8ATCCreceptor, es decir, en todas las unidades del grupo en paralelo.

Las siguientes condiciones en cualquiera de los TR8ATCC del grupo causa unbloqueo mutuo cuando se utiliza el método de corriente circulante:

• Sobreintensidad• Bloqueo total a través de ajustes• Bloqueo total a través de la configuración• Error de entrada analógica• Bloqueo automático a través de ajustes• Bloqueo automático a través de la configuración• Subtensión• Error de orden• Error de indicación de posición• Error del cambiador de tomas• Acción inversa• Corriente circulante• Error de comunicación

Método maestro-seguidorCuando el maestro está bloqueado, los seguidores no cambian de toma por símismos y, en consecuencia, no hay necesidad de bloqueo mutuo. Por otro lado,cuando un seguidor está bloqueado, es necesario enviar una señal de bloqueomutuo al maestro. Esto previene una situación donde, de lo contrario, el resto delgrupo podría cambiar de toma independientemente de la unidad bloqueada y causaraltas corrientes circulantes.

Así, cuando un seguidor está bloqueado, transmite un bloqueo mutuo en lacomunicación horizontal. El maestro recibe el mensaje y también bloquea sufuncionamiento automático.

Además de las condiciones mencionadas anteriormente para el bloqueo mutuo conel método de corriente circulante, las siguientes condiciones de bloqueo encualquiera de los seguidores también causa el bloqueo mutuo:

• Maestro-seguidor fuera de posición• Error de maestro-seguidor (no hay maestro/hay más de un maestro)

GeneralSe debería tener en cuenta que el bloqueo parcial en la mayoría de los casos(excepto: bloqueo parcial de acción inversa) no causa un bloqueo mutuo.

TR1ATCC o TR8ATCC, que es la "fuente" del bloqueo mutuo, activa su salidaAUTOBLK y la salida que corresponde a la condición de bloqueo real, por ejemploIBLK para el bloqueo por sobreintensidad. Los otros TR1ATCC o TR8ATCC quereciben una señal de bloqueo mutuo solo ajustan la salida AUTOBLK.



El bloqueo mutuo continúa hasta que el TR1ATCC o TR8ATCC que envió la señalde bloqueo mutuo se desbloquea. Otra manera de liberar el bloqueo mutuo esforzar el funcionamiento en modo simple del TR1ATCC o TR8ATCCque causó elbloqueo mutuo. Esto se realiza mediante la activación de la entrada binariaSNGLMODE en el bloque funcional TR1ATCC o TR8ATCC o mediante el ajustedel parámetro OperationPAR a Off desde la HMI local incorporada o la PST.

Se puede forzar el funcionamiento en modo simple de la función TR1ATCC oTR8ATCC en cualquier momento. Se comporta exactamente de la manera descritaen la sección "Control automático de tensión para un transformador simple",excepto que aún se envíen y reciban mensajes de comunicación horizontal pero losmensajes recibidos se ignoran. Al mismo tiempo, TR1ATCC o TR8ATCC seexcluye automáticamente del grupo en paralelo.

Desactivación de bloqueos en situaciones especialesCuando el control automático de tensión para cambiador de tomas TR1ATCC paracontrol simple y TR8ATCC para control en paralelo está conectado para leerinformación (valor de posición de toma y señal de cambiador de tomas enprogreso), a veces puede ser difícil buscar datos de sincronización para ajustar enTR1ATCC o TR8ATCC a fin de que funcione correctamente. Especialmente en lapuesta en servicio de transformadores más antiguos, por ejemplo, los sensorespueden estar gastados y los contactos pueden rebotar, etc. Antes de ajustar losdatos de sincronización correctos, puede suceder que TR1ATCC o TR8ATCC sebloquee por completo o en modo automático debido a los ajustes incorrectos. Enesta situación, se recomienda ajustar estos tipos de bloqueos temporalmente aalarma hasta que la puesta en servicio de todos los elementos principales funcionecomo corresponde.

Medición y monitorización de la posición del cambiador de tomasPosiciones extremas del cambiador de tomasEsta característica supervisa las posiciones extremas del cambiador de tomas segúnlos ajustes LowVoltTap y HighVoltTap. Cuando el cambiador de tomas alcanza laposición más baja o más alta, se previene la orden ULOWER/URAISEcorrespondiente tanto en el modo automático como en el manual.

Monitorización de la actuación de cambiador de tomasLa señal de salida del control y supervisión de cambiador de tomas, 6 entradasbinarias TCMYLTC o 32 entradas binarias TCLYLTC, URAISE o ULOWER sepone a alta cuando la función TR1ATCC o TR8ATCC tomó la decisión de haceractuar el cambiador de tomas. Estas salidas desde los bloques funcionalesTCMYLTC y TCLYLTC se conectan a un módulo de salidas binarias, BOM paradar las órdenes al mecanismo del cambiador de tomas. La longitud del pulso desalida se puede ajustar a través de TCMYLTC o TCLYLTC mediante el parámetrode ajuste tPulseDur. Cuando se da una orden URAISE/ULOWER, también seinicia un temporizador (ajustado mediante tTCTimeout ) (ajustable en la PST/HMIlocal) , y la idea es que este temporizador tenga un ajuste que cubra, con unmargen, una actuación normal de un cambiador de tomas.



Generalmente, el mecanismo del cambiador de tomas da una señal, "Cambio detoma en progreso", durante el tiempo en el que lleva a cabo una actuación. Estaseñal del mecanismo del cambiador de tomas se puede conectar a través de unmódulo BIM a la entrada TCINPROG de TCMYLTC o TCLYLTC , y después lafunción TCMYLTC o TCLYLTC la puede utilizar de tres maneras, que se explicana continuación con la ayuda de la figura 142.

URAISE/ULOWER

tTCTimeout

TCINPROG

a hd

e f

g

cb


IEC06000482 V2 ES

Figura 142: Sincronización de pulsos para la monitorización de la actuación delcambiador de tomas

posición Descripción

a Margen de seguridad para evitar que TCINPROG no se ajuste a alto sin la presenciasimultánea de una orden URAISE o ULOWER.

b Ajuste de tiempo tPulseDur.

c Extensión fija de 4 segundos de tPulseDur, hecha de manera interna en la funciónTCMYLTC o TCLYLTC .

d Ajuste de tiempo tStable

e Nueva posición de toma alcanzada, que hace que la señal "cambio de toma en progreso"desaparezca del cambiador y se comunica una nueva posición

f La nueva posición de toma disponible en TCMYLTC o TCLYLTC.

g Extensión fija de 2 segundos de TCINPROG, hecha de manera interna en la funciónTCMYLTC o TCLYLTC .

h Margen de seguridad para evitar que TCINPROG supere tTCTimeout.

El primer uso es para reponer la función de control automático de tensión paracambiador de tomas TR1ATCC para control simple y TR8ATCC para control enparalelo inmediatamente después de que desaparece la señal TCINPROG. Si laseñal TCINPROG no se vuelve a enviar desde el mecanismo del cambiador detomas, TR1ATCC o TR8ATCC no se repone hasta que haya transcurridotTCTimeout . La ventaja con la monitorización de la señal TCINPROG en este casoes que la reposición de TR1ATCC o TR8ATCC a veces puede ser más rápida, locual, a su vez, prepara el sistema para órdenes consecutivas en un período detiempo más breve.



El segundo uso es para detectar un cambiador de tomas trabado. Si el temporizadortTCTimeout agota su tiempo antes de que la señal TCINPROG se vuelva a ajustar acero, la señal de salida TCERRAL se ajusta a alta y la función TR1ATCC oTR8ATCC se bloquea.

El tercer uso es para comprobar el funcionamiento correcto del mecanismo delcambiador de tomas. Inmediatamente después de que la señal de entradaTCINPROG se vuelva a ajustar a cero, la función TCMYLTC o TCLYLTC esperaleer un valor nuevo y correcto para la posición de toma. Si esto no sucede, la señalde salida CMDERRAL se ajusta a alta y la función TR1ATCC o TR8ATCC sebloquea. La extensión fija de 2 segundos (g) de TCINPROG está hecho paraprevenir una situación donde podría suceder eso a pesar del buen funcionamiento.

En la figura 142, se puede observar que la extensión fija de 4 segundos (c) detPulseDur está hecho para prevenir una situación donde TCINPROG se ajusta aalta sin la presencia simultánea de una orden URAISE o ULOWER. Si sucede esto,TCMYLTC o TCLYLTC lo vería como una señal TCINPROG espontánea sin unaorden URAISE o ULOWER que la acompañe, lo cual llevaría a que la señal desalida TCERRAL se ajuste a alta y la función TR1ATCC o TR8ATCC se bloquee.Esto también es una supervisión de una situación de descontrol de toma.

Detección de inestabilidadLa detección de inestabilidad se incluye a fin de generar una alarma cuando elcontrol de tensión proporciona una cantidad anómala de órdenes o una secuenciaanómala de órdenes dentro de un período de tiempo predefinido.

Hay tres funciones de inestabilidad:

1. La función de control automático de tensión para cambiador de tomasTR1ATCC para control simple y TR8ATCC para control en paralelo activa laseñal de salida DAYHUNT cuando la cantidad de actuaciones del cambiadorde tomas supera el número proporcionado por el ajuste DayHuntDetectdurante las últimas 24 horas (ventana móvil). Activa en modo manual yautomático.

2. TR1ATCC o TR8ATCC activa la señal de salida HOURHUNT cuando lacantidad de actuaciones del cambiador de tomas supera el númeroproporcionado por el ajuste HourHuntDetect durante la última hora (ventanamóvil). Activa en modo manual y automático.

3. TR1ATCC o TR8ATCC activa la señal de salida HUNTING cuando lacantidad total de actuaciones contradictorios del cambiador de tomas (RAISE,LOWER, RAISE, LOWER, etc.) supera el valor preestablecido proporcionadopor el ajuste NoOpWindow dentro de la ventana móvil de tiempo especificadaa través del parámetro tWindowHunt. Solo activa en el modo automático.

La inestabilidad puede ser el resultado de un ajuste estrecho de la zona inactiva oalguna otra anomalía en el sistema de control.



Desgaste de los contactos del cambiador de tomasSe encuentran disponibles dos contadores, ContactLife y NoOfOperations, dentrode la función de control y supervisión del cambiador de tomas, de 6 entradasbinarias TCMYLTC o de 32 entradas binarias TCLYLTC. Pueden ser utilizadascomo guía para el mantenimiento del mecanismo del cambiador de tomas. Elcontador ContactLife representa la cantidad restante de actuaciones (contador haciaatrás) en carga nominal.

ContactLife ContactLifen+1 n Irated

Iloada

æ ö= - ç ÷ç ÷

è øEQUATION1873 V2 EN (Ecuación 119)

donde n es la cantidad de actuaciones y α es un parámetro ajustable, CLFactor, convalor predeterminado ajustado a 2. Con este ajuste predeterminado, una actuaciónen carga nominal (corriente medida en el lado de alta tensión) disminuye elcontador ContactLife con 1.

El contador NoOfOperations simplemente cuenta la cantidad total de actuaciones.

Ambos contadores se almacenan en una memoria no volátil junto con los tiempos yfechas de la última reposición. Estas fechas se almacenan de manera automáticacuando se emite la orden para reponer el contador. Por lo tanto, es necesariocomprobar que la hora interna del IED sea la correcta antes de reponer estoscontadores. Se puede reponer el valor del contador en la HMI local, en Main menu/Reset/Reset counters/TransformerTapControl(YLTC,84)/TCM1 or TCL1/Reset Counter and ResetCLCounter

Ambos contadores y las últimas fechas de reposición se muestran en la HMI localcomo los valores de servicio en Main menu/Test/Function status/Control/TransformerTapControl(YLTC,84)/TCMx/TCLx/CLCNT_VALyMain menu/Test/Function status/Control/TransformerTapControl (YLTC,84)/TCMx/TCLx/TCMYLTC:x/TCLYLTC:x/CNT_VAL


Ajustes generales de TR1ATCC o TR8ATCCTrfId: la identidad del transformador se utiliza para identificar los transformadoresde un grupo en paralelo por separado. Así, los transformadores que pueden serparte del mismo grupo en paralelo deben tener identidades únicas. Además, todoslos transformadores que se comunican por la misma comunicación horizontal(GOOSE) deben tener identidades únicas.

Xr2: es la reactancia del transformador en ohmios primarios referida al lado de bajatensión.

tAutoMSF: es el retardo ajustado en un seguidor para ejecutar una orden de subir obajar emitida desde un maestro. Esta característica se puede utilizar cuando secontrola un grupo en paralelo en el modo maestro-seguidor Seguir toma y se ajusta



por separado para cada seguidor, lo cual significa que se pueden utilizar diferentesretardos en los distintos seguidores a fin de evitar cambios de tomas simultáneos sies lo que se desea. Se debe tener en cuenta que no se puede aplicar en el modoSeguir orden.

OperationAdapt: este ajuste activa o desactiva el modo de adaptación para elcontrol en paralelo con el método de corriente circulante o el método maestro-seguidor.

MFMode: selección de Seguir orden o Seguir toma en el modo maestro-seguidor.

CircCurrBk: selección de la medida a tomar en el caso de que la corrientecirculante supere CircCurrLimit.

CmdErrBk: selección de la medida a tomar en el caso de que la respuesta delcambiador de tomas dé un error de orden.

OCBk: selección de la medida a tomar en el caso de que cualquiera de lascorrientes trifásicas en el lado de alta tensión supere Iblock.

MFPosDiffBk: selección de la medida a tomar en el caso de que la diferencia detoma entre un seguidor y el maestro sea superior a MFPosDiffLim.

OVPartBk: selección de la medida a tomar en el caso de que la tensión de barra UBsupere el valor Umax.

RevActPartBk: selección de la medida a tomar en el caso de que se active la accióninversa.

TapChgBk: selección de la medida a tomar en el caso de que se identifique un errorde cambiador de tomas.

TapPosBk: selección de la medida a tomar en el caso de que se produzca un errorde posición de tomas o si el cambiador de tomas alcanzó una posición de extremo.

UVBk: selección de la medida a tomar en el caso de que la tensión de barra UBcaiga por debajo de Ublock.

UVPartBk: selección de la medida a tomar en el caso de que la tensión de barra UBesté entre Ublock y Umin.

TR1ATCC o TR8ATCC Grupo de ajustes

GeneralOperation: función de conmutación del control automático de tensión paracambiador de tomas (TR1ATCC para control simple y TR8ATCC para control enparalelo), On/Off.

I1Base: corriente base en amperios primarios para el lado de alta tensión deltransformador.



I2Base: corriente base en amperios primarios para el lado de baja tensión deltransformador.

UBase: tensión base en kV primarios para el lado de baja tensión del transformador.

MeasMode: selección de cantidad monofásica, fase a fase o de secuencia positivaque se va a utilizar para la medición de tensión y corriente en el lado de bajatensión. También se seleccionan las fases involucradas. Así, es posible laalimentación monofásica y la alimentación fase a fase o trifásica en el lado de bajatensión pero es comúnmente seleccionada para la corriente y la tensión.

Q1, Q2 y Q3: valor MVAr de una batería de condensadores o reactor que estáconectado entre el transformador de potencia y el TC, de modo que la corriente dela batería de condensadores (reactor) necesita ser compensada en el cálculo decorrientes circulantes. Hay tres ajustes independientes, Q1, Q2 y Q3 , a fin deposibilitar la conmutación de tres escalones en una batería de condensador en unabahía.

TotalBlock: cuando este parámetro está ajustado a On, la función TR1ATCC oTR8ATCC , es decir, el control de tensión, está totalmente bloqueada tanto para elcontrol manual como para el automático.

AutoBlock: cuando este parámetro está ajustado a On, la función TR1ATCC oTR8ATCC , es decir, el control de tensión, está bloqueada para el control automático.

FuncionamientoFSDMode: este ajuste activa/desactiva la función de bajada rápida. La activaciónpuede ser para el modo automático y manual o solo para el control automático.

tFSD: retardo que se va a utilizar para el cambio de toma de bajada rápida.

TensiónUSet: valor de ajuste para la tensión meta, que se debe ajustar en porcentaje deUBase.

UDeadband: valor de ajuste para una mitad de la zona inactiva externa, que sedebe ajustar en porcentaje de UBase. La zona inactiva es simétrica alrededor deUSet; consulte la sección "Control automático de tensión para un transformadorsimple", figura 132. En esa figura, UDeadband es igual a DU. Normalmente, elajuste se selecciona en un valor cercano al escalón de tensión del cambiador detomas del transformador de potencia (por lo general, 75 - 125% del escalón delcambiador de tomas).

UDeadbandInner: valor de ajuste para una mitad de la zona inactiva interna, que sedebe ajustar en porcentaje de UBase. La zona inactiva interna es simétricaalrededor de USet; consulte la sección "Control automático de tensión para untransformador simple", figura 132. En esa figura, UDeadbandInner es igual a DUin.El ajuste debe ser inferior a UDeadband. Por lo general, la zona inactiva interna sepuede ajustar al 25-70% del valor UDeadband .



Umax: este ajuste proporciona el límite superior de la tensión de barra permitida(consulte la sección "Control automático de tensión para un transformadorsimple", figura 132). Está ajustado en porcentaje de UBase. Si OVPartBk estáajustado a Auto Block o Auto&ManBlock, las tensiones de barra que superen Umaxdan como resultado un bloqueo parcial de modo que solo se permiten las órdenesde bajar.

Umin este ajuste proporciona el límite inferior de la tensión de barra permitida(consulte la sección "Control automático de tensión para un transformadorsimple", figura 132). Está ajustado en porcentaje de UBase. Si UVPartBk estáajustado a Auto Block o Auto&ManBlock, las tensiones de barra inferiores a Umindan como resultado un bloqueo parcial de modo que solo se permiten las órdenesde subir.

Ublock: las tensiones inferiores a Ublock por lo general corresponden a untransformador desconectado y, por lo tanto, se recomienda bloquear el controlautomático para esta condición (ajuste UVBk). Ublock está ajustado en porcentajede UBase.

Tiempot1Use: selección de la característica de tiempo (definido o inverso) para t1.

t1: retardo de la orden inicial de subir/bajar (primera).

t2Use: selección de la característica de tiempo (definido o inverso) para t2.

t2: retardo para las órdenes de subir/bajar consecutivas. En el método de corrientecirculante, la segunda orden, la tercera, etc. se ejecutan con el retardo t2 ,independientemente del transformador del grupo en paralelo que deriva. En elmétodo maestro-seguidor con la opción Seguir toma, el maestro ejecuta la segundaorden, la tercera, etc. con el retardo t2. Los seguidores, por otro lado, leen laposición de la toma del maestro y se adaptan con el retardo adicionalproporcionado por el parámetro tAutoMSF y ajustado para cada seguidor porseparado.

tMin: es el tiempo de actuación mínima en que se utiliza la característica de tiempoinverso (consulte la sección "Característica de tiempo", figura 133).

Compensación por la caída de tensión de línea (LDC)OpertionLDC: ajusta la función de compensación por la caída de tensión de línea aOn/Off.

OperCapaLDC: este ajuste, si se ajusta en On, permite que la tensión del punto decarga sea superior a la tensión de barra cuando se utiliza la compensación por lacaída de tensión de línea. La causa de esa situación puede ser una carga capacitiva.Cuando se utiliza la función de compensación por la caída de tensión de línea parael control en paralelo con el método de reactancia inversa, OperCapaLDC siemprese debe ajustar a On.



Rline y Xline: para la compensación por la caída de tensión de línea, estos ajustesproporcionan la resistencia y reactancia de línea desde la barra de estación al puntode carga. Los ajustes para Rline y Xline se expresan en ohmios del sistemaprimario. Si se conecta más de una línea con la barra de baja tensión, se debecalcular los valores Rline y Xline equivalentes y se los debe proporcionar comoajustes.

Cuando se utiliza la función de compensación por la caída de tensión de línea parael control en paralelo con el método de reactancia inversa, la tensión compensada,que se denomina "tensión del punto de carga" UL , es un aumento de tensión en eltransformador. Para lograr este aumento de tensión, Xline debe ser negativo. Lasensibilidad de la regulación de tensión paralela está proporcionada por lamagnitud de los ajustes Rline y Xline , y Rline es importante para obtener uncontrol correcto de la tensión de barra. Esto se puede realizar de la siguientemanera. La figura 134 muestra el diagrama de vectores para un transformadorcontrolado en un grupo en paralelo con el método de reactancia inversa y sincirculación (por ejemplo, dos transformadores iguales en la misma posición detoma). La corriente de carga retrasa la tensión de barra UB con el factor de potenciaj y el argumento de la impedancia Rline y Xline se denomina j1.

UB

jIT*Xline

UL

Xline

Rline

Zline

IT

IT*Rline

j

j1

j2

DU

en06000626.vsd

IEC06000626 V1 ES

Figura 143: Transformador con regulación de reactancia inversa y sin corrientecirculante

La tensión DU=UB-UL= IT*Rline+j IT*Xline tiene el argumento j2 y se entiendeque, si j2 es levemente inferior a -90°, UL tiene aproximadamente la mismalongitud que UB , independientemente de la magnitud de la corriente de carga ITdel transformador (indicada con la línea discontinua). El control de cambio detomas automático regula la tensión hacia un valor ajustado que representa unamagnitud de tensión sin tener en cuenta el ángulo de fase. Así, se podría decir queUB y UL , como también la línea discontinua, están en el valor meta.

Supongamos que deseamos lograr que j2 = -90°. Entonces:



01 1( )90

01

01

90

90

j jj j

U Z I

Ue Ze Ie ZIej j jj

j j

j j

+-

D = ´

ß

D = ´ =

ß

- = +

ß

= - -


Si, por ejemplo, cosj = 0,8, entonces j = arcos 0,8 = 37°. Con las referencias en lafigura143, j es negativo (carga inductiva) y obtenemos:

0 0 01 ( 37 ) 90 53j = - - - = -


Para lograr una regulación más adecuada, se puede realizar un ajuste a un valor dej2 levemente inferior a -90° (2-4° menos).

El efecto de cambiar el factor de potencia de la carga es que j2 ya no es cercano a-90°, lo cual da como resultado que UL es inferior o superior a UB si la relación Rline/Xline no se ajusta.

La figura 144 muestra un ejemplo de esto, donde se aplicaron los ajustes de Rliney Xline para j = 11° de la figura 143 con un valor diferente de j (j = 30°).

UB

jIT*Xline

UL

Xline

Rline

Zline

IT

IT*Rline

j=300

j1

j2

DU

j1=110-900=-790

en06000630.vsd

IEC06000630 V1 ES

Figura 144: Transformador con regulación de reactancia inversa mal ajustadoal factor de potencia



Como se puede observar en la figura 145, el cambio del factor de potencia diocomo resultado un aumento de j2 que, a su vez, hace que la magnitud de UL seasuperior a UB. También se puede observar que un aumento en la corriente de cargaagrava la situación, como también la agrava un aumento en el ajuste de Zline(Rline y Xline).

Aparentemente, la relación Rline/Xline según la ecuación121, es decir, el valor dej1, se debe ajustar con respecto al factor de potencia, lo cual también significa queel método de reactancia inversa no se debería aplicar a sistemas con un factor depotencia variable.

El ajuste de Xline proporciona la sensibilidad de la regulación paralela. Si Xlineestá ajustado demasiado bajo, los transformadores no funcionan juntos y seproduce una situación de descontrol de tomas. Por otro lado, un ajuste altomantiene los transformadores bien juntos sin diferencia de posición de tomas, ocon una diferencia pequeña, pero la regulación de la tensión como tal es mássensible a la desviación del factor de potencia anticipado. Un ajuste demasiado altode Xline puede provocar una situación de inestabilidad ya que los transformadoresson propensos a reaccionar exageradamente a las desviaciones del valor meta.

No existen reglas para el ajuste de Xline a fin de que se logre un equilibrio óptimoentre la respuesta al control y la susceptibilidad al factor de potencia variable. Unamanera de determinar el ajuste es por prueba y error. Esto se puede realizar, porejemplo, ajustando Xline igual a la mitad de la reactancia del transformador, paraobservar cómo se comporta el control en paralelo durante un par de días y despuésajustarlo según sea necesario. Se debe enfatizar que una respuesta rápida de laregulación que rápidamente coloca los cambiadores de tomas de lostransformadores en posiciones iguales, no corresponde necesariamente al ajusteóptimo. Este tipo de respuesta se logra fácilmente mediante el ajuste alto del valorXline , como se explicó anteriormente, y la desventaja es una alta susceptibilidad alfactor de potencia variable.

Es posible combinar la compensación por la caída de tensión de línea y el controlparalelo con el método de reactancia negativa, simplemente sumando los valoresRline requeridos y los valores Xline requeridos por separado para obtener laimpedancia combinada. Sin embargo, la impedancia por la caída de línea tiene unatendencia a apartar los cambiadores de tomas, lo cual significa que, por lo general,la impedancia de la reactancia inversa se debe aumentar.

Ajuste de la tensión de carga (LVA)LVAConst1: es el ajuste del primer valor de ajuste de la tensión de carga. Esteajuste del valor meta USet se expresa en porcentaje de UBase.

LVAConst2: es el ajuste del segundo valor de ajuste de la tensión de carga. Esteajuste del valor meta USet se expresa en porcentaje deUBase.

LVAConst3: es el ajuste del tercer valor de ajuste de la tensión de carga. Este ajustedel valor meta USet se expresa en porcentaje de UBase.



LVAConst4: es el ajuste del cuarto valor de ajuste de la tensión de carga. Esteajuste del valor meta USet se expresa en porcentaje de UBase.

VRAuto: es el ajuste del ajuste automático de la tensión de carga. Este ajuste delvalor meta USet se expresa en porcentaje de UBase y es proporcional a la corrientede carga con el valor ajustado que se alcanzó en la corriente nominal I2Base.

RevActOperationRA: este ajuste activa/desactiva la función de bloqueo parcial de laacción inversa.

tRevAct: después de que se activa la acción inversa, este ajuste de tiempoproporciona el tiempo durante el cual está activo el bloqueo parcial.

RevActLim: umbral de corriente para la activación de la acción inversa. Es solo unode dos criterios de activación del bloqueo parcial de la acción inversa.

Control del cambiador de tomas (TCCtrl)Iblock: es el ajuste de corriente de la función de bloqueo de sobreintensidad. En elcaso de que el transformador transporte una corriente que supera la corrientenominal del cambiador de tomas, por ejemplo, por una falta externa. Lasactuaciones del cambiador de tomas se bloquean temporalmente. Por lo general,esta función controla las corrientes trifásicas en el lado de alta tensión deltransformador.

DayHuntDetect: es el ajuste de la cantidad de actuaciones del cambiador de tomasrequeridos durante las últimas 24 horas (ventana móvil) para activar la señalDAYHUNT.

HourHuntDetect: es el ajuste de la cantidad de actuaciones del cambiador de tomasrequeridos durante la última hora (ventana móvil) para activar la señal HOURHUNT.

tWindowHunt: es el ajuste de la ventana temporal para la función de inestabilidadde ventana. Esta función se activa cuando la cantidad de órdenes contradictorias alcambiador de tomas supera el número especificado por NoOpWindow dentro deltiempo tWindowHunt.

NoOpWindow: es el ajuste de la cantidad de actuaciones contradictorias delcambiador de tomas (RAISE, LOWER, RAISE, LOWER etc.) requeridos durantela ventana temporal tWindowHunt para activar la señal HUNTING.

PotenciaP>: cuando la potencia activa supera el valor proporcionado por este ajuste, seactiva la salida PGTFWD después del retardo tPower. Se debe tener en cuenta queel ajuste está proporcionado con signo, lo cual significa efectivamente que un valornegativo de P> implica una potencia activa superior a un valor en la direcciónhacia atrás. Esto se observa en la figura 145 , donde un valor negativo de P>significa la activación de todos los valores a la derecha del ajuste. Se hace



referencia a la figura 140 para la definición de la dirección hacia delante y haciaatrás de la potencia a través del transformador.

en06000634_2_en.vsd

PP>

IEC06000634 V2 ES

Figura 145: Ajuste de un valor negativo para P>

P<: cuando la potencia activa cae por debajo del valor proporcionado por esteajuste, se activa la salida PLTREV después del retardo tPower. Se debe tener encuenta que el ajuste está proporcionado con signo, lo cual significa efectivamenteque, por ejemplo, un valor positivo de P< implica una potencia activa inferior a unvalor en la dirección hacia delante. Esto se observa en la figura 146 , donde unvalor positivo de P< significa la activación de todos los valores a la izquierda delajuste. Se hace referencia a la figura 140 para la definición de la dirección haciadelante y hacia atrás de la potencia a través del transformador.

en06000635_2_en.vsd

PP<

IEC06000635 V2 ES

Figura 146: Ajuste de un valor positivo para P<

Q>: cuando la potencia reactiva supera el valor proporcionado por este ajuste, seactiva la salida QGTFWD después del retardo tPower. Se debe tener en cuenta queel ajuste se proporciona con signo, lo cual significa efectivamente que la función seactiva para todos los valores de la potencia reactiva superior al valor ajustado,similar a la funcionalidad para P>.

Q<: cuando la potencia reactiva en dirección hacia atrás cae por debajo del valorproporcionado por este ajuste, se activa la salida QLTREV después del retardotPower. Se debe tener en cuenta que el ajuste se proporciona con signo, lo cualsignifica efectivamente que la función se activa para todos los valores de lapotencia reactiva inferior al valor ajustado, similar a la funcionalidad para P<.

tPower: retardo para la activación de las señales de salida del control de potencia(PGTFWD, PLTREV, QGTFWD y QLTREV).



Control en paralelo (ParCtrl)OperationPAR: es el ajuste del método para el funcionamiento en paralelo.

OperCCBlock: este ajuste activa/desactiva el bloqueo si la corriente circulantesupera CircCurrLimit.

CircCurrLimit: es el valor de activación para la función de bloqueo de la corrientecirculante. El ajuste se realiza en porcentaje de I2Base.

tCircCurr: retardo para la función de bloqueo de la corriente circulante.

Comp: cuando se utiliza el funcionamiento en paralelo con el método de corrientecirculante, este ajuste aumenta o disminuye la influencia de la corriente circulanteen la regulación.

Si los transformadores están conectados con la misma barra en el lado de bajatensión y el de alta tensión, Comp se puede calcular con la siguiente fórmula, quees válida para cualquier cantidad de transformadores de dos devanados en paralelo,independientemente de si los transformadores son de distinto tamaño y de laimpedancia de cortocircuito.

2 UComp a 100%n p´ D

= ´ ´´


donde:

• DU es el ajuste de la zona inactiva en porcentaje.

• n representa el número deseado de la diferencia de posición de tomas entre lostransformadores, que proporciona una desviación de tensión Udi , quecorresponde al ajuste de la zona inactiva.

• p es el escalón de toma (en % de la tensión nominal del transformador).

• a es un margen de seguridad que cubre tolerancias de componentes y otrasmediciones no lineales en diferentes posiciones de tomas (por ejemplo,cambios de reactancias del transformador desde el valor nominal en losextremos del rango de regulación). En la mayoría de los casos, un valor de1,25 funciona bien.

Este cálculo proporciona un ajuste de Comp que siempre inicia una acción(temporizador de arranque) cuando los transformadores tienen una diferencia n deposición de tomas.

OperSimTap: activa/desactiva la funcionalidad para permitir que un solotransformador a la vez ejecute una orden de subir/bajar. Este ajuste se puede aplicarsolo al método de corriente circulante y, cuando está activado, las tomas



consecutivas del próximo transformador (si son necesarias) se separan con elretardo t2.

OperUsetPar: activa/desactiva el uso de un ajuste común para la tensión metaUSet. Este ajuste se puede aplicar solo al método de corriente circulante y, cuandoestá activado, se calcula y se utiliza un valor medio de los valores USet para lostransformadores de un mismo grupo en paralelo.

OperHoming: activa/desactiva la función de puesta a posición de inicio. Se puedeaplicar al control en paralelo con el método de corriente circulante y al control enparalelo con el método maestro-seguidor.

VTmismatch: es el ajuste del nivel para la activación de la salida VTALARM en elcaso de que la medición de tensión en una bahía de un transformador se desvíe alvalor medio de todas las mediciones de tensión en el grupo en paralelo.

tVTmismatch: es el retardo para la activación de la salida VTALARM.

T1RXOP.......T8RXOP: este ajuste se configura en On para todos lostransformadores que participan en un grupo en paralelo con el transformador encuestión. Para este transformador (propio), el ajuste debe ser siempre Off.

TapPosOffs: este ajuste proporciona el desplazamiento de posición de la toma enrelación al maestro para que el seguidor pueda seguir la posición de la toma delmaestro, incluso este desplazamiento. Se puede aplicar durante la regulación en elmodo Seguir toma.

MFPosDiffLim: cuando la diferencia (incluso un posible desplazamiento segúnTapPosOffs) entre un seguidor y el maestro alcanza el valor de este ajuste, la salidaOUTOFPOS en el bloque funcional de control automático de tensión paracambiador de tomas, control en paralelo TR8ATCC del seguidor, se activa despuésdel retardo tMFPosDiff.

tMFPosDiff: retardo para la activación de la salida OUTOFPOS.

Nombre del transformadorTRFNAME: nombre del transformador, que no es obligatorio. Este ajuste no seutiliza con ningún fin en la función de control de tensión.

TCMYLTC y TCLYLTC, ajustes generalesLowVoltTap: Proporciona la posición de toma para la baja tensión más baja.

HighVoltTap: Proporciona la posición de toma para la baja tensión más alta.

mALow: El valor mA que corresponde a la posición de toma más baja. Es aplicablecuando se lee la posición de toma a través de una señal mA.

mAHigh: El valor mA que corresponde a la posición de toma más alta. Es aplicablecuando se lee la posición de toma a través de una señal mA.

CodeType: Este ajuste proporciona el método para la lectura de la posición de toma.



UseParity: Ajusta la comprobación de paridad On/Off para la lectura de la posiciónde toma cuando se realiza por código binario, BCD o Gray.

tStable: Es el tiempo que debe transcurrir después de que se ha informado sobreuna nueva posición de toma al TCMYLTC hasta que se lo acepte.

CLFactor: Es el factor designado como “a” en la ecuación 122. Cuando uncambiador de tomas actúa con una corriente de carga nominal (corriente medida enel lado de alta tensión), el contador ContactLife disminuye con 1,independientemente del ajuste de CLFactor. El ajuste de este factor proporciona elpeso de la desviación con respecto a la corriente de carga.

InitCLCounter: El contador ContactLife controla la cantidad restante deactuaciones (contador decremental). El ajuste InitCLCounter proporciona el valorde arranque para el contador, es decir, la cantidad total de actuaciones en carganominal para el que está diseñado el cambiador de tomas.

EnabTapCmd: Este ajuste activa y desactiva las órdenes de subir y bajar alcambiador de tomas. Debe estar en On para el control de tensión, y en Off para larealimentación de posición de toma a la protección diferencial del transformadorT2WPDIF o T3WPDIF.

TCMYLTC y TCLYLTC Grupo de ajustes

GeneralOperation: cambio de la función TCMYLTC o TCLYLTC a On/Off.

IBase: corriente base en amperios primarios para el lado de alta tensión deltransformador.

tTCTimeout: este ajuste proporciona el intervalo máximo de tiempo para que secomplete una orden de subir o bajar.

tPulseDur: longitud de un pulso de orden (URAISE/ULOWER) al cambiador detomas. Se debe tener en cuenta que este pulso tiene una extensión fija de 4segundos que se agrega al valor de ajuste de tPulseDur.


Tabla 107: TR1ATCC Grupo de ajustes (básicos)



I1Base 1 - 99999 A 1 3000 Ajuste base de nivel de corriente de ATen A

I2Base 1 - 99999 A 1 3000 Ajuste base de nivel de corriente de BTen A

UBase 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Ajuste base de nivel de tensión en kV




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMeasMode L1

L2L3L1L2L2L3L3L1SecPos

- - SecPos Selección de la corriente y tensiónmedidas

TotalBlock OffOn

- - Off Bloqueo total de la función de control detensión

AutoBlock OffOn

- - Off Bloqueo del modo automático de lafunción de control de tensión

FSDMode OffAutoAutoMan

- - Off Modo de activación de función dereducción rápida

tFSD 1.0 - 100.0 s 0.1 15.0 Retardo de tiempo para orden de bajadacon FSD activado

USet 85.0 - 120.0 %UB 0.1 100.0 Ajuste de tensión para el control detensión, % de tensión nominal

UDeadband 0.2 - 9.0 %UB 0.1 1.2 Banda muerta de tensión exterior, % detensión nominal

UDeadbandInner 0.1 - 9.0 %UB 0.1 0.9 Banda muerta de tensión interior, % dela tensión nominal

Umax 80 - 180 %UB 1 105 Límite superior de tensión de la barra, %de tensión nominal

Umin 70 - 120 %UB 1 80 Límite inferior de tensión de barra, % detensión nominal

Ublock 50 - 120 %UB 1 80 Nivel de bloqueo por subtensión, % detensión nominal

t1Use ConstanteInversa

- - Constante Activación de retardo inverso largo

t1 3 - 1000 s 1 60 Retardo de tiempo (largo) para órdenesdel control automático


- - Constante Activación de retardo inverso corto

t2 1 - 1000 s 1 15 Retardo de tiempo (corto) para órdenesdel control automático

tMin 3 - 120 s 1 5 Tiempo mínimo de operación en modoinverso

OperationLDC OffOn

- - Off Operación de compensación de caídade tensión de línea

OperCapaLDC OffOn

- - Off Compensación LDC para cargacapacitiva

Rline 0.00 - 150.00 ohmio 0.01 0.0 Resistencia de línea, valores en ohmiosprimarios

Xline -150.00 - 150.00 ohmio 0.01 0.0 Reactancia de línea, valores en ohmiosprimarios

LVAConst1 -20.0 - 20.0 %UB 0.1 0.0 Constante 1 para LVA, % de tensiónregulada





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónLVAConst3 -20.0 - 20.0 %UB 0.1 0.0 Constante 3 para LVA, % de tensión

regulada


VRAuto -20.0 - 20.0 %UB 0.1 0.0 Corrección automática de tensión decarga, % de tensión nominal

OperationRA OffOn

- - Off Habilitar bloque desde la supervisión deacción inversa

tRevAct 30 - 6000 s 1 60 Duración de la señal de bloqueo deacción inversa

RevActLim 0 - 100 %IB1 1 95 Límite de Corriente para bloqueo deacción inversa, en % de I1Base

Iblock 0 - 250 %IB1 1 150 Nivel de bloqueo de sobreintensidad, %de Corriente nominal

HourHuntDetect 0 - 30 Op/H 1 30 Nivel de número de subidas/bajadascontadas en una hora

DayHuntDetect 0 - 100 Op/D 1 100 Nivel de número de subidas/bajadascontadas en 24 horas

tWindowHunt 1 - 120 Min 1 60 Ventana de tiempo para alarma deinestabilidad, minutos

NoOpWindow 3 - 30 Op/W 1 30 Alarma de detección de inestabilidad,operaciones máx./ventana

P> -9999.99 - 9999.99 MW 0.01 1000 Nivel de alarma de potencia activa en ladirección hacia delante

P< -9999.99 - 9999.99 MW 0.01 -1000 Nivel de alarma de potencia activa en ladirección hacia atrás

Q> -9999.99 - 9999.99 MVAr 0.01 1000 Nivel de alarma de potencia reactiva enla dirección hacia delante

Q< -9999.99 - 9999.99 MVAr 0.01 -1000 Nivel de alarma de potencia reactiva enla dirección hacia atrás

tPower 1 - 6000 s 1 10 Retardo de tiempo para alarmas desdesupervisión de potencia

Tabla 108: TR1ATCC Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónTRFNAME 0 - 13 - 1 NAME#-15 Texto definido por usuario para señal de

salida 15

Xr2 0.1 - 200.0 ohmio 0.1 0.5 Reactancia de transformador en ohmiosprimarios en el lado ATCC

CmdErrBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto

- - Bloqueoautomático

Alarma, bloqueo automático o bloqueoautomático y manual por error de orden

OCBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto

- - Bloqueo man. yauto

Alarma, bloqueo automático o bloqueoautomático y manual por sobreintensidad




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónOVPartBk Alarma

BloqueoautomáticoBloqueo man. yauto


Alarma, bloqueo parcial automático obloqueo parcial automático y manualpara sobretensión

RevActPartBk AlarmaBloqueoautomático

- - Alarma Alarma o bloqueo parcial automático poracción inversa

TapChgBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto


Alarma, bloqueo automático o bloqueoautomático y manual por error decambiador de tomas

TapPosBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto


Alarma, bloqueo automático o bloqueoautomático y manual por sup. pos.

UVBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto


Alarma, bloqueo automático o bloqueoautomático y manual por subtensión

UVPartBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto


Alarma, bloqueo parcial automático obloqueo parcial automático y manualpara subtensión

Tabla 109: TR8ATCC Grupo de ajustes (básicos)



I1Base 1 - 99999 A 1 3000 Ajuste base de nivel de corriente de ATen A

I2Base 1 - 99999 A 1 3000 Ajuste base de nivel de corriente de BTen A

UBase 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Ajuste base nivel de tensión en kV

MeasMode L1L2L3L1L2L2L3L3L1SecPos

- - SecPos Selección de la corriente y tensiónmedidas

Q1 -9999.99 - 9999.99 MVAr 0.01 0 Tamaño de banco de condens./reactancias 1 en MVAr, >0 para C y <0para L

Q2 -9999.99 - 9999.99 MVAr 0.01 0 Tamaño de banco de condens./reactancias 2 en MVAr, >0 para C y <0para L




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónQ3 -9999.99 - 9999.99 MVAr 0.01 0 Tamaño de banco de condens./

reactancias 3 en MVAr, >0 para C y <0para L

TotalBlock OffOn

- - Off Bloqueo total de la función de control detensión

AutoBlock OffOn

- - Off Bloqueo del modo automático de lafunción de control de tensión

FSDMode OffAutoAutoMan

- - Off Modo de activación de función dereducción rápida

tFSD 1.0 - 100.0 s 0.1 15.0 Retardo de tiempo para orden de bajadacon FSD activado

USet 85.0 - 120.0 %UB 0.1 100.0 Ajuste de tensión para el control detensión, % de tensión nominal

UDeadband 0.2 - 9.0 %UB 0.1 1.2 Banda muerta de tensión exterior, % detensión nominal

UDeadbandInner 0.1 - 9.0 %UB 0.1 0.9 Banda muerta de tensión interior, % dela tensión nominal

Umax 80 - 180 %UB 1 105 Límite superior de tensión de la barra, %de tensión nominal

Umin 70 - 120 %UB 1 80 Límite inferior de tensión de barra, % detensión nominal

Ublock 50 - 120 %UB 1 80 Nivel de bloqueo por subtensión, % detensión nominal


- - Constante Activación de retardo inverso largo

t1 3 - 1000 s 1 60 Retardo de tiempo (largo) para órdenesdel control automático


- - Constante Activación de retardo inverso corto

t2 1 - 1000 s 1 15 Retardo de tiempo (corto) para órdenesdel control automático

tMin 3 - 120 s 1 5 Tiempo mínimo de operación en modoinverso

OperationLDC OffOn

- - Off Operación de compensación de caídade tensión de línea

OperCapaLDC OffOn

- - Off Compensación LDC para cargacapacitiva

Rline 0.00 - 150.00 ohmio 0.01 0.0 Resistencia de línea, valores en ohmiosprimarios

Xline -150.00 - 150.00 ohmio 0.01 0.0 Reactancia de línea, valores en ohmiosprimarios








Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónVRAuto -20.0 - 20.0 %UB 0.1 0.0 Corrección automática de tensión de

carga, % de tensión nominal

OperationRA OffOn

- - Off Habilitar bloque desde la supervisión deacción inversa

tRevAct 30 - 6000 s 1 60 Duración de la señal de bloqueo deacción inversa

RevActLim 0 - 100 %IB1 1 95 Límite de corriente para bloqueo deacción inversa, en % de I1Base

Iblock 0 - 250 %IB1 1 150 Nivel de bloqueo de sobreintensidad, %de Corriente nominal

HourHuntDetect 0 - 30 Op/H 1 30 Nivel de número de subidas/bajadascontadas en una hora

DayHuntDetect 0 - 100 Op/D 1 100 Nivel de número de subidas/bajadascontadas en 24 horas

tWindowHunt 1 - 120 Min 1 60 Ventana de tiempo para alarma deinestabilidad, minutos

NoOpWindow 3 - 30 Op/W 1 30 Alarma de detección de inestabilidad,operaciones máx./ventana

P> -9999.99 - 9999.99 MW 0.01 1000 Nivel de alarma de potencia activa en ladirección hacia delante

P< -9999.99 - 9999.99 MW 0.01 -1000 Nivel de alarma de potencia activa en ladirección hacia atrás

Q> -9999.99 - 9999.99 MVAr 0.01 1000 Nivel de alarma de potencia reactiva enla dirección hacia delante

Q< -9999.99 - 9999.99 MVAr 0.01 -1000 Nivel de alarma de potencia reactiva enla dirección hacia atrás

tPower 1 - 6000 s 1 10 Retardo de tiempo para alarmas desdesupervisión de potencia

OperationPAR OffCCMF

- - Off Operación en paralelo, Desactivada/Corriente circulante/Maestro Seguidor

OperCCBlock OffOn

- - On Habilitar bloque desde la supervisión decorriente circulante

CircCurrLimit 0.0 - 20000.0 %IB2 0.1 100.0 Nivel de bloqueo para corriente circulante

tCircCurr 0 - 1000 s 1 30 Retardo de tiempo para bloqueo desdecorriente circulante

Comp 0 - 2000 % 1 100 Parámetro de compensación en % decorriente circulante

OperSimTap OffOn

- - Off Uso simultáneo de cambio de tomasprohibido

OperUsetPar OffOn

- - Off Usar ajuste de tensión común paraoperación en paralelo

OperHoming OffOn

- - Off Activar función de posición inicial

VTmismatch 0.5 - 10.0 %UB 0.1 10.0 Nivel de alarma para supervisión de TT,% de tensión nominal

tVTmismatch 1 - 600 s 1 10 Retardo de tiempo para alarma desupervisión de TT




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónT1RXOP Off

On- - Off Bloqueo de operación recibido de

transformador1 en paralelo

T2RXOP OffOn

- - Off Bloqueo de operación recibido detransformador2 en paralelo

T3RXOP OffOn


T4RXOP OffOn


T5RXOP OffOn


T6RXOP OffOn


T7RXOP OffOn


T8RXOP OffOn


TapPosOffs -5 - 5 - 1 0 Desplazamiento de posición de toma enrelación a maestro

MFPosDiffLim 1 - 20 - 1 1 Alarma para diferencia de posición detoma desde maestro

tMFPosDiff 0 - 6000 s 1 60 Tiempo para diferencia de posición detoma desde maestro

Tabla 110: TR8ATCC Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónTrfId T1

T2T3T4T5T6T7T8

- - T1 Identidad de transformador

TRFNAME 0 - 13 - 1 NAME#-15 Texto definido por usuario para OUTseñal 15

Xr2 0.1 - 200.0 ohmio 0.1 0.5 Reactancia de transformador en ohmiosprimarios en el lado ATCC

tAutoMSF 0 - 60 s 1 10 Retardo de tiempo de orden paraseguidor automático

OperationAdapt OffOn

- - Off Habilitar el modo de adaptación

MFMode Seguir ordenSeguir toma

- - Seguir orden Seleccionar seguimiento de toma oseguimiento de orden

CircCurrBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto

- - Alarma Alarma, bloqueo automático o bloqueoautomático y manual por corrientecirculante alta




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCmdErrBk Alarma

BloqueoautomáticoBloqueo man. yauto


Alarma, bloqueo automático o bloqueoautomático y manual por error de orden

OCBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto


Alarma, bloqueo automático o bloqueoautomático y manual por sobreintensidad

MFPosDiffBk AlarmaBloqueoautomático


Alarma o bloqueo automático pordiferencia de posición de toma en MF

OVPartBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto


Alarma, bloqueo parcial automático obloqueo parcial automático y manualpara sobretensión

RevActPartBk AlarmaBloqueoautomático

- - Alarma Alarma o bloqueo parcial automático poracción inversa

TapChgBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto


Alarma, bloqueo automático o bloqueoautomático y manual por error decambiador de tomas

TapPosBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto


Alarma, bloqueo automático o bloqueoautomático y manual por sup. pos.

UVBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto


Alarma, bloqueo automático o bloqueoautomático y manual por subtensión

UVPartBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto


Alarma, bloqueo parcial automático obloqueo parcial automático y manualpara subtensión

Tabla 111: TCMYLTC Grupo de ajustes (básicos)



IBase 1 - 99999 A 1 3000 Corriente base en amperios primariospara el lado de AT

tTCTimeout 1 - 120 s 1 5 Tiempo límite constante de cambiadorde tomas

tPulseDur 0.5 - 10.0 s 0.1 1.5 Duración de pulso de salida de orden desubir/bajar



Tabla 112: TCMYLTC Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónLowVoltTap 1 - 63 - 1 1 Posición de toma de tensión más baja

HighVoltTap 1 - 63 - 1 33 Posición de toma de tensión más alta

mALow 0.000 - 25.000 mA 0.001 4.000 mA para posición de toma de tensiónmás baja

mAHigh 0.000 - 25.000 mA 0.001 20.000 mA para posición de toma de tensiónmás alta

CodeType BINBCDGrisSIMPLEmA

- - BIN Tipo de conversión de código

UseParity OffOn

- - Off Habilitar la comprobación de paridad

tStable 1 - 60 s 1 2 Tiempo tras el cambio de posición antesde la aceptación del valor

CLFactor 1.0 - 3.0 - 0.1 2.0 Factor ajustable para la función de vidade contacto

InitCLCounter 0 - 9999999 s 1 250000 Valor inicial de contador CL

EnabTapCmd OffOn

- - On Habilitar órdenes a cambiador de tomas

Tabla 113: TCLYLTC Grupo de ajustes (básicos)



IBase 1 - 99999 A 1 3000 Corriente base en amperios primariospara el lado de AT

tTCTimeout 1 - 120 s 1 5 Tiempo límite constante de cambiadorde tomas

tPulseDur 0.5 - 10.0 s 0.1 1.5 Duración de pulso de salida de orden desubir/bajar

Tabla 114: TCLYLTC Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónLowVoltTap 1 - 63 - 1 1 Posición de toma de tensión más baja

HighVoltTap 1 - 63 - 1 33 Posición de toma de tensión más alta

mALow 0.000 - 25.000 mA 0.001 4.000 mA para posición de toma de tensiónmás baja

mAHigh 0.000 - 25.000 mA 0.001 20.000 mA para posición de toma de tensiónmás alta

CodeType BINBCDGrisSIMPLEmA

- - BIN Tipo de conversión de código




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUseParity Off

On- - Off Habilitar la comprobación de paridad

tStable 1 - 60 s 1 2 Tiempo tras el cambio de posición antesde la aceptación del valor

CLFactor 1.0 - 3.0 - 0.1 2.0 Factor ajustable para la función de vidade contacto

InitCLCounter 0 - 9999999 s 1 250000 Valor inicial de contador CL

EnabTapCmd OffOn

- - On Habilitar órdenes a cambiador de tomas

3.11.6 Conmutador giratorio lógico para selección de funcionesy presentación LHMI SLGGIO




Conmutador giratorio lógico paraselección de funcionesy presentación LHMI (SLGGIO)

SLGGIO - -


La función de conmutador giratorio lógico para selección de funciones ypresentación LHMI (SLGGIO) (o bloque funcional de conmutador selector, comotambién se lo conoce) se utiliza para obtener una funcionalidad del conmutadorselector similar a la proporcionada por un conmutador selector de hardware. Lasutilidades utilizan mucho los conmutadores selectores de hardware para tenerdistintas funciones que funcionan con valores preestablecidos. Sin embargo, losconmutadores de hardware requieren mantenimiento regular, son origen de unamenor fiabilidad del sistema y de un mayor volumen de compras. Losconmutadores selectores virtuales eliminan todos estos problemas.

El bloque funcional SLGGIO tiene dos entradas operativas (UP y DOWN), unaentrada de bloqueo (BLOCK) y una entrada de posición del operador (PSTO).

SLGGIO se puede activar desde la HMI local y desde fuentes externas(conmutadores), a través de las entradas binarias del IED. También permite elaccionamiento remoto (como desde el ordenador de la estación). SWPOSN es unasalida de valor entero, que proporciona el número de salida real. Puesto que lacantidad de posiciones del conmutador se puede establecer mediante ajustes(consulte más abajo), se debe tener cuidado al coordinar los ajustes con laconfiguración (si la cantidad de posiciones se ajusta a x, por ejemplo, solo estándisponibles las primeras salidas x del bloque en la configuración). Además, lafrecuencia de los pulsos (UP y DOWN) debe ser más baja que el ajuste tPulse.



Desde la HMI local, hay dos modos para utilizar el conmutador: desde el menú ydesde el diagrama unifilar (SLD).


Los ajustes siguientes se encuentran disponibles para la función de conmutadorgiratorio lógico para selección de funciones y presentación LHMI (SLGGIO):

Operation: Ajusta el funcionamiento de la función a On o Off.

NrPos: Ajusta la cantidad de posiciones en el conmutador (32 como máximo). Esteajuste afecta el comportamiento del conmutador cuando cambia de la última a laprimera posición.

OutType: Continuo o Pulsado.

tPulse: En el caso de una salida pulsada, proporciona la longitud del pulso (ensegundos).

tDelay: El retardo entre el frente positivo de la señal de activación UP o DOWN yla activación de la salida.

StopAtExtremes: Ajusta el comportamiento del conmutador en las posicionesextremas. Si se ajusta a 0, 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 1, no sepermite ningún salto.


Tabla 115: SLGGIO Ajustes sin grupo (básicos)



NrPos 2 - 32 - 1 32 Número de posiciones del conmutador

OutType PulsadoContinuo

- - Continuo Tipo de salida, continua o pulsada

tPulse 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Duración de pulso de operación, en [s]

tDelay 0.000 - 60000.000 s 0.010 0.000 Retardo de tiempo en la salida, en [s]

StopAtExtremes InhabilitadoHabilitado

- - Inhabilitado Detenido cuando se alcanza la posiciónmín. o máx.

3.11.7 Miniconmutador selector VSGGIO




Miniconmutador selector VSGGIO - -




El miniconmutador selector (VSGGIO) es una función multipropósito utilizada enla herramienta de configuración en el PCM600 para diversas aplicaciones, como unconmutador de uso general. VSGGIO se puede utilizar para adquirir la posición deun conmutador externo (a través de las entradas IPOS1 y IPOS2) y representarla através de los símbolos del diagrama unifilar (o utilizarla en la configuración através de las salidas POS1 y POS2), y también, como una función de órdenes(controlada por la entrada PSTO), que emite órdenes de conmutación a través delas salidas CMDPOS12 y CMDPOS21.

La salida POSITION es una salida entera, que muestra la posición real como unnúmero entero de 0 a 3.

Un ejemplo donde VSGGIO está configurado para ajustar el reengancheautomático a on–off desde un símbolo de botón en la HMI local se observa en lafigura 147. Los botones I y O en la HMI local se utilizan para operaciones del tipoon–off .


PSTO

CMDPOS12

IPOS1

NAM_POS1NAM_POS2

IPOS2

CMDPOS21OFFON

VSGGIO

SMBRRECONOFF

SETON

INTONE

INVERTERINPUT OUT

IEC07000112 V2 ES

Figura 147: Control del reenganche automático desde la HMI local a través delminiconmutador selector

VSGGIO también se suministra con comunicación IEC 61850, de modo quetambién se puede controlar desde el sistema SA.


La función de miniconmutador selector (VSGGIO) puede generar órdenescontinuas o pulsadas (mediante el ajuste del parámetro Mode ). Cuando se generanórdenes pulsadas, la longitud del pulso se puede ajustar utilizando el parámetrotPulse . Además, al ser accesible en el diagrama unifilar (SLD), este bloquefuncional tiene dos modos de control (ajustables a través de CtlModel): Direct(directo) y Select-Before-Execute (seleccionar antes de ejecutar).




Tabla 116: VSGGIO Ajustes sin grupo (básicos)



CtlModel Dir NormSBO Mej

- - Dir Norm Especifica el tipo de modelo de controlsegún la norma IEC 61850

Mode ContinuoPulsada

- - Pulsada Modo de operación

tSelect 0.000 - 60.000 s 0.001 30.000 Tiempo máximo entre señales deselección y ejecución

tPulse 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Duración de pulsos de órdenes

3.11.8 Bloque funcional DPGGIO genérico de dos puntos




E/S según el estándar decomunicaciones IEC 61850

DPGGIO - -


El bloque funcional de E/S según el estándar de comunicaciones IEC 61850(DPGGIO) se utiliza para enviar tres salidas lógicas a otros sistemas o equipos enla subestación. Las tres salidas se denominan OPEN, CLOSE y VALID, ya queeste bloque funcional se debe utilizar como indicador de posición en las lógicas deenclavamiento y reserva en toda la estación.


La función no tiene ningún parámetro disponible en la HMI local ni en el PCM600.

3.11.9 Control genérico de 8 señales de un solo punto SPC8GGIO




Control genérico de 8 señales de unsolo punto

SPC8GGIO - -




El bloque funcional de control genérico de 8 señales de un solo punto(SPC8GGIO) recoge 8 órdenes de un solo punto, diseñado para recibir órdenesdesde partes REMOTAS (SCADA) en las partes de la configuración lógica que nonecesitan bloques funcionales complicados que tengan la capacidad de recibirórdenes (por ejemplo, SCSWI). De este modo, se pueden enviar órdenes simplesdirectamente a las salidas del IED, sin confirmación. Se supone que laconfirmación (estado) del resultado de las órdenes se obtiene por otros medios,como entradas binarias y bloques funcionales SPGGIO.

PSTO es el selector universal de posición del operador para todaslas funciones de control. Incluso si PSTO se puede configurar parapermitir la posición LOCAL del operador o TODAS, la únicaposición funcional utilizable dentro del bloque funcionalSPC8GGIO es la REMOTA.


Los parámetros para la función de control genérico de 8 señales de un solo punto(SPC8GGIO) 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 mantenida (continua) opulsada.

tPulsex: Si Latchedx está ajustada a Pulsado, entonces tPulsex ajusta la longituddel pulso (en segundos).


Tabla 117: SPC8GGIO Ajustes sin grupo (básicos)



Latched1 PulsadoMantenido

- - Pulsado Ajuste para el modo pulsado/mantenidopara la salida 1

tPulse1 0.01 - 6000.00 s 0.01 0.10 Tiempo de pulso de salida 1










Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónLatched4 Pulsado

Mantenido- - Pulsado Ajuste para el modo pulsado/mantenido

para la salida 4














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




Bits de automatización, función demando para DNP3.0 AUTOBITS - -


Bits de automatización, función de mando para DNP3 (AUTOBITS) se utilizadentro del PCM600 para entrar en la configuración de las órdenes provenientes delprotocolo DNP3.0. La función AUTOBITS cumple el mismo papel que lasfunciones GOOSEBINRCV (para IEC 61850) y MULTICMDRCV (para LON). Elbloque funcional AUTOBITS tiene 32 salidas individuales que se pueden asignarcomo un punto de salida binaria en DNP3. Un "Objeto 12" en DNP3 acciona lasalida. Este objeto contiene parámetros para código de control, conteo, tiempo deactividad y tiempo de inactividad. Para accionar un punto de salida AUTOBITS,envíe un código de control de enclavamiento activado, enclavamiento desactivado,pulso activado, pulso desactivado, disparo o cierre. Los parámetros restantes seconsideran adecuados. Por ejemplo, pulso activado, tiempo de actividad=100,tiempo de inactividad=300, conteo=5 proporciona 5 pulsos positivos de 100 ms,con una separación de 300 ms.

Para obtener una descripción de la implementación del protocolo DNP3, consulteel manual 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.


Tabla 118: DNPGEN Ajustes sin grupo (básicos)


On- - Off Modo de operación On/Off

Tabla 119: CHSERRS485 Ajustes sin grupo (básicos)


Modo serie- - Off Modo de operación

BaudRate 300 Bd600 Bd1200 Bd2400 Bd4800 Bd9600 Bd19200 Bd

- - 9600 Bd Velocidad de transmisión para puertoserie

WireMode Cuatro cablesDos cables

- - Dos cables Modo de cableado RS485

Tabla 120: CHSERRS485 Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónDLinkConfirm Nunca

A vecesSiempre

- - Nunca Confirmación de enlace de datos

tDLinkTimeout 0.000 - 60.000 s 0.001 2.000 Tiempo límite confirmación enlace datosen s

DLinkRetries 0 - 255 - 1 3 Reintentos máximos de enlace de datos

tRxToTxMinDel 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo mínimo de Rx a Tx en s

ApLayMaxRxSize 20 - 2048 - 1 2048 Tamaño fragmento Rx máximo nivel deaplicación

ApLayMaxTxSize 20 - 2048 - 1 2048 Tamaño fragmento Tx máximo nivel deaplicación

StopBits 1 - 2 - 1 1 Bits de parada

Parity NoParImpar

- - Par Paridad

tRTSWarmUp 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Calentamiento de RTS en s




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntRTSWarmDown 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Enfriamiento de RTS en s

tBackOffDelay 0.000 - 60.000 s 0.001 0.050 Retardo de retroceso de RS485 en s

tMaxRndDelBkOf 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Retardo aleatorio máximo de retrocesode RS485 en s

Tabla 121: CH2TCP Ajustes sin grupo (básicos)


TCP/IPSólo UDP

- - Off Modo de operación

TCPIPLisPort 1 - 65535 - 1 20000 Puerto de escucha de TCP/IP

UDPPortAccData 1 - 65535 - 1 20000 Puerto UDP para aceptar datagramasUDP del maestro

UDPPortInitNUL 1 - 65535 - 1 20000 Puerto UDP para respuesta inicial NULL

UDPPortCliMast 0 - 65535 - 1 0 Puerto UDP para cliente/maestro remoto

Tabla 122: CH2TCP Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónApLayMaxRxSize 20 - 2048 - 1 2048 Tamaño fragmento Rx máximo nivel de

aplicación




TCP/IPSólo UDP








aplicación






TCP/IPSólo UDP








aplicación




TCP/IPSólo UDP








aplicación


Tabla 129: MSTRS485 Ajustes sin grupo (básicos)



SlaveAddress 0 - 65519 - 1 1 Dirección de esclavo

MasterAddres 0 - 65519 - 1 1 Dirección de maestro




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónObj1DefVar 1:BIBitSimple

2:BIconEstado- - 1:BIBitSimple Objeto 1, variación predeterminada

Obj2DefVar 1:BIChSinTiempo2:BIChConTiempo3:BIChConTiempoRel

- - 3:BIChConTiempoRel

Objeto 2, variación predeterminada

Obj4DefVar 1:DIChSinTiempo2:DIChConTiempo3:DIChConTiempoRel

- - 3:DIChConTiempoRel


Obj10DefVar 1:BO2:BOEstado

- - 2:BOEstado Objeto 10, variación predeterminada

Obj20DefVar 1:BinCnt322:BinCnt165:BinCnt32SinF6:BinCnt16SinF

- - 5:BinCnt32SinF Objeto 20, variación predeterminada

Obj22DefVar 1:BinCnt32EvSinT2:BinCnt16EvSinT5:BinCnt32EvConT6:BinCnt16EvConT

- - 1:BinCnt32EvSinT Objeto 22, variación predeterminada

Obj30DefVar 1:AI32Int2:AI16Int3:AI32IntSinF4:AI16IntSinF5:AI32FltConF6:AI64FltConF

- - 3:AI32IntSinF Objeto 30, variación predeterminada

Obj32DefVar 1:AI32IntEvSinF2:AI16IntEvSinF3:AI32IntEvConFT4:AI16IntEvConFT5:AI32FltEvConF6:AI64FltEvConF7:AI32FltEvConFT8:AI64FltEvConFT

- - 1:AI32IntEvSinF Objeto 32, variación predeterminada

Tabla 130: MSTRS485 Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónValMasterAddr No

Sí- - Sí Validar dirección de fuente (maestra)

AddrQueryEnbl NoSí

- - Sí Habilitación de consulta de dirección

tApplConfTout 0.00 - 300.00 s 0.01 10.00 Tiempo límite confirmación nivel deaplicación

ApplMultFrgRes NoSí

- - Sí Habilitar aplicación para respuesta demúltiples fragmentos

ConfMultFrag NoSí

- - Sí Confirmar cada fragmento múltiple

UREnable NoSí

- - Sí Respuesta no solicitada habilitada

URSendOnline NoSí

- - No Envío respuesta no solicitada mientrasestá en línea




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUREvClassMask Off

Clase 1Clase 2Clases 1 y 2Clase 3Clases 1 y 3Clases 2 y 3Clases 1, 2 y 3

- - Off Respuesta no solicitada, máscara declase de evento

UROfflineRetry 0 - 10 - 1 5 Reintentos de respuesta no solicitadaantes de modo de reintento fuera de línea

tURRetryDelay 0.00 - 60.00 s 0.01 5.00 Retardo de reintento de respuesta nosolicitada, en s

tUROfflRtryDel 0.00 - 60.00 s 0.01 30.00 Retardo de reintento fuera de línea derespuesta no solicitada, en s

UREvCntThold1 1 - 100 - 1 5 Umbral para comunicación de númerode eventos de clase 1 de respuesta nosolicitada

tUREvBufTout1 0.00 - 60.00 s 0.01 5.00 Tiempo límite para búfer de eventos declase 1 de respuesta no solicitada





DelOldBufFull NoSí

- - No Eliminar evento más antiguo cuando sellene el búfer

tSynchTimeout 30 - 3600 s 1 1800 Tiempo límite de sincronización horariaantes de generar estado de error

TSyncReqAfTout NoSí

- - No Petición de sincronización horaria trasagotarse el tiempo límite

DNPToSetTime NoSí

- - Sí Permitir DNP ajustar tiempo en IED

Averag3TimeReq NoSí

- - No Usar media de 3 peticiones de tiempo

PairedPoint NoSí

- - Sí Habilitar punto pareado

tSelectTimeout 1.0 - 60.0 s 0.1 30.0 Seleccionar tiempo límite

Tabla 131: MST1TCP Ajustes sin grupo (básicos)








Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónValMasterAddr No

Sí- - Sí Validar dirección de fuente (maestra)

MasterIP-Addr 0 - 18 - 1 0.0.0.0 Dirección IP de maestro

MasterIPNetMsk 0 - 18 - 1 255.255.255.255 Máscara de red de IP de maestro

Obj1DefVar 1:BIBitSimple2:BIconEstado

- - 1:BIBitSimple Objeto 1, variación predeterminada

















Tabla 132: MST1TCP Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónAddrQueryEnbl No

Sí- - Sí Habilitación de consulta de dirección




ConfMultFrag NoSí


UREnable NoSí





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónURSendOnline No

Sí- - No Envío respuesta no solicitada mientras

está en línea

UREvClassMask OffClase 1Clase 2Clases 1 y 2Clase 3Clases 1 y 3Clases 2 y 3Clases 1, 2 y 3











DelOldBufFull NoSí





DNPToSetTime NoSí

- - No Permitir DNP ajustar tiempo en IED

Averag3TimeReq NoSí

- - No Usar media de 3 peticiones de tiempo

PairedPoint NoSí



tBrokenConTout 0 - 3600 s 1 0 Tiempo límite de conexión cortada

tKeepAliveT 0 - 3600 s 1 10 Temporizador estado activo








ValMasterAddr NoSí

- - Sí Validar dirección de fuente (maestra)





























ConfMultFrag NoSí


UREnable NoSí


URSendOnline NoSí













DelOldBufFull NoSí





DNPToSetTime NoSí





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónAverag3TimeReq No

Sí- - No Usar media de 3 peticiones de tiempo

PairedPoint NoSí










ValMasterAddr NoSí






























ConfMultFrag NoSí


UREnable NoSí


URSendOnline NoSí













DelOldBufFull NoSí





DNPToSetTime NoSí







PairedPoint NoSí










ValMasterAddr NoSí






























ConfMultFrag NoSí


UREnable NoSí


URSendOnline NoSí













DelOldBufFull NoSí





DNPToSetTime NoSí







PairedPoint NoSí





3.11.11 Orden simple, 16 señales SINGLECMD




Orden simple, 16 señales SINGLECMD - -


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 unsistema de automatización de subestaciones o desde la HMI local. Ese bloquefuncional de recepción tiene salidas que se pueden utilizar, por ejemplo, paracontrolar aparatos de alta tensión en los patios de maniobras. Para funciones decontrol local, también se puede utilizar la HMI local. Junto con los circuitos delógica de configuración, el usuario puede regular pulsos o señales de salida establescon fines de control dentro del IED o mediante salidas binarias.

La figura 148 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 148 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

YCondiciones definidas por el usuarioCompro-bación de sincronismo

Circuitos de lógica de configuración

en04000206.vsdIEC04000206 V2 ES

Figura 148: Ejemplo de aplicación que muestra un diagrama de lógica para elcontrol de un interruptor a través de circuitos de lógica deconfiguración

La figura 149 y la figura 150 muestran otras formas de controlar las funciones, lascuales requieren señales On/Off estables. Aquí, se utiliza la salida para controlarfunciones incorporadas o dispositivos externos.


SINGLECMD

CMDOUTy

OUTy

Función n

en04000207.vsd

Función n

IEC04000207 V2 ES

Figura 149: Ejemplo de aplicación que muestra un diagrama de lógica para elcontrol de funciones incorporadas




SINGLESMD

CMDOUTy

OUTy

Dispositivo 1

Condiciones definidas por el usuario

Circuitos de lógica de configuración

en04000208.vsd

Y

IEC04000208 V2 ES

Figura 150: 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 através de 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 desalida. La entrada MODE ajusta las salidas para que sean del tipo Off, Continuo oPulsado.

• Off ajusta todas las salidas a 0, independientemente de los valores enviadosdesde el nivel de estación, es decir, la estación del operador o una pasarela acontrol remoto.

• 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 nivelde estación se cambia de 0 a 1. Eso significa que la lógica configuradaconectada al bloque funcional de órdenes no puede tener un ciclo más largoque el tiempo de ciclo para el bloque funcional de órdenes.


Tabla 139: SINGLECMD Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMode Off

ContinuoPulsada




3.12 Esquemas de comunicación

3.12.1 Lógica de esquemas de comunicación para la protecciónde distancia o de sobreintensidad ZCPSCH




Lógica de esquemas de comunicaciónpara la protección de distancia o desobreintensidad

ZCPSCH - 85


Para lograr un despeje rápido de una falta en la parte de la línea que no estácubierta por la zona instantánea 1, la función de protección de distanciaescalonadas es compatible con una lógica que utiliza canales de comunicación.

Se necesita un canal de comunicación en cada dirección, que pueda transmitir unaseñal de activado/desactivado. El rendimiento y la seguridad de esta función serelacionan directamente con la velocidad del canal de transmisión y la seguridadcontra las señales falsas o perdidas. Por esta razón, se utilizan canales especiales aesos efectos. Cuando se utiliza onda portadoras para la comunicación, serecomiendan enfáticamente estos canales especiales debido a la perturbación de lacomunicación causada por la falta primaria.

La velocidad de la comunicación, o retardo mínimo, es siempre de granimportancia dado que la razón para utilizar la comunicación es mejorar lavelocidad de disparo del esquema.

Para evitar señales falsas que puedan provocar disparos falsos, es necesario prestaratención a la seguridad del canal de comunicación. Al mismo tiempo, es importanteprestar atención a la fiabilidad del canal de comunicación a fin de asegurar que secomuniquen señales adecuadas durante las faltas de la red eléctrica, tiempo duranteel cual los esquemas de protección deben realizar sus tareas sin defectos.

La lógica respalda los siguientes esquemas de comunicación: esquema de bloqueo,esquemas permisivos (de sobrealcance y subalcance), esquema de desbloqueo einterdisparo directo.

Un esquema permisivo es inherentemente más rápido y proporciona mejorseguridad contra disparos falsos que un esquema de bloqueo. Por otra parte, elesquema permisivo depende de una señal CR recibida para un rápido disparo, porlo cual la fiabilidad es inferior a la de un esquema de bloqueo.



Esquemas de bloqueoEn el esquema de bloqueo, se utiliza una zona mirando hacia atrás para enviar unaseñal de bloqueo al extremo remoto a fin de bloquear una zona de sobrealcance.

Dado que el esquema envía la señal de bloqueo mientras la línea protegida está enbuenas condiciones, es normal utilizar la línea misma como medio decomunicación (PLC). Se puede utilizar el esquema en todas las longitudes de laslíneas.

El esquema de bloqueo es muy fiable porque funciona con faltas de cualquier partede la línea protegida, cuando el canal de comunicación está fuera de servicio. Encambio, es menos seguro que los esquemas permisivos porque actúa para faltasexternas dentro del alcance de la función de disparos, cuando el canal decomunicación está fuera de servicio.

Una velocidad o fiabilidad inadecuada puede causar disparos falsos para las faltasexternas. Una seguridad inadecuada puede un disparo retardado para faltas internas.

Para asegurar que la señal de envío llegue antes de que se dispare la zona utilizadaen el esquema de comunicación, el disparo se realiza, después de que el retardotCoord ha transcurrido. El ajuste de tCoord debe ser mayor que el tiempo máximode transmisión del canal. Se debe considerar un margen de seguridad de al menos10 ms.

El temporizador tSendMin que prolonga la señal de envío se debe ajustar a cero.

A B

ORB

Z revA

Z revA CSA TRIPB = ORB+ tCoord+ CR IEC09000015_2_en.vsd

IEC09000015 V2 ES

Figura 151: Principio de esquema de bloqueo

OR: Sobrealcance

CR: Señal de comunicación recibida

CS: Señal de comunicación enviada

Z revA: Zona hacia atrás



Esquemas permisivosEn el esquema permisivo, el permiso para disparar se envía desde el extremo locala los extremos remotos, es decir, la protección en el extremo local detecta una faltaen el objeto protegido. Las señales recibidas se combinan con una zona desobrealcance y proporcionan un disparo instantáneo si la señal recibida estápresente durante el tiempo que la zona elegida detecta una falta en dirección haciadelante.

Cualquiera de los extremos puede enviar una señal permisiva (o orden) paradisparar a los otros extremos, y el equipo de teleprotección necesita poder recibirlamientras transmite.

Un requisito general en los esquemas permisivos es que sea rápido y seguro.

Dependiendo de si las señales de envío se emiten por una zona de subalcance osobrealcance, se divide en esquema de subalcance permisivo o esquema desobrealcance permisivo.

Esquema de subalcance permisivoEl esquema de subalcance permisivo no es adecuado para líneas cortas debido a lasdificultades en la medición de la protección de distancia en general para distinguirentre faltas internas y externas en esas aplicaciones.

Las zonas de subalcance en los extremos locales y remotos deben superponerse enel alcance a fin de prevenir una distancia entre las zonas de protección donde lasfaltas no se detectan. Se debe considerar si la zona de subalcance no responde a lasensibilidad requerida debido a, por ejemplo, alimentación a la falta desde elextremo remoto o desde el esquema de subalcance permisivo.

La señal recibida (CR) se debe recibir cuando la zona de sobrealcance se encuentratodavía activada para lograr un disparo instantáneo. En algunos casos, debido a ladistribución de la corriente de falta, la zona de sobrealcance sólo puede funcionardespués de que se ha despejado la falta en el terminal más cercano a la falta. Existeel riesgo de que, en caso de un disparo desde una zona de disparo independiente, lazona que emite la señal de envío (CS) se reestablezca antes de que la zona desobrealcance haya funcionado en el terminal remoto. Para asegurar una duraciónsuficiente de la señal recibida (CR), la señal de envío (CS) se puede prolongarmediante un temporizador de reposición tSendMin . El ajuste recomendado detSendMin es 100 ms.

Dado que la señal de comunicación recibida se combina con la salida desde unazona de sobrealcance, existe menos preocupación por las señales falsas queprovoquen un disparo incorrecto. Por lo tanto, ajuste el temporizador tCoord a cero.

El fallo del canal de comunicación no afecta la selectividad, pero sí retarda eldisparo en algún extremo para ciertas ubicaciones de faltas.



A B

ORA

ORB

URBCSB

URACSA

TRIP: UR, OR+CRIEC09000013-1-en.vsd

IEC09000013 V1 ES

Figura 152: Principio de esquema de subalcance permisivo

UR: Subalcance

OR: Sobrealcance



Esquema de sobrealcance permisivoEn el esquema de sobrealcance permisivo, hay una zona de sobrealcance que emitela señal de envío. En el extremo remoto, la señal recibida y la activación de unazona de sobrealcance provocan el disparo instantáneo del objeto protegido. La zonade sobrealcance que se utiliza en el esquema de teleprotección se debe activar almismo tiempo que está presente la señal recibida. Se puede utilizar el esquema entodas las longitudes de las líneas.

En esquemas de sobrealcance permisivo, el canal de comunicación cumple unpapel esencial en obtener el disparo rápido en ambos extremos. Un fallo del canalde comunicación puede afectar la selectividad y retardar el disparo en, por lomenos, un extremo, para faltas en cualquier lugar a lo largo del circuito protegido.

La teleprotección de un esquema de sobrealcance permisivo debe tener enconsideración la fiabilidad además de la necesidad general de un funcionamientorápido y seguro. Una seguridad inadecuada puede causar la activación no deseadade faltas externas. Una velocidad o fiabilidad no adecuada puede provocar laactivación demorada de faltas internas o, incluso, un funcionamiento no deseado.

Este esquema puede utilizar, prácticamente, cualquier medio de comunicación queno se vea afectado de manera negativa por una interferencia eléctrica de un ruidogenerado por una falta o por fenómenos eléctricos, como los rayos, que provocanfaltas. Los medios de comunicación que utilizan vías metálicas estánparticularmente sujetos a este tipo de interferencia; por lo tanto, deben estarblindados apropiadamente o, de otro modo, diseñados para proporcionar una señalde comunicación adecuada durante las faltas en la red eléctrica.



En el esquema de sobrealcance permisivo, la señal de envío (CS) se puede emitiren paralelo, tanto desde una zona de sobrealcance como desde una zona de disparoindependiente de subalcance. La señal CS de la zona de sobrealcance no se debeprolongar, mientras que la señal CS de la zona 1 se puede prolongar.

Para asegurar un funcionamientos correcto de la lógica de inversión de corriente enel caso de líneas paralelas, la señal de envío CS no se debe prolongar cuando seaplica. Por lo tanto, ajuste tSendMin a cero en este caso.

No hay necesidad de retardar el disparo cuando se recibe la señal; por lo tanto,ajuste el temporizador tCoord a cero.

A B

ORA

ORB

ORA CSA TRIPB = ORB+ CRB , ORB+ T2

IEC09000014-1-en.vsdIEC09000014 V1 ES

Figura 153: Principio de esquema de sobrealcance permisivo

OR: Sobrealcance



T2: Etapa 2 del temporizador

Esquema de desbloqueoLas vías de comunicación metálicas afectadas negativamente por un ruidogenerado por una falta pueden no ser adecuadas para los esquemas permisivosconvencionales que se basan en señales transmitidas durante una falta en la líneaprotegida. Por ejemplo, con la onda portadora, la falta puede atenuar la señal decomunicación, en especial cuando la falta está cerca del extremo de la línea, lo quepor ende desactiva el canal de comunicación.

Para superar la fiabilidad más baja en los esquemas permisivos, se puede utilizaruna función de desbloqueo. Utilice esta función en comunicaciones por ondaportadoras (PLC) antiguas o menos fiables, donde se debe enviar la señal a travésde la falta primaria. La función de desbloqueo utiliza una señal de protección CRG,que debe estar siempre presente, aún cuando no se reciba ninguna señal CR. Laausencia de la señal CRG durante el tiempo de seguridad se utiliza como señal CR.Esto también permite que un esquema permisivo funcione cuando la falta de lalínea bloquea la transmisión de la señal. Ajuste tSecurity a 35 ms.



Esquema de interdisparoEn algunas aplicaciones de redes eléctricas, existe la necesidad de dispararinmediatamente el interruptor del extremo remoto desde las protecciones locales.Esto se aplica, por ejemplo, cuando los transformadores o los reactores estánconectados a la red sin interruptores o para el disparo remoto después delfuncionamiento de la protección de fallo del interruptor.

En el esquema de interdisparo, se inicializa la señal de envío mediante una zona desubalcance o desde una protección externa (protección del transformador o delreactor). En el extremo remoto, las señales recibidas inicializan un disparo sin máscriterios de protección. Para limitar el riesgo de un disparo no deseado debido a unenvío de señales falso, el temporizador tCoord debe estar ajustado a 10-30 mssegún el tipo de canal de comunicación.

El requisito general de un equipo de teleprotección que funcione en aplicaciones deinterdisparo es que sea muy seguro y fiable, dado que tanto la seguridad como lafiabilidad inadecuada puede causar un funcionamiento no deseado. En algunasaplicaciones, el equipo debe poder recibir mientras transmite, y las órdenes sepueden transmitir por un período más largo que para otros sistemas de teleprotección.


Los parámetros para la función de lógica de esquemas de comunicación se ajustana través de la HMI local o el PCM600.

Configure las zonas que se utilizan para el envío CS y para el disparo de esquemasde comunicación mediante la herramienta de configuración ACT.

Los ajustes recomendados del temporizador tCoord se basan en un tiempo máximode transmisión recomendado para canales analógicos de acuerdo con el IEC60834-1. Se recomienda coordinar los ajustes propuestos con el rendimiento real afin de obtener ajustes optimizados para el equipo de teleprotección.

Esquema de bloqueo

Ajuste Operation = On

Ajuste SchemeType = Bloqueo

Ajuste tCoord 25 ms (10 ms + tiempo máximo de transmisión)

Ajuste tSendMin = 0 s

Ajuste Unblock = OffAjustado a NoRestart si se utiliza un esquema de desbloqueo sin alarma parapérdida de guarda.Ajustado a Restart si se utiliza un esquema de desbloqueo con alarma parapérdida de guarda.

Ajuste tSecurity = 0,035 s



Esquema de subalcance permisivo


Ajuste SchemeType = Permissive UR

Ajuste tCoord = 0 ms

Ajuste tSendMin = 0,1 s

Ajuste Unblock = Off


Esquema de sobrealcance permisivo


Ajuste Scheme type = Permissive OR

Ajuste tCoord = 0 ms

Ajuste tSendMin = 0,1 s (0 s en aplicaciones de líneas paralelas)



Esquema de desbloqueo

Ajuste Unblock = Restart(La pérdida de la señal de guarda produce disparo y alarma;Elija NoRestart si se requiere sólo disparo)


Esquema de interdisparo


Ajuste SchemeType = Intertrip

Ajuste tCoord 50 ms (10 ms + tiempo máximo de transmisión)

Ajuste tSendMin = 0,1 s (0 s en aplicaciones de líneas paralelas)






Tabla 140: ZCPSCH Grupo de ajustes (básicos)



SchemeType OffTeledisparoUR permisivoOR permisivoBloqueo

- - UR permisivo Tipo de esquema

tCoord 0.000 - 60.000 s 0.001 0.035 Tiempo de coordinación de bloqueo deesquema de comunicación

tSendMin 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Duración mínima de señal de envío deportadora

Tabla 141: ZCPSCH Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUnblock Off

SinReinicioRearranque

- - Off Modo de operación de lógica dedesbloqueo

tSecurity 0.000 - 60.000 s 0.001 0.035 Temporizador de seguridad paradetección de pérdida de guarda deportadora

3.12.2 Lógica de inversión de corriente y de extremo conalimentación débil para la protección de distanciaZCRWPSCHDescripción de la función Identificación IEC



Lógica de inversión de corriente y deextremo con alimentación débil para laprotección de distancia

ZCRWPSCH - 85


Lógica de inversión de corrienteSi las líneas paralelas se conectan a barras comunes en ambos terminales, losesquemas de comunicación de sobrealcance permisivo se pueden disparar demanera no selectiva debido a una inversión de corriente. El disparo no deseadoafecta a la línea que está en buenas condiciones cuando se despeja una falta en laotra línea. La falta de seguridad da lugar a una pérdida total de interconexión entrelas dos barras.



Para evitar este tipo de perturbaciones, se puede utilizar una lógica de inversión decorriente de falta (lógica de bloqueo transitorio).

Los funcionamientos no deseados que puedan ocurrir se explican en la figura 154 yla figura 155. Inicialmente, la protección A:2 en el lado A detecta una falta endirección hacia delante y envía una señal de comunicación a la protección B:2 en elextremo remoto, que mide una falta en dirección hacia atrás.

IEC99000043 V1 ES

Figura 154: Distribución de corriente para una falta cercana al lado B cuandotodos los interruptores están cerrados

Cuando el interruptor B:1 se abre para despejar la falta, la corriente de falta a travésde la bahía B:2 se invierte. Si la señal de comunicación no se ha reestablecido almismo tiempo que la función de protección de distancia que se utiliza en elesquema de teleprotección cambia a dirección hacia delante, se tiene unfuncionamiento no deseado del interruptor B:2 en el lado B.

IEC99000044 V1 ES

Figura 155: Distribución de corriente para una falta cercana al lado B cuandoel interruptor B:1 se ha abierto

Para manejar esto, la señal de envío CS o CSLn desde B:2 es contenida hasta quela zona hacia atrás IRVLn se ha reestablecido y el tiempo tDelayRev hatranscurrido. Para lograr esto, la zona hacia atrás de la protección de distancia debeestar conectada a la entrada IRV y la salida IRVL debe estar conectada a la entradaBLKCS en el bloque funcional de comunicación ZCPSCH.

La función se puede bloquear activando la entrada IRVBLK o la entrada generalBLOCK.



Lógica de extremo con alimentación débilLos esquemas de comunicación permisivos pueden funcionar, básicamente, sólocuando la protección del IED remoto puede detectar la falta. La detección necesitaun mínimo suficiente de corriente de falta, por lo general > 20% de Ir. La corrientede falta puede ser muy baja debido a un interruptor abierto o poca potencia decortocircuito de la fuente. Para superar estas condiciones, se utiliza una lógica poreco del extremo con alimentación débil (WEI). La corriente de falta también puedeser, inicialmente, muy baja debido a la distribución de la corriente de falta. Aquí, lacorriente de falta aumenta cuando el interruptor se abre en el terminal fuerte y selogra un disparo secuencial. Esto requiere de una detección de la falta por parte deuna zona 1 de disparo independiente. Para evitar un disparo secuencial como sedescribe, y cuando no está disponible la zona 1, se utiliza una lógica de disparo deextremo con alimentación débil.

La función de WEI envía de vuelta (como un eco) la señal recibida con lacondición de que no se haya detectado ninguna falta en el extremo débil mediantedistintos elementos de detección de falta (protección de distancia en direcciónhacia delante y hacia atrás).

La función de WEI se puede extender para disparar también el interruptor en ellado débil. El disparo se logra cuando las tensiones de una o más fases son bajasdurante una función de eco.

En el caso de un disparo monopolar, las tensiones de fase se utilizan comoselectores de fase junto con la señal recibida CRLx.

Junto con el esquema de teleprotección de bloqueo, corresponden algunaslimitaciones:

• Solo la parte de disparo de la función se puede utilizar junto con el esquema debloqueo. No es posible utilizar una función de eco para enviar la señal de ecoal IED remoto de la línea. La señal de eco bloquea el funcionamiento de laprotección de distancia en el extremo remoto de la línea y, de este modo, evitael funcionamiento correcto de un esquema de protección completa.

• Se debe disponer un canal de interdisparo directo separado desde el extremoremoto cuando ocurre un disparo o un disparo acelerado allí. La señal derecepción de interdisparo se conecta a la entrada CRL.

• La función de WEI se debe ajustar a WEI = Eco y disparo. Entonces, el bloquefuncional de WEI brinda una selección de fase y dispara el interruptor local.

Evite utilizar la función de WEI en ambos extremos de la línea. Sólo se debeactivar en el extremo débil.


Los parámetros de la función de lógica de inversión de corriente y de extremo conalimentación débil (WEI) se ajustan en la HMI local o el PCM600.



Lógica de inversión de corrienteAjuste CurrRev a On para activar la función.

Ajuste tDelayRev al tiempo máximo de reposición para el equipo de comunicaciónque proporciona la recepción de la señal portadora (CRL) más 30 ms. serecomienda un ajuste mínimo de 40 ms, y típico de 60 ms.

Un ajuste tDelayRev largo aumenta la seguridad contra un disparo no deseado, peroretarda el despeje de la falta que se desarrolle desde una línea e incluya a otra. Sonpocas las probabilidades de este tipo de falta. Por lo tanto, ajuste tDelayRev con unbuen margen.

Ajuste el retardo de activación tPickUpRev a < 80% del tiempo de funcionamientodel interruptor, pero con un mínimo de 20 ms.

Lógica de extremo con alimentación débilAjuste WEI a Eco, para activar la función de extremo con alimentación débil sólocon la función de eco.

Ajuste WEI a Eco y disparo para obtener un eco con disparo.

Ajuste tPickUpWEI a 10 ms; se recomienda un retardo corto para evitar que lasseñales falsas recibidas de la portadora activen la WEI y causen comunicaciones nodeseadas.

Ajuste UBase a la tensión de fase a fase primaria de la red.

Ajuste los criterios de tensión UPP< y UPN< para el disparo del extremo débil al70% de la tensión base de la red UBase. El ajuste debe estar por debajo de latensión mínima de funcionamiento de la red pero por encima de la tensión que haypara una falta en la línea protegida. Se debe verificar que los elementos de fase afase no funcionen para las faltas de fase a tierra.

Cuando se necesita un disparo en una sola fase , por lo general serequiere un estudio detallado de las tensiones de las faltas de fase afase con respecto a las faltas de fase a tierra en las distintasubicaciones de las faltas.


Tabla 142: ZCRWPSCH Grupo de ajustes (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCurrRev Off

On- - Off Modo de operación de lógica de

inversión de corriente

tPickUpRev 0.000 - 60.000 s 0.001 0.020 Tiempo de inicio para lógica de inversiónde corriente

tDelayRev 0.000 - 60.000 s 0.001 0.060 Retardo de tiempo para impedir envío deportadora y disparo local




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónWEI Off

EcoEco y disparo

- - Off Modo de operación de lógica de extremocon alimentación débil

tPickUpWEI 0.000 - 60.000 s 0.001 0.010 Tiempo de coordinación para lógica deextremo con alimentación débil

UBase 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Ajuste base de nivel de tensión

UPP< 10 - 90 %UB 1 70 Tensión de fase a fase para detecciónde condición de falta

UPN< 10 - 90 %UB 1 70 Tensión de fase a neutro para detecciónde condición de falta

3.12.3 Lógica de aceleración local ZCLCPLALDescripción de la función Identificación IEC



Lógica de aceleración local ZCLCPLAL - -


La lógica de aceleración local (ZCLCPLAL) se utiliza en aquellas aplicacionesdonde no está disponible un esquema de teleprotección convencional (no hay uncanal de comunicación), pero el usuario igual necesita un despeje rápido de lasfaltas en toda la línea.

Esta lógica permite un despeje rápido de las faltas durante ciertas condiciones pero,naturalmente, no puede reemplazar por completo a un esquema de teleprotección.

La lógica se puede controlar por medio del reenganche automático (extensión dezona) o por medio de la corriente por pérdida de carga (aceleración por pérdida decarga).

La aceleración por pérdida de carga le da a la zona de sobrealcance seleccionadapermiso para funcionar de manera instantánea después de comprobar los diferentescriterios de corriente. No funciona para faltas trifásicas.


Los parámetros de las funciones de lógica de aceleración local se configuran desdela HMI local o el PCM600.

Ajuste ZoneExtension a On cuando el primer disparo de la zona de sobrealcanceseleccionada deba ser instantáneo y el disparo definitivo después del reengancheautomático deba ser un disparo retardado normal.

Ajuste LossOfLoad a On cuando la aceleración deba ser controlada por pérdida decarga de las fases en buen estado.



LoadCurr se debe ajustar por debajo de la corriente que circula en la fase en buenestado cuando una o dos de las otras fases sean defectuosas y el interruptor se hayaabierto en el terminal remoto (trifásico). Calcule el ajuste según la ecuación 123.

min0.5 Load

Base

ILoadCurr

I×

=


donde:

ILoadmin es la corriente de carga mínima en la línea durante condiciones normales de funcionamiento.

El temporizador tLoadOn se utiliza para aumentar la seguridad de la función porpérdida de carga, por ejemplo, para evitar una liberación no deseada debido a unaflujo de corriente transitorio cuando se energiza el transformador de potencia delínea. La función por pérdida de carga se libera después de que el temporizadortLoadOn ha transcurrido al mismo tiempo que la corriente de carga en las tres fasesse encuentra por encima del ajuste LoadCurr. En aplicaciones de aceleraciónnormales, no hay necesidad de retardar la liberación; por lo tanto, ajuste eltemporizador tLoadOn a cero.

El temporizador de desconexión tLoadOff se utiliza para determinar la ventana delas condiciones de liberación de corriente para la pérdida de carga. El temporizadorestá ajustado de manera predeterminada en 300 ms, lo suficiente para asegurar laliberación de corriente.

El ajuste del detector de corriente mínima, MinCurr, se debe ajustar más alto que lacorriente asimétrica que puede circular en la línea no defectuosa, cuando elinterruptor en el terminal remoto se ha abierto (trifásico). Al mismo tiempo, se lodebe ajustar por debajo de la transferencia de corriente de carga mínima durante elfuncionamiento normal al que se somete la línea. De manera predeterminada,MinCurr está ajustado en un 5% de IBase.

El temporizador de detección tLowCurr determina la ventana necesaria paradetectar el valor mínimo de corriente que se utiliza para liberar la función. Eltemporizador está ajustado de manera predeterminada en 200 ms, lo suficiente paraevitar una liberación no deseada de la función (evitar un disparo no deseado).


Tabla 143: ZCLCPLAL Grupo de ajustes (básicos)



IBase 1 - 99999 A 1 3000 Ajuste base de valores de Corriente

LoadCurr 1 - 100 %IB 1 10 Corriente de carga antes deperturbación, en % de IBase




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónLossOfLoad Off

On- - Off Habilitar/inhabilitar la operación por

pérdida de carga.

ZoneExtension OffOn

- - Off Habilitar/inhabilitar la operación porextensión de zona

MinCurr 1 - 100 %IB 1 5 Nivel tomado como pérdida de Corrientepor disparo de interruptor remoto, en %de IBase

tLowCurr 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Retardo de tiempo de inicio para el valorMINCURR

tLoadOn 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo de inicio de liberaciónde corriente de carga

tLoadOff 0.000 - 60.000 s 0.001 0.300 Retardo de tiempo de caída deliberación de corriente de carga

3.12.4 Lógica de esquemas de comunicaciónpara la protección de sobreintensidad residual ECPSCHDescripción de la función Identificación IEC



Lógica de esquemas de comunicaciónpara la protección de sobreintensidad residual

ECPSCH - 85


Para lograr un despeje rápido de las faltas a tierra en la parte de la línea no cubiertapor la etapa instantánea de la protección de sobreintensidad residual, la protecciónde sobreintensidad residual direccional es compatible con una lógica que utilizacanales de comunicación.

Se utiliza un canal de comunicación en cada dirección, que pueda transmitir unaseñal de activado/desactivado si es necesario. El rendimiento y la seguridad de estafunción se relacionan directamente con la velocidad del canal de transmisión y laseguridad contra las señales falsas o perdidas.

En el esquema direccional, se debe transmitir la información de la dirección de lacorriente de falta al otro extremo de la línea.

Con la comparación direccional en los esquemas permisivos, se puede lograr untiempo de funcionamiento corto de la protección, que incluye un tiempo detransmisión de canal. Este tiempo de funcionamiento corto permite una rápidafunción de recierre automático tras el despeje de la falta.

Durante un ciclo de recierre monofásico, el dispositivo de recierre automático debebloquear el esquema de comunicación de falta a tierra de comparación direccional.



El módulo de lógica de comunicación permite esquemas tanto de bloqueo como desubalcance/sobrealcance permisivo. La lógica también es compatible con unalógica adicional de extremo con alimentación débil y de inversión de corriente, queestá incluida en la lógica de inversión de corriente y de extremo con alimentacióndébil para la función de protección de sobreintensidad residual (ECRWPSCH).

Las vías de comunicación metálicas afectadas negativamente por un ruidogenerado por una falta pueden no ser adecuadas para los esquemas permisivosconvencionales que se basan en señales transmitidas durante una falta en la líneaprotegida. Por ejemplo, con la onda portadora, la falta puede atenuar la señal decomunicación, en especial cuando la falta está cerca del extremo de la línea, lo quepor ende desactiva el canal de comunicación.

Para superar la fiabilidad más baja en los esquemas permisivos, se puede utilizaruna función de desbloqueo. Utilice esta función en comunicaciones con ondaportadora (PLC) antiguas o menos fiables, donde se debe enviar la señal a través dela falta primaria. La función de desbloqueo utiliza una señal de guarda CRG, quedebe estar siempre presente, aún si no se recibe una señal CR. La ausencia de laseñal CRG durante el tiempo de seguridad se utiliza como señal CR. Esto tambiénpermite que un esquema permisivo funcione cuando la falta de la línea bloquea latransmisión de la señal. Ajuste tSecurity a 35 ms.


Los parámetros de la lógica de esquemas de comunicación para la función deprotección de sobreintensidad residual se configuran desde la HMI local o elPCM600.

Se pueden hacer los siguientes ajustes para la lógica de esquemas de comunicaciónde la función de protección de sobreintensidad residual:

Funcionamiento: Off o On.

SchemeType: Este parámetro se puede ajustar a Off , Teledisparo, UR permisivo,OR permisivo o Bloqueo.

tCoord: Retardo para el disparo desde la función ECPSCH . Para los esquemas desubalcance/sobrealcance permisivos, este temporizador se puede ajustar a 0. Para elesquema de bloqueo, el ajuste debe ser mínimo: el tiempo máximo de transmisiónde señal +10 ms.

Unblock: Seleccione Off si se utiliza un esquema de desbloqueo sin alarma parapérdida de guarda. Ajústelo a Rearranque si se utiliza un esquema de desbloqueocon alarma para pérdida de guarda.




Tabla 144: ECPSCH Grupo de ajustes (básicos)



SchemeType OffTeledisparoUR permisivoOR permisivoBloqueo

- - UR permisivo Tipo de esquema, modo de operación

tCoord 0.000 - 60.000 s 0.001 0.035 Tiempo de coordinación de esquema decomunicación

tSendMin 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Duración mínima de señal de envío deportadora

Tabla 145: ECPSCH Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUnblock Off

SinReinicioRearranque

- - Off Modo de operación de lógica dedesbloqueo

tSecurity 0.000 - 60.000 s 0.001 0.035 Temporizador de seguridad paradetección de pérdida de guarda deportadora

3.12.5 Lógica de inversión de corriente y de extremo conalimentación débil para la protección de sobreintensidadresidual ECRWPSCHDescripción de la función Identificación IEC



Lógica de inversión de corriente y deextremo con alimentación débil para laprotección de sobreintensidad residual

ECRWPSCH - 85


Lógica de inversión de corriente de faltaLa figura 156 y la figura 157 muestran una condición típica de la red, la cual puededar como resultado una inversión de la corriente de falta.

Observe que la corriente de falta se invierte en la línea L2 después de la aperturadel interruptor.

Esto puede causar un disparo no selectivo en la línea L2 si la lógica de inversión decorriente no bloquea el esquema de sobrealcance permisivo del IED en B:2.



IEC99000043 V1 ES

Figura 156: Condición inicial

IEC99000044 V1 ES

Figura 157: Distribución de corriente después de que se abre el interruptor en B:1

Cuando se activa el interruptor en la línea paralela, se invierte la corriente de faltaen la línea no defectuosa. El IED en B:2 reconoce ahora la falta en dirección haciadelante. Junto con la señal recibida existente, dispara el interruptor en B:2. Paraasegurar que esto no ocurra, IRLV debe bloquear la función de sobrealcancepermisivo, hasta que se reestablezca la señal recibida.

El IED en el extremo remoto, donde inicialmente se activó el elemento dedirección hacia delante, se debe reestablecer antes de que se inicie la señal de envíodesde B:2. La reposición retardada de la señal de salida IRVL también asegura quela señal de envío desde el IED en B:2 sea contenida hasta que se reponga elelemento de dirección hacia adelante del IED en A:2.

Lógica de extremo con alimentación débilLa figura 158 muestra una condición típica de la red que puede tener comoresultado una ausencia de funcionamiento. Observe que no hay corriente de faltadesde el nodo B. Esto causa que el IED en B no pueda detectar la falta ni dispararel interruptor en B. Para resolver esta situación, se proporciona una lógica deextremo con alimentación débil seleccionable para el esquema de sobrealcancepermisivo.



IEC99000054 V1 ES

Figura 158: Condición inicial


Los parámetros de la lógica de inversión de corriente y de extremo conalimentación débil para la función de protección de sobreintensidad residual seconfiguran desde la HMI local o el PCM600.

Inversión de corrienteLa función de inversión de corriente se activa o se desactiva ajustando el parámetroCurrRev a On o Off. Los retardos se deben ajustar con los temporizadorestPickUpRev y tDelayRev.

tPickUpRev se determina como más corto (<80%) que el tiempo de apertura delinterruptor, pero con un mínimo de 20 ms.

tDelayRev se determina en un mínimo a la suma del tiempo de reposición de laprotección y del tiempo de reposición de la comunicación. Se recomienda un ajustemínimo de tDelayRev de 40 ms.

El tiempo de reposición de la protección de sobreintensidad residual direccional(EF4PTOC) es, típicamente, de 25 ms. Si se utiliza otro tipo de protección desobreintensidad residual en el extremo remoto de la línea, se debe utilizar el tiempode reposición que le corresponde.

El tiempo de propagación de la señal se encuentra en el rango de 3 a 10 ms/kmpara la mayoría de los medios de comunicación. En las redes de comunicación, seagregan pequeños retardos adicionales en los multiplexores y los repetidores. Estosretardos son de menos de 1 ms por proceso. Se suele afirmar que el tiempo total depropagación es menos de 5 ms.

Hay un tiempo de decisión que se debe agregar cuando llega o finaliza una señal.Este tiempo de decisión es altamente dependiente de la interfaz utilizada entre lacomunicación y la protección. En muchos casos, se utiliza una interfaz externa(equipo de teleprotección). Este equipo toma una decisión y proporciona una señalbinaria al dispositivo de protección. En el caso de un equipo de teleprotecciónanalógico, el tiempo de decisión típico se encuentra en el rango de 10 a 30 ms. Parael equipo de teleprotección digital, este tiempo se encuentra en el rango de 2 a 10 ms.

Si el equipo de teleprotección está integrado al IED de protección, el tiempo dedecisión se puede reducir levemente.



A continuación, se muestra la secuencia de tiempo principal de la señalización enla inversión de corriente.

Sistemade

telecomuni-caciones

CR parafunciónde pro-tección

IEC05000536 V1 ES

Figura 159: Secuencia de tiempo de señalización en la inversión de corriente

Extremo con alimentación débilEl extremo con alimentación débil se puede configurar ajustando el parámetro WEIa Off, Eco o Eco y disparo. Cuando el parámetro WEI está ajustado a Eco y disparola tensión de secuencia cero de funcionamiento se ajusta con 3U0>.

Se calcula la tensión de secuencia cero para una falta en el extremo remoto de lalínea y una resistencia de falta adecuada.

Para evitar un disparo no deseado de la lógica de extremo con alimentación débil(si se generan señales parásitas), ajuste el valor de funcionamiento del detector denivel de tensión de triángulo abierto (3U0) por encima de la tensión residual falsamáxima de frecuencia de red que pueda haber durante condiciones normales deservicio. El ajuste mínimo recomendado es dos veces la tensión falsa de secuenciacero durante condiciones normales de servicio.




Tabla 146: ECRWPSCH Grupo de ajustes (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCurrRev Off

On- - Off Modo de operación de lógica de

inversión de corriente

tPickUpRev 0.000 - 60.000 s 0.001 0.020 Tiempo de inicio para lógica de inversiónde corriente

tDelayRev 0.000 - 60.000 s 0.001 0.060 Retardo de tiempo para impedir envío deportadora y disparo local

WEI OffEcoEco y disparo

- - Off Modo de operación de lógica de extremocon alimentación débil

tPickUpWEI 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Tiempo de coordinación para lógica deextremo con alimentación débil

UBase 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Ajuste base de nivel de tensión

3U0> 5 - 70 %UB 1 25 Ajuste de tensión del neutro paramedición en condiciones de falta

3.13 Lógica

3.13.1 Lógica de disparo SMPPTRC




Lógica de disparo SMPPTRC

I->O

SYMBOL-K V1 ES

94


Todas las señales de disparo desde las diferentes funciones de protección se debenredirigir a través de la lógica de disparo. En la alternativa más simple, la lógicasólo enlaza la señal TRIP y asegura que tenga una longitud suficiente.

La lógica de disparo SMPPTRC ofrece tres modos de funcionamiento diferentes:

• Disparo trifásico para todos los tipos de faltas (modo de funcionamiento trifásico)• Disparo monofásico para faltas monofásicas y disparo trifásico para faltas

multifásicas y faltas evolutivas (modo de funcionamiento monofásico ytrifásico). La lógica también emite una orden de disparo trifásico cuando no esposible la selección de fase dentro de las funciones de protección de



funcionamiento o cuando las condiciones externas requieren un disparotrifásico.

• Disparo bifásico para faltas bifásicas.

El disparo trifásico para todas las faltas ofrece una solución simple y es, por logeneral, suficiente en sistemas de transmisión en malla y en sistemas desubtransmisión. Dado que la mayoría de las faltas, especialmente en los nivelesmás altos de tensión, son faltas de una fase a tierra, el disparo monofásico puedeser de gran importancia. Si sólo se dispara la fase defectuosa, se puede seguirtrasfiriendo energía en la línea durante el tiempo sin actividad que surja antes delreenganche. El disparo monofásico durante faltas monofásicas se debe combinarcon el reenganche monopolar.

Para cumplir con las diferentes disposiciones de doble interruptor, 1½ interruptor yotras disposiciones de interruptor múltiple, el IED puede estar provisto de dosbloques funcionales SMPPTRC idénticos.

Se debe utilizar un bloque funcional SMPPTRC para cada interruptor si la líneaestá conectada a la subestación a través de más de un interruptor. Supongamos quese utiliza el disparo monofásico y el reenganche automático en la línea. Los dosinterruptores están, por lo general, ajustados para el disparo de 1/3 fases y elreenganche automático de 1/3 fases. Como alternativa, el interruptor que se eligecomo maestro puede tener un disparo monofásico mientras que el interruptoresclavo puede tener disparos trifásicos y reenganche automático. En caso de unafalta permanente, sólo uno de los interruptores debe funcionar cuando la falta seenergiza una segunda vez. En caso de una falta transitoria, el interruptor esclavorealiza un reenganche trifásico en la línea no defectuosa.

Se puede utilizar la misma filosofía para el disparo de dos fases y reengancheautomático.

Para evitar el cierre de un interruptor después de un disparo, la función puedebloquear el cierre.

Los dos ejemplos de funciones de SMPPTRC son idénticos, excepto por el nombredel bloque funcional (SMPPTRC1 y SMPPTRC2). Por lo tanto, se hace referenciasólo a SMPPTRC1 en la siguiente descripción, pero también se aplica a SMPPTRC2.

Disparo trifásicoUna aplicación simple con disparo trifásico desde el bloque de lógica utiliza unaparte del bloque funcional. Conecte las entradas desde los bloques funcionales deprotección a la entrada TRIN. De ser necesario (por lo general, es el caso), utiliceun bloque de lógica OR para combinar las diferentes salidas de la función a estaentrada. Conecte la salida TRIP a las salidas digitales en la tarjeta de E/S.

Esta señal también se puede utilizar para otros fines internamente en el IED. Unejemplo puede ser el arranque de la protección de fallo del interruptor. Las tressalidas TRL1, TRL2, TRL3 se activan siempre ante cada disparo y se puedenutilizar en salidas de disparo individuales si los dispositivos de funcionamiento



monofásico están disponibles en el interruptor aún cuando se selecciona unesquema de disparo trifásico .

Ajuste el bloque funcional a Program = 3Ph y ajuste la longitud requerida delpulso de disparo a, por ejemplo, tTripMin = 150 ms.

Para aplicaciones especiales como bloqueo, consulte la sección separada acontinuación. La conexión típica se observa a continuación en la figura 160. Lasseñales que no se utilizan están atenuadas.

B L O C K

B L K L K O U T

T R IN

T R IN L 1

T R IN L 2

T R IN L 3

P S L 1

P S L 2

P S L 3

1 P T R Z

1 P T R E F

P 3 P T R

S E T L K O U T

R S T L K O U T

S M P P T R C

T R IP

T R L 1

T R L 2

T R L 3

T R 1 P

T R 2 P

T R 3 P

C L L K O U T

³ 1

Z o n a d e p ro te c c ió n d e im p e d a n c ia 1 T R IP

E F 4 P T O C T R IP

e n 0 5 0 0 0 5 4 4 .v s d



IEC05000544 V2 ES

Figura 160: La lógica de disparo SMPPTRC se utiliza para una aplicación dedisparo simple de tres fases .

Disparo monofásico y/o trifásicoEl disparo monofásico/trifásico proporciona un disparo monofásico para faltasmonofásicas y disparo trifásico para faltas multifásicas. El modo defuncionamiento se utiliza siempre junto con un esquema de reenganche automáticomonofásico.

El disparo monofásico puede incluir diferentes opciones y la utilización dediferentes entradas en el bloque funcional.

Las entradas 1PTRZ y 1PTREF se utilizan para un disparo monofásico paraprotección de distancia y protección de falta a tierra direccional, según sea necesario.

Las entradas se combinan con la lógica de selección de fase y las señales dearranque desde el selector de fase se deben conectar a las entradas PSL1, PSL2 yPSL3 para logar el disparo en las salidas de disparo monofásicas correspondientesTRL1, TRL2 y TRL3. La salida TRIP es un disparo general y se activaindependientemente de la fase que está implicada. Dependiendo de qué fases esténimplicadas, las salidas TR1P, TR2P y TR3P también se activan.

Cuando se utiliza esquemas de disparo monofásicos se espera que siga un intentode reenganche automático monofásico. Para casos en que el reenganche automáticono esté en servicio o, por algún motivo, no responda, se debe activar la enteradaPreparar disparo trifásico P3PTR. Por lo general, está conectado a la salidacorrespondiente en la Comprobación de sincronismo, comprobación de



energización y sincronización SESRSYN pero también se puede conectar a otrasseñales, por ejemplo, una señal de lógica externa. Si dos interruptores estánimplicados, se utiliza una instancia de bloqueo TR y una instancia SESRSYN paracada interruptor. Esto asegura un funcionamiento y un comportamiento correcto decada interruptor.

La salida Trip 3 Phase TR3P se debe conectar a la entrada correspondiente enSESRSYN para conmutar SESRSYN a un reenganche trifásico. Si no se activa estaseñal, el SESRSYN utiliza el tiempo inactivo de reenganche monofásico.

Observe también que si una protección de línea secundaria estáutilizando el mismo SESRSYN , se debe generar la señal de disparotrifásico utilizando, por ejemplo, contactos de tres relés de disparoen serie y conectándolos en paralelo a la salida TR3P desde elbloque de disparo.

La lógica de disparo también tiene entradas TRINL1, TRINL2 y TRINL3 donde sepuede conectar las señales de disparo seleccionados por fase. Ejemplos pueden serlos interdisparos de fase individual desde un extremo remoto o las señales dedisparo de selección de fase interna/externa, que se redireccionan a través del IEDpara llegar a, por ejemplo, SESRSYN, fallo del interruptor, etc. Otras funciones derespaldo están conectadas a la entrada TRIN como se describe anteriormente. Unaconexión típica para un esquema de disparo monofásico se observa en la figura 161.

B L O C K

B L K L K O U T

T R IN

T R IN L 1

T R IN L 2

T R IN L 3

P S L 1

P S L 2

P S L 3

1 P T R Z

1 P T R E F

P 3 P T R

S E T L K O U T

R S T L K O U T

S M P P T R C

T R IP

T R L 1

T R L 2

T R L 3

T R 1 P

T R 2 P

T R 3 P

C L L K O U T

T R 3 P

S E S R S Y NP R E P 3 P

= 1

T R 3 P

S e le c c ió n d e fa s e s

P S L 1

P S L 2

P S L 3

Z o n a d e p ro te c c ió n d e d is ta n c ia 1 T R IP



P ro te c c ió n d e s o b re in te n s id a d T R IP

= IE C 0 5 0 0 0 5 4 5 = 2 = e s = O rigin a l.v s d

IEC05000545 V2 ES

Figura 161: La función de lógica de disparo SMPPTRC utilizada paraaplicaciones de disparo monofásico

Disparo monofásico, bifásico o trifásico El modo de disparo monofásico, bifásico o trifásico proporciona un disparomonofásico para faltas monofásicas, disparo bifásico para faltas bifásicas y disparotrifásico para faltas multifásicas. El modo de funcionamiento se utiliza siempre



junto con un esquema de reenganche automático con ajuste Program = 1/2/3Ph oProgram = 1/3Ph intentos.

La funcionalidad es muy similar al esquema monofásico que se describeanteriormente. Sin embargo, además de las conexiones para disparo monofásicoque se describen anteriormente, el SESRSYN debe saber si el disparo es bifásicoconectando la salida de la lógica de disparo TR2P a la entrada correspondiente enSESRSYN.

EnclavamientoEste bloque funcional cuenta con posibilidades para iniciar un enclavamiento. Sepuede ajustar el enclavamiento para activar sólo la salida de cierre del bloqueCLLKOUT o iniciar la salida de cierre del bloque y también mantener la señal dedisparo (disparo mantenido).

Se puede efectuar la reposición manual del enclavamiento después de comprobar lafalta primaria activando la entrada de reposición del enclavamiento RSTLKOUT.

Si por condiciones externas se debe iniciar el enclavamiento sin iniciar el disparo,se puede lograr activando la entrada SETLKOUT. El ajuste AutoLock = Offsignifica que el disparo interno no activa el enclavamiento; por lo tanto, sólo lainiciación de la entrada SETLKOUT da como resultado un enclavamiento. Por logeneral, es el caso para la protección de línea aérea, donde la mayoría de las faltasson transitorias. El reenganche automático fallido y el disparo de la zona derespaldo pueden en tales casos estar conectados para iniciar el bloqueo activando laentrada SETLKOUT.

Bloqueo del bloque funcionalEl bloque funcional se puede bloquear de dos formas diferentes. El uso depende dela aplicación. El bloqueo se puede iniciar internamente por medio de la lógica, opor medio del operador utilizando un canal de comunicación. El bloqueo total de lafunción de disparo se realiza activando la entrada BLOCK y se puede utilizar parabloquear la salida de la lógica de disparo en caso de fallos internos. El bloqueo dela salida de enclavamiento mediante la activación de la entrada BLKLKOUT seutiliza para el control del operador de la función de enclavamiento.


Los parámetros para la lógica de disparo SMPPTRC se ajustan a través de la HMIlocal o del PCM600.

Los siguientes parámetros de disparo se pueden ajustar para regular el disparo.

Operation: Ajusta el modo de funcionamiento. Off desconecta el disparo. Laselección normal es On.

Program: Ajusta el esquema de disparo requerido. Por lo general, se utiliza 3Ph o1/2Ph .



TripLockout: Ajusta el esquema para el enclavamiento. Off sólo activa la salida deenclavamiento. On activa la salida de enclavamiento y los contactos de salida demantenimiento. La selección normal es Off.

AutoLock: Ajusta el esquema para el enclavamiento. Off sólo activa elenclavamiento a través de la entrada SETLKOUT. On también permite laactivación desde la función misma de disparo. La selección normal es Off.

tTripMin: Ajusta la duración mínima requerida del pulso de disparo. Se debeajustar para asegurar que el interruptor se dispara y si se utiliza una señal para elarranque Protección de fallo de interruptor CCRBRF más prolongado que eltemporizador de disparo de respaldo en CCRBRF. El ajuste normal es 0,150 s.


Tabla 147: SMPPTRC Grupo de ajustes (básicos)



Program Trifásico1fase/3fases1Fase/2Fases/3Fases

- - 1fase/3fases Disparo trifásico; monofásico o trifásico;monofásico, disparo bifásico o trifásico

tTripMin 0.000 - 60.000 s 0.001 0.150 Duración mínima de señal de salida dedisparo

Tabla 148: SMPPTRC Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónTripLockout Off

On- - Off On: Activar salida (CLLKOUT) y

mantenimiento de disparo, Off: sólo salida

AutoLock OffOn

- - Off On: Enclavamiento desde entrada(SETLKOUT) y disparo, Off: sólo entrada

3.13.2 Lógica de matriz de disparo TMAGGIO




Lógica de matriz de disparo TMAGGIO - -


La función de lógica de matriz de disparo (TMAGGIO) se utiliza para dirigirseñales de disparo y/u otras señales lógicas de salida a distintos contactos de salidaen el IED.



Las señales de salida de TMAGGIO y las salidas físicas se encuentran disponiblesen el PCM600 y esto permite al usuario adaptar las señales a las salidas físicas dedisparo según las necesidades específicas de la aplicación.


Funcionamiento: funcionamiento de la función (On/Off).

PulseTime: define el retardo del pulso. Cuando se utiliza el retardo del pulso parael disparo directo de los interruptores, se debe ajustar a aproximadamente 0,150segundos a fin de obtener una duración mínima satisfactoria del pulso de disparo alas bobinas de disparo de los interruptores.

OnDelay: se utiliza para evitar que se produzcan señales de salida a partir deentradas falsas. Por lo general, se ajusta a 0 o a un valor bajo.

OffDelay: define un tiempo mínimo para las salidas. Cuando se utiliza el retardo decaída para el disparo directo de los interruptores, se debe ajustar aaproximadamente 0,150 segundos 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 estable ode pulsos.


Tabla 149: TMAGGIO Grupo de ajustes (básicos)



PulseTime 0.050 - 60.000 s 0.001 0.150 Tiempo de pulsos de salida

OnDelay 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de triempo de salida On

OffDelay 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de triempo de salida Off

ModeOutput1 ContinuoPulsado

- - Continuo Modo de salida 1, continuo o pulsado





3.13.3 Bloques lógicos configurables


Se dispone de un conjunto de bloques lógicos estándar, como AND, OR, etc., ytemporizadores para adaptar la configuración del IED a las necesidades deaplicaciones específicas. También se dispone de bloques lógicos que, además de la



función lógica normal, tienen la capacidad de propagar registro de hora y calidad.Esos bloques lógicos tienen una designación que incluye las letras QT, comoANDQT, 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 ycon retardo de desconexión) siempre tienen un valor de ajuste en común.

Para puertas controlables, temporizadores ajustables y circuitos biestables de ajustey reposición (SR) con memoria, se puede acceder a los parámetros de ajuste através de la HMI local o la herramienta PST.

ConfiguraciónLa lógica se configura mediante la herramienta de configuración ACT.

La ejecución de las funciones como la definen los bloques lógicos configurables serealiza según una secuencia fija con diferentes tiempos de ciclos.

Para cada tiempo de ciclo, el bloque funcional recibe un número de serie deejecución. Esto se observa cuando se utiliza la herramienta de configuración ACTcon la designación del bloque funcional y el tiempo de ciclo. Consulte el ejemploque aparece a continuación.

IEC09000695-1-en.vsdIEC09000695 V1 ES

Figura 162: Ejemplo de designación, número de serie de ejecución y tiempo deciclo para la función lógica



IEC09000310-1-en.vsdIEC09000310 V1 ES

Figura 163: Ejemplo de designación, número de serie de ejecución y tiempo deciclo para la función lógica que también propaga registro 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 siempreal conectar dos bloques funcionales lógicos o más en serie.

Tenga mucho cuidado al conectar bloques funcionales que tienenun tiempo de ciclo rápido con bloques funcionales que tienen untiempo de ciclo lento.Recuerde diseñar los circuitos de lógica con cuidado y siemprecontrole la secuencia de ejecución para las diferentes funciones. Enotros casos, se deben introducir más retardos en los esquemas delógica para prevenir errores, por ejemplo, carreras entre funciones.


Tabla 150: TIMER Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónT 0.000 - 90000.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo de la función

Tabla 151: PULSETIMER Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónT 0.000 - 90000.000 s 0.001 0.010 Retardo de tiempo de la función

Tabla 152: SRM Grupo de ajustes (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMemory Off

On- - On Modo de operación de la función de

memoria



Tabla 153: GATE Grupo de ajustes (básicos)



Tabla 154: TIMERSET Grupo de ajustes (básicos)



t 0.000 - 90000.000 s 0.001 0.000 Retardo para temporizador ajustable n

3.13.4 Bloque funcional de señales fijas FXDSIGNDescripción de funciones Identificación

61850 de la CEIIdentificación60617 de la CEI


Señales fijas FXDSIGN - -


El bloque funcional Fixed Signals (señales fijas) (FXDSIGN) genera un número deseñales preestablecidas (fijas) que pueden utilizarse en la configuración de un IED,tanto para forzar las entradas no utilizadas en los otros bloques funcionales a undeterminado nivel/valor, como para crear una cierta lógica.

Ejemplo de uso de la señal GRP_OFF en FXDSIGNEl bloque funcional Restricted Earth Fault (falta a tierra restringida) REFPDIF sepuede utilizar tanto para autotransformadores como para transformadores normales.

Cuando se lo utiliza para autotransformadores, la información de ambosdevanados, junto con la corriente en el punto neutro, debe estar disponible para elbloque. Esto significa que se necesitan tres entradas.

I3PW1CT1I3PW2CT1 I3P

REFPDIF (87N)

IEC09000619-2-en.vsdIEC09000619 V2 EN

Figura 164: Entradas del bloque funcional REFPDIF para aplicación deautotransformadores



Para transformadores normales solo hay disponible un devanado y el punto neutro.Esto significa que solo se utilizan dos entradas. Como es obligatorio que todas lasconexiones grupales estén conectadas, la tercera entrada debe estar conectada aalgo, que es la señal GRP_OFF del bloque funcional FXDSIGN.

I3PW1CT1I3PW2CT1 I3P

REFPDIF (87N)

GRP_OFFFXDSIGN

IEC09000620-2-en.vsdIEC09000620 V2 EN

Figura 165: Entradas del bloque funcional REFPDIF para aplicación detransformadores normales


El bloque funcional no tiene ningún parámetro disponible en la HMI local ni en elAdministrador de protección y control (PCM600) del IED

3.13.5 Conversión de booleanos de 16 bits a enteros B16IDescripción de la función Identificación IEC



Conversión de booleanos de 16 bits aenteros

B16I - -


La función de conversión de booleanos de 16 bits a enteros B16I se utiliza paratransformar un juego de 16 señales (lógicas) binarias en un entero. Se puedeutilizar, por ejemplo, para conectar las señales de salida lógicas de una función(como la protección de distancia) a entradas enteras de otra función (como laprotección diferencial de línea). B16I no tiene una correspondencia de nodo lógico(node mapping).


La función no tiene ningún parámetro disponible en la HMI local ni en elAdministrador IED de protección y control (PCM600).



3.13.6 Conversión de booleanos de 16 bits a enteros conrepresentación de nodo lógico B16IGGIODescripción de la función Identificación IEC



Conversión de booleanos de 16 bits aenteros con representación de nodológico

B16IGGIO - -


La función de conversión de booleanos de 16 bits a enteros con representación denodo lógico B16IGGIO se utiliza para transformar un juego de 16 señales (lógicas)binarias en un entero. B16IGGIO puede recibir un entero desde un ordenador en laestación, por ejemplo, a través de IEC 61850. Estas funciones son muy útilescuando se quiere generar órdenes lógicas (para conmutadores selectores ocontroladores de tensión) introduciendo un número entero. B16IGGIO tiene unacorrespondencia de nodo lógico (node mapping) en IEC 61850.



3.13.7 Conversión de enteros a booleanos de 16 bits IB16




Conversión de enteros a booleanos de16 bits

IB16 - -


La función de conversión de enteros a booleanos de 16 bits (IB16) se utiliza paratransformar un entero en un juego de 16 señales (lógicas) binarias. Se puedeutilizar, por ejemplo, para conectar las señales de salida de enteros de una función(como la protección de distancia) a entradas (lógicas) binarias de otra función(como la protección diferencial de línea). La función IB16 no tiene unacorrespondencia de nodo lógico.





3.13.8 Conversión de enteros a booleanos de 16 bits conrepresentación de nodo lógico IB16GGIO



Conversión de enteros a booleanos de16 bits con representación de nodológico

IB16GGIO - -


La función de conversión de enteros a booleanos de 16 bits con representación denodo lógico (IB16GGIO) se utiliza para transformar un entero en un juego de 16señales (lógicas) binarias. La función IB16GGIO puede recibir un entero desde unordenador de estación, por ejemplo, a través de IEC 61850. Estas funciones sonmuy útiles cuando se quiere generar órdenes lógicas (para conmutadores selectoreso controladores de tensión) introduciendo un número entero. La funciónIB16GGIO tiene una correspondencia de nodo lógico en IEC 61850.



3.14 Monitorización

3.14.1 Medición




Mediciones CVMMXU

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 fase a fase VMMXU

U

SYMBOL-UU V1 ES

-







Medición del componente secuencialde la corriente

CMSQI

I1, I2, I0

SYMBOL-VV V1 ES

-

Medición de la secuencia de la tensión VMSQI

U1, U2, U0

SYMBOL-TT V1 ES

-

Medición de la tensión fase a neutro VNMMXU

U

SYMBOL-UU V1 ES

-


Las funciones de medición se utilizan para supervisar y medir la red eléctrica, einformar a la HMI local, la herramienta de monitorización dentro del PCM600 o elnivel de estación, por ejemplo, a través del protocolo IEC 61850. La posibilidad demonitorizar los valores medidos de potencia activa, potencia reactiva, corrientes,tensiones, frecuencia, factor de potencia, etc. constantemente es vital para unaproducción, transmisión y distribución de energía eléctrica eficiente. Brinda aloperador del sistema una idea general rápida y sencilla del estado actual de la redeléctrica. Además, se puede utilizar durante las pruebas y la puesta en servicio delos IED de control y protección a fin de verificar la conexión y el funcionamientocorrecto de los transformadores de medida (TC y TT). Durante el funcionamientonormal, se puede verificar el funcionamiento correcto de la cadena de mediciónanalógica de un IED por comparación periódica del valor medido del IED conotros medidores independientes. Por último, se puede utilizar para verificar lacorrecta orientación de la dirección para la función de protección desobreintensidad direccional o de distancia.

Los valores medidos disponibles de un IED dependen del hardwarereal (TRM) y la configuración de la lógica realizada en el PCM600.

Todos los valores medidos se pueden supervisar en base a cuatro límites ajustables:límite bajo-bajo, límite bajo, límite alto y límite alto-alto. También se admite unareducción por sujeción a cero, es decir, el valor medido por debajo de un límiteajustable es forzado a cero, lo cual reduce el impacto del ruido en las entradas.

La supervisión de banda muerta se puede utilizar 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 quela actualización del valor superó el umbral. El valor de medición también se puedebasar en el informe periódico.



La función de medición, CVMMXU, proporciona las siguientes cantidades de lared eléctrica:

• P, Q y S: potencia trifásica activa, reactiva y aparente• PF: factor de potencia• U: amplitud de la tensión fase a fase • I: amplitud de la corriente de fase • F: frecuencia de la red eléctrica

Las funciones de medición CMMXU, VNMMXU y VMMXU proporcionan lascantidades físicas:

• I: corrientes de fase (amplitud y ángulo) (CMMXU)• U: tensiones (tensión fase a tierra y fase a fase, amplitud y ángulo) (VMMXU,

VNMMXU)

Es posible calibrar la función de medición para obtener una presentación mejor quela de clase 0,5. Esto se logra mediante la compensación de ángulo y amplitud en 5,30 y 100% de la corriente nominal y 100% de la tensión nominal.

Las cantidades proporcionadas de la red eléctrica dependen delhardware real (TRM) y la configuración de la lógica realizada en elPCM600.

Las funciones de medición CMSQI y VMSQI proporcionan las cantidadessecuenciales:

• I: corrientes secuenciales (secuencia positiva, cero, negativa, amplitud y ángulo)• U: tensiones secuenciales (secuencia positiva, cero y negativa, amplitud y

ángulo)

La función CVMMXU calcula las cantidades de potencia trifásica con los fasoresde frecuencia fundamental (valores DFT) de la corriente medida y las señales detensión respectivamente. Las cantidades de potencia medida están disponiblescomo cantidades calculadas instantáneamente o valor promedio de un período detiempo (con filtro de paso bajo), según los ajustes seleccionados.

3.14.1.2 Sujeción a cero

Las funciones de medición, CMMXU, VMMXU, VNMMXU y CVMMXN, notienen interconexiones relacionadas con ningún parámetro o ajuste.

Las sujeciones a cero también se manejan por completo con ZeroDb para cadaseñal por separado en cada una de las funciones. Por ejemplo, la sujeción a cero deU12 se maneja con UL12ZeroDb en VMMXU, la sujeción a cero de I1 se manejacon IL1ZeroDb en CMMXU, etc.

Ejemplo de cómo funciona CVMMXN:



Las siguientes salidas se pueden observar 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 retrasa a U

ILEAD I adelanta a U

U Tensión promedio de la red, calculada según el modo seleccionado

I Corriente promedio de la red, 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 de la red cae por debajo de UGenZeroDB, el valor que semuestra para S, P, Q, PF, ILAG, ILEAD, U y F en la HMI local es forzado acero.

• Cuando la corriente de la red cae por debajo de IGenZeroDB, el valor que semuestra para S, P, Q, PF, ILAG, ILEAD, U y F en la HMI local es forzado acero.

• Cuando el valor de una sola señal cae por debajo de la banda muerta ajustadapara esa señal específica, el valor que se muestra en la HMI local es forzado acero. Por ejemplo, si la potencia trifásica aparente cae por debajo de SZeroDb ,el valor para S en la HMI local es forzado a cero.


Los parámetros de ajuste disponibles de las funciones de medición CVMMXU,CMMXU, VMMXU, CMSQI, VMSQI, VNMMXU dependen del hardware real(TRM) y la configuración de la lógica realizada en el PCM600.

Los parámetros para las funciones de medición CVMMXU, CMMXU, VMMXU,CMSQI, VMSQI, VNMMXU se ajustan a través de la HMI local o el PCM600.

Operation: Off/On. Cada instancia de la función (CVMMXU, CMMXU,VMMXU, CMSQI, VMSQI, VNMMXU) se puede poner en funcionamiento (On)o dejar fuera de servicio (Off).

Se pueden ajustar los siguientes parámetros generales para la función de medición(CVMMXU).

PowAmpFact: factor de amplitud para poner a escala los cálculos de potencia.



PowAngComp: compensación de ángulo para desplazamiento de fase entre lasmediciones de I y U.

Mode: selección de la corriente y la tensión medidas. Hay nueve manerasdiferentes de calcular valores trifásicos monitorizados, según las entradas de TTdisponibles conectadas 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 indicaciónde tensión cero (sujeción a punto cero). Si el valor medido es inferior aUGenZeroDb , los valores S, P, Q y PF calculados serán cero.

IGenZeroDb: nivel de corriente mínima en % de IBase utilizado como indicaciónde corriente cero (sujeción a punto cero). Si el valor medido es inferior aIGenZeroDb , los valores S, P, Q y PF calculados serán cero.

UBase: tensión base en kV primarios. Esta tensión se utiliza como referencia parael ajuste de tensión. Puede ser adecuado ajustar este parámetro a la tensión nominalprimaria del objeto supervisado.

IBase: corriente base en A primarios. Esta corriente se utiliza como referencia parael ajuste de corriente. Puede ser adecuado ajustar este parámetro a la corrientenominal primaria del objeto supervisado.

UAmpCompY: compensación de amplitud para calibrar las mediciones de tensiónen Y% de Ur, donde Y es igual a 5, 30 o 100.

IAmpCompY: compensación de amplitud para calibrar las mediciones de corrienteen Y% de Ir, donde Y es igual a 5, 30 o 100.

IAngCompY: compensación de ángulo para calibrar las mediciones de ángulo en Y% de Ir, donde Y es igual a 5, 30 o 100.

Se pueden ajustar los siguientes parámetros generales para la medición de lacorriente fase a fase (CMMXU).

IAmpCompY: compensación de amplitud para calibrar las mediciones de corrienteen Y% de Ir, donde Y es igual a 5, 30 o 100.

IAngCompY: compensación de ángulo para calibrar las mediciones de ángulo en Y% de Ir, donde Y es igual a 5, 30 o 100.

Se pueden ajustar los siguientes parámetros generales para la medición de latensión fase a fase (VMMXU).

UAmpCompY: compensación de amplitud para calibrar las mediciones de tensiónen Y% de Ur, donde Y es igual a 5, 30 o 100.

UAngCompY: compensación de ángulo para calibrar las mediciones de ángulo en Y% de Ur, donde Y es igual a 5, 30 o 100.



Se pueden ajustar los siguientes parámetros generales para todas las cantidadesmonitorizadas incluidas en las funciones (CVMMXU, CMMXU, VMMXU,CMSQI, VMSQI, VNMMXU). X en los nombres de ajustes a continuación esigual 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 la unidadde medición correspondiente.

Xmax: valor máximo para la señal analógica X.

XZeroDb: sujeción a punto cero. Un valor de señal inferior a XZeroDb es forzado acero.

Tenga en cuenta los ajustes de la sujeción a punto cero relacionados en el grupo deajustes N para CVMMXU (UGenZeroDb e IGenZeroDb). Si el valor medido esinferior a UGenZeroDb y/o IGenZeroDb , los valores S, P, Q y PF calculados seráncero y estos ajustes anulan a XZeroDb.

XRepTyp: tipo de informe. cíclico (Cyclic), de amplitud de banda muerta (Deadband) o del integral de la banda muerta (Int deadband). El intervalo de informesestá controlado por el parámetro XDbRepInt.

XDbRepInt: ajuste de informe de banda muerta. El informe cíclico es el valor deajuste y es el intervalo de informes en segundos. La amplitud de la banda muerta esel valor de ajuste en % del margen de medición. El ajuste del integral de la bandamuerta es el área integral, es decir, el valor medido en % del margen de mediciónmultiplicado por el 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 margen 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, consulte la sección"Entradas analógicas".

Curvas de calibraciónEs posible calibrar las funciones (CVMMXU, CMMXU, VNMMXU y VMMXU)para obtener presentaciones de clase 0,5 de las corrientes, tensiones y potencias.Esto se logra mediante la compensación de amplitud y ángulo en 5, 30 y 100% dela tensión y la corriente nominal. La curva de compensación tiene la característicapara la compensación de amplitud y ángulo de las corrientes como se observa en lafigura 166 (ejemplo). La primera fase se utiliza como canal de referencia y secompara con la curva de cálculo de factores. Después, los factores se utilizan paratodos los 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 166: Curvas de calibración

Ejemplos de ajusteSe brindan tres ejemplos de ajuste en conexión con la función de medición(CVMMXU):

• Aplicación de la función de medición (CVMMXU) en una línea aérea de 400kV.

• Aplicación de la función de medición (CVMMXU) en el lado secundario deun transformador.

• Aplicación de la función de medición (CVMMXU) en un generador.

Para cada uno de ellos se proporciona una explicación detallada y la lista final delos valores para los parámetros de ajuste seleccionados.

Los valores medidos disponibles de un IED dependen del hardwarereal (TRM) y la configuración de la lógica realizada en el PCM600.

Aplicación de la función de medición para una línea aérea de 400 kVEl diagrama unifilar para esta aplicación se observa en la figura 167:



Barra de 400 kV

400kV OHL

P Q

800/1 A400 0,1/

3 3kV

=IEC09000039-1-EN=1=es=Original.vsd

IED

IEC09000039-1-EN V1 ES

Figura 167: Diagrama unifilar para una aplicación en una línea aérea de 400 kV

A fin de monitorizar, supervisar y calibrar las potencias activa y reactiva como seindica en la figura anterior, es necesario hacer lo siguiente:

1. Ajustar correctamente los datos de los TC y TT y el canal de referencia delángulo de fase PhaseAngleRef (consulte la sección "Entradas analógicas") conel PCM600 para los canales de entradas analógicas.

2. En el PCM600, conectar la función de medición a las entradas trifásicas delTC y TT.

3. En los parámetros de ajuste generales para la función de medición, ajustar:• Ajustes generales como se observa en la tabla 155.• Supervisión de nivel de la potencia activa como se observa en la tabla

156.• Parámetros de calibración como se observa en la tabla 157.



Tabla 155: Parámetros de ajuste generales para la función de medición

Ajuste Breve descripción Valorseleccionado

Comentarios

Operation Funcionamiento apagado/encendido

On La función debe estar en On

PowAmpFact Factor de amplitud para poner aescala a los cálculos de potencia

1.000 Se puede utilizar durante lapuesta en servicio para lograrmayor precisión de medición.Por lo general, no se requiereajuste de 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.Por lo general, no se requiereángulo de compensación.También aquí, la direcciónrequerida de la medición de P yQ es hacia el objeto protegido(por dirección predeterminadainterna de IED)

Mode Selección de la corriente y latensión medidas

L1, L2, L3 Las tres entradas fase a tierradel TT están disponibles

k Coeficiente del filtro de pasobajo para la medición depotencia, U e I

0.00 Por lo general, no se requierefiltro adicional

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 corrientemínima a 3%. La corriente pordebajo del 3% fuerza S, P y Q acero.

UBase Ajuste básico de nivel detensión en kV

400.00 Ajuste la tensión fase a fasenominal de la línea aérea

IBase Ajuste básico de nivel decorriente en A

800 Ajuste la corriente primarianominal del TC utilizada para lalínea aérea

Tabla 156: Parámetros de ajuste para la supervisión de nivel


Comentarios

PMin Valor mínimo -750 Carga mínima esperada

PMax Valor mínimo 750 Carga máxima esperada

PZeroDb Sujeción a punto cero en 0,001%del margen

3000 Ajuste la sujeción a punto cero a45 MW, o sea, 3% de 1500 MW

PRepTyp Tipo de informe db Seleccione la supervisión deamplitud de banda 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 cambiosmayores de 30 MW)





Comentarios

PHiHiLim Límite alto-alto (valor físico) 600 Límite alto de alarma, es decir,alarma de sobrecarga extrema

PHiLim Límite alto (valor físico) 500 Límite alto de advertencia, esdecir, advertencia de sobrecarga

PLowLim Límite bajo (valor físico) -800 Límite bajo de advertencia. Noestá activo.

PLowLowlLim Límite bajo-bajo (valor físico) -800 Límite bajo de alarma. No estáactivo.

PLimHyst Valor de histéresis en % delmargen (común para todos loslímites)

2 Ajuste la histéresis ±Δ MW, esdecir, 2%

Tabla 157: Ajustes para los parámetros de calibración


Comentarios

IAmpComp5 Factor de amplitud para calibrarla corriente al 5% de Ir

0.00


0.00


0.00

UAmpComp5 Factor de amplitud para calibrarla tensión al 5% de Ur

0.00


0.00


0.00

IAngComp5 Calibración del ángulo para lacorriente al 5% de Ir

0.00

IAngComp30 Precalibración de ángulo para lacorriente al 30% de Ir

0.00

IAngComp100 Precalibración de ángulo para lacorriente al 100% de Ir

0.00

Aplicación de la función de medición para un transformador de potenciaEl diagrama unifilar para esta aplicación se observa en la figura 168.



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 168: Diagrama unifilar para una aplicación en un transformador

Para medir la potencia activa y la reactiva como se indica en la figura 168, esnecesario hacer lo siguiente:

1. Ajustar correctamente todos los datos de los TC y TT y el canal de referenciadel ángulo de fase PhaseAngleRef (consulte la sección "Entradas analógicas")con el PCM600 para los canales de entradas analógicas.

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 relevante comose observa en la siguiente tabla:





Comentario




1.000 Por lo general, no se requiereajuste de escala

PowAngComp compensación de ángulo paradesplazamiento de fase entrelas mediciones de I y U

180.0 Por lo general, no se requiereángulo de compensación. Sinembargo, aquí la direcciónrequerida de la medición de P yQ es hacia la barra (NO pordirección predeterminada internade IED) Por lo tanto, se debeutilizar la compensación deángulo para obtener medicionesen línea con la direcciónrequerida.


L1L2 Solo está disponible la tensiónfase a fase UL1L2




25 Ajuste el nivel de tensión mínimaa 25%


3 Ajuste el nivel de corrientemínima a 3%


35.00 Ajuste la tensión nominal fase afase del lado de baja tensión


495 Ajuste la corriente nominal deldevanado de baja tensión deltransformador

Aplicación de la función de medición para un generadorEl diagrama unifilar para esta aplicación se observa en la figura 169.



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 169: Diagrama unifilar para una aplicación en un generador

Para medir la potencia activa y la reactiva como se indica en la figura 169, esnecesario hacer lo siguiente:

1. Ajustar correctamente todos los datos de los TC y TT y el canal de referenciadel ángulo de fase PhaseAngleRef(consulte la sección "Entradas analógicas")con el PCM600 para los canales de entradas analógicas.

2. En el PCM600, conectar la función de medición a las entradas del TC y el TTdel generador.

3. Ajustar los parámetros de ajuste para la función de medición relevante comose observa en la siguiente tabla:





Comentario




1.000 Por lo general, no se requiereajuste de escala

PowAngComp compensación de ángulo paradesplazamiento de fase entrelas mediciones de I y U

0.0 Por lo general, no se requiereángulo de compensación.También aquí, la direcciónrequerida de la medición de P yQ es hacia el objeto protegido(por dirección predeterminadainterna de 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 corrientemínima a 3%


15,65 Ajuste la tensión fase a fasenominal del generador


3690 Ajuste la corriente nominal delgenerador


Los parámetros de ajuste disponibles de la función de medición (MMXU, MSQI))dependen del hardware real (TRM) y la configuración de la lógica realizada en elPCM600.

Tabla 160: CVMMXU Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónSLowLim 0.000 -

10000000000.000VA 0.001 0.000 Límite bajo (valor físico)

SLowLowLim 0.000 -10000000000.000

VA 0.001 0.000 Límite bajo-bajo (valor físico)

SMin 0.000 -10000000000.000

VA 0.001 0.000 Valor mínimo

SMax 0.000 -10000000000.000

VA 0.001 1000000000.000 Valor máximo

SRepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta

- - Cíclico Tipo de informe

PMin -10000000000.000- 10000000000.000

W 0.001 -1000000000.000 Valor mínimo




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónPMax -10000000000.000

- 10000000000.000W 0.001 1000000000.000 Valor máximo

PRepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


QMin -10000000000.000- 10000000000.000

VAr 0.001 -1000000000.000 Valor mínimo

Operation OffOn

- - Off Operación Off/On

IBase 1 - 99999 A 1 3000 Ajuste base de nivel de corriente en A

QMax -10000000000.000- 10000000000.000

VAr 0.001 1000000000.000 Valor máximo

QRepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta




- - L1, L2, L3 Selección de la corriente y tensiónmedidas

PowAmpFact 0.000 - 6.000 - 0.001 1.000 Factor de amplitud para ajustar loscálculos de potencia

PowAngComp -180.0 - 180.0 Grad 0.1 0.0 Compensación de ángulo paradesplazamiento de fase entre I y Umedidos

k 0.00 - 1.00 - 0.01 0.00 Coeficiente de filtro de paso bajo paramedición de potencia, U e I

PFMin -1.000 - 0.000 - 0.001 -1.000 Valor mínimo

PFMax 0.000 - 1.000 - 0.001 1.000 Valor máximo

PFRepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


UMin -10000000000.000- 10000000000.000

V 0.001 0.000 Valor mínimo

UMax -10000000000.000- 10000000000.000

V 0.001 400000.000 Valor máximo

URepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


IMin -10000000000.000- 10000000000.000

A 0.001 0.000 Valor mínimo

IMax -10000000000.000- 10000000000.000

A 0.001 1000.000 Valor máximo

IRepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónFrMin -10000000000.000

- 10000000000.000Hz 0.001 0.000 Valor mínimo

FrMax -10000000000.000- 10000000000.000

Hz 0.001 70.000 Valor máximo

FrRepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


Tabla 161: CVMMXU Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónSDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:

En % de rango, Int Db: En %s

SZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

SHiHiLim 0.000 -10000000000.000

VA 0.001 900000000.000 Límite alto-alto (valor físico)

SHiLim 0.000 -10000000000.000

VA 0.001 800000000.000 Límite alto (valor físico)

SLimHyst 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango(común para todos los límites)

PDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

PZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

PHiHiLim -10000000000.000- 10000000000.000

W 0.001 900000000.000 Límite alto-alto (valor físico)

PHiLim -10000000000.000- 10000000000.000

W 0.001 800000000.000 Límite alto (valor físico)

PLowLim -10000000000.000- 10000000000.000

W 0.001 -800000000.000 Límite bajo (valor físico)

PLowLowLim -10000000000.000- 10000000000.000

W 0.001 -900000000.000 Límite bajo-bajo (valor físico)

PLimHyst 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango(común para todos los límites)

QDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

QZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

QHiHiLim -10000000000.000- 10000000000.000

VAr 0.001 900000000.000 Límite alto-alto (valor físico)

QHiLim -10000000000.000- 10000000000.000

VAr 0.001 800000000.000 Límite alto (valor físico)

QLowLim -10000000000.000- 10000000000.000

VAr 0.001 -800000000.000 Límite bajo (valor físico)

QLowLowLim -10000000000.000- 10000000000.000

VAr 0.001 -900000000.000 Límite bajo-bajo (valor físico)

QLimHyst 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango(común para todos los límites)




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónPFDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:


PFZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

UGenZeroDb 1 - 100 % 1 5 Sujeción de punto cero en % de Ubase

PFHiHiLim -3.000 - 3.000 - 0.001 3.000 Límite alto-alto (valor físico)

IGenZeroDb 1 - 100 % 1 5 Sujeción de punto cero en % de Ibase

PFHiLim -3.000 - 3.000 - 0.001 2.000 Límite alto (valor físico)

PFLowLim -3.000 - 3.000 - 0.001 -2.000 Límite bajo (valor físico)

PFLowLowLim -3.000 - 3.000 - 0.001 -3.000 Límite bajo-bajo (valor físico)

PFLimHyst 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango(común para todos los límites)

UDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

UZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

UHiHiLim -10000000000.000- 10000000000.000

V 0.001 460000.000 Límite alto-alto (valor físico)

UHiLim -10000000000.000- 10000000000.000

V 0.001 450000.000 Límite alto (valor físico)

ULowLim -10000000000.000- 10000000000.000

V 0.001 380000.000 Límite bajo (valor físico)

ULowLowLim -10000000000.000- 10000000000.000

V 0.001 350000.000 Límite bajo-bajo (valor físico)

ULimHyst 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango(común para todos los límites)

IDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

IZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

IHiHiLim -10000000000.000- 10000000000.000

A 0.001 900.000 Límite alto-alto (valor físico)

IHiLim -10000000000.000- 10000000000.000

A 0.001 800.000 Límite alto (valor físico)

ILowLim -10000000000.000- 10000000000.000

A 0.001 -800.000 Límite bajo (valor físico)

ILowLowLim -10000000000.000- 10000000000.000

A 0.001 -900.000 Límite bajo-bajo (valor físico)

ILimHyst 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango(común para todos los límites)

FrDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

FrZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

FrHiHiLim -10000000000.000- 10000000000.000

Hz 0.001 65.000 Límite alto-alto (valor físico)

FrHiLim -10000000000.000- 10000000000.000

Hz 0.001 63.000 Límite alto (valor físico)




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónFrLowLim -10000000000.000

- 10000000000.000Hz 0.001 47.000 Límite bajo (valor físico)

FrLowLowLim -10000000000.000- 10000000000.000

Hz 0.001 45.000 Límite bajo-bajo (valor físico)

FrLimHyst 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango(común para todos los límites)










Tabla 162: CMMXU Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIL1DbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:


Operation OffOn

- - Off Modo de operación On/Off

IBase 1 - 99999 A 1 3000 Ajuste base de nivel de corriente en A

IL1Max 0.000 -10000000000.000


IL1RepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta

- - Cíclico Tipo de comunicación

IL1AngDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

IL2DbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

IL2Max 0.000 -10000000000.000








Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIL3DbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:


IL3Max 0.000 -10000000000.000





Tabla 163: CMMXU Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIL1ZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% del

rango

IL1HiHiLim 0.000 -10000000000.000


IL1HiLim 0.000 -10000000000.000




IL1LowLim 0.000 -10000000000.000

A 0.001 0.000 Límite bajo (valor físico)

IL1LowLowLim 0.000 -10000000000.000

A 0.001 0.000 Límite bajo-bajo (valor físico)



IL1Min 0.000 -10000000000.000




IL1LimHys 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango ycomún para todos los límites

IL2ZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

IL2HiHiLim 0.000 -10000000000.000


IL2HiLim 0.000 -10000000000.000


IL2LowLim 0.000 -10000000000.000


IL2LowLowLim 0.000 -10000000000.000





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIL2Min 0.000 -

10000000000.000A 0.001 0.000 Valor mínimo


IL3ZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

IL3HiHiLim 0.000 -10000000000.000


IL3HiLim 0.000 -10000000000.000


IL3LowLim 0.000 -10000000000.000


IL3LowLowLim 0.000 -10000000000.000


IL3Min 0.000 -10000000000.000



Tabla 164: VNMMXU Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUL1DbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:


Operation OffOn



UL1Max 0.000 -10000000000.000

V 0.001 300000.000 Valor máximo

UL1RepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


UL1LimHys 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango ycomún para todos los límites

UL1AnDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

UL2DbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

UL2Max 0.000 -10000000000.000

V 0.001 300000.000 Valor máximo









Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUL3Max 0.000 -

10000000000.000V 0.001 300000.000 Valor máximo





Tabla 165: VNMMXU Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUL1ZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% del

rango

UL1HiHiLim 0.000 -10000000000.000


UL1HiLim 0.000 -10000000000.000


UL1LowLim 0.000 -10000000000.000


UL1LowLowLim 0.000 -10000000000.000



UL1Min 0.000 -10000000000.000


UL2ZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

UL2HiHiLim 0.000 -10000000000.000


UL2HiLim 0.000 -10000000000.000


UL2LowLim 0.000 -10000000000.000


UL2LowLowLim 0.000 -10000000000.000


UL2Min 0.000 -10000000000.000



UL3HiHiLim 0.000 -10000000000.000


UL3HiLim 0.000 -10000000000.000





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUL3LowLim 0.000 -

10000000000.000V 0.001 220000.000 Límite bajo (valor físico)

UL3LowLowLim 0.000 -10000000000.000


UL3Min 0.000 -10000000000.000


Tabla 166: VMMXU Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUL12DbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:


Operation OffOn



UL12Max 0.000 -10000000000.000

V 0.001 500000.000 Valor máximo





UL23Max 0.000 -10000000000.000

V 0.001 500000.000 Valor máximo





UL31Max 0.000 -10000000000.000

V 0.001 500000.000 Valor máximo






Tabla 167: VMMXU Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUL12ZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% del

rango

UL12HiHiLim 0.000 -10000000000.000


UL12HiLim 0.000 -10000000000.000


UL12LowLim 0.000 -10000000000.000


UL12LowLowLim 0.000 -10000000000.000



UL12Min 0.000 -10000000000.000




UL23HiHiLim 0.000 -10000000000.000


UL23HiLim 0.000 -10000000000.000


UL23LowLim 0.000 -10000000000.000


UL23LowLowLim 0.000 -10000000000.000


UL23Min 0.000 -10000000000.000




UL31HiHiLim 0.000 -10000000000.000


UL31HiLim 0.000 -10000000000.000


UL31LowLim 0.000 -10000000000.000


UL31LowLowLim 0.000 -10000000000.000


UL31Min 0.000 -10000000000.000





Tabla 168: CMSQI Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripción3I0DbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:


3I0Min 0.000 -10000000000.000


3I0Max 0.000 -10000000000.000


3I0RepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


3I0LimHys 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango ycomún para todos los límites

3I0AngDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

Operation OffOn


3I0AngMin -180.000 - 180.000 Grad 0.001 -180.000 Valor mínimo

3I0AngMax -180.000 - 180.000 Grad 0.001 180.000 Valor máximo

3I0AngRepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


I1DbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

I1Min 0.000 -10000000000.000


I1Max 0.000 -10000000000.000


I1RepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


I1AngDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

I1AngMax -180.000 - 180.000 Grad 0.001 180.000 Valor máximo

I1AngRepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


I2DbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

I2Min 0.000 -10000000000.000


I2Max 0.000 -10000000000.000


I2RepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


I2LimHys 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango ycomún para todos los límites




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónI2AngDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:


I2AngMin -180.000 - 180.000 Grad 0.001 -180.000 Valor mínimo

I2AngRepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


Tabla 169: CMSQI Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripción3I0ZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% del

rango

3I0HiHiLim 0.000 -10000000000.000


3I0HiLim 0.000 -10000000000.000


3I0LowLim 0.000 -10000000000.000


3I0LowLowLim 0.000 -10000000000.000


3I0AngZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

I1ZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

I1HiHiLim 0.000 -10000000000.000


I1HiLim 0.000 -10000000000.000


I1LowLim 0.000 -10000000000.000


I1LowLowLim 0.000 -10000000000.000


I1LimHys 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango ycomún para todos los límites

I1AngZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

I1AngMin -180.000 - 180.000 Grad 0.001 -180.000 Valor mínimo

I2ZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

I2HiHiLim 0.000 -10000000000.000


I2HiLim 0.000 -10000000000.000


I2LowLim 0.000 -10000000000.000





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónI2LowLowLim 0.000 -

10000000000.000A 0.001 0.000 Límite bajo-bajo (valor físico)

I2AngZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

I2AngMax -180.000 - 180.000 Grad 0.001 180.000 Valor máximo

Tabla 170: VMSQI Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripción3U0DbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:


3U0Min 0.000 -10000000000.000


3U0Max 0.000 -10000000000.000

V 0.001 300000.000 Valor máximo

3U0RepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


3U0LimHys 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango ycomún para todos los límites

3U0AngDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

Operation OffOn


3U0AngZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

3U0AngMin -180.000 - 180.000 Grad 0.001 -180.000 Valor mínimo

3U0AngMax -180.000 - 180.000 Grad 0.001 180.000 Valor máximo

3U0AngRepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


U1DbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

U1Min 0.000 -10000000000.000


U1Max 0.000 -10000000000.000

V 0.001 300000.000 Valor máximo

U1RepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


U1LimHys 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango ycomún para todos los límites

U1AngDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

U2DbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

U2Min 0.000 -10000000000.000





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónU2Max 0.000 -

10000000000.000V 0.001 300000.000 Valor máximo

U2RepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


U2LimHys 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango ycomún para todos los límites

U2AngDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

U2AngMin -180.000 - 180.000 Grad 0.001 -180.000 Valor mínimo

U2AngMax -180.000 - 180.000 Grad 0.001 180.000 Valor máximo

U2AngRepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


UAmpPreComp5 -10.000 - 10.000 % 0.001 0.000 Factor de amplitud para calibrar latensión al 5% de Ir



Tabla 171: VMSQI Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripción3U0ZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% del

rango

3U0HiHiLim 0.000 -10000000000.000


3U0HiLim 0.000 -10000000000.000


3U0LowLim 0.000 -10000000000.000


3U0LowLowLim 0.000 -10000000000.000


U1ZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

U1HiHiLim 0.000 -10000000000.000


U1HiLim 0.000 -10000000000.000


U1LowLim 0.000 -10000000000.000


U1LowLowLim 0.000 -10000000000.000


U1AngZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

U1AngMin -180.000 - 180.000 Grad 0.001 -180.000 Valor mínimo

U1AngMax -180.000 - 180.000 Grad 0.001 180.000 Valor máximo




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónU1AngRepTyp Cíclico

Banda muertaInt. banda muerta


U2ZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

U2HiHiLim 0.000 -10000000000.000


U2HiLim 0.000 -10000000000.000


U2LowLim 0.000 -10000000000.000


U2LowLowLim 0.000 -10000000000.000


U2AngZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

3.14.2 Contador de eventos CNTGGIO




Contador de eventos CNTGGIOS00946 V1 ES

-


El bloque Contador de eventos (CNTGGIO) consta de seis contadores que seutilizan para almacenar la cantidad de veces que se activa cada contador.CNTGGIO se puede utilizar para contar la cantidad de veces que una funciónespecífica, como por ejemplo la lógica de disparos, haya emitido una señal dedisparo. Los seis contadores comparten una característica de bloqueo yrestablecimiento.


El bloque funcional no tiene ningún parámetro disponible en la HMI local ni en elAdministrador de protección y control (PCM600) del IED.

3.14.3 Función de eventos EVENT




Función de eventos EVENTS00946 V1 ES

-




Al utilizar un sistema de automatización de subestaciones con comunicación LONo SPA, los eventos con su indicador de cronología (time tag) se pueden enviar enlos cambios o de forma cíclica desde el IED al nivel de estación. Estos eventos secrean desde cualquier señal disponible en el IED, que esté conectada a la funciónde eventos (EVENT). El bloque funcional Eventos se utiliza para comunicacionesLON 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. Porlo general, se debe ajustar a 0, es decir, sin comunicación cíclica.

Es importante ajustar el intervalo de tiempo para los eventoscíclicos de manera óptima a fin de minimizar la carga del bus deestación.




Tabla 172: EVENT Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónSPAChannelMask Off

Canal 1-8Canal 9-16Canal 1-16

- - Off Máscara canal SPA

LONChannelMask OffCanal 1-8Canal 9-16Canal 1-16

- - Off Máscara canal LON

EventMask1 Sin eventosA la activaciónA la reposiciónAl cambioAutodetección

- - Autodetección Criterio de informes para entrada 1




















Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónEventMask10 Sin eventos

A la activaciónA la reposiciónAl cambioAutodetección














MinRepIntVal1 0 - 3600 s 1 2 Intervalo mínimo de informes entrada 1
















Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMinRepIntVal14 0 - 3600 s 1 2 Intervalo mínimo de informes entrada 14



3.14.4 Informe de estado de señales lógicas BINSTATREP




Informe de estado de señales lógicas BINSTATREP - -


La función de informe de estado de señales lógicas (BINSTATREP) permite queun maestro 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 tiempodefinido por el usuario. Si la señal de entrada se mantiene activada durante mástiempo, la salida se mantiene activada hasta la reposición de la señal de entrada.

t t

INPUTn

OUTPUTn

IEC09000732-1-en.vsdIEC09000732 V1 ES

Figura 170: 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 eltiempo de pulso es el mismo para todas las salidas en la función BINSTATREP.


Tabla 173: BINSTATREP Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripciónt 0.000 - 60000.000 s 0.001 10.000 Retardo de tiempo de la función



3.14.5 Localizador de faltas LMBRFLODescripción de la función Identificación IEC



Localizador de faltas LMBRFLO - -


El objetivo principal de los IED de monitorización y protección de línea es elfuncionamiento rápido, selectivo y fiable para faltas en una sección de líneaprotegida. Además, la información de la distancia a falta es muy importante paraaquellos involucrados en el funcionamiento y mantenimiento. La informaciónfiable sobre la ubicación de la falta disminuye en gran medida el tiempo sinactividad de las líneas protegidas y aumenta la disponibilidad total de una redeléctrica.

El localizador de faltas se inicia con la entrada CALCDIST, a la cual se conectanlas señales de disparo que indican faltas de línea, por lo general, la zona 1 deprotección de distancia y la zona de aceleramiento o la protección diferencial delínea. También se debe iniciar el informe de perturbaciones para las mismas faltasya que la función utiliza información previa y posterior a la falta proveniente de lafunción de registrador de valores de disparo (TVR).

Además, la función debe recibir información sobre las fases defectuosas para lacorrecta selección de bucle (salidas selectivas de fases de la protección diferencial,la protección de distancia, la protección de sobreintensidad direccional, etc.). Seutilizan los siguientes bucles para los distintos tipos de faltas:

• para faltas trifásicas: bucle L1-L2.• para faltas bifásicas: el bucle entre las fases defectuosas.• para faltas bifásicas a tierra: el bucle entre las fases defectuosas.• para faltas fase a tierra: el bucle fase a tierra.

La distancia a la falta, que se calcula con gran precisión, se almacena junto con lasperturbaciones registradas. Esta información se puede leer en la HMI local, cargadaen el PCM600, y está disponible en al bus de estación según el protocolo IEC 61850.

La distancia a falta se puede volver a calcular en la HMI local mediante elalgoritmo de medición para diferentes bucles de faltas o para parámetros delsistema cambiados.


Los parámetros para la función de localizador de faltas se ajustan a través de laHMI local o el PCM600.



El algoritmo del localizador de faltas utiliza tensiones de fase, corrientes de fase yla corriente residual en la bahía vigilada (línea protegida) y de una bahía paralela(línea de acoplamiento mutuo con la línea protegida).

El localizador de faltas tiene una conexión cercana a la función de informe deperturbaciones. Todas las entradas analógicas externas (canales 1 a 30), conectadasa la función de informe de perturbaciones, están disponibles para el localizador defaltas y la función utiliza información calculada por el registrador de valores dedisparo. Después de la asignación de entradas analógicas a la función de informede perturbaciones, el usuario debe señalar cuáles de las entradas analógicas debeutilizar el localizador de faltas. Según los ajustes predeterminados, las primerascuatro entradas analógicas son las corrientes y las siguientes tres son las tensionesen la bahía vigilada (no se espera ninguna línea paralela porque la entrada elegidaestá ajustada a cero). Utilice la herramienta de ajuste de parámetros dentro delPCM600 para cambiar la configuración analógica.

La lista de parámetros explica el significado de las abreviaturas. La figura 171también presenta estos parámetros del sistema de forma gráfica. Tenga en cuentaque todos los valores de impedancia se relacionan con sus valores primarios y conla longitud total de la línea protegida.

Z0m=Z0m+jX0m

R1A+jX1A

R0L+jX0LR1L+jX1L

R0L+jX0LR1L+jX1L

R1B+jX1B

DRPRDRE

LMBRFLO

ANSI05000045_2_en.vsdANSI05000045 V2 ES

Figura 171: Configuración de red simplificada con los datos de red requeridospara los ajustes de la función de localización y medición de faltas

Para una línea de circuito simple (sin línea paralela), los valores de la impedanciade secuencia cero mutua (X0M, R0M) y la entrada analógica están ajustados a cero.

Los ajustes de parámetros específicos de la red eléctrica que se observan en la tabla2 no son ajustes generales sino ajustes específicos que se incluyen en los grupos deajustes, es decir que esto permite cambiar las condiciones para el localizador defaltas con poca anticipación cambiando el grupo de ajustes.

La impedancia de fuente no es constante en la red. Sin embargo, esto tiene unainfluencia menor en la precisión del cálculo de la distancia a falta porque solo elángulo de fase del factor de distribución tiene influencia en la precisión. El ángulode fase del factor de distribución suele ser muy bajo y prácticamente constanteporque la impedancia de línea de secuencia positiva, que tiene un ángulo cercano alos 90°, lo domina. Siempre ajuste la resistencia de la impedancia de fuente avalores que no sean cero. Si no se conocen los valores reales, los valores que



corresponden al ángulo característico de la impedancia de fuente de 85° danresultados satisfactorios.

Conexión de corrientes analógicasEl diagrama de conexión para corrientes analógicas incluidas de la línea paralelaIN se observa en la figura 172

en07000113.vsd

L1L2L3

1

4

2

5

3

6

9

10

1

4

2

5

3

6

9

10

I1

I2

I3

I5

I1

I2

I3

I5

IEC07000113 V1 ES

Figura 172: Ejemplo de conexión de la línea paralela IN para el localizador defaltas LMBRFLO


Tabla 174: LMBRFLO Grupo de ajustes (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónR1A 0.001 - 1500.000 ohmio/f 0.001 2.000 Resistencia de fuente A (lado próximo)

X1A 0.001 - 1500.000 ohmio/f 0.001 12.000 Reactancia de fuente A (lado próximo)

R1B 0.001 - 1500.000 ohmio/f 0.001 2.000 Resistencia de fuente B (lado lejano)

X1B 0.001 - 1500.000 ohmio/f 0.001 12.000 Reactancia de fuente B (lado lejano)

R1L 0.001 - 1500.000 ohmio/f 0.001 2.000 Resistencia de secuencia positiva delínea

X1L 0.001 - 1500.000 ohmio/f 0.001 12.500 Reactancia de secuencia positiva de línea

R0L 0.001 - 1500.000 ohmio/f 0.001 8.750 Resistencia de línea de secuencia cero

X0L 0.001 - 1500.000 ohmio/f 0.001 50.000 Reactancia de línea de secuencia cero




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónR0M 0.000 - 1500.000 ohmio/f 0.001 0.000 Resistencia mutua de secuencia cero

X0M 0.000 - 1500.000 ohmio/f 0.001 0.000 Reactancia mutua de secuencia cero

LineLength 0.0 - 10000.0 - 0.1 40.0 Longitud de línea

Tabla 175: LMBRFLO Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónDrepChNoIL1 1 - 30 Canal 1 1 Número de entrada que registra la

corriente de fase, IL1

DrepChNoIL2 1 - 30 Canal 1 2 Número de entrada que registra lacorriente de fase, IL2

DrepChNoIL3 1 - 30 Canal 1 3 Número de entrada que registra lacorriente de fase, IL3

DrepChNoIN 0 - 30 Canal 1 4 Número de entrada que registra lacorriente residual, IN

DrepChNoIP 0 - 30 Canal 1 0 Número de entrada que registra 3I0 enlínea paralela

DrepChNoUL1 1 - 30 Canal 1 5 Número de entrada que registra latensión de fase, UL1



3.14.6 Bloque funcional Expansión del valor medido RANGE_XP




Bloque funcional Expansión del valormedido

RANGE_XP - -


Los bloques funcionales de mediciones de corriente y tensión (CVMMXU,CMMXU, VMMXU y VNMMXU), de medición de secuencia de corriente ytensión (CMSQI y VMSQI), y funciones de entradas y salidas de comunicacionesgenéricas del IEC 61850 (MVGGIO) cuentan con una función de supervisión demedición. Todos los valores medidos se pueden supervisar en base a cuatro límitesajustables: límite bajo-bajo, límite bajo, límite alto y límite alto-alto. El bloquefuncional Expansión del valor medido ( RANGE_XP) se introdujo para podertraducir la señal de salida de tipo entero de las funciones de medición a 5 señalesbinarias, es decir, por debajo del límite bajo-bajo, por debajo del límite bajo,normal, por encima del límite alto-alto, o por encima del límite alto. Las señales desalida se pueden utilizar como condiciones en la lógica configurable.




No existe ningún parámetro ajustable para el bloque funcional Expansión del valormedido.

3.14.7 Informe de perturbaciones DRPRDRE




Señales de entrada analógicas A41RADR - -

Informe de perturbaciones DRPRDRE - -

Informe de perturbaciones A1RADR - -

Informe de perturbaciones A4RADR - -

Informe de perturbaciones B1RBDR - -


Para obtener información rápida, completa y fiable sobre las perturbaciones en elsistema primario o secundario, es muy importante recopilar información sobrecorrientes de falta, tensiones y eventos. 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 una mejor comprensión del comportamiento de la red eléctrica y de losequipos primarios y secundarios asociados, durante una perturbación y después deella. Un análisis de los datos registrados proporciona valiosa información que sepuede utilizar para explicar una perturbación, las bases para cambiar el plan deajustes del IED, para mejorar los equipos existentes, etcétera. Esta informacióntambién se puede utilizar en una perspectiva más amplia cuando se planifican ydiseñan nuevas instalaciones, es decir, un registro de perturbaciones puede serparte del análisis funcional (FA).

El informe de perturbaciones DRPRDRE, que siempre se incluye en el IED,obtiene datos de muestra de todas las señales binarias y analógicas seleccionadasque están conectadas 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) y localizador de faltas (FL).



La función de informe de perturbaciones se caracteriza por una gran flexibilidad encuanto a la configuración, condiciones de arranque, tiempos de registro y grancapacidad de almacenamiento. Por lo tanto, el informe de perturbaciones nodepende de las funciones de protección y puede registrar perturbaciones que no hansido detectadas por dichas funciones, por distintos motivos. El informe deperturbaciones se puede utilizar como un registro de perturbaciones autónomoavanzado.

Todos los registros del informe de perturbaciones se guardan en el IED. Lo mismosucede con todos los eventos, que se van guardando continuamente en unamemoria intermedia. La HMI local se puede utilizar para obtener información delos registros y los archivos de informes de perturbaciones se pueden cargar en elPCM600 con la herramienta de administración de perturbaciones, para su lectura ola realización de análisis adicionales (utilizando WaveWin, que se puede encontraren el CD de instalación del PCM600). El usuario también puede cargar archivos deinformes de perturbaciones utilizando clientes FTP o MMS (a través de 61850).

Si el IED está conectado al bus de estación (IEC 61850-8-1), la información delregistrador de perturbaciones (registro realizado y número de falta) y dellocalizador de faltas está disponible como datos GOOSE o de control de informes.Se puede obtener la misma información si se utiliza IEC60870-5-103.


Los parámetros de ajuste para la función de informe de perturbaciones DRPRDREse ajustan a través de la HMI local o del PCM600.

Es posible administrar hasta 40 señales analógicas y 96 señales binarias, internas oprovenientes de entradas externas. Las señales binarias son iguales en todas lasfunciones, es decir, en las funciones registrador de perturbaciones (DR), registradorde eventos (ER), indicaciones (IND), registrador de valores de disparo (TVR) ylista 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), indicaciones(IND), registrador de valores de disparo (TVR) y lista de eventos (EL)).

La figura 173 muestra las relaciones entre el informe de perturbaciones, lasfunciones incluidas y los bloques funcionales. lista de eventos (EL), registrador deeventos (ER) e indicaciones (IND) las funciones utilizan información de losbloques funcionales de entradas binarias (BxRBDR). El registrador de valores dedisparo (TVR) utiliza información analógica de los bloques funcionales de entradasanalógicas (AxRADR), que es utilizada por el localizador de faltas (FL) despuésdel cálculo por parte del registrador de valores de disparo (TVR). La función delregistrador de perturbaciones obtiene información tanto de AxRADR como deBxRBDR.



Reg. de valoresde disparo

Localizador de faltas

Lista de eventos

Registrador de eventos

Indicaciones

Registrador de perturbaciones

Informe de perturbaciones

Señales binarias

Señales analógicasA4RADR

B6RBDR

DRPRDRE FL


A1-4RADR

B1-6RBDR

IEC09000336 V2 ES

Figura 173: Funciones del informe de perturbaciones y bloques funcionalesasociados

Para la función de informe de perturbaciones existen numerosos ajustes quetambién afectan 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

Oscuridad Sin alimentación

LED amarillo:

Luz fija Se activa un informe de perturbaciones

Luz intermitente El IED está en modo de prueba

LED rojo:

Luz fija Activado por la señal binaria N con SetLEDN = On

FuncionamientoEl funcionamiento del informe de perturbaciones DRPRDRE se debe ajustar a Ono Off. Si se selecciona Off , observe que no se registra ningún informe de



perturbaciones y no funciona ninguna de las subfunciones (el único parámetrogeneral que afecta la lista de eventos (EL)).

Operation = Off:

• No se guardan los informes de perturbaciones.• La información del LED (amarillo: arranque, rojo: disparo) no se guarda ni

sufre cambios.

Operation = On:

• Los informes de perturbaciones se guardan, los datos de perturbaciones sepueden leer desde la HMI local y desde un PC mediante el PCM600.

• La información del LED (amarillo: arranque, rojo: disparo) se guarda.

Cada registro recibe un número (de 0 a 999) que se utiliza como identificación(HMI local, herramienta de administración de perturbaciones e IEC 61850). Unaidentificación de registro alternativa consta de la fecha, hora y número desecuencia. El número de secuencia aumenta de a uno y de manera automática paracada nuevo registro y se repone a cero a la medianoche. La cantidad máxima deregistros guardados en el IED es 100. El registro más antiguo se sobrescribecuando llega un nuevo registro (FIFO).

Para poder borrar los registros de perturbaciones, el parámetroOperation se debe ajustar a On.

Tiempos de registroLos diferentes tiempos de registro para el informe de perturbaciones se ajustan (eltiempo previo a la falta, el tiempo posterior a la falta y el tiempo límite). Estostiempos de registro afectan todas las subfunciones en mayor o menor medida,excepto la función de lista de eventos (EL) .

El tiempo de registro previo a la falta (PreFaultRecT) es el tiempo de registroanterior al punto de inicio de la perturbación. El ajuste debe ser al menos 0.1 s paraasegurar suficientes muestras para el cálculo de los valores previos a la falta en lafunción del 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 activación (no afecta la funcióndel registrador de valores de disparo (TVR) ).

El tiempo límite de registro (TimeLimit) es el tiempo máximo de registro despuésde la activación. El parámetro limita el tiempo de registro si alguna de lascondiciones de activación (tiempo de falta) es muy larga o permanente (no afecta lafunción del registrador de valores de activación (TVR) ).



La reactivación posterior (PostRetrig) se puede ajustar a On o Off. Permite elegir elrendimiento de la función de informe de perturbaciones si aparece una nueva señalde activación en la ventana temporal posterior a la falta.

PostRetrig = Off

La función es insensible a nuevas señales de activación durante el tiempo posteriora la falta.

PostRetrig = On

La función completa el informe actual e inicia un nuevo informe completo, esdecir, este último incluirá lo siguiente:

• nuevo tiempo previo a la falta y tiempo de falta (que se superponen con elinforme anterior)

• los eventos e indicaciones también se pueden guardar en el informe anterior,debido a la superposición

• nuevos cálculos del localizador de faltas y de los valores de disparo si estáninstalados, en funcionamiento y activados

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.

Señales de entrada binariasSe pueden seleccionar hasta 96 señales binarias entre las señales de entradabinarias y las señales lógicas internas. La herramienta de configuración se utilizapara configurar estas señales.

Para cada una de las 96 señales, también se puede seleccionar si la señal se usacomo activador para el inicio de un informe de perturbaciones y si el activador sedebe activar en un flanco positivo (1) o negativo (0).

OperationN: el informe de perturbaciones se puede activar debido a una entrada Nbinaria (On) o no (Off).

TrigLevelN: activación en un flanco positivo (Trig on 1) o negativo (Trig on 0)para la entrada N binaria.

Func103N: número de tipo de función (0-255) para la entrada N binaria de acuerdocon IEC-60870-5-103; es decir, 128: protección de distancia, 160: protección desobreintensidad, 176: protección diferencial del transformador y 192: proteccióndiferencial de línea.

Info103N: número de información (0-255) para la entrada N binaria 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.

Señales de entrada analógicasSe pueden seleccionar hasta 40 señales analógicas entre las señales de entradaanalógicas las señales analógicas internas. El PCM600 se utiliza para configurarestas señales.

El activador analógico del informe de perturbaciones no se ve afectado si la entradaM analógica se incluye en el registro de perturbaciones o no (OperationM = On/Off).

Si OperationM = Off, ninguna forma de onda (muestras) se registra y se comunicaen el gráfico. Sin embargo, los valores de disparo, previos a la falta y durante lafalta se registran y se comunican. El canal de entrada igualmente se puede utilizarpara activar el registro de perturbaciones.

Si OperationM = On, la forma de onda (muestras) también se registra y secomunica en el gráfico.

NomValueM: valor nominal para la entrada M.

OverTrigOpM, UnderTrigOpM: funcionamiento de sobre/sub activación; elinforme de perturbaciones se puede activar debido al nivel alto/bajo de la entradaM analógica (On) o no (Off).

OverTrigLevelM, UnderTrigLevelM: nivel de sobre/sub activación; valor nominalrelativo del nivel alto/bajo de activación para la entrada M analógica en porcentajedel valor nominal.

Parámetros de las subfuncionesMientras el informe de perturbaciones está en funcionamiento, también lo estántodas las funciones.

IndicacionesIndicationMaN: máscara de indicaciones para la entrada N binaria. Si se ajusta(Show), un cambio de estado de esa entrada particular se captura y se muestra en elresumen de perturbaciones en la HMI local. Si no se ajusta (Hide), no se indica elcambio de estado.

SetLEDN: activa el LED rojo “TRIP” (disparo) en la HMI local, en la parte frontaldel IED, si cambia el estado de la entrada N binaria.

Registrador de perturbacionesOperationM: el canal M analógico es registrado por el registrador deperturbaciones (On) o no (Off).

Si OperationM = Off, ninguna forma de onda (muestras) se registra y se comunicaen el gráfico. Sin embargo, los valores de disparo, previos a la falta y durante lafalta se registran y se comunican. El canal de entrada igualmente se puede utilizarpara activar el registro de perturbaciones.



Si OperationM = On, la forma de onda (muestras) también se registra y secomunica en el gráfico.

Registrador de eventosLa función del registrador de eventos (ER) no tiene parámetros específicos.

Registrador de valores de disparoZeroAngleRef: este parámetro define qué señal analógica se utiliza como referenciade ángulo de fase para todas las demás señales de entrada analógicas. Esta señaltambién se utiliza para la medición de frecuencia, y la frecuencia medida se utilizapara el cálculo de los valores de disparo. Se sugiere marcar una señal de entrada detensión de muestra, 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.

ConsideracionesLa densidad de los equipos de registro en las redes eléctricas 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 deregistro no tienen los ajustes adecuados. El objetivo es optimizar los ajustes encada IED para poder capturar solo las perturbaciones importantes y maximizar lacantidad que se puede 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?

• ¿Cuán largo es el mayor tiempo de eliminación de faltas esperado?• ¿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 portadoras o dearranque .

• Señales analógicas: La activación de nivel se debe utilizar con mucho cuidado,puesto que los ajustes inadecuados generan una gran cantidad de registros. Side cualquier modo se utiliza la activación por entradas analógicas, elija ajustescon un margen suficiente con respecto a los valores de funcionamientonormales. No se recomienda el uso de tensiones de fase para la activación.

Recuerde que los valores de los parámetros ajustados en otro lugar estánvinculados con la información en un informe. Esos parámetros incluyen, porejemplo, los identificadores de objetos y de la estación, relaciones de TC y de TT.




Tabla 176: RDRE Ajustes sin grupo (básicos)



PreFaultRecT 0.05 - 1.00 s 0.01 0.10 Tiempo de registro previo a la falta

PostFaultRecT 0.1 - 10.0 s 0.1 0.5 Tiempo de registro posterior a la falta

TimeLimit 0.5 - 10.0 s 0.1 1.0 Límite de tiempo de registro de falta

PostRetrig OffOn

- - Off Reactivación posterior a falta habilitada(On) o no (Off)

ZeroAngleRef 1 - 30 Canal 1 1 Registrador de valor de disparo, canalde referencia de fasor

OpModeTest OffOn

- - Off Modo de operación durante el modoprueba

Tabla 177: A1RADR Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónOperation01 Off

On- - Off Operación On/Off

NomValue01 0.0 - 999999.9 - 0.1 0.0 Valor nominal para canal analógico 1

UnderTrigOp01 OffOn

- - Off Usar nivel bajo para activación de canalanalógico 1 (on) o no (off)

UnderTrigLe01 0 - 200 % 1 50 Nivel de activación bajo para canalanalógico 1, en % de la señal

OverTrigOp01 OffOn

- - Off Usar nivel alto para activación de canalanalógico 1 (on) o no (off)

OverTrigLe01 0 - 5000 % 1 200 Nivel de activación alto para canalanalógico 1, en % de la señal

Operation02 OffOn

- - Off Operación On/Off


UnderTrigOp02 OffOn


UnderTrigLe02 0 - 200 % 1 50 Nivel de activación bajo para canalanalógico 2 en % de la señal

OverTrigOp02 OffOn



Operation03 OffOn



UnderTrigOp03 OffOn






Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónOverTrigOp03 Off

On- - Off Usar nivel alto para activación de canal

analógico 3 (on) o no (off)

OverTrigLe03 0 - 5000 % 1 200 Nivel de activación alto para canalanalógico 3 en % de la señal

Operation04 OffOn



UnderTrigOp04 OffOn



OverTrigOp04 OffOn



Operation05 OffOn



UnderTrigOp05 OffOn



OverTrigOp05 OffOn



Operation06 OffOn



UnderTrigOp06 OffOn



OverTrigOp06 OffOn



Operation07 OffOn



UnderTrigOp07 OffOn



OverTrigOp07 OffOn









UnderTrigOp08 OffOn



OverTrigOp08 OffOn



Operation09 OffOn



UnderTrigOp09 OffOn



OverTrigOp09 OffOn



Operation10 OffOn



UnderTrigOp10 OffOn



OverTrigOp10 OffOn



Tabla 178: A4RADR Ajustes sin grupo (básicos)




UnderTrigOp31 OffOn



OverTrigOp31 OffOn









UnderTrigOp32 OffOn



OverTrigOp32 OffOn



Operation33 OffOn



UnderTrigOp33 OffOn



OverTrigOp33 OffOn



Operation34 OffOn



UnderTrigOp34 OffOn



OverTrigOp34 OffOn



Operation35 OffOn



UnderTrigOp35 OffOn



OverTrigOp35 OffOn



Operation36 OffOn






Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUnderTrigOp36 Off

On- - Off Usar nivel bajo para activación de canal

analógico 36 (on) o no (off)


OverTrigOp36 OffOn



Operation37 OffOn



UnderTrigOp37 OffOn



OverTrigOp37 OffOn



Operation38 OffOn



UnderTrigOp38 OffOn



OverTrigOp38 OffOn



Operation39 OffOn



UnderTrigOp39 OffOn



OverTrigOp39 OffOn



Operation40 OffOn



UnderTrigOp40 OffOn





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUnderTrigLe40 0 - 200 % 1 50 Nivel de activación bajo para canal

analógico 40 en % de la señal

OverTrigOp40 OffOn



Tabla 179: B1RBDR Ajustes sin grupo (básicos)


On- - Off Activación de operación On/Off

TrigLevel01 Activación en 0Activación en 1

- - Activación en 1 Activación en flanco positivo (1) onegativo (0) para entrada binaria 1

IndicationMa01 OcultarMostrar

- - Ocultar Máscara de indicación para canal binario1

SetLED01 OffOn

- - Off Ajustar LED rojo en HMI para canalbinario 1

Operation02 OffOn

- - Off Activación de operación On/Off





SetLED02 OffOn


Operation03 OffOn






SetLED03 OffOn


Operation04 OffOn






SetLED04 OffOn


Operation05 OffOn









Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónSetLED05 Off

On- - Off Ajustar LED rojo en HMI para canal

binario 5

Operation06 OffOn






SetLED06 OffOn


Operation07 OffOn






SetLED07 OffOn


Operation08 OffOn






SetLED08 OffOn


Operation09 OffOn






SetLED09 OffOn


Operation10 OffOn






SetLED10 OffOn


Operation11 OffOn









Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónSetLED11 Off

On- - Off Ajustar LED rojo en HMI para canal

binario 11

Operation12 OffOn






SetLED12 OffOn


Operation13 OffOn






SetLED13 OffOn


Operation14 OffOn






SetLED14 OffOn


Operation15 OffOn






SetLED15 OffOn


Operation16 OffOn






SetLED16 OffOn


FUNT1 0 - 255 FunT 1 0 Tipo de función para canal binario 1(IEC-60870-5-103)






Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónFUNT4 0 - 255 FunT 1 0 Tipo de función para canal binario 4

(IEC-60870-5-103)













INFNO1 0 - 255 NoInf 1 0 Número de información para canalbinario 1 (IEC-60870-5-103)














Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónINFNO12 0 - 255 NoInf 1 0 Número de información para canal

binario 12 (IEC-60870-5-103)





3.14.8 Lista de eventos


Desde una perspectiva general, el registro continuo de eventos resulta útil para lamonitorización del sistema y es un complemento de las funciones específicas delregistrador de perturbaciones.

La lista de eventos (EL), que siempre se incluye en el IED, registra todas lasseñales de entrada binarias seleccionadas que están conectadas a la función deinforme de perturbaciones. La lista puede contener hasta 1000 eventos conindicador de cronología, que se guardan en una memoria intermedia donde, cuandoel búfer se llena, el evento más antiguo se sobrescribe al registrarse un nuevo evento.

La diferencia entre la función de lista de eventos (EL) y del registrador de eventos(ER) es que la lista actualiza de manera continua el registro con eventos conindicador de cronología, mientras que el registrador es un extracto de los eventosdurante la ventana temporal del informe de perturbaciones.

La información de la lista de eventos está disponible en el IED a través de la HMIlocal o del PCM600.


Los parámetros de ajuste para la función de lista de eventos (EL) forman parte delos ajustes del informe de perturbaciones.

Es posible administrar los eventos de hasta 96 señales binarias, internas o decanales de entrada binarios. Estas señales son iguales a las señales binariasregistradas por el registrador de perturbaciones.

No existe un ajuste específico para la función EL.



3.14.9 Indicaciones


Es importante contar con información rápida, concisa y fiable sobre lasperturbaciones en el sistema primario o secundario. Un buen ejemplo son lasseñales binarias que han cambiado de estado durante una perturbación. Estainformación se utiliza principalmente en el corto plazo (por ejemplo, análisis deperturbaciones inmediato, medidas correctivas) para obtener información a travésde la HMI local de manera directa sin conocimiento sobre cómo manejar el IED.

Hay tres LED en la HMI local (verde, amarillo y rojo), que comunican el estadodel IED (en servicio, fallo interno, etcétera) y de la función de informe deperturbaciones (activada).

La función de indicaciones (IND), que siempre se incluye en el IED, muestra todaslas señales de entrada binarias seleccionadas que están conectadas a la función deinforme de perturbaciones y que se han activado durante una perturbación. Loscambios de estado se registran durante todo el tiempo de registro, que depende deljuego de tiempos de registro (tiempo previo a la falta, posterior a la falta y límite) yel tiempo real de la falta. Las indicaciones no tienen indicador de cronología añadido.

La información de indicaciones está disponible para cada una de las perturbacionesregistradas en el IED y el usuario puede utilizar la HMI local para visualizarla.


Los parámetros de ajuste para los LED y la función de indicaciones (IND) formanparte de los ajustes del informe de perturbaciones.

Las señales disponibles son iguales a las señales binarias registradas por el informede perturbaciones. Es posible utilizar todas las señales de entrada binarias para lafunción de indicaciones en la HMI local, pero no se recomienda, puesto que sepierde la vista general. El objetivo es mostrar algunas señales importantes, pero nodemasiadas. Si se ha de realizar un análisis más exhaustivo, se debe utilizar lainformación del registrador de eventos.

Para poder controlar el LED rojo en la HMI local:

SetLEDn: ajuste el LED rojo en la LHMI, en la parte frontal del IED, si cambia elestado de la entrada N binaria.

Existen numerosos ajustes específicos para la función IND:

IndicationMaN: máscara de indicaciones para la entrada N binaria. Si se ajusta(Show), un cambio de estado de esa entrada particular se captura y se muestra en laHMI local. Si no se ajusta (Hide), no se indica el cambio de estado.



3.14.10 Registrador de eventos


Es fundamental contar con información rápida, completa y fiable sobre lasperturbaciones en el sistema primario o secundario, por ejemplo, eventos conindicador de cronología registrados durante las perturbaciones. Esta información seutiliza para diferentes fines a corto plazo (por ejemplo, análisis de perturbaciones,medidas correctivas) y a largo plazo (por ejemplo, análisis de perturbaciones,estadísticas y mantenimiento, es decir, análisis funcional).

El registrador de eventos, que siempre se incluye en el IED, registra todas lasseñales de entrada binarias seleccionadas que están conectadas a la función deinforme de perturbaciones DRPRDRE. Cada registro puede contener hasta 150eventos con indicador de cronología. Los eventos se registran durante todo eltiempo de registro, que depende del juego de tiempos de registro ajustados (tiempoprevio a la falta, posterior a la falta y límite) y el tiempo real de la falta. Duranteeste tiempo, se registran los primeros 150 eventos de las 96 señales binarias y se lesañade el indicador de cronología.

La información del registrador de eventos está disponible para cada una de lasperturbaciones registradas en el IED y el usuario puede utilizar la HMI local paraobtener esa información. La información se incluye en los archivos de registro deperturbaciones, que se pueden cargar en el PCM600 para la realización de análisisadicionales con la herramienta de administración de perturbaciones.

La información del registro de eventos es una parte integrada del registro deperturbaciones (archivo Comtrade).


Los parámetros de ajuste para la función del registrador de eventos (ER) formanparte de los ajustes del informe de perturbaciones.

Es posible administrar los eventos de hasta 96 señales binarias, internas o decanales de entrada binarios. Estas señales son iguales a las señales binariasregistradas por el informe de perturbaciones.

No existe un ajuste específico para la función ER:

3.14.11 Registrador de valores de disparo


Es vital contar con información rápida, completa y confiable acerca deperturbaciones tales como corrientes de falta y faltas de tensión en la red eléctrica.Esta información se utiliza para diferentes propósitos en una perspectiva a cortoplazo (por ejemplo, ubicación de una falta, análisis de perturbaciones, acciones



correctivas) y a largo plazo (por ejemplo, análisis de perturbaciones, estadísticas ymantenimiento, es decir, análisis funcional).

El registrador de valores de disparo (TVR), que siempre se incluye en el IED,calcula los valores de todas las señales analógicas de entradas externasseleccionadas (canal 1-30) conectadas a la función de informe de perturbaciones.El cálculo se lleva a cabo inmediatamente después de finalizar cada registro yencontrarse disponible en el informe de perturbaciones. El resultado es la magnitudy el ángulo de fase, antes y durante la falta, para cada señal analógica de entrada.

La información se utiliza como entrada para la función de ubicación de falta (FL),si se incluye en el IED y se encuentra en funcionamiento.

La información del registrador de valores de disparo (TVR) está disponible paracada una de las perturbaciones registradas en el IED y el usuario puede utilizar laHMI local para obtener la información. La información se incluye en el archivo deregistro de perturbaciones, el cual se puede descargar al PCM600 y analizarutilizando la herramienta de gestión de perturbaciones.


Los parámetros de ajuste del registrador de valores de disparo (TVR) forman partede los ajustes del informe de perturbaciones.

Para el registrador de valores de disparo (TVR), hay un ajuste específico:

ZeroAngleRef: Este parámetro define qué señal analógica utilizar como referenciadel ángulo de fase para todas las otras señales de entrada. Se sugiere indicar unaseñal de entrada de tensión de muestra, por ejemplo, una tensión de fase de la líneao la barra (canal 1-30).

3.14.12 Registrador de perturbaciones


Es muy importante obtener información rápida, completa y fiable sobre corrientesde falta, tensiones, señales binarias y otras perturbaciones en la red eléctrica. Estose logra gracias a la función del registrador de perturbaciones y facilita una mejorcomprensión del comportamiento de la red eléctrica y de los equipos primarios ysecundarios asociados, durante una perturbación y después de ella. Un análisis delos datos registrados proporciona valiosa información que se puede utilizar paraexplicar una perturbación, las bases para cambiar el plan de ajustes del IED, paramejorar los equipos existentes, etcétera. Esta información también se puede utilizaren una perspectiva más amplia cuando se planifican y diseñan nuevas instalaciones,es decir, un registro de perturbaciones puede ser parte del análisis funcional (FA).

El registrador de perturbaciones (DR), que siempre se incluye en el IED, obtienedatos de muestra de todas las señales binarias y de entrada analógicasseleccionadas que están conectadas con los bloques funcionales, es decir, un



máximo de 30 señales analógicas externas, 10 señales analógicas (derivadas)internas y 96 señales binarias.

La función se caracteriza por una gran flexibilidad en cuanto a la configuración,condiciones de arranque, tiempos de registro y gran capacidad de almacenamiento.Por lo tanto, el registrador de perturbaciones no depende de las funciones deprotección y puede registrar perturbaciones que no han sido detectadas por dichasfunciones.

La información del registrador de perturbaciones para cada una de lasperturbaciones registradas se guarda en el IED y el usuario puede utilizar la HMIlocal para obtener información general sobre los registros. La información deregistro de perturbaciones se incluye en los archivos de registro de perturbaciones,que se pueden cargar en el PCM600 para la realización de análisis adicionales conla herramienta de administración de perturbaciones. La información también estádisponible en una barra de la estación de acuerdo con IEC 61850 y de acuerdo conIEC 60870-5-103.


Los parámetros de ajuste para la función del registrador de perturbaciones (DR)forman parte de los ajustes del informe de perturbaciones.

Es posible administrar hasta 40 señales analógicas y 96 señales binarias, internas oprovenientes de entradas externas. Las señales binarias son iguales a las señalesregistradas por las otras funciones en la función de informe de perturbaciones, esdecir, la función del registrador de eventos (ER), de indicaciones (IND) y delregistrador de valores de disparo (TVR).

Existe un ajuste específico para la función DR:

OperationM: el canal M analógico es registrado por el registrador deperturbaciones (On) o no (Off). Otros ajustes del informe de perturbaciones, comoOperation y TrigLevel para las señales binarias, también afectan el registrador deperturbaciones.

3.15 Medida

3.15.1 Lógica del contador de pulsos PCGGIO




Lógica del contador de pulsos PCGGIO

S00947 V1 ES

-




Lógica del contador de pulsos cuenta los pulsos binarios generados de formaexterna, por ejemplo, los pulsos que proceden de un medidor de energía externo,para el cálculo de los valores de consumo de energía. El módulo de entradasbinarias (BIM) captura los pulsos y la función de contador de pulsos los lee.Después, el número de pulsos en el contador está disponible a través del bus deestación para el sistema de automatización de subestaciones o se lee a través delsistema de monitorización de la estación como valor de servicio. Cuando se utilizael protocolo IEC 61850, se dispone de un valor de servicio en escala en el bus deestación.

El uso normal de esta función es el recuento de pulsos de energía de medidoresexternos. Con este fin, se puede utilizar un número opcional de entradas de unmódulo de entradas arbitrario en el IED con una frecuencia de hasta 40 Hz. Elcontador de pulsos también se puede utilizar como contador general.


En el PCM600, estos parámetros se pueden ajustar para cada contador de pulsospor separado:

• Operation: Off/On• tReporting: 0-3600 s• Event Mask: NoEvents/ReportEvents

La configuración de las entradas y salidas del bloque funcional de contador depulsos se realiza con el PCM600.

En el módulo de entradas binarias, el tiempo del filtro antirrebote está fijado a 5ms, es decir, el contador suprime los pulsos con una longitud de pulso inferior a 5ms. La frecuencia del bloqueo de oscilación de entrada está preestablecida en 40Hz. Esto significa que el contador encuentra oscilación de entrada si la frecuenciade entrada es superior a 40 Hz. La supresión de oscilación se libera a 30 Hz. Losvalores para el bloqueo/desbloqueo de la oscilación se pueden cambiar en la HMIlocal o el PCM600, en Main menu/Settings/General settings/I/O-modules

El ajuste es común para todos los canales de entrada en el módulode entradas binarias, es decir, si se realizan cambios en los límitespara entradas que no están conectadas con el contador de pulsos, elajuste también influye las entradas de la misma tarjeta utilizadapara el recuento de pulsos.




Tabla 180: PCGGIO Ajustes sin grupo (básicos)



EventMask Sin eventosEventosInforme

- - Sin eventos Máscara de informe para eventosanalógicos desde contador de pulsos

CountCriteria OffFlanco de subidaFlanco de bajadaAl cambio

- - Flanco de subida Criterios de contador de pulsos

Scale 1.000 - 90000.000 - 0.001 1.000 Valor de ajuste a escala para salidaSCAL_VAL a unidad por valor contado

Quantity ConteoPotenciaActivaPotenciaAparentePotenciaReactivaEnergía activaEnergíaAparenteEnergíaReactiva

- - Conteo Cantidad medida para salida SCAL_VAL

tReporting 0 - 3600 s 1 60 Tiempo de ciclo para informe de valor decontador

3.15.2 Función de cálculo de energía y administración de lademanda ETPMMTR




Cálculo de energía y administración dela demanda

ETPMMTR - -


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 delantey hacia atrás. Es muy precisa, básicamente, gracias a la función de medicionesCVMMXU. Esta función ofrece la posibilidad de calibración en el sitio paraaumentar aún más la precisión total.

La función se conecta a las salidas instantáneas de CVMMXU , como se observaen la figura 174.




PINSTQINST

CVMMXU ETPMMTRPQ

STACCRSTACCRSTDMD

TRUEFALSEFALSE

IEC07000121 V2 ES

Figura 174: Conexión de la función de cálculo de energía y administración dela demanda ETPMMTR a la función de mediciones CVMMXU

Los valores de energía se pueden leer por medio de la comunicación en MWh yMVarh en la herramienta de monitorización del PCM600 o se pueden visualizar enla HMI local. La pantalla gráfica de la HMI local se configura con la herramientadel editor de la pantalla gráfica del PCM600, con un valor de medición que seconfigura como componente activo o reactivo, según se prefiera. También sepueden visualizar los cuatro valores.

Los valores máximos de demanda se visualizan en MWh o MVarh de la mismamanera.

Como alternativa, estos valores se pueden visualizar con el uso de la función decontadores de pulsos (PCGGIO). Los valores de salida se ajusta a escala con losvalores de ajuste de la salida de pulsos EAFAccPlsQty, EARAccPlsQty,ERFAccPlsQty y ERVAccPlsQty de la función de medida de energía y después elcontador de pulsos se puede configurar para mostrar los valores correctos medianteel ajuste a escala en esta función. Los valores del contador de pulsos se puedenvisualizar en la HMI local de la misma manera o se pueden enviar al sistema SApor medio de la comunicación, donde la energía total entonces se calcula mediantela suma de los pulsos de energía. El principio es bueno para altos valores deenergía, ya que de otro modo la saturación de números limita la integración deenergía a aproximadamente un año con 50 kV y 3000 A. Después de eso, laacumulación 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:

Operation: Off/On

tEnergy: intervalo de tiempo en el que se mide la energía.

StartAcc: Off/On se utiliza para activar y desactivar la acumulación de energía.

La señal de entrada STACC se utiliza para iniciar la acumulación.La señal de entrada STACC no se puede utilizar para detener laacumulación. El contenido de energía se repone cada vez que se



activa STACC. STACC se puede utilizar, por ejemplo, cuando seemplea un reloj externo para activar y desactivar dos bloquesfuncionales de medición de energía activa para tener indicacionesde dos tarifas.

tEnergyOnPls: proporciona el periodo en On de la longitud del pulso. Debe ser deal menos 100 ms cuando se conecta al bloque funcional del contador de pulsos. Elvalor típico es de 100 ms.

tEnergyOffPls: proporciona el periodo en Off entre pulsos. El valor típico es de 100ms.

EAFAccPlsQty y EARAccPlsQty: proporcionan el valor MWh en cada pulso. Sedebe seleccionar junto con el ajuste del contador de pulsos (PCGGIO) paraproporcionar el valor de pulso total correcto.

ERFAccPlsQty y ERVAccPlsQty : proporcionan el valor MVarh en cada pulso. Sedebe seleccionar junto con el ajuste del contador de pulsos (PCGGIO) paraproporcionar el valor de pulso total correcto.

El usuario avanzado cuenta con una serie de ajustes para la dirección, fijación cero,límite máximo, etcétera. Por lo general, los valores predeterminados son adecuadospara estos parámetros.


Tabla 181: ETPMMTR Ajustes sin grupo (básicos)



StartAcc OffOn

- - Off Activar la acumulación de valores deenergía

tEnergy 1 min5 min10 min15 min30 min60 min180 min

- - 1 min Intervalo de tiempo para cálculo deenergía

tEnergyOnPls 0.000 - 60.000 s 0.001 1.000 Tiempo de activación de pulsoacumulado de energía, en s

tEnergyOffPls 0.000 - 60.000 s 0.001 0.500 Tiempo de desactivación de pulsoacumulado de energía, en s

EAFAccPlsQty 0.001 - 10000.000 MWh 0.001 100.000 Cantidad para pulso de valor de energíaactiva acumulada hacia delante

EARAccPlsQty 0.001 - 10000.000 MWh 0.001 100.000 Cantidad para pulso de valor de energíaactiva acumulada hacia atrás

ERFAccPlsQty 0.001 - 10000.000 MVArh 0.001 100.000 Cantidad para pulso de valor de energíareactiva acumulada hacia delante

ERVAccPlsQty 0.001 - 10000.000 MVArh 0.001 100.000 Cantidad para pulso de valor de energíareactiva acumulada hacia atrás



Tabla 182: ETPMMTR Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónEALim 0.001 -

10000000000.000MWh 0.001 1000000.000 Límite de energía activa

ERLim 0.001 -10000000000.000

MVArh 0.001 1000.000 Límite de energía reactiva

DirEnergyAct Hacia delanteHacia atrás

- - Hacia delante Sentido de flujo de energía reactivaHacia delante/Hacia atrás

DirEnergyReac Hacia delanteHacia atrás

- - Hacia delante Sentido de flujo de energía activa Haciadelante/Hacia atrás

EnZeroClamp OffOn

- - On Habilitación de función de detección deretención de punto cero

LevZeroClampP 0.001 - 10000.000 MW 0.001 10.000 Nivel de sujeción de punto cero en lapotencia activa

LevZeroClampQ 0.001 - 10000.000 MVAr 0.001 10.000 Nivel de sujeción de punto cero en lapotencia reactiva

EAFPrestVal 0.000 - 10000.000 MWh 0.001 0.000 Valor inicial predefinido para energíaactiva hacia delante

EARPrestVal 0.000 - 10000.000 MWh 0.001 0.000 Valor inicial predefinido para energíaactiva hacia atrás

ERFPresetVal 0.000 - 10000.000 MVArh 0.001 0.000 Valor inicial predefinido para energíareactiva hacia delante

ERVPresetVal 0.000 - 10000.000 MVArh 0.001 0.000 Valor inicial predefinido para energíareactiva hacia atrás



Sección 4 Comunicación de estaciones

Acerca de este capítuloEn este capítulo se describen las posibilidades de comunicación en un sistema SA.

4.1 Información general

Cada IED está provisto de una interfaz de comunicación que le permite conectarsea uno o varios sistemas de nivel de subestación, ya sea en el bus de Automatizaciónde Subestación (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.

4.2 Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1

4.2.1 Aplicación de IEC 61850-8-1El protocolo de comunicación IEC 61850-8-1 permite la comunicación vertical conclientes HSI y la comunicación horizontal entre dos dispositivos electrónicosinteligentes (IED) o más de un fabricante o más, para el intercambio deinformación, su uso en las funciones y una adecuada cooperación.

GOOSE (evento de subestación orientado a objetos genéricos), que es parte delestándar IEC 61850–8–1, permite que los IED se comuniquen la información deestado y control entre sí mediante un mecanismo de publicación-suscripción. Esdecir, al detectar un evento, los IED utilizan una transmisión de multidifusión paranotificar a aquellos dispositivos que se han registrado para recibir datos. Un IEDpuede comunicar su estado mediante la publicación de un mensaje GOOSE.También puede solicitar que comunique una acción de control a cualquierdispositivo de la red.

1MRK 511 190-UES C Sección 4Comunicación de estaciones


La figura 175 muestra la topología de una configuración de IEC 61850–8–1. IEC61850–8–1 especifica solo la interfaz a la LAN de la subestación. La LAN en símisma se deja al integrador del sistema.

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 175: Sistema SA con IEC 61850

La figura 176 muestra la comunicación punto a punto GOOSE.

IEC05000734 V1 ES

Figura 176: Ejemplo de un mensaje GOOSE difundido

Sección 4 1MRK 511 190-UES CComunicación de estaciones


4.2.2 Directrices de ajusteHay dos ajustes relacionados con el protocolo IEC 61850–8–1:

Operation : el usuario puede ajustar la comunicación IEC 61850 a On u Off.

GOOSE : se debe ajustar al enlace Ethernet donde se envía y recibe el tráfico GOOSE.

IEDName : el nombre del IED específico en el sistema IEC 61850–8–1. Sinembargo, hay ajustes específicos para la interfaz de red (Ethernet) que serelacionan directamente con el IEC 61850–8–1 (pero no solamente) en el caso deno utilizar este protocolo. IEDName no se puede ajustar a través de la PST. Estáproporcionado por el nombre del IED en la estructura de navegación del PCM. Elnombre que se observa como parámetro IEDName es una respuesta de solo lecturadel nombre actual del IED en IEC61850.

4.2.3 Parámetros de ajusteTabla 183: IEC61850-8-1 Ajustes sin grupo (básicos)



GOOSE FrontalOEM311_ABOEM311_CD

- - OEM311_AB Puerto para comunicación GOOSE

Tabla 184: GOOSEBINRCV Ajustes sin grupo (básicos)



4.2.4 Funciones de E/S de comunicaciones genéricas IEC61850 SPGGIO, SP16GGIO

4.2.4.1 Aplicación

La función de E/S de comunicaciones genéricas IEC 61850 (SPGGIO) se utilizapara enviar una sola salida lógica a otros sistemas o equipos en la subestación.Tiene una entrada visible que se debería conectar en la herramienta ACT.


No hay ajustes disponibles al usuario para SPGGIO. Sin embargo, se debe utilizarel PCM600 para obtener las señales enviadas por SPGGIO.




La función no tiene ningún parámetro disponible en la HMI local ni en el PCM600.

4.2.5 Funciones de E/S de comunicaciones genéricas IEC61850 MVGGIO

4.2.5.1 Aplicación

La función de E/S de comunicaciones genéricas IEC 61850 (MVGGIO) se utilizapara enviar el valor instantáneo de una salida analógica a otros sistemas o equiposde la subestación. También se puede utilizar dentro del mismo IED paraproporcionar un aspecto RANGE a un valor analógico y permitir la supervisión dela medición de dicho valor.


Los ajustes disponibles para las funciones de E/S de comunicaciones genéricasIEC61850 (MVGGIO) permiten que el usuario elija una banda muerta y una bandamuerta cero para la señal monitorizada. Los valores dentro de la banda muerta cerose consideran 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 seobserva en la salida de rangos del bloque funcional MVGGIO. Cuando un bloquede expansión de valores medidos (RANGE_XP) está conectado a la salida derangos, las salidas lógicas de RANGE_XP se cambian como corresponde.


Tabla 185: MVGGIO Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMV db 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:


MV zeroDb 0 - 100000 m% 1 500 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

MV hhLim -10000000000.000- 10000000000.000

- 0.001 90.000 Límite Alto-Alto

MV hLim -10000000000.000- 10000000000.000

- 0.001 80.000 Límite alto

MV lLim -10000000000.000- 10000000000.000

- 0.001 -80.000 Límite bajo

MV llLim -10000000000.000- 10000000000.000

- 0.001 -90.000 Límite bajo-bajo

MV min -10000000000.000- 10000000000.000

- 0.001 -100.000 Valor mínimo




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMV max -10000000000.000

- 10000000000.000- 0.001 100.000 Valor máximo

MV dbType CíclicoBanda muertaInt. banda muerta

- - Banda muerta Tipo de comunicación

MV limHys 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango(común para todos los límites)

4.3 Protocolo de comunicación LON

4.3.1 Aplicación

Centro de control

IED IEDIED

Pasarela

Acoplador en estrellaRER 111

HSI MicroSCADA de la estación


Figura 177: Ejemplo de una estructura de comunicación LON para un sistemade automatización 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 tambiéndesde otros IED a través de la comunicación horizontal de bahía a bahía.

El bus LON de fibra óptica se implementa utilizando cables de fibra óptica connúcleo de vidrio o de plástico.



Tabla 186: 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 lacomunicación en redes de control y es un protocolo punto a punto en el que todoslos dispositivos conectados a la red se pueden comunicar entre sí directamente.Para obtener más información sobre la comunicación bahía a bahía, consulte lasección sobre la función de órdenes múltiples.

Módulos de hardware y de softwareEl hardware necesario para aplicar la comunicación LON depende de la aplicación,pero una unidad central muy necesaria es el acoplador en estrella LON y fibraóptica que conecten el acoplador a los IED. Para conectar los IED deMicroSCADA, es necesaria la biblioteca de aplicaciones LIB670.

Se incluye el módulo de software Control 670 de alta tensión en el paquete deprocesos de alta tensión LIB520, que forma parte de la biblioteca de software deaplicaciones en aplicaciones MicroSCADA.

Este módulo se utiliza para funciones de control en los IED serie 670. Contiene lailustración del proceso, los diálogos y una herramienta para generar la base dedatos del proceso para la aplicación de control de MicroSCADA.

Utilice la herramienta de red LON (LNT) para ajustar la comunicación LON. Esuna herramienta de software aplicada como un nodo en el bus LON. Paracomunicarse a través de LON, los IED deben saber:

• Las direcciones de nodo de los demás IED conectados• Los selectores de variables de redes 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 = Sí. La dirección del nodo se envía a la LNT medianteel bus LON, o bien la LNT puede explorar la red para localizar nuevos nodos.

La velocidad de comunicación del bus LON se ajusta al valor predeterminado de1,25 Mbit/s. Esto se puede cambiar con la LNT.



4.3.2 Parámetros de ajusteTabla 187: HORZCOMM Ajustes sin grupo (básicos)


On- - Off Operación

Tabla 188: ADE Ajustes sin grupo (básicos)



TimerClass LentoNormalRápido

- - Lento Clase de temporizador

4.4 Protocolo de comunicación SPA

4.4.1 AplicaciónEl protocolo de comunicación SPA es una alternativa al protocolo IEC60870-5-103, y utilizan el mismo puerto de comunicación.

La comunicación SPA se aplica con el puerto de comunicación frontal. Para ello,no se requiere ningún módulo de comunicación en serie en el IED. Solo sonnecesarios el software del PCM600 en el PC y un cable cruzado de Ethernet para laconexión frontal.

Para la comunicación con un PC (como se observa en la figura 179) con el puertoSPA posterior en el módulo de comunicación en serie (SLM), el único hardwarenecesario para un sistema de monitorización local es:

• Fibra óptica para el bucle del bus SPA• Convertidor óptico-eléctrico para el PC• PC

Un sistema de monitorización remota para la comunicación por red telefónicapública también requiere módems telefónicos y un PC remoto.

El software requerido para un sistema de monitorización local es el PCM600 y paraun sistema de monitorización remoto es el PCM600 solo en el PC remoto.



Sistema de monitorización

local con PCM600

IED IEDIED

Convertidor óptico a eléctrico, p. ej.,

SPA-ZC 22 o módem Fiberdata

Módem telefónico

Sistema de monitorización remoto

con PCM600

en05000672.vsd

Módem telefónico

IEC05000672 V2 ES

Figura 178: Estructura de una comunicación SPA para un sistema demonitorización. El sistema de monitorización puede ser local,remoto o una combinación de ambos.

Para la comunicación con un PC conectado a la LAN de la subestación de lacompañía a través de WAN y la LAN de la oficina de la compañía, como seobserva en la figura 179, y con el puerto Ethernet posterior en el módulo Ethernetóptico (OEM), el único hardware necesario para un sistema de monitorización deestación 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

El software necesario es el PCM600.

IED IEDIED

LAN de la subestación

en05000715.vsd

Sistema de monitorización remoto

con PCM600

LAN de utilidad

WAN

IEC05000715 V2 ES

Figura 179: Estructura de una comunicación SPA para un sistema demonitorización remota a través de LAN y WAN de subestación, yLAN de la compañía

La comunicación SPA se utiliza principalmente para el sistema de monitorizaciónde estaciones. Puede incluir diferentes IED con posibilidades de comunicaciónremota. La conexión a un ordenador o PC se puede realizar de forma directa (si elPC está ubicado en la subestación) o por módem telefónico a través de una red



telefónica con características 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 loscódigos del bus SPA y convertir los datos que se deberían enviar al IED.

Para la especificación del protocolo SPA v2.5, consulte el protocolo decomunicación del bus SPA, v2.5.

4.4.2 Directrices de ajusteLos parámetros de ajuste para la comunicación SPA se ajustan a través de la HMIlocal.

SPA e IEC 60870-5-103 utilizan el mismo puerto trasero de comunicación. Ajusteel parámetro Operation, en Main menu /Settings /General settings /Communication /SLM configuration /Rear optical SPA-IEC port /Protocolselection 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 esenciales 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 se puede ajustar a cualquier valor del 1 al 899, siempre ycuando sea único dentro del bucle SPA utilizado.

La velocidad en baudios, que es la velocidad de comunicación, se puede ajustarentre 300 y 38 400 baudios. Para determinar la velocidad de comunicación nominalpara las interfaces de comunicación seleccionadas, consulte los datos técnicos. Lavelocidad en baudios debería se la misma para toda la estación aunque son posiblesdiferentes velocidades en baudios en un bucle. Si se utilizan diferentes velocidadesen baudios en el mismo bucle de fibra óptica o si se utiliza la red RS485, tenga estoen cuenta al ajustar la comunicación en el maestro de comunicación, el PC.



Para la comunicación de fibra óptica local, 19 200 o 38 400 baudios es el ajustenormal. Si se utiliza comunicación telefónica, la velocidad de comunicacióndepende de la calidad de la conexión y el tipo de módem utilizado. Pero recuerdeque el IED no adapta su velocidad a las condiciones de comunicación reales porquela velocidad está ajustada en la HMI local.

4.4.3 Parámetros de ajusteTabla 189: SPA Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónSlaveAddress 1 - 899 - 1 30 Dirección de esclavo

BaudRate 300 Bd1200 Bd4800 Bd9600 Bd19200 Bd38400 Bd

- - 9600 Bd Velocidad en baudios de la línea serial

Tabla 190: LONSPA Ajustes sin grupo (básicos)






4.5 Protocolo de comunicación IEC 60870-5-103

4.5.1 Aplicación

TCP/IP

Centro de control

IED IEDIED

Pasarela

Acoplador en estrellaRER 123

HSI de la estación

en05000660.vsdIEC05000660 V2 ES

Figura 180: 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 cuandoun IED de protección se comunica con un sistema de control o monitorizaciónexterno. Este sistema debe tener software que pueda interpretar los mensajes de lacomunicación IEC 60870-5-103.

Tabla 191: Distancias máximas entre IED/nodos

vidrio < 1000 m según el balance óptico

plástico < 20 m (cubículo interno) según el balance óptico

FuncionalidadIEC 60870-5-103 es un protocolo no equilibrado (maestro-esclavo) paraintercambiar información con un sistema de control mediante la comunicación enserie con código de bits. En la terminología de IEC, una estación primaria es unmaestro y una estación secundaria es un esclavo. La comunicación se basa en elprincipio punto a punto. El maestro debe tener software que pueda interpretar losmensajes de la comunicación IEC 60870-5-103. Para obtener información detalladasobre el protocolo IEC 60870-5-103, consulte la parte 5 del estándar IEC60870:



protocolos de transmisión, y la sección 103, estándar complementario para lainterfaz informativa del equipo de protección.

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 todaslas órdenes 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 PARAMETER como FUNCTION TYPE, y elparámetro INFORMATION NUMBER definido para cada señal de salida.

• Órdenes de función 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 parámetroINFORMATION NUMBER definido para cada señal de salida.

• Órdenes de función 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 FUNCTIONTYPE para cada bloque en el rango privado y el parámetro INFORMATIONNUMBER para cada 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 demonitorización, I103IED. Este bloque utiliza PARAMETER como FUNCTIONTYPE, y el parámetro INFORMATION NUMBER definido para cada señal deentrada.

• 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 direcciónde monitorización, 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 definido 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 parámetroFUNCTION TYPE y el parámetro INFORMATION NUMBER definido para cadaseñal de salida.

• Indicaciones de falta en la dirección de monitorización, tipo 1

Bloque funcional con funciones definidas para indicaciones de faltas en ladirección de monitorización, I103FltDis. Este bloque incluye el parámetroFUNCTION TYPE, y se define el parámetro INFORMATION NUMBER paracada señal de entrada. Este bloque es adecuado para la función de protección dedistancias.

• Indicaciones de falta en la dirección de monitorización, tipo 2

Bloque funcional con funciones definidas para indicaciones de faltas en ladirección de monitorización, I103FltStd. Este bloque incluye el parámetroFUNCTION TYPE, y se define el parámetro INFORMATION NUMBER paracada señal de entrada.



Este bloque es adecuado para las funciones de protección diferencial de línea,diferencial del 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 definidopara cada señal de salida.

MedicionesLas mediciones se pueden incluir como de tipo 3.1, 3.2, 3.3, 3.4 y de tipo 9, segúnel estándar.

• Mediciones en el rango público

Bloque funcional que comunica todos los tipos de medición válidos según lasseñales conectadas, I103Meas.

• Mediciones en el rango privado

Bloques funcionales con mediciones de entradas definidas 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 lafunción de 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 registradasestán disponibles para transferir al maestro. Un archivo que el maestro recibióy reconoció no se puede volver a transferir.

• Las señales binarias comunicadas mediante sondeo son aquellas que estánconectadas a los bloques funcionales de perturbaciones B1RBDR a B6RBDR.Estos bloques funcionales incluyen el tipo de función y el número deinformación para cada señal. Para obtener más información sobre el informede perturbaciones, consulte la descripción en el manual de referencias técnicas.Los canales analógicos comunicados son aquellos que están conectados a losbloques funcionales de perturbaciones A1RADR a A4RADR. Los primerosocho pertenecen al rango público y los demás, al rango privado.

Ajustes



Ajustes en la HMI localSPA e IEC 60870-5-103 utilizan el mismo puerto trasero de comunicación. Ajusteel parámetro Operation, en Main menu/Settings /General settings /Communication /SLM configuration /Rear optical SPA-IEC port /Protocolselection to the selected protocol

Una vez seleccionados los protocolos de comunicación, el IED se reiniciaautomáticamente.

Los ajustes para la comunicación IEC 60870-5-103 son los siguientes:

• Ajustes para el número de esclavo y la velocidad en baudios (velocidad decomunicación)

• Ajuste para inversión de la luz o no• Ajuste para la frecuencia de comunicación de las mediciones

Los ajustes de los parámetros de comunicación Número de esclavo y Velocidad enbaudios se encuentran en la HMI local, en: Main menu/Settings /General settings /Communication /SLM configuration /Rear optical SPA-IEC port /Protocolselection to the selected protocol

El número de esclavo se puede ajustar a cualquier valor entre 0 y 255.

La velocidad en baudios (la velocidad de comunicación) se puede ajustar a 9600 bits/s o 19 200 bits/s.

Ajustes en el PCM600EventoPara cada entrada de la función de eventos (EVENT), hay un ajuste para el númerode información de la señal conectada. El número de información se puede ajustar aun valor 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 ajustara ON_SET.

Además, hay un ajuste en cada bloque de eventos para el tipo de función. Consultela descripción 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 laHMI local, se debe conectar la salida BLKINFO del bloque funcional de órdenesIEC ICOM a una entrada de un bloque funcional de eventos. Esta entrada debetener el número de información 20 (dirección de monitorización bloqueada) segúnel estándar.

Registros de perturbaciones



Para cada entrada de la función de registrador de perturbaciones, hay un ajuste parael número de información de la señal conectada. El número de información sepuede ajustar a cualquier valor entre 0 y 255.

Además, hay un ajuste en cada entrada de la función de registrador deperturbaciones para el tipo de función. Consulte la descripción de ajuste del tipo defunción principal en la HMI local.

Tipos de función e informaciónEl tipo de función se define de la siguiente manera:

128 = protección de distancia

160 = protección de sobreintensidad

176 = protección diferencial del transformador

192 = protección diferencial de línea

Consulte las tablas en el manual de referencias técnicas/la comunicación deestaciones que especifican los tipos de información que admite el protocolo decomunicación IEC 60870-5-103.

Para admitir la información, se deben incluir las funciones correspondientes en elIED de 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. Se debería utilizar fibra de vidrio o plástico. BFOC/2.5es la interfaz recomendada (BFOC/2.5 es lo mismo que los conectores ST). Losconectores ST se utilizan con la potencia óptica como se especifica en el estándar.

Para obtener más información, consulte el estándar IEC 60870-5-103.

4.5.2 Parámetros de ajusteTabla 192: I103IEDCMD Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónFUNTYPE 1 - 255 FunT 1 255 Tipo de función (1-255)

Tabla 193: I103CMD Ajustes sin grupo (básicos)




Tabla 194: I103USRCMD Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónPULSEMOD 0 - 1 Mode 1 1 Modo de pulsos 0=Continuo, 1=Pulsado

T 0.200 - 60.000 s 0.001 0.400 Duración de pulsos

FUNTYPE 1 - 255 FunT 1 1 Tipo de función (1-255)

INFNO_1 1 - 255 NoInf 1 1 Número de información para salida 1(1-255)








Tabla 195: I103IED Ajustes sin grupo (básicos)


Tabla 196: I103USRDEF Ajustes sin grupo (básicos)


INFNO_1 1 - 255 NoInf 1 1 Número de información para entradabinaria 1 (1-255)










Tabla 197: I103SUPERV Ajustes sin grupo (básicos)


Tabla 198: I103EF Ajustes sin grupo (básicos)


Tabla 199: I103FLTDIS Ajustes sin grupo (básicos)


Tabla 200: I103FLTSTD Ajustes sin grupo (básicos)


Tabla 201: I103AR Ajustes sin grupo (básicos)


Tabla 202: I103MEAS Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónRatedIL1 1 - 99999 A 1 3000 Corriente nominal de fase L1

RatedIL2 1 - 99999 A 1 3000 Corriente nominal de fase L2

RatedIL3 1 - 99999 A 1 3000 Corriente nominal de fase L3

RatedIN 1 - 99999 A 1 3000 Corriente residual nominal IN

RatedUL1 0.05 - 2000.00 kV 0.05 230.00 Tensión nominal para fase L1



RatedUL1-UL2 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Tensión nominal para fase-fase L1-L2

RatedUN 0.05 - 2000.00 kV 0.05 230.00 Tensión residual nominal UN

RatedP 0.00 - 2000.00 MW 0.05 1200.00 Valor nominal para potencia activa

RatedQ 0.00 - 2000.00 MVA 0.05 1200.00 Valor nominal para potencia reactiva

RatedF 50.0 - 60.0 Hz 10.0 50.0 Frecuencia nominal del sistema

FUNTYPE 1 - 255 FunT 1 1 Tipo de función (1-255)



Tabla 203: I103MEASUSR Ajustes sin grupo (básicos)


INFNO 1 - 255 NoInf 1 1 Número de información para mediciones(1-255)

RatedMeasur1 0.05 -10000000000.00

- 0.05 1000.00 Valor nominal de medición en entrada 1

RatedMeasur2 0.05 -10000000000.00


RatedMeasur3 0.05 -10000000000.00


RatedMeasur4 0.05 -10000000000.00


RatedMeasur5 0.05 -10000000000.00


RatedMeasur6 0.05 -10000000000.00


RatedMeasur7 0.05 -10000000000.00


RatedMeasur8 0.05 -10000000000.00


RatedMeasur9 0.05 -10000000000.00


4.6 Transmisión y órdenes múltiples MULTICMDRCV,MULTICMDSND




Transmisión y órdenes múltiples MULTICMDRCV - -

Transmisión y órdenes múltiples MULTICMDSND - -

4.6.1 AplicaciónEl IED puede incluir la función de enviar y recibir señales a y de otros IED a travésdel bus interbahía. El bloque funcional de envío y recepción tiene 16 entradas/salidas que se pueden utilizar, junto con los circuitos de lógica de configuración,con fines de control dentro del IED o a través de salidas binarias. Cuando se utilizapara comunicarse con otros IED, estos tienen un bloque funcional de transmisiónmúltiple correspondiente a 16 salidas para enviar la información que recibe elbloque de órdenes.



4.6.2 Directrices de ajuste

4.6.2.1 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 .

4.6.3 Parámetros de ajusteTabla 204: MULTICMDRCV Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntMaxCycleTime 0.050 - 200.000 s 0.001 11.000 Tiempo de ciclo máximo entre

recepciones de datos de entrada

tMinCycleTime 0.000 - 200.000 s 0.001 0.000 Tiempo de ciclo mínimo entrerecepciones de datos de entrada

Mode ContinuoPulsada

- - Continuo Modo para señales de salida

tPulseTime 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Longitud del pulso para salidas deórdenes multiples

Tabla 205: MULTICMDSND Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntMaxCycleTime 0.000 - 200.000 s 0.001 5.000 Intervalo de tiempo máximo entre

transmisiones de datos de salida

tMinCycleTime 0.000 - 200.000 s 0.001 0.000 Intervalo de tiempo mínimo entretransmisiones de datos de salida



Sección 5 Comunicación remota

Acerca de este capítuloEste capítulo describe las posibilidades de comunicación de datos del extremoremoto a través de la transferencia de señales binarias.

5.1 Transferencia de señales binarias




Transferencia de señales binarias BinSignReceive - -

Transferencia de señales binarias BinSignTransm - -

5.1.1 AplicaciónLos IED pueden estar equipados con dispositivos de comunicación paracomunicación diferencial de línea y/o comunicación de señales binarias entre losIED. Se utiliza el mismo hardware de comunicación para ambos propósitos.

La comunicación entre dos IED en dos ubicaciones geográficas diferentes es unaparte fundamental 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 transferidodirecto. Además de esto, hay posibilidades de aplicación, por ejemplo,funcionalidad de bloqueo/habilitación en la subestación remota, cambio de grupode ajuste en el IED remoto dependiendo de la situación de conmutación en lasubestación local, etc.

Cuando un canal de comunicación de 64 kbit/s se encuentra equipado con unLDCM, se lo puede conectar al IED, que entonces tiene la capacidad de 192señales binarias para comunicarse con un IED remoto.

5.1.1.1 Soluciones de hardware de comunicación

El LDCM (módulo de comunicación de datos de línea) tiene una conexión ópticapara que dos IED se puedan conectar a través de una fibra directa (multimodo),como se observa en la figura 181. El protocolo que se utiliza es IEEE/ANSIC37.94. Con esta solución, la distancia típica es de 110 km.

1MRK 511 190-UES C Sección 5Comunicación remota


LDCM

LDCM

LDCM

LDCMLDCM

LDCMLDCMLDCM

LDCMLDCM

LDCM

LDCMLD

CMLD

CM

LDCMLDCM

en06000519-2.vsdIEC06000519 V2 ES

Figura 181: Conexión de fibra óptica directa entre dos IED con un LDCM

El LDCM también se puede utilizar junto con un conversor externo de fibra ópticaa conexión galvánica G.703 o con un conversor externo de fibra óptica a conexióngalvánica X.21, como se observa en la figura 182. Estas soluciones estándestinadas a conexiones con un multiplexor que, al mismo tiempo, está conectado auna red de transmisión de telecomunicaciones (por ejemplo, SDH o PDH).

IEC05000527 V1 ES

Figura 182: LDCM con un conversor externo de fibra óptica a conexióngalvánica y 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 incorporadoX.21 y una salida de conector de 15 polos micro D-sub.

5.1.2 Directrices de ajusteChannelMode: Este parámetro se puede ajustar a On o Off. Además, se puedeajustar a OutOfService lo que significa que el LDCM local se encuentra fuera de

Sección 5 1MRK 511 190-UES CComunicación remota


servicio. Por ende, con este ajuste, el canal de comunicación se encuentra activo yse envía al IED remoto un mensaje de que el IED local se encuentra fuera deservicio, pero no aparece la señal COMFAIL y los valores analógicos y binarios seenvían como cero.

TerminalNo: Este ajuste asigna un número al IED local. Se les puede asignarnúmeros únicos a 256 IED. Para una protección diferencial de línea, se puedenincluir un máximo de 6 IED. La posibilidad de utilizar una gran cantidad dedesignaciones para los IED está reservada para el caso en que se desee unaseguridad alta contra un direccionamiento incorrecto en sistemas multiplexados.Para cada LDCM, se debe ajustar el parámetro TerminalNo . Se recomienda quecada IED en la misma estación (cuando haya más de uno) tenga números diferentes.

RemoteTermNo: Este ajuste asigna un número al IED remoto. Para cada LDCM, sedebe ajustar el parámetro RemoteTermNo a un valor diferente del parámetroTerminalNo, pero igual a TerminalNo del IED del extremo remoto. Todos los IEDen el esquema de protección deben tener números diferentes (TerminalNo).

DiffSync: Aquí, se selecciona el método de sincronización de tiempo, Echo o GPS,para la función diferencial de línea.

GPSSyncErr: Si se pierde la sincronización del GPS, la sincronización de lafunción diferencial de línea continúa durante 16 s en base a la estabilidad en losrelojes locales del IED. A partir de allí, el ajuste Block bloquea la funcióndiferencial de línea o el ajuste Echo la hace continuar mediante el método desincronización Echo . Hay que tener en cuenta que utilizar Echo en esta situaciónes seguro solo mientras no haya riesgo de variación en la asimetría de transmisión.

CommSync: Este ajuste decide la relación Maestro o Esclavo en el sistema decomunicación y no se debe confundir con la sincronización de las muestras de lacorriente diferencial de línea. Cuando se utiliza fibra directa, se ajusta un LDCMcomo Maestro y el otro como Esclavo. Cuando se utiliza un módem y unmultiplexor, el IED se ajusta siempre como Esclavo, ya que el sistema detelecomunicación proporciona el reloj maestro.

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 se debetransmitir, si se debe transmitir la suma de 2 corrientes locales y cómo, ofinalmente si se debe utilizar el canal como canal redundante.

En una disposición de interruptor y medio existen 2 corrientes locales, y la puesta atierra en los TC pueden ser diferentes para ellos. CT-SUM transmite la suma de los2 grupos de TC. CT-DIFF1 transmite el grupo 1 de TC menos el grupo 2 de TC yCT-DIFF2 transmite 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 sistemasde comunicación, la conmutación de rutas puede, en ocasiones, causarinterrupciones con una duración de hasta 50 ms. Por ende, un ajuste de retardodemasiado corto puede producir alarmas de interferencia en estas situaciones.

ComFailResDel: Retardo de reposición de alarma de fallo de comunicación.

RedChSwTime: Retardo previo al cambio a un canal redundante en caso de fallodel canal primario.

RedChRturnTime: Retardo previo al cambio de sentido al canal primario despuésde un fallo en el canal.

AsymDelay: La asimetría se define como retardo de transmisión menos retardo derecepción. Si se conoce una asimetría fija, entonces se puede utilizar el método desincronización Echo si el parámetro AsymDelay se encuentra configurado demanera apropiada. De la definición se desprende que la asimetría siempre espositiva en un extremo, y negativa en el otro extremo.

AnalogLatency: Latencia analógica local. Es un parámetro que especifica el retardo(cantidad de muestras) entre el muestreo real y el tiempo en que el muestreoalcanza el módulo de comunicación local, LDCM. El parámetro se debe ajustar a 2cuando se transmiten datos analógicos desde el módulo del transformador local,TRM. Cuando se utiliza una unidad combinada según .

RemAinLatency: Latencia analógica remota. Este parámetro corresponde alparámetro LocAinLatency configurado en el IED remoto.

MaxTransmDelay: Se pueden almacenar datos para un retardo de transmisión de40 ms como máximo. Son comunes los retardos en el rango de algunos ms. Se debeobservar que, si los datos llegan en el orden equivocado, se ignoran los datos másantiguos.

CompRange: El valor de ajuste es el valor pico de corriente sobre el que se realizaun truncamiento. Para ajustar este valor, se deben conocer los niveles de corrientede falta. El ajuste no es demasiado crítico, ya que considera valores de corrientemuy altos para los que se puede lograr un funcionamiento correcto.

5.1.3 Parámetros de ajusteTabla 206: LDCMRecBinStat1 Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónChannelMode Off

OnFueraDeServicio

- - On Modo de canal de LDCM, 0=OFF,1=ON, 2=FueraDeServicio

TerminalNo 0 - 255 - 1 0 Número de terminal usado para lacomunicación de diferencial de línea

RemoteTermNo 0 - 255 - 1 0 Número de terminal del equipo remoto

CommSync EsclavoMaestro

- - Esclavo Modo de sincronización com. LDCM,0=Esclavo, 1=Maestro




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónOptoPower BajaPotencia

AltaPotencia- - BajaPotencia Potencia de transmisión para LDCM,

0=Baja, 1=Alta

ComFailAlrmDel 5 - 500 ms 5 100 Retardo de tiempo antes de que seactive la señal de error de comunicación

ComFailResDel 5 - 500 ms 5 100 Retardo de reposición antes de que sedesactive la señal de error decomunicación

InvertPolX21 OffOn

- - Off Invertir polarización para comunicaciónX21

Tabla 207: LDCMRecBinStat2 Ajustes sin grupo (básicos)


OnFueraDeServicio




DiffSync EcoGPS

- - Eco Modo de sincronización dif. LDCM,0=ECO, 1=GPS

GPSSyncErr BloqueoEco

- - Bloqueo Modo de operación si se pierde la señalde sincronización de GPS



OptoPower BajaPotenciaAltaPotencia

- - BajaPotencia Potencia de transmisión para LDCM,0=Baja, 1=Alta

TransmCurr TI-GRP1TI-GRP2TI-SUMTI-DIF1TI-DIF2

- - TI-GRP1 Modo de suma para valores de corrientetransmitidos



RedChSwTime 5 - 500 ms 5 5 Retardo de tiempo antes de conmutar alcanal redundante

RedChRturnTime 5 - 500 ms 5 100 Retardo de tiempo antes de volverdesde el canal redundante

AsymDelay -20.00 - 20.00 ms 0.01 0.00 Retardo asimétrico cuando lacomunicación utiliza la sincronización deeco.

MaxTransmDelay 0 - 40 ms 1 20 Máx. retardo de transmisión permitido

CompRange 0-10kA0-25 kA0-50kA0-150kA

- - 0-25 kA Rango de compresión




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMaxtDiffLevel 200 - 2000 us 1 600 Dif. de tiempo máxima para respaldo de

ECO

DeadbandtDiff 200 - 1000 us 1 300 Banda muerta para t difer.

InvertPolX21 OffOn


Tabla 208: LDCMRecBinStat3 Ajustes sin grupo (básicos)


OnFueraDeServicio




DiffSync EcoGPS

- - Eco Modo de sincronización dif. LDCM,0=ECO, 1=GPS

GPSSyncErr BloqueoEco

- - Bloqueo Modo de operación si se pierde la señalde sincronización de GPS



OptoPower BajaPotenciaAltaPotencia

- - BajaPotencia Potencia de transmisión para LDCM,0=Baja, 1=Alta

TransmCurr TI-GRP1TI-GRP2TI-SUMTI-DIF1TI-DIF2CanalRedundante

- - TI-GRP1 Modo de suma para valores de corrientetransmitidos



RedChSwTime 5 - 500 ms 5 5 Retardo de tiempo antes de conmutar alcanal redundante

RedChRturnTime 5 - 500 ms 5 100 Retardo de tiempo antes de volverdesde el canal redundante

AsymDelay -20.00 - 20.00 ms 0.01 0.00 Retardo asimétrico cuando lacomunicación utiliza la sincronización deeco.

MaxTransmDelay 0 - 40 ms 1 20 Máx. retardo de transmisión permitido

CompRange 0-10kA0-25 kA0-50kA0-150kA

- - 0-25 kA Rango de compresión

MaxtDiffLevel 200 - 2000 us 1 600 Dif. de tiempo máxima para respaldo deECO

DeadbandtDiff 200 - 1000 us 1 300 Banda muerta para t difer.

InvertPolX21 OffOn




Sección 6 Configuración

Acerca de este capítuloEn este capítulo, se describen las configuraciones del IED.

6.1 Introducción

Los terminales físicos para las entradas y salidas binarias configuradas se observanen los diagramas de conexión 1MRK002801-AC para la serie IEC 670.

Existen tres alternativas para pedir el IED, con la configuración adecuada para laaplicación. En la aplicación de control, por lo general se requiere la adaptación delas señales de enclavamiento, la adaptación a las disposiciones específicas,etcétera, puesto que varía, por ejemplo, la disponibilidad de seccionadores depuesta a tierra .

Las principales funciones de protección se entregan ajustadas a On ycompletamente en funcionamiento, mientras que las funciones de respaldo quegeneralmente no se usan se entregan ajustadas a Off.

Las configuraciones son las siguientes:

• Disposición de un interruptor, una barra o dos barras.• Disposición de dos barras/dos interruptores.• Interruptor y medio (un diámetro completo).

La cantidad de E/S se debe pedir según la aplicación, y se prevén más E/S para ladisposición de dos interruptores y de interruptor y medio .

Esta configuración se hace para el control completo y la medición en las bahías. Elenclavamiento se proporciona con configuración predeterminada en las bahías, conmensajes GOOSE de acuerdo con el estándar IEC61850-8-1.

Los proyectos completos disponen de los ajustes, la matriz de señales, el mímico yla configuración de la aplicación preparada; y para las disposiciones de uninterruptor, las configuraciones de alimentadores múltiples y de acoplamiento debarras se encuentran disponibles y se pueden descargar fácilmente.

Se incluye la función de comprobación de sincronismo para el cierre controlado delos interruptores.

Los seccionadores y los seccionadores de puesta a tierra se recomiendan y debenestar manejados bipolarmente para lograr la mayor seguridad posible contra

1MRK 511 190-UES C Sección 6Configuración


operaciones innecesarias debido, por ejemplo, a una falta a tierra en el circuito decontrol.

Las funciones de protección son opcionales y no están configuradas.

Todos los IED se pueden reconfigurar con la ayuda de la herramienta deconfiguración de aplicaciones, que es parte de la plataforma del PCM600. De estemodo, el IED se puede adecuar a aplicaciones especiales y se puede desarrollar unalógica especial, es decir, una lógica para la apertura automática de losseccionadores y el cierre de las bahías en anillo, la transferencia de cargaautomática de una barra a otra, etcétera.

Por supuesto, a pedido del cliente ABB brindará asistencia para las tareas dereconfiguración, ya sea directa o para la comprobación del diseño.

Las funciones y E/S opcionales que se hayan pedido no se entregan configuradas.Se debe tener en cuenta que el estándar incluye solamente un módulo de entradasbinarias y uno de salidas binarias, y solo las funciones claves, como el disparo,están conectadas a las salidas en la herramienta de matriz de señales. La cantidadtotal de E/S necesarias se deben calcular y especificar en el momento del pedido.

Después de calcular las E/S necesarias y de pedir el IED, la cantidad de E/S sedebe ajustar correctamente en la herramienta de configuración de aplicaciones, enel menú Edit/Function selector. Incluya las E/S que tiene en el IED y guarde ycompile antes de cerrar la ACT. Así, las E/S disponibles se visualizan en laherramienta de matriz de señales.

Cuando es necesario, las configuraciones se proporcionan con comentarios deaplicación para explicar por qué las señales se han conectado de determinadamanera. Por supuesto, esto es en el caso de las características de aplicaciónespeciales creadas, no para la funcionalidad “estándar”.

Los siguientes diagramas de configuración son válidos para las distintas alternativas:

• 1MRK004500-90: disposición de un interruptor, un barra o dos barras.• 1MRK004500-91: disposición de dos barras/dos interruptores.• 1MRK004500-92: disposición de interruptor y medio (un diámetro completo).

6.2 Descripción de la configuración REC670

6.2.1 Introducción

6.2.1.1 Descripción de la configuración A30

La conexión del IED se observa en la figura 183.

Esta configuración se utiliza en disposiciones de un interruptor con una o dos barras.

Sección 6 1MRK 511 190-UES CConfiguración


El control, las mediciones y el enclavamiento están completamente configurados eincluyen comunicación con otras bahías, como otras líneas y el acoplamiento debarras, a través de GOOSE. Se ha configurado la bahía de línea típica, pero en unproyecto exportado del PCM600 se encuentran disponibles plantillas de proyectosque incluyen varias bahías además del acoplamiento de barras, que se puedendescargar para reemplazar la configuración predeterminada.

Se debe tener en cuenta lo siguiente. En este diagrama de conexiones, se observa laconexión a la tarjeta de entradas binarias y la tarjeta de salidas binarias básicassuministradas. En muchos casos, son suficientes, pero a veces, por ejemplo cuandose incluye el control total de todos los aparatos, se necesitan más tarjetas de E/S.Para la versión completa con control, proponemos utilizar dos módulos de entradasbinarias y un módulo de salidas binarias.



C

C

T

C

TC

P1

-QB1

-QB2

-QA1

-T1

QB1-OPEN

QB1-CLOSED

QB2-OPEN

QB2-CLOSED

QA1-OPEN

QA1-CLOSED

QA1-SPR UNCH

CLOSE QA1

OPEN QA1 L1,L2,L3

MAIN 2 TRIP

-QB9

MCB-OK

MCB-OK

BARRA WA1

BARRA WA2

QB9-OPEN

QB9-CLOSED

SP

AR

E

Configuration 1MRK004500-90

MCB OR

FUSE

MCB-OK

AIM1:1-4

AIM1:7-9

AIM1:11

AIM1:12

REC 670 Interruptor simple

QC9-OPEN

QC9-CLOSED

-QC9

OPEN QB1

CLOSE QB1

OPEN QB2

CLOSE QB2

+

-

OPEN QB9

CLOSE QB9

+

-

OPEN QC9

CLOSE QC9

SP

AR

E

BIM:3

BIM:4

BIM:5

BIM:6

BIM:12

BIM:13

BIM:1

BIM:2

BIM:11

BIM:7

BIM:8

BIM:9

BIM:10

BIM:14

BIM:15

BIM:16

BOM:5

BOM:7

BOM:6

BOM:8

BOM:9

BOM:11

BOM:10

BOM:12

BOM:1

BOM:2

BOM:3

BOM:4

BOM:13

BOM:15

BOM:14

BOM:16

BOM:17

BOM:19

BOM:18

BOM:20

BOM:21

BOM:22

BOM:23

BOM:24

IRF

X11.4 5X11.2

X11.1

X11.3

+

-

+

-

en05000837.eps

IEC05000837 V1 ES

Figura 183: Diagrama de conexiones para la configuración A30 con el ajuste yla matriz de señales definidos



6.2.1.2 Descripción de la configuración B30


Esta configuración se utiliza en disposiciones de dos interruptores.

El control, las mediciones y el enclavamiento están completamente configurados eincluyen comunicación con otras bahías, como otras líneas y el acoplamiento debarras, a través de GOOSE. Se ha configurado la bahía de línea típica, pero en unproyecto exportado del PCM600 se encuentran disponibles plantillas de proyectosque incluyen varias bahías.

Se debe tener en cuenta lo siguiente. En este diagrama de conexiones, se observa laconexión a la tarjeta de entradas binarias y la tarjeta de salidas binarias básicassuministradas. En muchos casos, son suficientes, pero a veces, por ejemplo cuandose incluye el control total de todos los aparatos, se necesitan más tarjetas de E/S.Para la versión completa con control, proponemos utilizar dos módulos de entradasbinarias y uno o dos módulos de salidas binarias. En los sistemas sinautomatización de subestaciones, se puede necesitar una segunda tarjeta de salidasbinarias.



QA1-OPEN

QA1-CLOSED

QA1-SPR UNCH

CLOSE QA1

OPEN =1-QA1 L1,L2,L3

MCB-OK

MCB-OK

BARRA WA1

FA

ULT

SIG

NA

LL

ING

AN

D S

PA

RE

OU

TP

UT

S


MCB-OK

AIM1:1-3

AIM1:12

AIM1:11

AIM1:7-9

REC 670 Interruptor doble

FA

ULT

SIG

NA

LS

AN

D S

PA

RE

IN

PU

TS

C

C

T

C

T

C

=2-QA1

MAIN 2 TRIP

C

C

T

C

TC

P1

-QB1

=1-QA1

-T1

MAIN 2 TRIP

-QB9

BARRA WA2

MCB OR

FUSE

P1

-T2

-QB61

MCB OR

FUSE

-QC9

-QB62

-QB2

QB9-OPEN

QB9-CLOSED

+

-

OPEN QB9

CLOSE QB9

QB2-OPEN

QB2-CLOSED

+

-

OPEN QB2

CLOSE QB2

=2-QA1-OPEN

=2-QA2-CLOSED

=2-QA1-SPR UNCH

CLOSE =2-QA1


QB1-OPEN

QB1-CLOSED

+

-

OPEN QB1

CLOSE QB1

AIM1:4-6

BIM:4

BIM:5

BOM:1

BOM:4

BIM:1

BIM:2

BIM:3

BOM:2

BOM:3

BOM:18

BOM:9

BOM:10

BOM:19

BOM:23

BOM:13

BOM:14

BOM:24

BOM:21

BOM:11

BOM:12

BOM:22

BOM:5

BOM:8

BOM:6

BOM:7

BIM:6

BIM:7

BIM:8

BIM:9

BIM:10

BIM:11

BIM:12

BIM:13

BIM:14

BIM:15

BIM:16

BOM:15

BOM:16

BOM:18

BOM:17

IRF

X11.4 5X11.2

X11.1

X11.3

en05000838.eps

IEC05000838 V1 ES

Figura 184: Diagrama de conexiones para la configuración B30 con el ajuste yla matriz de señales definidos



6.2.1.3 Descripción de la configuración C30


Esta configuración se utiliza en disposiciones de interruptor y medio para una bahíacompleta. Por supuesto, la configuración también se puede utilizar para unasección de la bahía con el uso de solo una parte de los aparatos.

El control, las mediciones y el enclavamiento están completamente configurados eincluyen comunicación con otras bahías, como otras líneas y el acoplamiento debarras, a través de GOOSE. Se ha configurado la bahía de línea típica, pero en unproyecto exportado del PCM600 se encuentran disponibles plantillas de proyectosque incluyen varias bahías además del acoplamiento de barras, que se puedendescargar para reemplazar la configuración predeterminada.

Se debe tener en cuenta lo siguiente. En este diagrama de conexiones, se observa laconexión a la tarjeta de entradas binarias y la tarjeta de salidas binarias básicassuministradas. En muchos casos, son suficientes, pero a veces, por ejemplo cuandose incluye el control total de todos los aparatos, se necesitan más tarjetas de E/S.Para la versión completa con control, proponemos utilizar tres módulos de entradasbinarias y dos módulos de salidas binarias. En los sistemas sin automatización desubestaciones, se puede necesitar una segunda tarjeta de salidas binarias.



1-QA1 OPEN

1-QA1 CLOSED

1-QA1-SPR UNCH

CLOSE 1-QA1

OPEN 1-QA1 L1,L2,L3

MCB-OK

BARRA WA1

FA

UL

T

SIG

NA

LL

ING


MCB-OK

AIM1:1-3

AIM1:12

AIM1:10

AIM1:7-9

REC 670 Interruptor y medio

SP

AR

E I

NP

UT

C

C

T

C

T

C

P1

-QB1

=1-QA1

-BI1

MAIN 2 TRIP

=1-QB9

BARRA WA2

MCB OR

FUSE

P1

-BI1

=1-QB6

MCB OR

FUSE

=1-QC9

-QB61

-QB2

1-QB9 OPEN

1-QB9 CLOSED

+

-

OPEN 1-QB9

CLOSE 1-QB9

3-QA1 OPEN

3-QA1 CLOSED

AIM1:4-6

-QB62

=1-BU1

=2-BU1

=2-QB6

=2-QC9=2-QB9

2-QB9 OPEN

2-QB9 CLOSED

2-QA1 OPEN

2-QA1 CLOSED

AIM1:11MCB OR

FUSE

C

C

T

C

T

C

CC

TC

T

C

=3-QA1

=2-QA1

2-QA1 SPRING UNCH

3-QA1 SPRING UNCH

CLOSE =3-QA1


+

-

OPEN 2-QB9

CLOSE 2-QB9

BIM:15

BOM:1

BOM:4

BIM:1

BIM:2

BIM:3

BOM:2

BOM:3

BOM:21

BOM:13

BOM:14

BOM:22

BOM:23

BOM:15

BOM:16

BOM:24

BIM:14

BOM:5

BOM:8

BOM:6

BOM:7

BOM:9

BOM:12

BOM:10

BOM:11

BIM:4

BIM:5

BIM:6

BIM:7

BIM:8

BIM:9

BIM:10

BIM:11

BIM:12

BIM:13

BOM:18

BOM:17

BOM:20

BOM:19

BIM:16

IRF

X11.4 5X11.2

X11.1

X11.3

CLOSE =2-QA1


en05000839.eps

IEC05000839 V1 ES

Figura 185: Diagrama de conexiones para la configuración C30 con el ajuste yla matriz de señales definidos



Sección 7 Glosario

Acerca de este capítuloEn este capítulo se presenta un glosario con los términos, acrónimos y lasabreviaturas utilizados en la documentación técnica de ABB.

CA Corriente alterna

ACT Herramienta de configuración de aplicación dentro delPCM600

A/D (convertidor) Convertidor analógico digital

ADBS Supervisión de amplitud de banda muerta

ADM Módulo de conversión analógico/digital, con sincronizaciónhoraria

ANSI Instituto Nacional de Normalización Estadounidense

AR Reenganche automático

ArgNegRes Parámetro de ajuste/ZD/

ArgDir Parámetro de ajuste/ZD/

ASCT Transformador de corriente de suma auxiliar

ASD Detección de señal adaptable

AWG Normativa americana de calibres de cables

BBP Protección de barras

BFP Protección de fallo de interruptor

BIM Módulo de entrada binaria

BOM Módulo de salida binaria

BR Relé externo de dos posiciones estables

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 utilizado en la transmisión de señalesbinarias entre los IED

CAN Red de área de control. Norma ISO (ISO 11898) paracomunicación en serie

CB Interruptor

1MRK 511 190-UES C Sección 7Glosario


CBM Módulo de backplane combinado

CCITT Comité Consultivo Internacional de Telegrafía y Telefonía.Organismo de normalización patrocinado por las NacionesUnidas, dentro de la Unión Internacional deTelecomunicaciones.

CCM Módulo portador de CAN

CCVT Transformador de tensión con acoplamiento capacitivo

Clase C Clase de transformador de corriente de protección segúnIEEE/ ANSI

CMPPS Megapulsos por segundo combinados

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.

COMTRADE Formato estándar de acuerdo con IEC 60255-24

Contradireccional 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

CPU Unidad de procesador central

CR Recepción de la portadora

CRC Control de redundancia cíclica

CS Envío de la portadora

TC Transformador de corriente

CVT Transformador de tensión capacitivo

DAR Reenganche automático retardado

DARPA Agencia de Proyectos de Investigación Avanzados delDepartamento de Defensa (agencia estadounidense quedesarrolló el protocolo TCP/IP, etc.)

DBDL Línea inactiva de barra inactiva

DBLL Línea activa de barra inactiva

CC Corriente continua

DFT Transformada discreta de Fourier

DIP (interruptor) Interruptor pequeño montado en un circuito impreso

DLLB Barra activa de línea inactiva

DNP Protocolo de red distribuida según la norma IEEE/ANSI1379-2000

DR Registrador de perturbaciones

Sección 7 1MRK 511 190-UES CGlosario


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 muy alta

EIA Asociación de Industrias Electrónicas

EMC Compatibilidad electromagnética

EMF Fuerza electromotriz

EMI Interferencia electromagnética

EnFP Protección de zona muerta

ESD Descarga electrostática

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 digitalespor fibra óptica

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 pantalla gráfica dentro del PCM600

GI Orden de interrogación general

GIS Aparamenta con aislamiento en gas

GOOSE Evento de subestación orientado a objetos genéricos

GPS Sistema global de navegación

GSM Módulo de sincronización horaria por GPS

HDLC (protocolo) Control de enlace de datos de alto nivel, protocolo basado enla norma 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 muerta de integración



IEC Comité Eléctrico Internacional

IEC 60044-6 Norma IEC, Transformadores de medida – Parte 6:Requisitos de transformadores de corriente de protección parala respuesta en régimen transitorio.

IEC 60870-5-103 Norma de comunicación para equipos de protección.Protocolo en serie maestro/esclavo para comunicacionespunto a punto.

IEC 61850 Norma de comunicación de automatización de subestaciones

IEEE Instituto de Ingeniería Eléctrica y Electrónica

IEEE 802.12 Norma de tecnología de red que proporciona 100 Mbits/s encables de par trenzado o fibra óptica.

IEEE P1386.1 Norma de tarjeta PCI Mezzanine (PMC) para módulos de buslocal. Hace referencia a la norma CMC (IEEE P1386,también conocida como tarjeta Mezzanine común) relativo alsistema mecánico y las especificaciones PCI del SIG (Grupode Interés Especial) PCI, correspondientes a la EMF eléctrica(fuerza electromotriz).

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 mismafunción, se denominan instancias de esa función. Unainstancia de una función es idéntica a otra del mismo tipo,pero tiene un número distinto en las interfaces de usuario delIED. El término "instancia" se suele definir como unelemento de información representativo de un tipodeterminado. De la misma forma, una instancia de unafunción existente en el IED es representativa de un tipo defunción.

IP 1. Protocolo de Internet. Capa de red correspondiente alconjunto de protocolos TCP/IP muy utilizada en redesEthernet. IP es un protocolo de conmutación de paquetes sinconexión y del mejor esfuerzo. Proporciona enrutamiento,fragmentación y reensamblaje de paquetes a través de la capade enlace de datos.2. Protección de acceso según la norma IEC

IP 20 Protección de acceso, según la norma IEC, nivel 20



IRF Señal de fallo interno

IRIG-B: Código de tiempo de formato B según la norma 200 delGrupo de 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 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

MVB Bus multifunción. Bus en serie estandarizado, desarrolladooriginalmente para ser usado en trenes.

NCC Centro Nacional de Control

NUM Módulo numérico

OCO (ciclo) Ciclo de apertura-cierre-apertura

OCP Protección de sobreintensidad

OEM Módulo óptico Ethernet

OLTC Cambiador de toma en carga

OV Sobretensión

Sobrealcance Término utilizado para describir el comportamiento del relédurante una falta. Por ejemplo, un relé de distancia seencuentra en estado de sobrealcance cuando la impedanciaque presenta es menor que la impedancia aparente en la faltaaplicada al punto de equilibrio, es decir, el alcance ajustado.El relé “ve” la falta, pero quizá no debería haberla visto.

PCI Interconexión de componentes periféricos, bus local de datos

PCM Modulación por código de pulsos

PCM600 Administrador de protección y control del IED

PC-MIP Norma de tarjeta Mezzanine

PISA Interfaz de procesos para sensores y actuadores

PMC Tarjeta Mezzanine PCI

POTT Disparo de portadora por sobrealcance permisivo



Bus de procesos Bus o LAN utilizado en el nivel de procesos, es decir,cercano a 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 transformadorde tensión

PUTT Disparo de portadora por subalcance permisivo

RASC Relé de comprobación de sincronismo, COMBIFLEX

RCA Ángulo característico del relé

REVAL Software de evaluación

RFPP Resistencia de faltas de fase a fase

RFPE Resistencia de faltas de fase a tierra

RISC Computación de juego de instrucciones reducidas

RMS (valor) Valor eficaz (valor de raíz cuadrada media)

RS422 Interfaz en serie equilibrada para la transmisión de datosdigitales en conexiones punto a punto.

RS485 Enlace en serie de acuerdo con la norma EIA RS485.

RTC Reloj de tiempo real

RTU Unidad de terminal remoto

SA Automatización de subestaciones

SC Interruptor o pulsador de cierre

SCS Sistema de control de estaciones

SCT Herramienta de configuración del sistema de acuerdo con lanorma IEC 61850

SLM Módulo de comunicación en serie. Se utiliza para lacomunicación entre SPA/LON/IEC.

SMA (conector) Versión A de conector subminiatura, roscado y conimpedancia constante.

SMT Herramienta de la matriz de señales dentro del PCM600

SMS Sistema de supervisión de estaciones

SNTP Protocolo simple de tiempo de red, que se utiliza parasincronizar los relojes de los ordenadores en redes de árealocal. Este protocolo permite reducir la necesidad de contarcon relojes físicos precisos en cada sistema incorporado deuna red. En su lugar, cada nodo incorporado se puedesincronizar con un reloj remoto, proporcionando así laprecisión necesaria.



SPA Adquisición de protección Strömberg, protocolo en seriemaestro/esclavo para comunicaciones punto a punto.

SRY Conmutador de condición de interruptor preparado

ST Interruptor o pulsador de disparo

Punto en estrella Punto neutro del transformador o generador

SVC Compensación estática de VAr

TC Bobina de disparo o transformador de corriente

TCS Supervisión de circuitos de disparo

TCP Protocolo de control de transmisión. Protocolo más común dela capa de transporte, utilizado en Ethernet e Internet.

TCP/IP Protocolo de control de transmisión sobre protocolo deInternet. Protocolos de facto estándar Ethernet incorporadosen 4.2BSD Unix. El protocolo TCP/IP fue desarrollado porDARPA para el funcionamiento de Internet, y abarcaprotocolos de la capa de red y de la capa de transporte.Mientras que TCP e IP especifican dos protocolos de capasde protocolos específicas, TCP/IP se suele utilizar parareferirse al conjunto completo de protocolos desarrollados porel Departamento de Defensa de los EE. UU., que incluyeTelnet, FTP, UDP y RDP.

TEF Retardo de tiempo para la función de protección contra falta atierra

TNC (conector) Threaded Neill Concelman, versión roscada de impedanciaconstante de un conector BNC.

TPZ, TPY, TPX,TPS

Clase de transformador de corriente de acuerdo con IEC

Subalcance Término utilizado para describir el comportamiento del relédurante una falta. Por ejemplo, un relé de distancia seencuentra en estado de subalcance cuando la impedancia quepresenta es mayor que la impedancia aparente en la faltaaplicada al punto de equilibrio, es decir, el alcance ajustado.El relé no “ve” la falta, pero quizá debería haberla visto.Consulte también "Sobrealcance".

U/I-PISA Componentes de la interfaz de procesos que proporcionan losvalores de tensión y corriente medidos.

UTC Tiempo universal coordinado. Escala horaria coordinada,mantenida por el Bureau International des Poids et Mesures(BIPM), que conforma la base de una diseminacióncoordinada de frecuencias y señales horarias estándares. ElUTC deriva del "Tiempo atómico internacional" (TAI),después de sumarle un número entero de "segundosintercalares" para sincronizarlo con el tiempo universal 1(UT1), lo cual hace posible tener en cuenta la excentricidad



de la órbita de la Tierra, la inclinación del eje de rotación(23,5 grados), al tiempo que se muestra la rotación irregularde la Tierra, en la que se basa UT1. El tiempo universalcoordinado se expresa según un reloj de 24 horas y respeta elcalendario gregoriano. Se utiliza para la navegación aérea ymarítima, donde también se la conoce con el nombre militar"Hora Zulu" (hora media de Greenwich). "Zulu" en elalfabeto fonético corresponde a la letra "Z" que, a su vez,corresponde a la longitud cero.

UV Subtensión

WEI Lógica de extremo con alimentación débil

TT Transformador de tensión

X.21 Interfaz de señalización digital utilizada principalmente paraequipos de telecomunicaciones.

3IO Tres veces la corriente de secuencia cero. Generalmentellamada corriente residual o de falta a tierra

3UO Tres veces la tensión de secuencia cero. Generalmentellamada tensión residual o de punto neutro.



Contacto

ABB ABSubstation Automation ProductsSE-721 59 Västerås, SueciaTeléfono +46 (0) 21 32 50 00Fax +46 (0) 21 14 69 18

www.abb.com/substationautomation

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