serie 670 relion protección de generador reg670 …...conversión de booleanos de 16 bits a enteros...

Serie 670 Relion®

Protección de generador REG670Manual de Aplicaciones

ID de documento: 1MRK 502 016-UESFecha de emisión: Febrero 2014

Revisión: CVersión de producto: 1.1

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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.

Este documento ha sido comprobado cuidadosamente por ABB pero no es posibleexcluir completamente posibles desviaciones. Se ruega al lector que ponga enconocimiento del fabricante cualquier error detectado. Excepto en lo tocante a loscompromisos contractuales explícitos, ABB no asume en ningún caso laresponsabilidad por cualquier pérdida o daño que resulte del uso de este manual ode la aplicación del equipo.

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....................................................................11Introducción al manual de aplicación...............................................11

Acerca del conjunto completo de manuales de un IED...............11Acerca del manual de aplicación.................................................12Destinatarios................................................................................13Documentación relacionada........................................................13Notas sobre la revisión................................................................13

Sección 2 Requisitos.......................................................................15Requisitos del transformador de corriente........................................15

Clasificación del transformador de corriente...............................15Condiciones.................................................................................16Corriente de falta.........................................................................17Resistencia secundaria del conductor y carga adicional.............17Requisitos generales del transformador de corriente..................18Requisitos de la FEM secundaria equivalente nominal...............18

Protección diferencial del transformador................................18Protección de faltas a tierra restringida (diferencial de bajaimpedancia).................................................................................20

TC de neutro y TC de fase para transformadoresconectados a tierra rígidamente.............................................20TC de neutro y TC de fase para transformadoresconectados a tierra a través de una impedancia....................21

Requisitos del transformador de corriente para TC segúnotras normas................................................................................22

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)...................................................................23Transformadores de corriente según ANSI/IEEE...................23

Requisitos del transformador de tensión..........................................24Requisitos del servidor SNTP...........................................................24

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

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

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...............................................................71Parámetros de ajuste.............................................................72

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

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

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

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...............................................................................76Directrices de ajuste...............................................................76Parámetros 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................................77Aplicación...............................................................................77Directrices de ajuste...............................................................77Parámetros 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 de generador GENPDIF ..........................87

Aplicación...............................................................................87Directrices para ajustes..........................................................89Parámetros de ajuste.............................................................94

Protección diferencial de transformador T2WPDIF yT3WPDIF ....................................................................................95

Aplicación...............................................................................95Directrices de ajuste...............................................................96Ejemplo de ajuste.................................................................105Parámetros de ajuste...........................................................117

Protección de falta a tierra restringida de baja impedanciaREFPDIF ..................................................................................122

Aplicación.............................................................................122Directrices de ajuste.............................................................128Parámetros de ajuste...........................................................131

Protección diferencial monofásica de alta impedanciaHZPDIF .....................................................................................131

Aplicación.............................................................................131Ejemplos de conexión..........................................................140Directrices de ajuste.............................................................143Parámetros de ajuste...........................................................153

Protección de impedancia .............................................................154Zonas de medición de distancia, característica cuadrilateralZMQPDIS, ZMQAPDIS, ZDRDIR..............................................154

Índice


Función de medición de distancia de esquema completo,con característica mho ZMHPDIS ............................................154

Aplicación.............................................................................154Directrices para ajustes........................................................168Parámetros de ajuste...........................................................175

Protección de deslizamiento de polos PSPPPAM ....................176Aplicación.............................................................................176Directrices para ajustes........................................................179Parámetros de ajuste...........................................................189

Pérdida de excitación LEXPDIS ...............................................190Aplicación.............................................................................190Directrices para ajustes........................................................196Parámetros de ajuste...........................................................199

Protección de corriente...................................................................200Protección de sobreintensidad instantánea de fasesPHPIOC ....................................................................................200


Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapasOC4PTOC ................................................................................206


Protección de sobreintensidad residual instantáneaEFPIOC ....................................................................................222


Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapasEF4PTOC .................................................................................225

Aplicación.............................................................................226Parámetros de ajuste...........................................................228

Protección de sobreintensidad y potencia residuales,direccionales y sensibles SDEPSDE ........................................233

Introducción..........................................................................233Directrices de ajuste.............................................................234Parámetros de ajuste...........................................................243

Protección de sobrecarga térmica, dos constantes detiempo TRPTTR ........................................................................245


Protección de fallo de interruptor CCRBRF ..............................250

Índice



Protección de discordancia de polos CCRPLD ........................255Aplicación.............................................................................256Directrices de ajuste.............................................................256Parámetros de ajuste...........................................................257

Protección de mínima potencia direccional GUPPDUP............258Aplicación.............................................................................258Directrices de ajuste.............................................................260Parámetros de ajuste...........................................................264

Protección de máxima potencia direccional GOPPDOP ..........265Aplicación.............................................................................266Directrices de ajuste.............................................................268Parámetros de ajuste...........................................................272

Protección de tensión.....................................................................274Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV ................274


Protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV ............280Aplicación.............................................................................280Directrices de ajuste.............................................................281Parámetros de ajuste...........................................................284

Protección de sobretensión residual de dos etapasROV2PTOV ..............................................................................286


Protección de sobreexcitación OEXPVPH ...............................294Aplicación.............................................................................294Directrices de ajuste.............................................................296Parámetros de ajuste...........................................................300

Protección diferencial de tensión VDCPTOV ...........................301Aplicación.............................................................................302Directrices de ajuste.............................................................303Parámetros de ajuste...........................................................305

Protección de falta a tierra del estator 100% basada en eltercer armónico STEFPHIZ ......................................................306


Protección sensible de faltas a tierra del rotor, basada eninyección ROTIPHIZ .................................................................313

Índice


Directrices de ajuste.............................................................314Protección de frecuencia................................................................318

Protección de subfrecuencia SAPTUF .....................................318Aplicación.............................................................................319Directrices de ajuste.............................................................319Parámetros de ajuste...........................................................321

Protección de sobrefrecuencia SAPTOF ..................................321Aplicación.............................................................................322Directrices de ajuste.............................................................322Parámetros de ajuste...........................................................323

Protección de derivada de la frecuencia SAPFRC ...................323Aplicación.............................................................................324Directrices de ajuste.............................................................324Parámetros de ajuste...........................................................325

Protección multipropósito...............................................................325Protección general de corriente y tensión CVGAPC.................325


Supervisión del sistema secundario...............................................353Supervisión del circuito de corriente CCSRDIF ........................353


Supervisión de fallo de fusible SDDRFUF.................................354Aplicación.............................................................................354Directrices de ajuste.............................................................355Parámetros de ajuste...........................................................359

Control............................................................................................359Comprobación de sincronismo, comprobación deenergización y sincronización SESRSYN.................................360

Aplicación.............................................................................360Ejemplos de aplicación.........................................................366Directrices de ajuste.............................................................372Parámetros de ajuste...........................................................377

Control de aparatos APC...........................................................379Aplicación.............................................................................379Interacción entre módulos....................................................386Directrices de ajuste.............................................................388Parámetros de ajuste...........................................................390

Enclavamiento ..........................................................................393Directrices de configuración.................................................394Enclavamiento para una bahía de línea ABC_LINE ............395

Índice


Enclavamiento para una bahía de acoplamiento debarras ABC_BC ...................................................................400Enclavamiento para una bahía de transformadorAB_TRAFO ..........................................................................406Enclavamiento para un interruptor de seccionamientoA1A2_BS..............................................................................408Enclavamiento para un seccionador de seccionamientoA1A2_DC .............................................................................412Enclavamiento para un seccionador de puesta a tierrade barras BB_ES .................................................................419Enclavamiento para una bahía de doble interruptor DB .....425Enclavamiento para un diámetro de interruptor y medioBH .......................................................................................427Comunicación horizontal a través de GOOSE para elenclavamiento de GOOSEINTLKRCV.................................428

Conmutador giratorio lógico para selección de funcionesy presentación LHMI SLGGIO...................................................428


Miniconmutador selector VSGGIO............................................430Aplicación.............................................................................430Directrices de ajuste.............................................................431Parámetros de ajuste...........................................................431

Bloque funcional DPGGIO genérico de dos puntos..................431Aplicación.............................................................................432Directrices de ajuste.............................................................432

Control genérico de 8 señales de un solo puntoSPC8GGIO................................................................................432


Bits de automatización, función de mando para DNP3.0AUTOBITS.................................................................................434


Orden simple, 16 señales SINGLECMD...................................448Aplicación.............................................................................448Directrices de ajuste.............................................................450Parámetros de ajuste...........................................................450

Lógica.............................................................................................451Lógica de disparo SMPPTRC ...................................................451

Aplicación.............................................................................451Directrices de ajuste.............................................................455

Índice


Parámetros de ajuste...........................................................456Lógica de matriz de disparo TMAGGIO....................................456


Bloques lógicos configurables...................................................457Aplicación.............................................................................457Parámetros de ajuste...........................................................459

Bloque funcional de señales fijas FXDSIGN.............................459Aplicación.............................................................................459Parámetros de ajuste...........................................................460

Conversión de booleanos de 16 bits a enteros B16I.................461Aplicación.............................................................................461Parámetros de ajuste...........................................................461

Conversión de booleanos de 16 bits a enteros conrepresentación de nodo lógico B16IGGIO.................................461


Conversión de enteros a booleanos de 16 bits IB16.................462Aplicación.............................................................................462Parámetros de ajuste...........................................................462

Conversión de enteros a booleanos de 16 bits conrepresentación de nodo lógico IB16GGIO.................................462


Monitorización................................................................................463Medición....................................................................................463

Aplicación.............................................................................463Sujeción a cero.....................................................................465Directrices de ajuste.............................................................466Parámetros de ajuste...........................................................476

Contador de eventos CNTGGIO...............................................490Aplicación.............................................................................490Parámetros de ajuste...........................................................490

Función de eventos EVENT......................................................490Introducción..........................................................................491Directrices de ajuste.............................................................491Parámetros de ajuste...........................................................492

Informe de estado de señales lógicas BINSTATREP...............494Aplicación.............................................................................494Directrices de ajuste.............................................................494Parámetros de ajuste...........................................................494

Bloque funcional Expansión del valor medido RANGE_XP......495Aplicación.............................................................................495

Índice


Directrices de ajuste.............................................................495Informe de perturbaciones DRPRDRE......................................495


Lista de eventos........................................................................511Aplicación.............................................................................511Directrices de ajuste.............................................................512

Indicaciones...............................................................................512Aplicación.............................................................................512Directrices de ajuste.............................................................512

Registrador de eventos ............................................................513Aplicación.............................................................................513Directrices de ajuste.............................................................513

Registrador de valores de disparo.............................................514Aplicación.............................................................................514Directrices de ajuste.............................................................514

Registrador de perturbaciones..................................................515Aplicación.............................................................................515Directrices de ajuste.............................................................515

Medida............................................................................................516Lógica del contador de pulsos PCGGIO...................................516


Función de cálculo de energía y administración de lademanda ETPMMTR.................................................................517


Sección 4 Comunicación de estaciones.......................................523Información general........................................................................523Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1....................................523

Aplicación de IEC 61850-8-1.....................................................523Directrices de ajuste..................................................................525Parámetros de ajuste................................................................525Funciones de E/S de comunicaciones genéricas IEC 61850SPGGIO, SP16GGIO................................................................525


Funciones de E/S de comunicaciones genéricas IEC 61850MVGGIO....................................................................................526

Índice



Protocolo de comunicación LON....................................................527Aplicación..................................................................................527Parámetros de ajuste................................................................529

Protocolo de comunicación SPA....................................................529Aplicación..................................................................................529Directrices de ajuste..................................................................531Parámetros de ajuste................................................................532

Protocolo de comunicación IEC 60870-5-103................................533Aplicación..................................................................................533Parámetros de ajuste................................................................538

Transmisión y órdenes múltiples MULTICMDRCV,MULTICMDSND.............................................................................541

Aplicación..................................................................................541Directrices de ajuste..................................................................542

Ajustes..................................................................................542Parámetros de ajuste................................................................542

Sección 5 Comunicación remota..................................................543Transferencia de señales binarias..................................................543

Aplicación..................................................................................543Soluciones de hardware de comunicación...........................543

Directrices de ajuste..................................................................544Parámetros de ajuste................................................................546

Sección 6 Configuración...............................................................549Introducción....................................................................................549Descripción de REG670.................................................................549

Introducción...............................................................................549Descripción de la configuración A20 ...................................549Descripción de la configuración B30....................................551Descripción de la configuración C30....................................553

Sección 7 Glosario........................................................................555

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 502 016-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 502 016-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 REG670 Número de identificaciónManual del operador 1MRK 502 014-UES

Manual de instalación y puesta en servicio 1MRK 502 015-UES

Manual de referencias técnicas 1MRK 502 013-UES

Manual de aplicación 1MRK 502 016-UES

Guía de compra 1MRK 502 019-BEN

Ejemplo de ajuste 1MRK 502 020-WEN

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

Guía de compra de REG 216 1MRB520004-BEN

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

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

informes sobre problemas.

1MRK 502 016-UES C Sección 1Introducción


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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 502 016-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 502 016-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 diferencial del transformador

Los transformadores de corriente deben tener una FEM secundaria equivalentenominal Eal superior al máximo de la FEM secundaria requerida Ealreq que aparecea continuación:



sn Ral alreq nt CT L 2

pn r

I SE E 30 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷

è øEQUATION1412 V1 ES (Ecuación 1)

sn Ral alreq tf CT L 2

pn r

I SE E 2 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷


donde:

Int La corriente primaria nominal del transformador de potencia (A)

Itf Corriente primaria máxima de frecuencia fundamental que pasa por dos TCprincipales y por el transformador de potencia (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 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

En subestaciones con disposición de interruptor y medio o con dos barras y dosinterruptores, la corriente de falta puede pasar por dos TC principales para laprotección diferencial del transformador sin pasar por el transformador de potencia.En tales casos y si ambos TC principales tienen relaciones y características demagnetización iguales, los TC deben cumplir con la ecuación 1 y la ecuación 3.

sn Ral alreq f CT L 2

pn r

I SE E I R RI I

æ ö³ = × × + +ç ÷


donde:

If Corriente primaria máxima de frecuencia fundamental que pasa por dos TC principales sinpasar por el transformador de potencia (A)



2.1.7 Protección de faltas a tierra restringida (diferencial de bajaimpedancia)Los requisitos se especifican por separado para transformadores con conexión atierra rígida y con conexión a tierra a través de una impedancia. Paratransformadores con conexión a tierra a través de una impedancia, los requisitospara los TC de fase dependen de si son tres TC individuales conectados en paraleloo si es un TC de conductor que cubre las tres fases.

2.1.7.1 TC de neutro y TC de fase para transformadores conectados a tierrarígidamente

El TC de neutro y los TC de fase deben tener una FEM secundaria equivalentenominal Eal superior o igual al máximo de la FEM secundaria requerida Ealreq queaparece a continuación:

230 sn R

al alreq nt CT L

pn r

I SE E I R R

I I³ = × × × + +

æ öç ÷è ø

EQUATION2237 V1 ES (Ecuación 4)

22 sn R

al alreq etf CT L

pn r

I SE E I R R

I I³ = × × × + +

æ öç ÷è ø


Donde:

Int La corriente primaria nominal del transformador de potencia (A)

Ietf Corriente de falta de fase a tierra primaria máxima de frecuencia fundamental quepasa por los TC y por el neutro del transformador de potencia (A)




RCT La resistencia secundaria del TC (Ω)

RL La resistencia del conductor secundario y la carga adicional (Ω). Se debe utilizar laresistencia del bucle que contiene los conductores de fase y neutro.

SR La carga de un canal de entrada de corriente REx670 (VA). SR = 0,020 VA/canalpara IR = 1 A y SR = 0,150 VA/canal para IR = 5 A

En subestaciones con disposiciones de interruptor y medio o con dos barras y dosinterruptores, la corriente de falta puede pasar por dos TC de fase principales parala protección de falta a tierra restringida sin pasar por el transformador de potencia.En tales casos y si ambos TC principales tienen relaciones y características demagnetización iguales, los TC deben cumplir con el requisito (12) y el requisito(14) a continuación:



2

sn Ral alreq ef CT L

pn r

I SE E I R R

I I³ = × × + +

æ öç ÷è ø


Donde:

Ief Corriente de falta de fase a tierra primaria máxima de frecuencia fundamental que pasapor dos TC principales sin pasar por el neutro del transformador de potencia (A)

2.1.7.2 TC de neutro y TC de fase para transformadores conectados a tierraa través de una impedancia

El TC de neutro y los TC de fase deben tener una FEM secundaria equivalentenominal Eal superior o igual a la FEM secundaria requerida Ealreq que aparece acontinuación:

23 sn R

al alreq etf CT L

pn r

I SE E I R R

I I³ = × × × + +

æ öç ÷è ø


Donde:

Ietf Corriente de falta de fase a tierra primaria máxima de frecuencia fundamentalque pasa por los TC y por el neutro del transformador de potencia (A)




RCT La resistencia secundaria del TC (Ω)

RL La resistencia del conductor secundario y la carga adicional (Ω). Se debe utilizarla resistencia del bucle que contiene los conductores de fase y neutro.

SR La carga de un canal de entrada de corriente REx670 (VA). SR = 0,020 VA/canal para Ir = 1 A y SR = 0,150 VA/canal para Ir = 5 A

En caso de tres TC individuales conectados en paralelo (conexión Holmgren) dellado de la fase, se debe también cumplir con los siguientes requisitos adicionales.

Los tres TC de fase individuales deben tener una FEM secundaria equivalentenominal Eal superior o igual al máximo de la FEM secundaria requerida Ealreq queaparece a continuación:

22 sn R

al alreq tf CT L

pn r

I SE E I R R

I I³ = × × × + +

æ öç ÷è ø




Donde:

Itf Corriente de falta trifásica primaria máxima de frecuencia fundamental que pasapor los TC y el transformador de potencia (A).

RLsw La resistencia del conductor secundario único y la carga adicional (Ω).

En sistemas con conexión a tierra a través de una impedancia, las corrientes defalta de fase a tierra son, por lo general, relativamente pequeñas y los requisitospueden dar como resultado TC pequeños. Sin embargo, en aplicaciones donde lacorriente de secuencia cero del lado de la fase del transformador es una suma de lascorrientes desde más de un TC (TC de conductor o grupos de TC individuales enconexión Holmgren); por ejemplo, en subestaciones con una disposición deinterruptor y medio o con dos barras y dos interruptores o, si el transformador tieneuna conexión en T a diferentes barras, existe el riesgo de que los TC puedan quedarexpuestos a corrientes de falta más altas que las corrientes de fase a tierraconsideradas anteriormente. Ejemplos de tales casos pueden ser faltas múltiples(campo a través) o faltas de fase a fase con corrientes de falta altas y distribuciónasimétrica de las corrientes de fase entre los TC. El nivel de corriente de fase desecuencia cero puede diferir bastante y, por lo general, resulta difícil de calcular oestimar para diferentes casos. Para cubrir estos casos, con la suma de corrientes desecuencia cero desde más de un TC, los TC del lado de la fase deben cumplir elrequisito (17) a continuación:

2

sn Ral alreq f CT L

pn r

I SE E I R R

I I³ = × × + +

æ öç ÷è ø


Donde:

If Corriente de falta trifásica primaria máxima de frecuencia fundamental que pasapor los TC (A)

RL La resistencia del conductor secundario y la carga adicional (Ω). Se debe utilizarla resistencia del bucle que contiene los conductores de fase y neutro.

2.1.8 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.



2.1.8.1 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>


2.1.8.2 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 10)

2.1.8.3 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 13)

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 sin



sincronización. 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 REG670 se utiliza para protección, control y monitorización de generadores ybloques de generador-transformador, desde unidades relativamente pequeñas hastalas unidades de generación más grandes. El IED tiene una biblioteca de funcionescompleta, que cubre los requisitos de la mayoría de las aplicaciones degeneradores. El gran número de entradas analógicas disponibles, junto con la granbiblioteca funcional, permite la integración de muchas funciones en un IED. Enaplicaciones comunes, dos unidades pueden proporcionar una funcionalidad total, ybrindar incluso un alto grado de redundancia. El REG670 también se puede utilizarpara protección y control de reactores shunt.

La biblioteca de funciones de protección incluye protección diferencial para elgenerador, el bloque, el transformador auxiliar y para el bloque del generadorcompleto. Se incluye protección de falta a tierra del estátor; tanto la proteccióntradicional del 95%, como protección del 100% de falta a tierra del estátor, basadaen el 3er armónico. La protección del 100% utiliza la tensión diferencial, lo cualaporta gran sensibilidad y un alto grado de seguridad. Los algoritmos para laprotección de deslizamiento de polos, subexcitación, falta a tierra en el rotor,corriente de secuencia negativa, etc., que ya han demostrado su eficacia, seincluyen en el IED.

La protección diferencial de generador del REG670 se ha adaptado para funcionarcorrectamente en aplicaciones de generador, en las que se han tenido en cuentafactores como las largas constantes de tiempo para el componente de CC y elrequisito de tiempo de disparo corto.

Ya que muchas de las funciones de protección pueden utilizarse como instanciasmúltiples, hay posibilidades de proteger más de un objeto en un IED. Es posibletener protección para un transformador de potencia auxiliar integrado en el mismoIED de las protecciones principales para el generador. De este modo, el conceptopermite soluciones muy rentables.

El REG670 también permite valiosas posibilidades de supervisión, ya que muchosde los valores del proceso se pueden transferir a una HMI del operador.

1MRK 502 016-UES C Sección 3Aplicación del IED


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

La comunicación de datos en serie se realiza mediante conexiones ópticas paraasegurar la inmunidad contra perturbaciones.

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).

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.

Sección 3 1MRK 502 016-UES CAplicación del IED


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

IEC07000083 V1 ES

Figura 20: Ejemplo de HMI gráfica mediana



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: 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 9: 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 10: 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 11: 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 12: TIMEZONE Ajustes sin grupo (básicos)

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

Tabla 13: 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 14: 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 15: 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 16: 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 17: 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 18: 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. Porejemplo: 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 19: 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 herramienta



de 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, el



usuario 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 20: 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 21: 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 22: 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 23: 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 24: 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 25: 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 de generador GENPDIF

Descripción del bloque funcional Identificación IEC61850

Identificación IEC60617

Número dedispositivo ANSI/IEEE C37.2

Protección diferencial de generador GENPDIF

Id>

SYMBOL-NN V1 ES

87G

3.5.1.1 Aplicación

Un cortocircuito entre las fases de los devanados del estator causa, por lo general,corrientes de falta muy grandes. El cortocircuito genera riesgo de daños en elaislamiento, los devanados y el núcleo del estator. Las grandes corrientes decortocircuito causan grandes esfuerzos electromagnéticos que pueden dañar otroscomponentes de la central eléctrica, como la turbina y el eje generador-turbina. Elcortocircuito también puede iniciar explosiones y fuego. Cuando en un generadorocurre un cortocircuito, se produce un daño que se debe reparar. La gravedad y, porende, el tiempo de reparación dependen del grado del daño, el cual dependeampliamente del tiempo de falta. El despeje rápido en este tipo de faltas es, por lotanto, de gran importancia para reducir daños y, por ende, pérdidas económicas.

Para reducir los daños relacionados con los cortocircuitos de los devanados delestator, el despeje de la falta debe ser lo más rápido posible (instantáneo). Lascontribuciones de corriente de falta tanto desde la red eléctrica externa (mediante elgenerador y/o el interruptor del bloque) y como desde el generador mismo se debendesconectar inmediatamente. Es de gran importancia que la potencia mecánica sereduzca rápidamente desde la turbina. Si el bloque del generador está conectado ala red eléctrica próximo a otros bloques de generador, la eliminación rápida de lafalta es esencial para mantener la estabilidad transitoria de los generadores en buenestado.

Por lo general, la corriente de falta de cortocircuito es muy grande, es decir, esconsiderablemente más grande que la corriente nominal del generador. Existe elriesgo de que se produzca un cortocircuito entre fases próximo al punto neutro delgenerador, lo que causa una corriente de falta relativamente pequeña. La corrientede falta proporcionada por el mismo generador también puede estar reducidadebido a la subexcitación del generador. Esto sucede, por lo general, cuando sehace funcionar el generador, antes de la sincronización a la red. Por lo tanto, serequiere que la detección de cortocircuitos de fase a fase del generador searelativamente sensible para detectar pequeñas corrientes de falta.

También es de gran importancia que la protección de cortocircuito del generadorno dispare para faltas externas, cuando el generador proporcione una corriente de



falta grande. Para combinar un despeje rápido de la falta, sensibilidad yselectividad, la protección diferencial de corriente del generador GENPDIF es, porlo general, la mejor opción para los cortocircuitos de fase a fase en el generador.

El riesgo de un funcionamiento no deseado de la protección diferencial, debido a lasaturación del transformador de corriente, es un problema de protección diferencialuniversal. Si el generador se dispara en conexión con un cortocircuito externo,primero puede generar un aumento en el riesgo de colapso de la red eléctrica.Además, por cada disparo no deseado del generador, se pueden producir pérdidasen la producción. Por lo tanto, es de gran importancia económica prevenirdesconexiones no deseadas de generación eléctrica.

La aplicación del generador da lugar a una situación especial; en la que la corrientede falta de cortocircuito con un gran componente de CC, puede tener el primercruce por cero de la corriente después de varios periodos. Esto se debe a laconstante de tiempo de la CC prolongada del generador (hasta 1000 ms), consultela figura 25.

El GENPDIF es también muy adecuado para proporcionar un despeje rápido,sensible y selectivo de una falta, cuando se usa como protección de reactanciasshunt y barras pequeñas.

t

I(t)

en06000312.vsdIEC06000312 V1 ES

Figura 25: Las constantes de tiempo de CC prolongadas son típicas para losgeneradores. La relación puede ser tal que la corriente de faltainstantánea se desplaza más del 100% al principio.



3.5.1.2 Directrices para ajustes

La protección diferencial de generador GENPDIF realiza una evaluación endiferentes subfunciones en la función diferencial.

• Análisis diferencial restringido por porcentaje• CC, análisis de 2.º y 5.º armónico• Discriminador de faltas internas/externas

Se debe configurar y ajustar adecuadamente el seguimiento defrecuencia adaptativa para los bloques de preprocesamiento de laMatriz de señales para entradas analógicas (SMAI) a fin deasegurar el funcionamiento apropiado de la función de proteccióndiferencial de generador durante condiciones de frecuencia variadas.

Ajustes generalesIBase: Se ajusta a la corriente nominal del generador en A primarios.

InvertCT2Curr: Por lo general se supone que el devanado secundario de los TC delgenerador tiene conexión a tierra hacia el generador, como se observa en la figura26. En este caso, el parámetro InvertCT2Curr está ajustado a No.

xx06000430.vsdIEC06000430 V1 ES

Figura 26: Posición de los transformadores de corriente

Si se utiliza la protección diferencial de generador GENPDIF en conjunción conuna protección diferencial de transformador, la dirección del TC puede estarorientada a la protección diferencial de transformador. Esto da una dirección dereferencia equivocada del TC en el lado del IED del generador, lo cual se puedecorregir ajustando el parámetro InvertCT2curr a Sí.

Operation: El GENPDIF está ajustado On o Off con este ajuste.

Funcionamiento diferencial restringido por porcentajeLa característica de la protección diferencial restringida se observa en la figura 27.La característica se define mediante los ajustes:



• IdMin• EndSection1• EndSection2• SlopeSection2• SlopeSection3

Sección 1

Funcionamiento condicional

UnrestrainedLimit

Sección 2 Sección 3

Restricción

Funcionamiento incondicional5

4

3

2

1

00 1 2 3 4 5

IdMin

EndSection1

EndSection2

SlopeSection2

SlopeSection3


corriente de funcionamiento

[ por IBase ]

Corriente de restricción[ por IBase ]

IEC05000187 V2 ES

Figura 27: Característica de funcionamiento restringida

100%Ioperateslope IrestrainD= D ×


IdMin: IdMin es la sensibilidad constante de la sección 1. Por lo general, este ajustese puede elegir en 0,10 veces la corriente nominal de generador.

En la sección 1, el riesgo de corriente diferencial falsa es muy bajo. Este es el caso,al menos hasta 1,25 veces la corriente nominal del generador. EndSection1 se debeajustar en 1,25 veces la corriente nominal del generador.

En la sección 2, se introduce una cierta pendiente menor que se supone deberesponder a las corrientes diferenciales falsas proporcionales a corrientes más altasde lo normal a través de los transformadores de corriente. EndSection2 se debeajustar en aproximadamente 3 veces la corriente nominal del generador. El



parámetro SlopeSection2, que se define como un valor porcentual de DIdiff/DIBias,se debe ajustar en un 40%, si no se lleva a cabo un análisis más profundo.

En la sección 3, se introduce una pendiente más pronunciada, la cual se suponedebe responder a las corrientes diferenciales falsas relacionadas a la saturación deltransformador de corriente. El parámetro SlopeSection3, que se define como unvalor porcentual de DIdiff/DIBias, se debe ajustar en un 80 %, si no se lleva a cabo unanálisis más profundo.

IdUnre: IdUnre es la sensibilidad de la etapa de protección diferencial norestringida. La elección del valor de ajuste se puede basar en el cálculo de la mayorcorriente de cortocircuito desde el generador con una falta en la red eléctricaexterna (por lo general, un cortocircuito trifásico en la barra a la cual estáconectado el bloque del generador). IdUnre se ajusta como un múltiplo de lacorriente nominal del generador.

OpCrossBlock: Si OpCrossBlock se encuentra activado y la señal START estáactiva, una activación del bloqueo por armónico en esa fase bloquea también lasotras fases.

Característica del discriminador de faltas internas/externas desecuencia negativaOpNegSeqDiff: OpNegSeqDiff está ajustado a Sí para la activación de las funcionesdiferenciales de secuencia negativa, tanto para la discriminación de faltas internas oexternas, como para la función de corriente diferencial de secuencia negativa. Serecomienda tener esta función activada.

IMinNegSeq: IMinNegSeq es el ajuste de la corriente de secuencia negativa máspequeña cuando deben estar activas las funciones basadas en secuencia negativa.Por lo general, esta sensibilidad se puede ajustar a 0,04 veces la corriente nominaldel generador, para activar la función de protección muy sensible. Dado que lafunción de protección diferencial de secuencia negativa se bloquea con corrientesaltas, la alta sensibilidad no causa un riesgo de funcionamiento no deseado.

NegSeqROA: NegSeqROA es el “ángulo de funcionamiento del relé”, como sedescribe en la figura 28.

Se recomienda el valor predeterminado de 60° para un óptimo grado de seguridad yfiabilidad.



Región de faltas internas

0 deg180 deg

90 deg

270 deg

120 deg

No se ha podido medir el ángulo. Una o ambas corrientes son demasiado pequeñas

NegSeqROA (Ángulo de funcionamiento del relé)

IminNegSeq

Límite de faltas internas/externas. Valor predeterminado ± 60 grados

Región de faltas externas

La característica se define mediante los ajustes: IMinNegSeq y NegSeqROA

=IEC06000433=2=es=Original.vsdIEC06000433 V2 ES

Figura 28: NegSeqROA: NegSeqROA establece el límite entre las regionesde las faltas internas y externas

Otras opciones adicionalesHarmDistLimit: Este ajuste es la distorsión armónica total (2.º y 5.º armónico) parala activación de la restricción armónica. En casos normales, se puede utilizar ellímite predeterminado de 10%. En aplicaciones especiales, por ejemplo próximo aconvertidores electrónicos de potencia, se puede utilizar un ajuste mayor a fin deevitar un bloqueo no deseado.

TempIdMin: Si se activa la entrada binaria "elevar arranque" (DESENSIT), el nivelde funcionamiento de IdMin se incrementa a TempIdMin.



Sección 1

UnrestrainedLimit


Restricción

5

4

3

2

1

00 1 2 3 4 5

IdMin

EndSection1

EndSection2

SlopeSection2

SlopeSection3


TempIdMin


[ por IBase ] Funcionamiento incondicional



IEC06000637 V2 ES

Figura 29: El valor de TempIdMin



AddTripDelay: Si se activa la entrada DESENSIT, el tiempo de funcionamiento dela función de protección también se puede aumentar con el ajuste AddTripDelay.

OperDCBiasing: Este ajuste se ajusta a On o Off para la activación de la opcióndonde el componente de CC de la función diferencial también influye sobre lasensibilidad de la protección diferencial polarizada. Si se activa, se incluye elcomponente de CC de la corriente diferencial en la corriente polarizada con unacaída lenta. La opción se puede utilizar para aumentar la seguridad si la constantede tiempo de CC es muy larga, lo cual genera así un riesgo de saturación deltransformador de corriente, aún cuando la corriente de falta es pequeña. Serecomienda ajustar OperDCBiasingen On si los transformadores de corriente enambos lados del generador son de marcas diferentes con distintas características defuncionamiento. También se recomienda activar el parámetro para todas lasaplicaciones de reactancias shunt.




Tabla 26: GENPDIF Grupo de ajustes (básicos)


On- - Off Operación Off/On

IdMin 0.05 - 1.00 IB 0.01 0.25 Sensibilidad de sección 1, múltiplo de lacorriente nominal del generador

IdUnre 1.00 - 50.00 IB 0.01 10.00 Límite de protección no restringida,múltiplo de la Corriente nominal delgenerador

OpNegSeqDiff NoSí

- - Sí Habilitación de diferencial de secuencianegativa Off/On

IMinNegSeq 0.02 - 0.20 IB 0.01 0.04 Límite de Corriente de secuencianegativa, como múltiplo de la Corrientenominal del generador

Tabla 27: GENPDIF Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónEndSection1 0.20 - 1.50 IB 0.01 1.25 Fin de sección 1, múltiplo de la Corriente

nominal del generador

EndSection2 1.00 - 10.00 IB 0.01 3.00 Fin de sección 2, múltiplo de Corrientenominal de generador

SlopeSection2 10.0 - 50.0 % 0.1 40.0 Gradiente en sección 2 de lacaracterística de operación-restricción,en %


OpCrossBlock NoSí

- - Sí Operación On/Off para la lógica debloqueo cruzado entre fases

NegSeqROA 30.0 - 120.0 Grad 0.1 60.0 Ángulo de operación para discriminadorde falta sec. neg. int/ext., grados

HarmDistLimit 5.0 - 100.0 % 0.1 10.0 Límite (total) de distorsión relativa dearmónicos, porcentaje

TempIdMin 1.0 - 5.0 IdMin 0.1 2.0 Inicio del temporizador de Id cuando laentrada raisePickUp=1, múltiplo de IdMin

AddTripDelay 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Retardo de disparo adicional, cuando laentrada raisePickUp=1

OperDCBiasing OffOn

- - Off Operación de estabilización de CC On/Off

Tabla 28: GENPDIF Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIBase 100.0 - 100000.0 A 0.1 5000.0 Corriente nominal del generador

protegido, amperios

InvertCT2Curr NoSí

- - No Invertir Corriente de TC 2, sí (1) o no (0).El valor predeterminado es no (0).



3.5.2 Protección diferencial de transformador T2WPDIF yT3WPDIF

Descripción de la función Identificación IEC61850



Protección diferencial detransformador, dos devanados

T2WPDIF

3Id/I

SYMBOL-BB V1 ES

87T

Protección diferencial detransformador, tres devanados

T3WPDIF

3Id/I

SYMBOL-BB V1 ES

87T

3.5.2.1 Aplicación

La protección diferencial de transformador es una protección de unidad. Actúacomo protección principal de los transformadores en caso de fallo en losdevanados. La zona de protección de una protección diferencial incluye eltransformador propiamente dicho, la barra o cables entre los transformadores decorriente y el transformador de potencia. Cuando se utilizan transformadores decorriente tipo bushing (de borne aislante) para el IED diferencial, la zona deprotección no incluye la barra o cables entre el interruptor y el transformador depotencia.

En algunas subestaciones existe una protección diferencial de corriente para labarra. Esta protección de barra incluye la barra o cables entre el interruptor y eltransformador de potencia. Las faltas eléctricas internas son muy serias y causan undaño inmediato. Los cortocircuitos y las faltas a tierra en devanados y terminalesgeneralmente se detectan por medio de la protección diferencial. También sepueden detectar faltas entre espiras, que son arcos voltaicos entre conductoresdentro del mismo devanado físico, cuando una cantidad importante de espiras estáen cortocircuito. Las faltas entre espiras son las faltas de los devanados deltransformador más difíciles de detectar con protecciones eléctricas. Una faltapequeña entre espiras, con solo unas pocas espiras, genera una cantidad decorriente no detectable hasta que se transforma en una falta a tierra . Por estemotivo, es importante que la protección diferencial tenga un alto nivel desensibilidad y que se pueda utilizar un ajuste sensible sin causar el funcionamientono deseado de las faltas externas.

Es importante desconectar el transformador defectuoso lo antes posible. Como laprotección diferencial es una protección de unidad, se la puede diseñar paradisparos rápidos y así proporcionar desconexión selectiva del transformadordefectuoso. La protección diferencial nunca debe funcionar en las faltas que seencuentran fuera de la zona de protección.



Una protección diferencial de transformador compara la corriente que entra en eltransformador con la corriente que sale del transformador. Un análisis correcto delas condiciones de falta por parte de la protección diferencial debe tener en cuentalos cambios causados por tensiones, corrientes y cambios del ángulo de fasegenerados por el transformador protegido. Las funciones tradicionales deprotección diferencial de transformador necesitaban transformadores auxiliarespara la corrección del desplazamiento de fase y la relación. El algoritmo diferencialbasado en microprocesador numérico, como se lo ha implementado en el IED,compensa tanto la relación de espiras como el desplazamiento de fase de manerainterna en el software. No se necesitan transformadores auxiliares de corriente.

En teoría, la corriente diferencial debe ser cero durante la carga normal o las faltasexternas, siempre que la relación de espiras y el desplazamiento de fase esténcompensados correctamente. Sin embargo, existen varios fenómenos diferentes delas faltas internas que causan corrientes diferenciales no deseadas o falsas. Losmotivos principales para las corrientes diferenciales no deseadas son:

• falta de concordancia debido a distintas posiciones del cambiador de toma• diferentes características, cargas y condiciones de funcionamiento de los

transformadores de corriente• corrientes de secuencia cero que solo fluyen en un lado del transformador de

potencia• corrientes normales de magnetización• corrientes de magnetización;• corrientes de magnetización de sobreexcitación;


Los parámetros de la función de protección diferencial de transformador se ajustana través de la HMI local o el PCM600.

Métodos de restricción por magnetizaciónCon una combinación de los métodos de restricción por segundo armónico y derestricción por forma de onda se puede obtener una protección de alta seguridad yestabilidad ante los efectos de magnetización y, al mismo tiempo, mantener el altorendimiento en caso de faltas internas pesadas, incluso cuando los transformadoresde corriente están saturados. El IED utiliza los dos métodos de restricción. Lafunción de restricción por segundo armónico tiene un nivel ajustable. Cuando larelación del segundo armónico con el armónico fundamental de la corrientediferencial está por encima del límite ajustable, el funcionamiento de la proteccióndiferencial se restringe. Se recomienda ajustar el parámetro I2/I1Ratio = 15% comovalor predeterminado cuando no haya motivos especiales para elegir otro valor.

Método de restricción por sobreexcitaciónLa corriente de sobreexcitación contiene armónicos impares, porque la forma deonda es simétrica en el eje de tiempo. Como las corrientes del tercer armónico nopueden entrar en un devanado conectado en triángulo, el quinto armónico es elarmónico más bajo que puede servir como criterio de sobreexcitación. La



sobreexcitación en el lado conectado en triángulo produce corrientes de excitaciónque contienen un componente importante de frecuencia fundamental con pocosarmónicos impares. En esta aplicación, el límite del quinto armónico se debeajustar a un valor relativamente bajo. La función de protección diferencial disponede una restricción por quinto armónico para evitar que la protección funcionedurante una condición de sobreexcitación de un transformador de potencia. Cuandola relación del quinto armónico con el armónico fundamental de la corrientediferencial está por encima de un límite ajustable, el funcionamiento se restringe.Se recomienda utilizar I5/I1Ratio = 25% como valor predeterminado cuando nohaya motivos especiales para elegir otro ajuste. Los transformadores queposiblemente estén expuestos a condiciones de sobretensión o subfrecuencia (esdecir, los transformadores elevadores del generador en centrales eléctricas) debencontar con una protección de sobreexcitación basada en V/Hz a fin de lograr eldisparo antes de alcanzar el límite térmico del núcleo.

Bloqueo cruzado entre fasesLa definición básica del bloqueo cruzado es que una de las tres fases puedebloquear el funcionamiento (es decir, el disparo) de las otras dos fases debido a lacontaminación armónica de la corriente diferencial en esa fase (forma de onda,contenido del 2º o 5º armónico). En el algoritmo, el usuario puede controlar elbloqueo cruzado entre las fases a través del parámetro de ajuste CrossBlockEn.Cuando el parámetro CrossBlockEn está ajustado a On, se introduce el bloqueocruzado entre las fases. No hay ajustes de tiempo involucrados, pero la fase con elpunto de funcionamiento por encima de la característica de polarización ajustadapuede bloquear las otras dos fases cuando la misma fase es bloqueada porcualquiera de los criterios de restricción explicados anteriormente. Cuando el puntode funcionamiento de esta fase cae por debajo de la característica de polarizaciónajustada, el bloqueo cruzado desde esa fase queda inhibido. De esta manera selogra el bloqueo cruzado de naturaleza temporaria. Observe que este es el valor deajuste predeterminado (recomendado) para este parámetro. Cuando el parámetroCrossBlockEn está ajustado a Off, todo bloqueo cruzado entre las fases quedadesactivado.

Protección diferencial restringida y no restringidaPara que un IED diferencial sea lo más sensible y estable posible se handesarrollado protecciones diferenciales restringidas, y ahora se las adopta como lapráctica general en la protección de transformadores de potencia. La protección sedebe proporcionar con una polarización proporcional, lo cual hace que laprotección funcione para una corriente diferencial de cierto porcentaje relacionadacon la corriente que pasa por el transformador. Esto estabiliza la protección encondiciones de falta externa al tiempo que permite que el sistema tenga una buenasensibilidad básica. La corriente de polarización se puede definir de muchasmaneras diferentes. Una manera clásica de definirla ha sido Ibias = (I1 + I2) / 2,donde I1 es la magnitud de la corriente primaria del transformador de potencia, yI2 es la magnitud de la corriente secundaria del transformador de potencia. Sinembargo, se ha descubierto que si la corriente de polarización se define como lacorriente más alta del transformador de potencia, se logra reflejar las dificultades alas que se ven sometidos los transformadores de corriente mucho mejor. La función



de protección diferencial utiliza la corriente más alta de todas las entradas derestricción como la corriente de polarización. Para aplicaciones en las que lacorriente nominal del transformador de potencia y la corriente nominal primaria delTC pueden diferir considerablemente (aplicaciones con conexiones en T), lascorrientes medidas en las conexiones en T se convierten al valor pu utilizando lacorriente nominal primaria del TC, pero se introduce un punto de mediciónadicional como suma de estas dos corrientes T. Esta corriente sumada se convierteal valor pu utilizando las corrientes nominales de los devanados del transformadorde potencia. Después, el valor pu más alto se toma como corriente de polarizaciónen pu. De esta manera se obtiene la mejor combinación posible entre sensibilidad yseguridad para la función de protección diferencial con conexión en T. La filosofíaprincipal detrás del principio con la característica de polarización defuncionamiento es disminuir la sensibilidad de funcionamiento cuando lostransformadores de corriente enfrentan condiciones de funcionamiento difíciles.Esta cantidad de polarización da la mejor estabilidad ante el funcionamiento nodeseado de la protección diferencial general.

La práctica común de la protección de transformadores consiste en ajustar lacaracterística de polarización a un valor de como mínimo el doble del valor de lacorriente de fuga que se espera en condiciones de falta externas. Estos criteriospueden variar considerablemente entre una aplicación y otra, y suelen depender deljuicio de cada uno. La segunda pendiente se aumenta para asegurar la estabilidaden condiciones de falta externas pesadas, lo cual puede causar un aumento de lacorriente diferencial debido a la saturación de los transformadores de corriente. Elajuste predeterminado para la característica de funcionamiento con IdMin = 0,3 pude la corriente nominal del transformador de potencia se puede recomendar comoun ajuste predeterminado en aplicaciones normales. Cuando las condiciones seconocen en más detalle, se puede elegir mayor o menor sensibilidad. En estoscasos, la selección de una característica adecuada se debe basar en el conocimientode la clase de transformadores de corriente, la disponibilidad de información sobrela posición del cambiador de toma en carga, la potencia de cortocircuito de lasredes, etc.

Los transformadores se pueden conectar a barras de tal manera que lostransformadores de corriente utilizados para la protección diferencial estén en seriecon los devanados del transformador de potencia o en interruptores que formanparte de la barra, como un esquema de interruptor y medio o de barra en anillo.Para transformadores de corriente con primarios en serie con el devanado deltransformador de potencia, la corriente primaria del transformador de corrientepara faltas externas está limitada por la impedancia del transformador. Cuando lostransformadores de corriente son parte del esquema de barras, como en el esquemade interruptor y medio o de barra en anillo, la corriente primaria del transformadorde corriente no está limitada por la impedancia del transformador de potencia. Sepueden esperar altas corrientes primarias. De cualquier modo, toda deficiencia desalida de corriente causada por la saturación de un transformador de corriente queno está compensado por una deficiencia similar de otro transformador de corrientehace que aparezca una corriente diferencial falsa. La protección diferencial puedesuperar este problema si la polarización se obtiene por separado de cada conjuntode circuitos del transformador de corriente. Por lo tanto, es importante evitar la



colocación en paralelo de dos o más transformadores de corriente para conexióncon una sola entrada de restricción. Cada corriente conectada al IED estádisponible para polarizar la función de protección diferencial.

El nivel de funcionamiento no restringido tiene el valor predeterminado de IdUnre= 10 pu, que por lo general resulta aceptable para la mayoría de las aplicaciones detransformadores de potencia estándares. Sin embargo, en los siguientes casos esnecesario cambiar estos ajustes según corresponda:

• Cuando el TC de una conexión en T está conectado al IED, como en elesquema de interruptor y medio o de barra en anillo, se debe tener especialcuidado a fin de evitar el funcionamiento no deseado del IED diferencial detransformador para faltas externas debido a una saturación diferente del TC delos TC conectados en T. Por lo tanto, cuando una saturación desigual esposible, por lo general es necesario aumentar el nivel de funcionamiento norestringido a IdUnre = 20-25 pu

• Para aplicaciones diferenciales en reactores shunt de alta tensión, debido alhecho de que no hay condiciones de falta externas pesadas, el nivel defuncionamiento diferencial no restringido se puede ajustar a IdUnre = 1,75 pu

La característica de funcionamiento general de la protección diferencial detransformador se observa en la figura 30.



Sección 1


UnrestrainedLimit


Restricción

Funcionamiento incondicional5

4

3

2

1

00 1 2 3 4 5

IdMin

EndSection1

EndSection2

SlopeSection2

SlopeSection3



[ por IBase ]


IEC05000187 V2 ES

Figura 30: Descripción de las características de funcionamiento restringido yno restringido



y donde la característica restringida está definida por los ajustes:

1. IdMin

2. EndSection1

3. EndSection2

4. SlopeSection2

5. SlopeSection3

Eliminación de las corrientes de secuencia ceroUna protección diferencial puede funcionar cuando no corresponde debido a faltasexternas a tierra, cuando la corriente de secuencia cero puede fluir solamente en unlado del transformador de potencia pero no en el otro. Esta es la situación en la quela corriente de secuencia cero no se puede transformar adecuadamente al otro ladodel transformador de potencia. Los grupos de conexión del transformador de



potencia del tipo Yd o Dy no pueden transformar la corriente de secuencia cero. Siun devanado en triángulo de un transformador de potencia está conectado a tierra através de un transformador de puesta a tierra dentro de la zona protegida por laprotección diferencial, se da una corriente diferencial no deseada en el caso de unafalta externa a tierra. Para que la protección diferencial general sea insensible a lasfaltas externas a tierra, en estas situaciones las corrientes de secuencia cero sedeben eliminar de las corrientes del IED del transformador de potencia, de maneraque no aparezcan como corrientes diferenciales. Antes, esto se lograba mediante lainterposición de transformadores de corriente auxiliares. La eliminación de lacorriente de secuencia cero se realiza numéricamente y no se necesitantransformadores auxiliares ni trampas de secuencia cero. En cambio, es necesarioeliminar la corriente de secuencia cero de cada devanado individual mediante elajuste adecuado de los parámetros de ajuste ZSCurrSubtrWx=Off o On.

Discriminador de falta externa/internaEl funcionamiento del discriminador de falta interna/externa se basa en la posiciónrelativa de los dos fasores (en el caso de un transformador de dos devanados), querepresentan las contribuciones de corrientes de secuencia negativa de W1 y W2,definidas por una expresión matricial, consulte el manual de referencias técnicas.Prácticamente realiza una comparación direccional entre estos dos fasores.

A fin de realizar la comparación direccional de los dos fasores, sus magnitudesdeben ser lo suficientemente altas como para estar seguro de que se deben a unafalta. Por otro lado, para garantizar una buena sensibilidad del discriminador defalta interna/externa, el valor de este límite mínimo no debe ser demasiado alto. Porlo tanto, este valor límite, llamado IMinNegSeq, se puede ajustar en el margen de1% a 20% de la corriente IBase de las protecciones diferenciales, que en nuestrocaso es la corriente nominal del lado de alta tensión del transformador de potencia.El valor predeterminado es 4%. Solo si las magnitudes de ambas contribuciones decorrientes de secuencia negativa están por encima del límite ajustado, secomprueba la posición relativa entre estos dos fasores. Si alguna de lascontribuciones de corrientes de secuencia negativa, que se deben comparar, esdemasiado pequeña (inferior al valor ajustado de IMinNegSeq), la comparacióndireccional no se realiza, a fin de evitar la posibilidad de provocar una decisiónequivocada. Esta comprobación de la magnitud también garantiza la estabilidad delalgoritmo mientras el transformador de potencia se energiza.

El parámetro NegSeqROA representa el así llamado ángulo de funcionamiento delrelé, que determina el límite entre las regiones de faltas internas y externas. Sepuede seleccionar dentro del margen de 30 grados a 90 grados, con una etapa de 1grado. El valor predeterminado es 60 grados. El ajuste predeterminado de 60grados favorece más bien la seguridad que la fiabilidad. Si el usuario no tiene unmotivo bien justificado para utilizar otro valor, debe aplicar 60 grados.

Cuando la condición anterior sobre las magnitudes se cumple, el discriminador defalta interna/externa compara el ángulo de fase relativo entre las contribuciones decorrientes de secuencia negativa de los lados de alta y baja tensión deltransformador de potencia, mediante las siguientes dos reglas:



• Si las contribuciones de corrientes de secuencia negativa de los lado de alta ybaja tensión están en fase o al menos en la región de faltas internas, la falta esinterna.

• Si las contribuciones de corrientes de secuencia negativa de los lados de alta ybaja tensión están 180 grados desfasadas o al menos las dos en la región defaltas externas, la falta es externa.

En condición de falta externa y sin saturación del transformador de corriente, enteoría el ángulo relativo es igual a 180 grados. Durante una falta interna y sinsaturación del transformador de corriente, de forma ideal el ángulo es de 0 grados,pero debido a la posibilidad de diferentes ángulos de impedancia fuente desecuencia negativa en los lados de alta y baja tensión del transformador depotencia, es posible que difiera un poco del valor cero.

Dado que el discriminador de falta interna/externa ha demostrado ser muy fiable,ha recibido mucha importancia. Si, por ejemplo, se ha detectado una falta, es decir,señales PICKUP activadas por la protección diferencial común y, al mismo tiempo,el discriminador de falta interna/externa ha caracterizado esta falta como interna;entonces, cualquier señal de bloqueo posible, producida ya sea por las restriccionespor armónico o por forma de onda, se ignora. Esto asegura los tiempos de respuestade la nueva protección diferencial avanzada por debajo de un ciclo de la redeléctrica (por debajo de 20 ms para 50 Hz) para todas las faltas internas másgraves. Incluso para faltas internas pesadas con transformadores de corrienteseriamente saturados, esta nueva protección diferencial funciona bien por debajo deun ciclo, porque las distorsiones de los armónicos en las corrientes diferenciales nolentifican el funcionamiento de la protección diferencial. En la práctica, se lograpara un funcionamiento no restringido para todas las faltas internas.

En el caso de los transformadores de potencia, las faltas externas ocurren entre diezy cien veces más que las internas. Si se ha detectado una perturbación y eldiscriminador de falta interna/externa ha caracterizado esta falta como externa, loscriterios adicionales se centran en el algoritmo diferencial antes de permitir eldisparo. Esto asegura una alta estabilidad del algoritmo durante las faltas externas.Sin embargo, al mismo tiempo la función diferencial sigue siendo capaz dedisparar faltas evolutivas.

El principio del discriminador de falta interna/externa se puede extender a lostransformadores y autotransformadores de potencia de tres devanados. Si los tresdevanados están conectados a sus respectivas redes, se pueden realizar trescomparaciones direccionales, pero solo se necesitan dos comparaciones paradeterminar la posición de la falta positivamente con respecto a la zona protegida.Las comparaciones direccionales posibles son: W1 - W2, W1 - W3, y W2 - W3. Laregla que aplica el discriminador de falta interna/externa en el caso detransformadores de potencia de tres devanados es:

• Si todas las comparaciones indican una falta interna, entonces se trata de unafalta interna.

• Si alguna de las comparaciones indica una falta externa, entonces se trata deuna falta externa.



Si uno de los devanados no está conectado, el algoritmo automáticamente se reducea la versión de dos devanados. De cualquier modo, todo el transformador depotencia está protegido, incluso el devanado no conectado.

Compensación on-line del movimiento del cambiador de toma en cargaLa función de protección diferencial de transformador (TW2PDIF para dosdevanados y TW3PDIF para tres devanados) del IED tiene una característicaincorporada para compensar on-line el funcionamiento del cambiador de toma encarga. Los siguientes parámetros que se ajustan en los ajustes generales estánrelacionados con esta característica de compensación:

• Parámetro LocationOLTC1 define el devanado en el que se encuentra ubicadofísicamente el primer OLTC (OLTC1). Existen las siguientes opciones: Noutilizado / Winding 1 / Winding 2 / Winding 3. Cuando se selecciona el valorNo utilizado , la función diferencial entiende que OLTC1 no existe y descartatodos los otros parámetros relacionados con el primer OLTC

• Parámetro LowTapPosOLTC1 define la posición mínima de toma de extremopara OLTC1 (generalmente posición 1)

• Parámetro RatedTapOLTC1 define la posición nominal (por ejemplo, media)de OLTC1 (por ejemplo, 11 para un OLTC con 21 posiciones) Esta posiciónde toma debe corresponder con los valores de corriente y tensión nominalesajustados para ese devanado

• Parámetro HighTapPsOLTC1 define la posición máxima de toma de extremopara OLTC1 (por ejemplo, 21 para un OLTC con 21 posiciones)

• Parámetro TapHighVoltTC1 define la posición de extremo para OLTC1 en laque se obtiene la tensión más alta sin carga para ese devanado (por ejemplo,posición con la cantidad máxima de espiras)

• Parámetro StepSizeOLTC1 define el cambio de tensión para la etapa deOLTC1 (por ejemplo, 1,5%)

Los parámetros anteriores se definen para OLTC1. Para el segundo cambiador detoma en carga, designado OLTC2 en los nombres de parámetros, se deben ajustarparámetros similares, para una protección diferencial de tres devanados.

Alarma de corriente diferencialLa protección diferencial monitoriza el nivel de las corrientes diferenciales defrecuencia fundamental constantemente y emite una alarma cuando el valorpreajustado se excede al mismo tiempo en las tres fases. Esta característica sepuede utilizar para monitorizar la integridad de la compensación del cambiador detoma en carga dentro de la función diferencial. El umbral para el nivel deactivación de la alarma se define mediante el parámetro de ajuste IdiffAlarm. Por logeneral, este umbral se debe ajustar de tal manera que se logre el funcionamientocuando el valor medido del cambiador de toma en carga dentro de la funcióndiferencial difiere en más de dos etapas de la posición real del cambiador de tomaen carga. Para obtener este funcionamiento, ajuste el parámetro IdiffAlarm al dobledel tamaño de la etapa del cambiador de toma en carga (por ejemplo, el valor deajuste típico es entre 5% y 10% de la corriente base). Ajuste el retardo definidomediante el parámetro tAlarmDelay al doble de la duración del tiempo de



funcionamiento mecánico del cambiador de toma en carga (por ejemplo, el valor deajuste típico es de 10 s).

Detección de TC abiertoLa función diferencial de transformador cuenta con una característica avanzada dedetección de TC abierto. Esta característica puede bloquear el funcionamiento noesperado generado por la función de protección diferencial de transformador encaso de circuito secundario del TC abierto en condiciones de carga normales.También se puede emitir una señal de alarma al personal a cargo delfuncionamiento de la subestación para tomar medidas correctivas una vez detectadala condición de TC abierto.

Los siguientes parámetros de ajuste están relacionados con esta característica:

• El parámetro de ajuste OpenCTEnable activa/desactiva la característica.• El parámetro de ajuste tOCTAlarmDelay define el retardo con el cual se da la

señal de alarma.• El parámetro de ajuste tOCTReset define el retardo con el cual se repone la

condición de TC abierto una vez que se han corregido los circuitos del TCdefectuosos.

• Una vez detectada la condición de TC abierto, todas las funciones deprotección diferencial se bloquean, excepto la protección diferencial norestringida (instantánea).

A continuación se enumeran las salidas de los parámetros relacionados con lacondición de TC abierto:

• OpenCT: detección de TC abierto• OpenCTAlarm: emisión de alarma después del retardo ajustado• OpenCTIN: TC abierto en entradas de grupo del TC (1 para la entrada 1 y 2

para la entrada 2)• OpenCTPH: TC abierto con información de fase (1 para la fase L1, 2 para la

fase L2, 3 para la fase L3)

Característica de cierre sobre faltaLa función diferencial de transformador (TW2PDIF para dos devanados yTW3PDIF para tres devanados) del IED tiene incorporada una característicaavanzada de cierre sobre falta. Esta característica se puede activar o desactivarmediante el parámetro de ajuste SOTFMode. Cuando SOTFMode = On estacaracterística está activada. Sin embargo, se debe tener en cuenta que cuando estacaracterística está activada no se puede probar la característica de bloqueo por 2º

armónico mediante la simple inyección de una corriente con el segundo armónicosuperpuesto. Cuando está activada, la característica de cierre sobre falta funciona yla protección diferencial emite un disparo. Para una magnetización real, en cambio,la función de protección diferencial está restringida.

Para obtener más información sobre los principios de funcionamiento de lacaracterística de cierre sobre falta, lea el manual de referencias técnicas.



3.5.2.3 Ejemplo de ajuste

IntroducciónHace décadas que la protección diferencial se utiliza para transformadores depotencia. Para poder aplicar la compensación adecuada de la protección diferencialde transformador de manera correcta para:

• desplazamiento de fase del transformador de potencia (compensación de grupovectorial)

• diferencia de magnitud de las corrientes secundarias del TC en distintos ladosdel transformador protegido (compensación de la relación)

• se debe completar la eliminación de corrientes de secuencia cero (reducción decorrientes de secuencia cero). Antes, esto se realizaba con la ayuda de TC deinterposición o mediante una conexión especial de los TC principales (TCconectados en triángulo). Con la tecnología numérica, todas estascompensaciones se realizan en el software del IED.

La protección diferencial de transformador puede proporcionar proteccióndiferencial para todos los transformadores de potencia trifásicos estándares sinningún TC de interposición. Esta protección ha sido diseñada con el entendimientode que todos los TC principales están conectados en estrella . Para estasaplicaciones solo hace falta introducir directamente los datos nominales del TC ylos datos del transformador de potencia tal como aparecen en los datoscaracterísticos del transformador de potencia, y la protección diferencial seequilibra automáticamente. Sin embargo, el IED también se puede utilizar enaplicaciones en las que algunos de los TC principales están conectados entriángulo. Es estos casos, la relación para el TC principal conectado en triángulo sedebe ajustar intencionalmente a √(3)=1,732 veces menos que la relación real de losTC de fase individuales (por ejemplo, en lugar de 800/5 ajuste 462/5). En caso deque la relación sea 800/2,88 A, a menudo diseñada para estas conexiones típicas entriángulo, ajuste la relación a 800/5 en el IED. Al mismo tiempo, el grupo vectorialdel transformador de potencia se debe ajustar a Yy0 porque el IED no proporcionaninguna compensación de desplazamiento interna del ángulo de fase. Lacompensación de desplazamiento necesaria del ángulo de fase se proporcionaexternamente mediante el TC principal conectado en triángulo. Todos los demásajustes deben tener los mismos valores independientemente de las conexiones delTC principal. Se debe tener en cuenta que independientemente de las conexionesdel TC principal (enestrella o en triángulo) la lectura on-line y la compensaciónautomática de la posición real del cambiador de toma en carga se pueden utilizar enel IED.

Estas son compensaciones internas dentro de la función diferencial.Los datos del transformador de potencia protegido siempre seintroducen como se encuentran en los datos característicos. Lafunción diferencial se encarga de relacionar los datos característicosy de seleccionar los devanados de referencia adecuados.



Conexiones típicas del TC principal para la protección diferencial detransformadorLas tres conexiones típicas del TC principal más utilizadas para la proteccióndiferencial de transformador se observan en la figura 31. Se supone que lasecuencia de fase primaria es L1-L2-L3.

IEC06000549 V1 ES

Figura 31: Conexiones más usadas del TC principal para la protección diferencial de transformador

Para TC conectados en estrella, las corrientes secundarias que recibe el IED:

• son directamente proporcionales a las corrientes primarias medidas• están en fase con las corrientes primarias medidas• contienen todos los componentes de secuencia, incluido el componente de

corriente de secuencia cero

Para TC conectados en estrella, la relación del TC principal se debe ajustar comoestá en la aplicación real. El parámetro "puntoestrella", para la conexión en estrellaespecífica que se observa en la figura 31, se debe ajustar a ToObject. Si los TCconectados en estrella tienen su punto estrella hacia el lado opuesto deltransformador protegido, este parámetro se debe ajustar a FromObject.

Para los TC principales conectados en triángulo DAC, las corrientes secundariasque recibe el IED:

• se aumentan √3 veces (1,732 veces) en comparación con los TC conectados enestrella

• tienen un retraso de 30° con respecto a las corrientes de los devanadosprimarios (esta conexión del TC rota las corrientes unos 30° en el sentido delas agujas del reloj)

• no contienen el componente de corriente de secuencia cero



Para los TC principales conectados en triángulo DAC, la relación se debe ajustar a√3 veces menos que la relación real de los TC de fase individuales. El parámetro"puntoestrella", para esta conexión específica se debe ajustar a ToObject. Observeque los TC principales conectados en triángulo DAC deben estar conectadosexactamente como se observa en la figura 31.

Para los TC principales conectados en triángulo DAB, las corrientes secundariasque recibe el IED:

• se aumentan √3 veces (1,732 veces) en comparación con los TC conectados enestrella

• tienen un adelanto de 30° con respecto a las corrientes de los devanadosprimarios (esta conexión del TC rota las corrientes unos 30° en el sentidocontrario a las agujas del reloj)

• no contienen el componente de corriente de secuencia cero

Para los TC principales conectados en triángulo DAB, la relación se debe ajustar a√3 veces menos en RET 670 que la relación real de los TC de fase individuales. Elparámetro "puntoestrella", para esta conexión específica se debe ajustar aToObject. Observe que los TC principales conectados en triángulo DAB debenestar conectados exactamente como se observa en la figura 31.

Para obtener más información detallada sobre los ajustes de los TC, consulte lostres ejemplos de aplicación que se describen en la sección "Ejemplos deaplicación".

Ejemplos de aplicaciónEn esta sección se presentan tres ejemplos de aplicación. Para cada ejemplo seindican dos soluciones de protección diferencial:

• La primera solución es con todos los TC principales conectados en estrella .• La segunda solución es con el TC principal conectado en triángulo, y con los

lados del transformador de potencia protegido conectados en estrella.

Para cada solución de protección diferencial se presentan los siguientes ajustes:

1. Canales de entrada de TC en los módulos de entrada del transformador.2. Ajustes generales de la protección diferencial de transformador en los que se

introducen datos específicos sobre el transformador de potencia protegido.

Por último, se indica el ajuste de la característica de la protección diferencial paratodas las aplicaciones presentadas.

Ejemplo 1: Transformador de potencia conectado en estrella-triángulo sincambiador de toma en cargaEsquemas unifilares para dos soluciones posibles para este tipo de transformadorde potencia con todos los datos de aplicación relevantes se pueden observar en lafigura 32.



IEC06000554 V1 ES

Figura 32: Dos soluciones de protección diferencial para transformador depotencia conectado en estrella-triángulo

Para este transformador de potencia específico, las tensiones sin carga de fase atierra del lado de 69 kV están 30 grados adelantadas a las tensiones sin carga defase a tierra del lado de 36,75 kV. Así, cuando se realiza la compensación dedesplazamiento de ángulo de fase externa mediante la conexión en triángulo de losTC principales de alta tensión, como se observa en el lado derecho de la figura 32,es necesario asegurarse de que las corrientes de alta tensión estén rotadas unos 30°en el sentido de las agujas del reloj. Así, la conexión en triángulo DAC se debeutilizar para el TC de 69 kV a fin de poner las corrientes de 69 kV y de 12,5 kV enfase.

Para asegurar la aplicación adecuada del IED para este transformador de potencia,es necesario completar los siguientes pasos:

1. Compruebe que los TC de alta y baja tensión estén conectados a entradas de TCde 5 A en el IED.

2. Para la segunda solución, asegúrese de que los TC de alta tensión conectados entriángulo estén conectados en DAC.

3. Para TC conectados en estrella, asegúrese de la manera en que están conectadosen estrella (es decir, a tierra) hacia el transformador de potencia o hacia el ladoopuesto.



4. Introduzca los siguientes ajustes para los tres canales de entrada de TC utilizadospara los TC del lado de baja tensión, consulte la tabla 29.

Tabla 29: Canales de entrada de TC utilizados para el TC del lado de baja tensión

El parámetro de ajuste Valor seleccionado para ambas solucionesCTprim 800

CTsec 5

CTStarPoint ToObject

5. Introduzca los siguientes ajustes para los tres canales de entrada de TC utilizadospara los TC del lado de alta tensión, consulte la tabla 30.

Tabla 30: Canales de entrada de TC utilizados para los TC del lado de alta tensión

El parámetro de ajuste Valor seleccionado para ambosSolución 1 (TC conectado enestrella )

Valor seleccionado paraambos Solución 2 (TCconectado en triángulo)

CTprim 300 300173

3=


CTsec 5 5

CTStarPoint FromObject ToObject

Para compensar los TC conectados en triángulo, consulte la ecuación 30.

6. Introduzca los siguientes valores para los ajustes generales de la función deprotección diferencial de transformador, consulte la tabla 31.

Tabla 31: Ajustes generales de la función de protección diferencial



RatedVoltageW1 69 kV 69 kV

RatedVoltageW2 12,5 kV 12,5 kV

RatedCurrentW1 175 A 175 A


ConnectTypeW1 STAR (Y) STAR (Y)

ConnectTypeW2 triángulo=d estrella=y 1)

ClockNumberW2 1 [30 grados retraso] 0 [0 grados] 1)

ZSCurrSubtrW1 On Off 2)

ZSCurrSubtrW2 Off Off

TconfigForW1 No No

TconfigForW2 No No






LocationOLTC1 No utilizado No utilizado

Otros parámetros No corresponde para estaaplicación. Utilice el valorpredeterminado.

No corresponde para estaaplicación. Utilice el valorpredeterminado.

1) Para compensar los TC conectados en triángulo2) La corriente de secuencia cero ya está eliminada al conectar los TC principales en triángulo

Transformador de potencia conectado en triángulo-estrella sin cambiadorde tomaEsquemas unifilares para dos soluciones posibles para este tipo de transformadorde potencia con todos los datos de aplicación relevantes se pueden observar en lafigura 33.

IEC06000555 V1 ES

Figura 33: Dos soluciones de protección diferencial para transformador depotencia conectado en triángulo-estrella

Para este transformador de potencia específico, las tensiones sin carga de fase atierra del lado de 115 kV están 30° adelantadas de las tensiones sin carga de fase atierra del lado de 36,75 kV. Así, cuando se realiza la compensación dedesplazamiento de ángulo de fase externa mediante la conexión en triángulo de losTC principales de 24,9 kV, como se observa en el lado derecho de la figura 33, esnecesario asegurarse de que las corrientes de 24,9 kV estén rotadas unos 30° en el



sentido contrario de las agujas del reloj. Así, la conexión en triángulo DAB(consulte la figura 33) se debe utilizar para el TC de 24,9 kV a fin de poner lascorrientes de 115 kV y de 24,9 kV en fase.


1. Compruebe que los TC de alta y baja tensión estén conectados a entradas de TCde 5 A en el IED.

2. Para la segunda solución, asegúrese de que los TC de baja tensión conectados entriángulo estén conectados en DAB.

3. Para TC conectados en estrella , asegúrese de la manera en que están conectadosen estrella (es decir, a tierra) hacia el transformador de potencia o hacia el ladoopuesto.



El parámetro de ajuste Valor seleccionado para ambas solucionesCTprim 400

CTsec 5

CTStarPoint ToObject

5. Introduzca los siguientes ajustes para los tres canales de entrada de TC utilizadospara los TC del lado de baja tensión, consulte la tabla "Canales de entrada de TCutilizados para los TC del lado de baja tensión".

Canales de entrada de TC utilizados para los TC del lado de bajatensiónEl parámetro de ajuste Valor seleccionado para ambos

Solución 1 (TC conectado enestrella )


CTprim 1500 1500866

3=


CTsec 5 5

CTStarPoint ToObject ToObject


6. Introduzca los siguientes valores para los ajustes generales de la función deprotección diferencial, consulte la tabla 33.



Tabla 33: Ajustes generales de la protección diferencial







ConnectTypeW1 Triángulo (D) STAR (Y) 1)

ConnectTypeW2 estrella=y estrella=y

ClockNumberW2 1 [30 grados retraso] 0 [0 grados] 1)

ZSCurrSubtrW1 Off Off

ZSCurrSubtrW2 On On 2)

TconfigForW1 No No

TconfigForW2 No No

LocationOLTC1 No utilizado No utilizado



1) Para compensar los TC conectados en triángulo.2) La corriente de secuencia cero ya está eliminada al conectar los TC principales en triángulo.

Transformador de potencia conectado en estrella-estrella con cambiadorde toma en carga y devanado terciario en triángulo sin cargaEsquemas unifilares para dos soluciones posibles para este tipo de transformadorde potencia con todos los datos de aplicación relevantes se pueden observar en lafigura 34. Se debe tener en cuenta que este ejemplo también corresponde a laprotección de autotransformadores con devanados terciarios en triángulo sin carga.



IEC06000558 V1 ES

Figura 34: Dos soluciones de protección diferencial para transformador depotencia conectado en estrella-estrella .

Para este transformador de potencia específico, las tensiones sin carga de fase atierra del lado de 110 kV están exactamente en fase con las tensiones sin carga defase a tierra del lado de 36,75 kV. Así, cuando se realiza la compensación dedesplazamiento de ángulo de fase externa mediante la conexión en triángulo de losTC principales, los dos juegos de TC deben estar conectados de la misma manera(es decir, los dos en DAC o los dos en DAB, como se observa en el lado derechode la figura 34) para que las corrientes de 110 kV y de 36,75 kV estén en fase.


1. Compruebe que los TC de alta tensión estén conectados a entradas de TC de 1 Aen el IED.

2. Compruebe que los TC de baja tensión estén conectados a entradas de TC de 5 Aen el IED.

3. Cuando se utilizan TC conectados en triángulo, asegúrese de que los dos juegosde TC estén conectados de la misma manera (es decir, los dos en DAC o los dos enDAB).

4. Para TC conectados en estrella, asegúrese de la manera en que están conectadosen estrella (es decir, a tierra) hacia el transformador protegido o hacia el lado opuesto.





El parámetro de ajuste Valor seleccionado para ambosSolución 1 (TC conectado enestrella

Valor seleccionado para ambosSolución 2 (TC conectado entriángulo)

CTprim 200 200115

3=


CTsec 1 1

CTStarPoint FromObject ToObject


6. Introduzca los siguientes ajustes para los tres canales de entrada de TC utilizadospara los TC del lado de baja tensión

Tabla 35: Canales de entrada de TC utilizados para los TC del lado de baja tensión



CTprim 500 500289

3=


CTsec 5 5

CTStarPoint ToObject ToObject


7. Introduzca los siguientes valores para los ajustes generales de la función deprotección diferencial, consulte la tabla 36

Tabla 36: Ajustes generales de la función de protección diferencial







ConnectTypeW1 STAR (Y) STAR (Y)

ConnectTypeW2 estrella=y estrella=y

ClockNumberW2 0 [0 grados] 0 [0 grados]








TconfigForW1 No No

TconfigForW2 No No

LocationOLT1 Devanado 1 (W1) Devanado 1 (W1)

LowTapPosOLTC1 1 1

RatedTapOLTC1 12 12

HighTapPsOLTC1 23 23

TapHighVoltTC1 23 23

StepSizeOLTC1 1.5% 1.5%



1) La corriente de secuencia cero ya está eliminada al conectar los TC principales en triángulo.

Resumen y conclusionesEl IED se puede utilizar para protección diferencial de transformadores de potenciatrifásicos con TC principales ya sea conectados en estrella o en triángulo. Sinembargo, el IED ha sido diseñado con la idea de que todos los TC principales estánconectados en estrella. El IED se puede utilizar en aplicaciones en las que los TCprincipales están conectados en triángulo. Para estas aplicaciones, se debe recordarlo siguiente:

1. La relación para los TC conectados en triángulo se debe ajustar √(3)=1,732veces menos que la relación de los TC de fase individuales.

2. Por lo general, el grupo vectorial del transformador de potencia se ajusta aYy0, porque la compensación del desplazamiento de fase real deltransformador de potencia se logra mediante la conexión externa en triángulodel TC.

3. La corriente de secuencia cero se elimina mediante la conexión en triángulodel TC principal. Así, en los lados en los que los TC están conectados entriángulo, la eliminación de la corriente de secuencia cero se debe ajustar a Offdentro del IED.

En la siguiente tabla se presenta un resumen del grupo vectorial estrella - triángulomás utilizado en todo el mundo e información sobre el tipo de conexión entriángulo necesaria del TC principal con los lados del transformador protegidoconectados en estrella.



Grupo vectorial IEC Diagrama de fasor detensión sin carga desecuencia positiva

Tipo de conexión en triángulo necesaria del TCen el lado con conexión en estrella deltransformador de potencia protegido y ajusteinterno del grupo vectorial del IED

YNd1 Y

IEC06000559 V1 ES

DAC/Yy0

Dyn1Y

IEC06000560 V1 ES

DAB/Yy0

YNd11 Y

IEC06000561 V1 ES

DAB/Yy0

Dyn11

Y

IEC06000562 V1 ES

DAC/Yy0

YNd5 Y

IEC06000563 V1 ES

DAB/Yy6

Dyn5

YIEC06000564 V1 ES

DAC/Yy6




Tabla 37: T2WPDIF Grupo de ajustes (básicos)



SOTFMode OffOn

- - On Modo de operación para cierre sobre falta

tAlarmDelay 0.000 - 60.000 s 0.001 10.000 Retardo de tiempo para nivel de alarmade Corrientes diferenciales

IDiffAlarm 0.05 - 1.00 IB 0.01 0.20 Alarma de Corriente diferencial, múltiplode Corriente base, normalmenteCorriente en W1

IdMin 0.05 - 0.60 IB 0.01 0.30 Sensibilidad de sección 1, múltiplo deCorriente base, normalmente Corrienteen W1

EndSection1 0.20 - 1.50 IB 0.01 1.25 Fin de sección 1, múltiplo de Corrientenominal de devanado 1

EndSection2 1.00 - 10.00 IB 0.01 3.00 Fin de sección 2, múltiplo de Corrientenominal de devanado 1



IdUnre 1.00 - 50.00 IB 0.01 10.00 Límite de protección no restringido,múltiplo de la corriente nominal dedevanado 1

I2/I1Ratio 5.0 - 100.0 % 1.0 15.0 Relación máx. de 2º arm. a corriente dif.de arm. fundamental, %


CrossBlockEn OffOn

- - On Operación Off/On para lógica debloqueo cruzado entre fases

NegSeqDiffEn OffOn

- - On Operación Off/On para proteccionesdiferenciales de sec. neg.

IMinNegSeq 0.02 - 0.20 IB 0.01 0.04 Corriente sec. neg. debe ser superior aeste nivel para poder usarse

NegSeqROA 30.0 - 120.0 Grad 0.1 60.0 Ángulo de operación para discriminadorde falta de sec. neg. int. / ext.

OpenCTEnable OffOn

- - On Función de detección de TC abierto.Habilitación de TC abierto Off/On

tOCTAlarmDelay 0.100 - 10.000 s 0.001 3.000 TC abierto: tiempo en s hasta la alarmatras la detección de un TC abierto

tOCTResetDelay 0.100 - 10.000 s 0.001 0.250 Retardo de reposición en s. Tras elretardo, se activa la función dif.

tOCTUnrstDelay 0.10 - 6000.00 s 0.01 10.00 Protección diferencial no restringidabloqueada tras este retardo, en s



Tabla 38: T2WPDIF Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónRatedVoltageW1 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Tensión nominal de devanado 1 del

transformador (devanado de AT) en kV

RatedVoltageW2 0.05 - 2000.00 kV 0.05 231.00 Tensión nominal de devanado 2 deltransformador en kV

RatedCurrentW1 1 - 99999 A 1 577 Corriente nominal de devanado 1 deltransformador (devanado de AT) en A

RatedCurrentW2 1 - 99999 A 1 1000 Corriente nominal de devanado 2 deltransformador en A

ConnectTypeW1 ESTRELLA (Y)Delta (D)

- - ESTRELLA (Y) Tipo de conexión de devanado 1: Y-estrella o D-triángulo



ClockNumberW2 0 [0 grados]1 [retardo 30°]2 [retardo 60°]3 [retardo 90°]4 [retardo 120°]5 [retardo 150°]6 [180 grados]7 [adelanto 150°]8 [adelanto 120°]9 [adelanto 90°]10 [adelanto 60°]11 [adelanto 30°]

- - 0 [0 grados] Desplazamiento de fase entredevanados W2 y W1=AT, notaciónhoraria

ZSCurrSubtrW1 OffOn

- - On Habilitar sustracción de Corriente desec. neg. para lado W1, On / Off

ZSCurrSubtrW2 OffOn


TconfigForW1 NoSí

- - No Dos entradas de TC (config. T) paradevanado 1, SÍ / NO

CT1RatingW1 1 - 99999 A 1 3000 Corriente nominal primaria de TC en A,rama T 1, en lado W1 de transf.

CT2RatingW1 1 - 99999 A 1 3000 Corriente primaria de TC en A, rama T 2,en lado W1 de transf.

TconfigForW2 NoSí




LocationOLTC1 Sin usoDevanado 1 (W1)Devanado 2 (W2)

- - Sin uso Devanado del transformador en el queestá situado OLTC1

LowTapPosOLTC1 0 - 10 - 1 1 Designación de la posición mínima detoma de OLTC1 (por ejemplo 1)

RatedTapOLTC1 1 - 100 - 1 6 Designación de posición nominal detoma/toma media de OLTC1 (porejemplo 6)




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónHighTapPsOLTC1 1 - 100 - 1 11 Designación de la posición máxima de

toma de OLTC1 (por ejemplo 11)

TapHighVoltTC1 1 - 100 - 1 1 Posición de toma final OLTC1 conmáxima tensión sin carga en el devanado

StepSizeOLTC1 0.01 - 30.00 % 0.01 1.00 Cambio de tensión por etapa de OLTC1en porcentaje de la tensión nominal

Tabla 39: T3WPDIF Grupo de ajustes (básicos)



SOTFMode OffOn

- - On Modo de operación para la función cierresobre falta

tAlarmDelay 0.000 - 60.000 s 0.001 10.000 Retardo de tiempo para nivel de alarmade Corrientes diferenciales

IDiffAlarm 0.05 - 1.00 IB 0.01 0.20 Alarma de Corriente diferencial, múltiplode Corriente base, normalmenteCorriente en W1

IdMin 0.05 - 0.60 IB 0.01 0.30 Sensibilidad de sección 1, múltiplo deCorriente base, normalmente Corrienteen W1

IdUnre 1.00 - 50.00 IB 0.01 10.00 Límite de protección no restringida,múltiplo de Corriente base, normalmenteCorriente en W1

CrossBlockEn OffOn

- - On Operación Off/On para lógica debloqueo cruzado entre fases

NegSeqDiffEn OffOn

- - On Operación Off/On para proteccionesdiferenciales de sec. neg.

IMinNegSeq 0.02 - 0.20 IB 0.01 0.04 Límite de Corriente de secuencianegativa, múltiplo de Corriente base,normalmente Corriente en W1

NegSeqROA 30.0 - 120.0 Grad 0.1 60.0 Ángulo de operación para discriminadorde falta de sec. neg. int. / ext.

Tabla 40: T3WPDIF Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónEndSection1 0.20 - 1.50 IB 0.01 1.25 Fin de sección 1, múltiplo de Corriente

base, normalmente Corriente en W1

EndSection2 1.00 - 10.00 IB 0.01 3.00 Fin de sección 2, múltiplo de Corrientebase, normalmente Corriente en W1







Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónI5/I1Ratio 5.0 - 100.0 % 1.0 25.0 Relación máx. de 5º arm. a corriente dif.

de arm. fundamental, %

OpenCTEnable OffOn

- - On Función de detección de TC abierto.Habilitación de TC abierto Off/On

tOCTAlarmDelay 0.100 - 10.000 s 0.001 3.000 TC abierto: tiempo en s hasta la alarmatras la detección de un TC abierto

tOCTResetDelay 0.100 - 10.000 s 0.001 0.250 Retardo de reposición en s. Tras elretardo, se activa la función dif.

tOCTUnrstDelay 0.10 - 6000.00 s 0.01 10.00 Protección diferencial no restringidabloqueada tras este retardo, en s

Tabla 41: T3WPDIF Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónRatedVoltageW1 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Tensión nominal de devanado 1 del

transformador (devanado de AT) en kV



RatedCurrentW1 1 - 99999 A 1 577 Corriente nominal de devanado 1 deltransformador (devanado de AT) en A








- - Delta (D) Tipo de conexión de devanado 3: Y-estrella o D-triángulo

ClockNumberW2 0 [0 grados]1 [retardo 30°]2 [retardo 60°]3 [retardo 90°]4 [retardo 120°]5 [retardo 150°]6 [180 grados]7 [adelanto 150°]8 [adelanto 120°]9 [adelanto 90°]10 [adelanto 60°]11 [adelanto 30°]

- - 0 [0 grados] Desplazamiento de fase entredevanados W2 y W1=AT, notaciónhoraria




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónClockNumberW3 0 [0 grados]

1 [retardo 30°]2 [retardo 60°]3 [retardo 90°]4 [retardo 120°]5 [retardo 150°]6 [180 grados]7 [adelanto 150°]8 [adelanto 120°]9 [adelanto 90°]10 [adelanto 60°]11 [adelanto 30°]

- - 5 [retardo 150°] Desplazamiento de fase entredevanados W3 y W1=AT, notaciónhoraria

ZSCurrSubtrW1 OffOn


ZSCurrSubtrW2 OffOn


ZSCurrSubtrW3 OffOn


TconfigForW1 NoSí



CT2RatingW1 1 - 99999 A 1 3000 Corriente primaria de TC en A, rama T 2,en lado W1 de transf.

TconfigForW2 NoSí




TconfigForW3 NoSí




LocationOLTC1 Sin usoDevanado 1 (W1)Devanado 2 (W2)Devanado 3 (W3)




HighTapPsOLTC1 1 - 100 - 1 11 Designación de la posición máxima detoma de OLTC1 (por ejemplo 11)






Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónLocationOLTC2 Sin uso

Devanado 1 (W1)Devanado 2 (W2)Devanado 3 (W3)




HighTapPsOLTC2 1 - 100 - 1 11 Designación de la posición máxima detoma de OLTC2 (por ejemplo 11)



3.5.3 Protección de falta a tierra restringida de baja impedanciaREFPDIF




Protección de falta a tierra restringidade baja impedancia

REFPDIF

IdN/I

SYMBOL-AA V1 ES

87N

3.5.3.1 Aplicación

Un fallo de aislamiento entre un conductor de fase y tierra en una red eléctricaefectivamente conectada a tierra o de baja impedancia tiene como resultado unaalta corriente de falta. Un fallo de aislamiento entre un devanado del transformadory el núcleo o el tanque puede tener como resultado una alta corriente de falta quecausa un daño grave a los devanados y al núcleo del transformador. Se puedegenerar una presión de gas alta, lo cual daña el tanque del transformador.

Se puede obtener una detección rápida y sensible de las faltas a tierra en eldevanado del transformador de potencia de redes rígidamente conectadas a tierra ocon una conexión a tierra de baja impedancia, con una protección de falta a tierrarestringida. El único requisito es que el devanado del transformador de potenciaesté conectado a tierra en el punto estrella (en el caso de devanados conectados enestrella) o mediante un transformador de puesta a tierra separado (en el caso dedevanados conectados en triángulo).

La función restringida de protección contra faltas a tierra de baja impedanciaREFPDIF se utiliza como una función de protección de la unidad. Protege al



devanado del transformador de potencia contra faltas a tierra. Tenga en cuenta quelas faltas de un bucle de fase a tierra son las faltas más comunes en lostransformadores. Una protección sensible contra faltas a tierra es, por lo tanto, muynecesaria.

La protección de falta a tierra restringida es la protección más rápida y sensible queun transformador de potencia puede tener, y detecta faltas como:

• tierra en el devanado del transformador cuando la red está conectada a tierra através de una impedancia;

• tierra en el devanado del transformador en una red rígidamente conectada atierra cuando la falta se encuentra cerca del punto estrella del devanado;

• faltas entre espiras.

La protección de falta a tierra restringida no se ve afectada, como proteccióndiferencial, por los siguientes fenómenos relacionados con el transformador depotencia:

• corrientes de magnetización;• corrientes de magnetización de sobreexcitación;• cambiador de tomas en carga;• faltas de fase externas e internas que no incluyen tierra• condiciones de sobrecarga simétricas.

Debido a sus propiedades, el REFPDIF se utiliza, a menudo, como una protecciónprincipal del devanado del transformador para todas las faltas que incluyan tierra.

Devanado de transformador, con conexión rígida a tierraLa aplicación más común es en un devanado de transformador con conexión rígidaa tierra. La conexión se observa en la figura 35.




IdN/I

REFPDIF

I3P

I3PW1CT1

IEC09000109 V1 ES

Figura 35: Conexión de una función de falta a tierra restringida de bajaimpedancia REFPDIF para un transformador con conexión directa(rígida) a tierra

Devanado de transformador, con conexión a tierra a través de untransformador de puesta a tierra Z-0Una aplicación común es para un transformador de conexión a tierra de bajareactancia donde la puesta a tierra es a través de transformadores separados de Z-0puesta a tierra. La corriente de falta se limita típicamente de 800 a 2000 A paracada transformador. La conexión de la protección de falta a tierra restringida debaja impedancia REFPDIF para esta aplicación se observa en la figura 36.



IdN/I

REFPDIF

IdN/I

REFPDIF

I3P

I3PW1CT1

I3P

I3PW1CT1

IEC09000110-1-en.vsdIEC09000110 V1 ES

Figura 36: Conexión de una función de falta a tierra restringida de bajaimpedancia REFPDIF para un transformador completamenteaislado, con conexión a tierra mediante un transformador depuesta a tierra Z-0



Devanado de autotransformador, con conexión rígida a tierraLos autotransformadores se pueden proteger con una función de protección de faltaa tierra restringida de baja impedancia REFPDIF. El transformador completo estáconectado, incluyendo el lado de alta tensión, la conexión de neutro y el lado debaja tensión. La conexión de un REFPDIF para esta aplicación se observa en lafigura 37.


IdN/I

REFPDIF

I3P

I3PW1CT1

I3PW2CT1

IEC09000111 V1 ES

Figura 37: Conexión de una función de falta a tierra restringida de bajaimpedancia REFPDIF para un autotransformador, con conexiónrígida a tierra

Devanado de reactor, con conexión rígida a tierraLos reactores se pueden proteger con una función de protección de falta a tierrarestringida de baja impedancia REFPDIF. La conexión del REFPDIF para estaaplicación se observa en la figura 38.




IdN/I

REFPDIF

I3P

I3PW1CT1

IEC09000112 V1 ES

Figura 38: Conexión de una función de falta a tierra restringida de bajaimpedancia REFPDIF para un reactor, con conexión rígida a tierra

Aplicaciones de varios interruptoresLas disposiciones de varios interruptores, incluidas las disposiciones de interruptoren anillo, interruptor y medio, doble interruptor y de esquina en malla tienen dosjuegos de transformadores de corriente en el lado de la fase. La función restringidade protección contra faltas a tierra de baja impedancia REFPDIF tiene entradas quepermiten dos entradas de corriente desde cada lado del transformador; el segundojuego de devanado solo es aplicable para los autotransformadores.

Una típica conexión para un autotransformador, que es el caso máximo, se observaen la figura 39.



IdN/I

REFPDIF

I3P

I3PW1CT1I3PW1CT2

IEC09000113-1-en.vsdIEC09000113 V1 ES

Figura 39: Conexión de una función de falta a tierra restringida de bajaimpedancia REFPDIF en disposiciones de varios interruptores

Dirección de la puesta a tierra del TCPara hacer que la función de falta a tierra restringida de baja impedancia REFPDIFfuncione, se supone que los TC principales siempre están conectados en estrella .La formación del neutro (en estrella) de los TC principales se puede realizar decualquier modo (es decir, o bien ToObject o FromObject). Sin embargo, elREFPDIF internamente utiliza siempre direcciones de referencia hacia eltransformador protegido. Así, el IED mide siempre las corrientes primarias entodos los lados y en el neutro del transformador de potencia con la misma direcciónde referencia hacia los devanados del transformador de potencia.

La puesta a tierra se puede seleccionar de manera libre para cada uno de lostransformadores de corriente incluidos.


Ajuste y configuración

Recomendaciones para las entradas analógicas

• I3P (debe ser NI o SI)• Conecte la corriente de neutro aquí

I3PW1CT1: Corrientes de fase para el primer juego de transformadores decorriente del devanado 1.



I3PW1CT2: Corrientes de fase para el segundo juego de transformadores decorriente del devanado 1 para disposiciones de varios interruptores. Cuando no serequiera, configure la entrada a “GRP-OFF”

I3PW2CT1: Corrientes de fase para el primer juego de transformadores decorriente del devanado 2. Utilizado para autotransformadores.

I3PW2CT2: Corrientes de fase para el segundo juego de transformadores decorriente del devanado 2 para disposiciones de varios interruptores. Utilizado paraautotransformadores. Cuando no se requiera, configure la entrada a “GRP-OFF”

Recomendaciones para las señales de entradaPara obtener ejemplos de configuración, consulte la configuración de valorespredeterminados.

BLOCK: La entrada bloquea el funcionamiento de la función. Se puede utilizar,por ejemplo, para bloquear el funcionamiento por un tiempo limitado durantecondiciones de servicio especiales.

Recomendaciones para las señales de salidaPara obtener ejemplos de configuración, consulte la configuración de valorespredeterminados.

START: La señal de arranque indica que Idiff está en la región de funcionamientode la característica Idiff/Ibias. Se puede utilizar para iniciar el registrador deperturbaciones.

TRIP: La salida de disparo se activa cuando se cumplen todos los criterios defuncionamiento.

DIROK: La salida se activa cuando se han cumplido los criterios direccionales. Lasalida se puede utilizar con un propósito informativo, por lo general durante laprueba. Por ejemplo, se puede comprobar desde la herramienta de depuración oconectada como un evento al registro de eventos.

BLK2H: La salida se activa cuando la función está bloqueada debido a un niveldemasiado alto del segundo armónico. La salida se puede utilizar con un propósitoinformativo, por lo general durante la prueba. Por ejemplo, se puede comprobardesde la herramienta de depuración o conectada como un evento al registro deeventos.

Parámetros de ajusteLos parámetros para la función restringida de protección contra faltas a tierra debaja impedancia REFPDIF se ajustan a través de la HMI local o del PCM600.

Operation: El funcionamiento del REFPDIF se puede ajustar a On/Off.

IBase: IBase es el ajuste de la corriente base (por unidad) en que se basan todos losajustes por porcentaje. Por lo general, se utiliza la corriente nominal del devanadodel transformador de potencia protegido pero, alternativamente, se puede ajustar ala corriente nominal del transformador de corriente.



IdMin: El ajuste proporciona el valor mínimo de funcionamiento. Este ajuste es unporcentaje del valor IBase. La corriente de neutro siempre tiene que ser mayor oigual que la mitad de este valor. Un ajuste normal es de 30% de la corrientenominal del transformador de potencia para el devanado para la conexión rígida atierra.

CTFactorPri1: Un factor que admite una función sensible también en unadisposición de varios interruptores donde la corriente nominal de la bahía es muchomayor que la corriente nominal del devanado del transformador. La estabilizaciónpuede ser alta, por lo que se puede requerir un nivel de falta innecesariamente alto.El ajuste normal es de 1,0 pero, en una disposición de varios interruptores, el ajustedebe ser ICRated/IBase (IBase es normalmente la corriente nominal deltransformador).

CTFactorPri2: Un factor que admite una función sensible también en unadisposición de varios interruptores donde la corriente nominal de la bahía es muchomayor que la corriente nominal del devanado del transformador. La estabilizaciónpuede ser alta, por lo que se puede requerir un nivel de falta innecesariamente alto.El ajuste normal es de 1,0 pero, en una disposición de varios interruptores, el ajustedebe ser ICRated/IBase (IBase es normalmente la corriente nominal deltransformador).

CTFactorSec1: Un factor que admite una función sensible también en unadisposición de varios interruptores donde la corriente nominal de la bahía es muchomayor que la corriente nominal del devanado del transformador. La estabilizaciónpuede ser alta, por lo que se puede requerir un nivel de falta innecesariamente alto.El ajuste normal es de 1,0 pero, en una disposición de varios interruptores, el ajustedebe ser ICTRated/IBase (donde ICTRated es la corriente nominal primaria delTC1 en el lado de media tensión (secundaria) del transformador de potencia eIBase es normalmente la corriente nominal secundaria del devanado deltransformador de potencia).

CTFactorSec2: Un factor que admite una función sensible también en unadisposición de varios interruptores donde la corriente nominal de la bahía es muchomayor que la corriente nominal del devanado del transformador. La estabilizaciónpuede ser alta, por lo que se puede requerir un nivel de falta innecesariamente alto.El ajuste normal es de 1,0 pero, en una disposición de varios interruptores, el ajustedebe ser ICTRated/IBase (donde ICTRated es la corriente nominal primaria delTC1 en el lado de media tensión (secundaria) del transformador de potencia eIBase es normalmente la corriente nominal secundaria del devanado deltransformador de potencia).




Tabla 42: REFPDIF Grupo de ajustes (básicos)



IBase 1 - 99999 A 1 3000 Corriente base

IdMin 4.0 - 100.0 %IB 0.1 10.0 Sensibilidad máxima en % de Ibase

CTFactorPri1 1.0 - 10.0 - 0.1 1.0 Factor de TC para lado de AT de TC1(nominal de TC1 / Corriente nominal deAT)

CTFactorPri2 1.0 - 10.0 - 0.1 1.0 Factor de TC para lado de AT de TC2(nominal de TC2 / Corriente nominal deAT)

CTFactorSec1 1.0 - 10.0 - 0.1 1.0 Factor de TC para lado de MT de TC1(nominal de TC1 / Corriente nominal deMT)

CTFactorSec2 1.0 - 10.0 - 0.1 1.0 Factor de TC para lado de MT de TC2(nominal de TC2 / Corriente nominal deMT)

Tabla 43: REFPDIF Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónROA 60 - 90 Grad 1 60 Ángulo de operación del relé para

característica direccional de secuenciacero

3.5.4 Protección diferencial monofásica de alta impedanciaHZPDIF




Protección diferencial monofásica dealta impedancia HZPDIF Id

SYMBOL-CC V2 EN

87

3.5.4.1 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 40: 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 41: 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 34

( )maxUR IF Rct Rl> × +EQUATION1531 V1 ES (Ecuación 34)

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 44: 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 45: 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 35.

( )IP n IR Ires lmag= × + +åEQUATION1747 V1 ES (Ecuación 35)

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 48.

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

3.5.4.2 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 43.

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 43: 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 44.



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

/5

1


AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

TYPE

IEC07000194 V2 ES

Figura 44: 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 45.



3·Id

IEC05000165-2-en.vsdIEC05000165 V2 ES

3·Id

IEC05000739-2-en.vsdIEC05000739 V2 ES

Figura 45: 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 46: 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)


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> × + =



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 41que 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.

Protección restringida de falta a tierra REFPDIFEn los sistemas conectados a tierra rígidamente, por lo general existe una funciónde protección de falta restringida a tierra REFPDIF como complemento del IEDdiferencial de transformador normal. La ventaja de los IED de falta restringida atierra es su alta sensibilidad. Se pueden lograr sensibilidades de 2% a 8%, mientrasque el IED diferencial normal alcanza sensibilidades de 20% a 40%. El nivel de lafunción de falta de alta impedancia restringida a tierra depende de las corrientes demagnetización de los transformadores de corriente.

Las protecciones de falta restringida a tierra también son muy rápidas, debido alprincipio de medición simple y a la medición de un solo devanado.

La conexión de un IED de falta restringida a tierra se observa en la figura 47. Estáconectado a través de cada uno directamente o en el devanado del transformador atierra de baja resistencia, como se observa en la figura.

Resulta bastante común conectar el IED de falta restringida a tierra en el mismocircuito de corriente que el IED diferencial del transformador. Debido a lasdiferencias en el principio de medición, esto limita la posibilidad de que los IEDdiferenciales detecten las faltas a tierra . Por lo tanto, estas faltas son detectadas porla función REFPDIF. Se debe evitar la conexión mixta que utiliza la función deprotección diferencial monofásica de alta impedancia HZPDIF y, en su lugar, sedebe utilizar el esquema de baja impedancia.



Id

IEC05000177-2-en.vsdIEC05000177 V2 ES

Figura 47: Aplicación de la función HZPDIF como un IED de falta restringidaa tierra para un transformador YNd

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: Corriente nominal del transformador endevanado de alta tensión:

250 A

Relación del transformador de corriente: 300/1 A (Nota: debe ser igual en todas las ubicaciones)


Resistencia de bucle del cable: <50 m 2,5 mm2 (un sentido) da 2 · 0,4 ohmios a 75° C

Corriente máxima de falta: La corriente máxima de falta externa está limitada porla reactancia del transformador, utilice 15 · la corrientenominal del transformador



Cálculo:

( )25015 0.66 0.8 18.25

300UR V> × × + =



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

( )5 10 0.66 20 213.2E 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. Como esta aplicación necesita ser muysensible, seleccione SeriesResistor= 1000 ohmios, lo cual da una corriente de 20 mA.

Para calcular la sensibilidad de la tensión de funcionamiento, consulte laecuación 44 que resulta aceptable, ya que da aproximadamente 10% de la corrientemínima de funcionamiento.

( )30020 0 5 0 4 20 60 .25.5

1IP 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 máximo dela 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 falta



existe 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 48: 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 46: HZPDIF Grupo de ajustes (básicos)



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 impedancia

3.6.1 Zonas de medición de distancia, característica cuadrilateralZMQPDIS, ZMQAPDIS, ZDRDIR

3.6.2 Función de medición de distancia de esquema completo,con característica mho ZMHPDISDescripción de función Identificación

IEC 61850Identificación IEC 60617 Número de

dispositivoANSI/IEEEC37.2

Protección de distancia de esquemacompleto, con característica mho

ZMHPDIS

S00346 V1 ES

21

3.6.2.1 Aplicación

IntroducciónLas redes de transmisión y subtransmisión se están ampliando y con frecuenciaresultan cada vez más complejas, con una gran cantidad de líneas con varioscircuitos o varios terminales de longitudes muy diferentes. Estos cambios en la redgeneralmente implican demandas más rígidas en cuanto a los equipos paraeliminación de faltas, a fin de mantener un nivel de seguridad intacto o mejoradoen el sistema de potencia.

El bloque funcional de medición de distancia de esquema completo, concaracterística mho (ZMHPDIS) del IED está diseñado para responder a losrequisitos básicos de uso en líneas de transmisión y subtransmisión (sistemas deneutro rígido a tierra ), aunque también se puede utilizar en niveles de distribución.

Puesta a tierra del sistemaEl tipo de puesta a tierra del sistema cumple un papel importante a la hora dediseñar el sistema de protección. En las siguientes secciones, se resaltan algunosconsejos con respecto a la protección de distancia.

Redes de neutro rígido a tierraEn los sistemas de neutro rígido a tierra, los neutros de los transformadores estánconectados rígidamente a tierra, sin ninguna impedancia entre el neutro deltransformador y tierra.



xx05000215.vsdIEC05000215 V1 ES

Figura 49: Red de neutro rígido a tierra

La corriente de falta a tierra es tan alta como la corriente del cortocircuito, oincluso más alta que ella. Las impedancias en serie determinan la magnitud de lacorriente de falta a tierra. La admitancia shunt tiene una influencia muy limitada enla corriente de falta a tierra. Sin embargo, puede tener cierta influencia marginal enla corriente de falta a tierra en redes con líneas de transmisión largas.

La corriente de falta a tierra en una fase a tierra en fase L1 se puede calcular segúnla ecuación 45:

L1 L10

1 2 0 f 1 N f

3 U U3I

Z Z Z 3Z Z ZZ

×= =

+ + + + +EQUATION1267 V3 EN (Ecuación 45)

Donde:

UL1 es la tensión de fase a tierra (kV) en la fase defectuosa antes de lafalta

Z1 es la impedancia de secuencia positiva (Ω/fase)

Z2 es la impedancia de secuencia negativa (Ω/fase)

Z0 es la impedancia de secuencia cero (Ω/fase)

Zf es la impedancia de falta (Ω), por lo general resistiva

ZN es la impedancia de retorno a tierra definida como (Z0-Z1)/3

Por lo general, la tensión en las fases sanas es menor que el 140% de la tensiónnominal de fase a tierra . Esto corresponde a un 80% de la tensión nominal de fasea fase.

La corriente alta de secuencia cero en redes de neutro rígido a tierra hace posible eluso de técnicas de medición de impedancia para detectar faltas a tierra . Sinembargo, la protección de distancia tiene pocas posibilidades de detectar faltas dealta resistencia y, por lo tanto, siempre debería estar complementada con otrasfunciones de protección que puedan llevar a cabo el despeje de las faltas en estoscasos.



Redes conectadas a tierra de manera eficazUna red se considera conectada a tierra eficazmente cuando el factor f de falta atierra es menor que 1,4. El factor de falta a tierra se define según la ecuación 46.

maxe

pn

Uf

U=

EQUATION1268 V3 EN (Ecuación 46)

Donde:

Umax es la tensión de frecuencia fundamental más alta de las fases sanas durante una faltamonofásica a tierra .

Upn es la tensión de frecuencia fundamental de fase a tierra antes de la falta.

Otra definición de una red conectada a tierra eficazmente es cuando las siguientesrelaciones entre los componentes simétricos de las impedancias de la red sonválidos, consulte la ecuación 47 y la ecuación 48.

X X×0 1= 3


R R£0 1


La magnitud de la corriente de falta a tierra en redes conectadas a tierraeficazmente es lo suficientemente alta para que el elemento de medición deimpedancia detecte las faltas a tierra . Sin embargo, al igual que con las redes deneutro rígido a tierra , la protección de distancia tiene pocas posibilidades dedetectar faltas de alta resistencia y, por lo tanto, siempre debería estarcomplementada con otras funciones de protección que puedan llevar a cabo eldespeje de las faltas en estos casos.

Redes de neutro impedanteEn las redes de alta impedancia, los neutros de los transformadores del sistemaestán conectados a tierra a través de una impedancia alta, normalmente unareactancia en paralelo con una resistencia alta.

Este tipo de red generalmente se utiliza en redes radiales, pero también es comúnen redes en malla.

Lo típico de este tipo de red es que la magnitud de la corriente de falta a tierra esmuy baja en comparación con la corriente de cortocircuito. La tensión de las fasessanas alcanza una magnitud de √3 veces la tensión de fase durante la falta. Latensión de secuencia cero (3U0) tiene la misma magnitud en diferentes lugares dela red, debido a la distribución de la baja caída de tensión.

La magnitud de la corriente de falta total se puede calcular según la ecuación 49.



( )22R L C03I I I I= + -


donde

3I0 es la corriente de falta a tierra (A)

IR es la corriente a través de la resistencia del punto neutro (A)

IL es la corriente a través de la reactancia del punto neutro (A)

IC es la corriente capacitiva total de falta a tierra (A)

Por lo general, la reactancia de punto neutro está diseñada para poder ajustarla auna posición en la que la corriente inductiva equilibre la corriente capacitiva de lared, es decir:

13

LC

ww

=× ×


IcIcIc

ILIR

en05000216.vsdIEC05000216 V1 ES

Figura 50: Red de neutro impedante

El funcionamiento de las redes de neutro impedante es diferente en comparacióncon las redes de neutro rígido a tierra , en las que todas las faltas principales sedeben despejar rápidamente. En las redes de neutro impedante , algunos operadoresde sistemas no despejan las faltas monofásicas a tierra de inmediato, sino quedespejan la línea más tarde, cuando resulta más conveniente. En el caso de lasfaltas múltiples, muchos operadores de redes desean despejar una de las dos faltas atierra . Para manejar fenómenos de este tipo, se necesita una función de lógica depreferencia de fase (PPLPHIZ), que no es común en las aplicaciones de transmisión.

Por lo general, en este tipo de red no se puede utilizar la función de protección dedistancia para detectar y despejar las faltas a tierra . Es posible que la bajamagnitud de la corriente de falta a tierra no dé el arranque de los elementos demedición de secuencia cero o que la sensibilidad sea demasiado baja para seraceptada. Por este motivo, se necesita una protección de alta sensibilidad de faltas a



tierra separada, a fin de completar el despeje de faltas en el caso de faltasmonofásicas a tierra .

Alimentación de faltas desde un extremo remotoTodas las redes de transmisión y la mayoría de las redes de subtransmisiónfuncionan en malla. En este tipo de redes, es común que la alimentación de faltasdesde un extremo remoto ocurra cuando haya una falta en la línea protegida. Laalimentación de faltas aumenta la impedancia de faltas que se observa desde laprotección de distancia. Es muy importante recordar este efecto tanto cuando seplanifica el sistema de protección, como cuando se realizan los ajustes.

Haciendo referencia a la figura 51, podemos formular la ecuación para la tensiónde barras VA del lado izquierdo como:

( )A A L A B fV I p Z I I R= × × + + ×EQUATION1273 V1 ES (Ecuación 51)

Si dividimos VA por IA, obtenemos Z en el lado A del IED

a A BA L f

A A

V I IZ p Z R

I I

+= = × + ×


El factor de alimentación (IA+IB)/IA puede ser muy alto, 10-20 según lasdiferencias en impedancias de fuentes del extremo local y remoto.

Z <

ZL

Z <

EsAVA VAA B EsB

IA IB

Rf

p*ZL (1-p)*ZLZSA ZSB

en05000217.vsdIEC05000217 V1 ES

Figura 51: Influencia de la alimentación de corriente de faltas desde elextremo remoto.

El efecto de la alimentación de corriente de faltas desde el extremo remoto es unode los factores más importantes para justificar la protección complementaria de laprotección de distancia.

Delimitación de cargaEn algunos casos, la impedancia de carga puede entrar en la característica de zonasin ninguna falta en la línea protegida. Este fenómeno se denomina delimitación de



carga y puede ocurrir cuando se despeja una falta externa y la carga de emergenciaalta se transfiere en la línea protegida. El efecto de la delimitación de carga en elcírculo mho está ilustrado en la parte izquierda de la figura 52. Por supuesto que laentrada de la impedancia de carga en la característica no está permitida, entonces lamanera de manejar esta situación mediante la protección convencional de distanciaes tenerla en cuenta junto con los ajustes, es decir, tener un margen de seguridadentre la zona de distancia y la impedancia de carga mínima. Esto presenta ladesventaja de que reduce la sensibilidad de la protección, es decir, la capacidadpara detectar las faltas resistivas.

IEC06000403 V1 ES

Figura 52: Fenómenos de delimitación de carga y característica formada dedelimitación de carga

La función de identificación de fases defectuosas con delimitación de carga paramho (FMPSPDIS) forma la característica según el diagrama de la derecha de lafigura 52. El algoritmo de delimitación de carga aumenta la posibilidad de detectarlas faltas de alta resistencia, en especial para las faltas de fase a tierra en el extremoremoto de la línea. Por ejemplo, para un ajuste determinado del ángulo de cargaArgLd (consulte la figura 53) en el caso de la función de identificación de fasesdefectuosas con delimitación de carga para mho (FMPSPDIS), el alcance de zonase puede expandir según el diagrama de la derecha de la figura 52 brindando asímayor cobertura de resistencia de falta sin correr el riesgo de tener unfuncionamiento no deseado debido a la delimitación de carga. La parte del sectorde delimitación de carga que entra en el círculo mho no provoca un disparo cuandola función FMPSPDIS está activada para la medición de zona. Esto es válido enambas direcciones.



R

X

RLdFw

RLdRvArgLd

ArgLdArgLd

ArgLd


IEC09000127 V1 ES

Figura 53: Característica de delimitación de carga de la función deidentificación de fases defectuosas con delimitación de carga paramho FMPSPDIS

El uso de la característica de delimitación de carga es fundamental para las líneaslargas con cargas pesadas, en las que puede haber un conflicto entre latransferencia de carga de emergencia necesaria y la sensibilidad necesaria de laprotección de distancia. La función también se puede utilizar en líneas de medianalongitud con carga pesada. Para las líneas cortas, la preocupación principal eslograr la cobertura de resistencia de falta necesaria, pero la delimitación de cargano es un problema importante. Por esta razón, para las líneas cortas, la función dedelimitación de carga podría desactivarse.

Los ajustes principales de los parámetros para delimitación de carga se establecenen la función de identificación de fases defectuosas con delimitación de carga paramho FMPSPDIS. El funcionamiento de la imitación de carga está siempreactivado. Para desactivarla, el ajuste LoadEnchMode debe estar en Off, o el ajustede RLdFw y RLdRv debe estar en un valor mucho más alto que la impedancia decarga máxima.

Aplicación en líneas cortasPuede encontrar la definición de líneas cortas, medianas y largas en el estándarIEEE C37.113-1999. Las longitudes se clasifican según la relación de laimpedancia de fuente (SIR) en el terminal de la línea protegida a la impedancia dela línea protegida. Por lo general, los SIR de aproximadamente 4 o mayores



definen una línea corta. Las líneas medianas son aquellas con SIR mayores que 0,5y menores que 4.

En los usos de líneas cortas, la preocupación principal es lograr la cobertura deresistencia de falta suficiente. La delimitación de carga no es muy común. Lalongitud de línea que se identifica como línea corta no es una longitud fija, dependede los parámetros del sistema, como la tensión y la impedancia de fuente, consultela tabla 47.

Tabla 47: Definición de línea corta y muy corta

Categoría de línea

Un Un110 kV 500 kV

Línea muy corta 1,1 - 5,5 km 5 - 25 km

Línea corta 5 - 11 km 25 - 50 km

El uso del algoritmo de delimitación de carga en la función de protección dedistancia de esquema completo, con característica mho (ZMHPDIS) mejora laposibilidad de detectar las faltas de alta resistencia sin generar conflicto con laimpedancia de carga (consulte la derecha de la figura 52).

Para la aplicación en líneas muy cortas, la zona 1 de subalcance no se puedeutilizar porque la distribución de caídas de tensión a lo largo de la línea esdemasiado baja y provoca riesgo de sobrealcance.

Generalmente, la delimitación de carga no representa ningún problema en los usosde líneas cortas, de manera que la función de delimitación de carga se puededesactivar, es decir LoadEnchMode = Off. Esto aumenta la posibilidad de detectarlas faltas resistivas cercanas.

Aplicación en líneas de transmisión largasEn el caso de líneas de transmisión largas, la delimitación de carga suele ser unapreocupación importante. Se sabe que resulta difícil lograr alta sensibilidad parauna falta de fase a tierra en el extremo remoto de una línea larga cuando la líneatiene una carga pesada.

Lo que se identifica como líneas largas en cuanto al rendimiento de la protecciónde distancia se indica en la tabla 48.

Tabla 48: Definición de líneas largas

Categoría de línea

Un Un110 kV 500 kV

Líneas largas 77 km - 99 km 350 km - 450 km

Líneas muy largas > 99 km > 450 km

La posibilidad de utilizar la información binaria del algoritmo de delimitación decarga mejora la posibilidad de detectar las faltas de alta resistencia al mismotiempo que se mejora la seguridad (se elimina el riesgo de disparos no deseados



debido a la delimitación de carga). La posibilidad de utilizar, además, eldelimitador junto con el algoritmo de delimitación de carga aumenta la seguridadpero también puede disminuir la capacidad de dependencia, ya que el delimitadorpuede recortar una porción mayor del área de funcionamiento del círculo (consultela derecha de la figura 52).

Se recomienda utilizar al menos una de las funciones de distinción de carga en loscasos de líneas de transmisión largas con cargas pesadas.

Aplicación en líneas paralelas con acoplamiento mutuo

GeneralLa introducción de líneas paralelas en la red está en aumento, debido a dificultadespara obtener el área necesaria para líneas nuevas.

Las líneas paralelas introducen un error en la medición, debido al acoplamientomutuo entre las líneas. Las líneas no deben tener la misma tensión para permitir elacoplamiento mutuo, y existe algo de acoplamiento incluso entre las líneas queestán separadas por 100 metros o más. El motivo del error en la medición debido alacoplamiento mutuo es la inversión de tensión de secuencia cero que se produce.

A partir de cálculos analíticos de las impedancias de línea, se puede demostrar quelas impedancias mutuas para secuencia positiva y negativa son muy pequeñas (<1-2% de la impedancia propia), y es común desatenderlas.

Desde el punto de vista del uso, existen tres tipos de configuraciones (clases) deredes que se deben tener en cuenta al ajustar los valores de la función deprotección. Estos tipos son:

1. Red de línea paralela con secuencia positiva y cero comunes2. Red de circuitos paralelos con secuencia positiva común, pero secuencia cero

aislada3. Circuitos paralelos con fuentes de secuencia positiva y cero aisladas.

Un ejemplo de las redes de clase3 puede ser el acoplamiento mutuo entre una líneade 400 kV y las líneas aéreas del ferrocarril. Si bien existe, este tipo deacoplamiento mutuo no es tan común, y no se lo desarrolla más en este manual.

Para cada tipo de red, podemos tener tres topologías diferentes; la línea paralelapuede estar en servicio, fuera de servicio, fuera de servicio y conectada a tierra enambos extremos.

El alcance de la zona de protección de distancia 1 varía según la condición defuncionamiento de la línea paralela. Por lo tanto, se recomienda utilizar losdistintos grupos de ajustes para manejar los casos en los que la línea paralela estáen funcionamiento y fuera de servicio y conectada a tierra en ambos extremos.

Función de protección de distancia de cinco zonas, con característica mho(ZMHPDIS) puede compensar la influencia de un acoplamiento mutuo de



secuencia cero durante la medición en faltas monofásicas a tierra de las siguientesmaneras:

• La posibilidad de utilizar diferentes valores de ajuste que influyen lacompensación de retorno a tierra para distintas zonas de distancia dentro delmismo grupo de parámetros de ajuste.

• Diferentes grupos de parámetros de ajuste para diferentes condiciones defuncionamiento de una línea con varios circuitos protegida.

La mayoría de las líneas con varios circuitos tienen dos circuitos defuncionamiento paralelos. La guía de uso que se menciona a continuaciónproporciona más detalles sobre los ajustes de este tipo de línea en particular. Losprincipios básicos también corresponden a otras líneas con varios circuitos.

Aplicación en líneas paralelasEn este tipo de redes, las líneas de transmisión paralelas terminan en nodoscomunes en ambos extremos. Analizamos los tres modos de funcionamiento máscomunes:

1. línea paralela en servicio.2. línea paralela fuera de servicio y conectada a tierra.3. línea paralela fuera de servicio y no conectada a tierra.

Línea paralela en servicioEste tipo de uso es muy común y corresponde a todas las redes normales desubtransmisión y transmisión.

Analicemos lo que sucede cuando ocurre una falta en la línea paralela, consulte lafigura 54.

Z0m

A B

Z< Z< en05000221.vsd

IEC05000221 V1 ES

Figura 54: Clase 1, línea paralela en servicio.

El circuito equivalente de las líneas se puede simplificar, consulte la figura 55.



A

B

CZ0m

Z0Z0 m-

Z0Z0 m-

99000038.vsdIEC99000038 V1 ES

Figura 55: Circuito equivalente de impedancia de secuencia cero de la líneade funcionamiento paralela de circuito doble con una faltamonofásica a tierra en la barra remota.

Si la corriente de la línea paralela es de valor negativo en comparación con lacorriente de la línea protegida, es decir, la corriente de la línea paralela tiene unadirección opuesta a la corriente de la línea protegida, la función de distancia tendrásobrealcance. Si las corrientes tienen la misma dirección, la protección de distanciatendrá subalcance.

El cálculo para una línea de 400 kV, en el que se excluye la resistencia, conX1L=0,303 Ω/km, da X0L=0,88 Ω/km, el alcance de la zona 1 se ajusta al 90% dela reactancia de la línea p=71%, es decir, la protección experimenta un subalcancede aproximadamente un 20%.

El acoplamiento mutuo de secuencia cero puede reducir el alcance de la protecciónde distancia del circuito protegido cuando la línea paralela tiene un funcionamientonormal. La reducción del alcance es mayor cuando no hay alimentación en elterminal de la línea más próximo a la falta. Por lo general, esta reducción delalcance es de menos del 15%. Pero cuando el alcance se reduce en un extremo dela línea, se aumenta de manera proporcional en el extremo opuesto. De manera queesta reducción del alcance del 15% no afecta el funcionamiento de un esquema desubalcance permisivo en forma significativa.

Línea paralela fuera de servicio y conectada a tierra

Z0m

A B

Z< Z<en05000222.vsd

DOCUMENT11520-IMG867 V1 ES

Figura 56: La línea paralela está fuera de servicio y conectada a tierra

Cuando la línea paralela está fuera de servicio y conectada a tierra en ambosextremos del lado de la barra del TC de la línea de manera que la corriente de



secuencia cero pueda fluir en la línea paralela, el circuito equivalente de secuenciacero de las líneas paralelas respeta la figura 56.

Z Z00 m

Z Z00 m

Z0m

A

B

C

99000039.vsd

I0

I0

IEC99000039 V1 ES

Figura 57: Circuito equivalente de impedancia de secuencia cero para unalínea de circuito doble que funciona con un circuito desconectado yconectado a tierra en ambos extremos

Aquí, la impedancia equivalente de secuencia cero es igual a Z0-Z0m en paralelocon (Z0-Z0m)/Z0-Z0m+Z0m, que es igual a la ecuación 53.

2 20 m

0E

0

Z Z0Z

Z-

=


La influencia en la medición de distancia representa un sobrealcance importante, locual se debe tener en cuenta a la hora de calcular los ajustes. Se recomienda utilizarun grupo de ajustes separado para esta condición de funcionamiento, ya quecuando la línea está en funcionamiento reduce el alcance de manera significativa.

Línea paralela fuera de servicio y no conectada a tierra

Z0m

A B

Z< Z<en05000223.vsd

IEC05000223 V1 ES

Figura 58: Línea paralela fuera de servicio y no conectada a tierra.

Cuando la línea paralela está fuera de servicio y no conectada a tierra, la secuenciacero de la línea solo puede fluir a través de la admitancia de la línea a tierra. Laadmitancia de línea es alta, lo cual limita la corriente de secuencia cero en la líneaparalela a valores muy bajos.

En la práctica, el circuito equivalente de impedancia de secuencia cero para faltasen la barra remota se puede simplificar al circuito que se observa en la figura 58



La impedancia mutua de secuencia cero de la línea no influye en la medición de laprotección de distancia en un circuito defectuoso.

Esto significa que el alcance de la zona de protección de distancia de subalcance sereduce si, debido a las condiciones de funcionamiento, la impedancia equivalentede secuencia cero se ajusta según las condiciones del sistema paralelo cuando estáfuera de servicio y conectado a tierra en ambos extremos.

Z Z00 m

Z Z00 m

Z0m

A

B

C

99000040.vsd

I0

I0

IEC99000040 V1 ES

Figura 59: Circuito equivalente de impedancia de secuencia cero para unalínea de circuito doble con un circuito desconectado y noconectado a tierra.

La reducción del alcance es igual a la ecuación 54.

21 0

0 1 01 0

1 (2 03 11 (2 3(2 )3

E fm

U

ff

Z Z R ZKZ Z Z RZ Z R

× × + += = -

× × + +× × + +


Esto significa que el alcance se reduce en la dirección reactiva y resistiva.

Asegúrese de que las zonas de subalcance de ambos extremos de la línea sesuperpongan suficientemente (al menos un 10%) en el medio del circuito protegido.

Aplicación con línea derivada



A B

Z< Z<

Z<C

T

IC

IB

-IB


IA F

IEC09000160 V2 EN

Figura 60: Ejemplo de línea derivada con autotransformador

Este uso genera el mismo problema que se resaltó en la sección "Alimentación defaltas desde un extremo remoto", es decir, mayor impedancia medida, debido aalimentación de corriente de falta. Por ejemplo, para faltas entre el punto T y laestación B, la impedancia medida en A y C es

A CA AT TF

A

I IZ Z Z

I

+= + ×


2

A CC Trf CT TF

C

I I U2Z Z Z Z

I U1

+= + + × ×

æ ö æ öç ÷ç ÷ è øè ø

IECEQUATION1750 V1 EN (Ecuación 56)

donde

ZAT y ZCT es la impedancia de línea desde las estaciones A y C respectivamente al punto T.

IA y IC es la corriente de falta desde las estaciones A y C respectivamente para una faltaentre T y B.

U2/U1 Relación de transformación para transformación de la impedancia en el lado U1 deltransformador hacia el lado de medición U2 (se entiende que la función de distanciatoma la corriente y la tensión del lado U2 del transformador).



Para este ejemplo con una falta entre T y B, la impedancia medida desde el punto Ta la falta aumenta por un factor definido como la suma de las corrientes desde elpunto T a la falta, dividido por la corriente del IED. Para el IED en C, laimpedancia en el lado de alta tensión U1 se tiene que transferir al nivel de tensiónde medición por la relación del transformador.

Otra complicación que puede ocurrir según la topología es que la corriente de unextremo puede tener dirección hacia atrás para una falta en la línea protegida. Porejemplo, para las faltas en T, la corriente desde B puede ir en dirección hacia atrásdesde B a C, según los parámetros del sistema (observe la línea discontinua de lafigura 60), dado que la protección de distancia en B a T mide la dirección equivocada.

En usos de tres extremos, según la impedancia fuente detrás de los IED, lasimpedancias del objeto protegido y la ubicación de la falta, es posible que seanecesario aceptar el disparo de la zona 2 en un extremo o el disparo secuencial enun extremo.

Por lo general, para este tipo de uso resulta difícil seleccionar ajustes de la zona 1que den al mismo tiempo superposición de las zonas con suficiente sensibilidad ysin interferencia con otros ajustes de la zona 1, es decir, sin conflictos de selección.Se necesitan cálculos de faltas bien precisos para determinar los ajustes adecuadosy la selección de esquema de comunicación adecuado.


GeneralLos ajustes para el función de protección de distancia de esquema completo, concaracterística mho (ZMHPDIS) se realizan en valores primarios. La relación deltransformador de medida, que se ha ajustado para la tarjeta de entrada analógica, seutiliza para convertir automáticamente las señales de entrada secundarias medidasen los valores primarios utilizados en ZMHPDIS.

Cuando calcule los ajustes, debería tener en cuenta los siguientes principiosbásicos, según cada uso:

• Errores introducidos por los transformadores de medida de corriente y tensión,en especial en condiciones transitorias.

• Imprecisiones en los datos de impedancia de secuencia cero de la línea, y suefecto en el valor calculado del factor de compensación de retorno a tierra.

• El efecto de la alimentación entre el IED y la ubicación de la falta, incluida lainfluencia de diferentes relaciones Z0/Z1 de fuentes diversas.

• La impedancia de fase de líneas no transpuestas no es igual para todos losbucles de falta. La diferencia entre las impedancias de diferentes bucles de fasea tierra puede alcanzar entre el 5% y el 10% de la impedancia total de la línea.

• El efecto de una transferencia de carga entre los terminales de la resistencia defalta protegida es importante, y debe ser tomado en cuenta.

• Acoplamiento mutuo de secuencia cero de las líneas paralelas.



Los valores de ajuste de todos los parámetros que pertenecen a ZMHPDIS se debencorresponder con los parámetros de la línea protegida y deben coordinar con elplan de selectividad de la red.

Utilice diferentes grupos de ajustes cuando la línea paralela está enfuncionamiento, fuera de servicio y no conectada a tierra y fuera de servicio yconectada a tierra en ambos extremos. De esta manera, se pueden optimizar losajustes de las distintas condiciones del sistema.

Cuando la función de elementos de impedancia direccional paracaracterística mho (ZDMRDIR) se utiliza junto con la función deprotección de distancia de esquema completa con característicamho (ZMHPDIS), resulta fundamental utilizar los siguientes ajustespara el parámetro DirEvalType en ZDMRDIR:

• especialmente se recomienda la opción Comparator• normalmente no debería utilizarse la opción Imp/Comp• no debería utilizarse la opción Impedancía. Este valor

alternativo se recomienda para uso conjunto con la función dezona de protección de distancia, con característica cuadrilateral(ZMQPDIS)

Ajuste de la zona 1Los diferentes errores mencionados antes por lo general requieren una limitaciónde la zona de subalcance (por lo general la zona 1) al 75% - 90% de la línea protegida.

En el caso de líneas paralelas, tenga en cuenta la influencia del acoplamientomutuo según la sección "Aplicación en líneas paralelas con acoplamiento mutuo"y seleccione los casos válidos para su uso. Se recomienda compensar el ajustecuando la línea paralela está en funcionamiento, fuera de servicio y no conectada atierra y fuera de servicio y conectada a tierra en ambos extremos. El ajustepredeterminado del alcance de faltas a tierra debería ser <95% incluso cuando lalínea paralela está fuera de servicio y conectada a tierra en ambos extremos (el peorde los casos).

Ajuste de la zona de sobrealcanceLa primera zona de sobrealcance (por lo general la zona 2) debe detectar las faltasde toda la línea protegida. Si tenemos en cuenta los distintos errores que podríaninfluir la medición al igual que para la zona 1, resulta necesario aumentar elalcance de la zona de sobrealcance a por lo menos un 120% de la línea protegida.El alcance de la zona 2 puede ser incluso mayor, cuando la alimentación de faltadesde líneas adyacentes en el extremo remoto es bastante mayor que la corriente defalta en la ubicación del IED.

Por lo general, el ajuste no debe superar el 80% de las siguientes impedancias:



• La impedancia correspondiente a la línea protegida, más el alcance de laprimera zona de la línea adyacente más corta.

• La impedancia correspondiente a la línea protegida, más la impedancia de lacantidad máxima de transformadores que funcionan en paralelo en la barra delextremo remoto de la línea protegida.

Si los requisitos enumerados anteriormente dan un alcance de zona 2 que no daninguna selectividad entre la zona de sobrealcance y la línea de salida más corta delextremo remoto, el retardo de la zona 2 se debe aumentar aproximadamente 200 mspara evitar un funcionamiento no deseado cuando la telecomunicación para la líneacorta adyacente en el extremo remoto no funciona durante las faltas. La zona 2 nose debe reducir por debajo del 120% de la sección de la línea protegida. Toda lalínea debe estar cubierta en todas las condiciones.

En el siguiente ejemplo se resalta el requisito de que la zona 2 no debe superar el80% de la línea adyacente más corta en el extremo remoto.

Si ocurre una falta en el punto F (consulte la figura 61, también para la explicaciónde todas las abreviaciones utilizadas), el IED del punto A registra la impedancia:

ZAF = ZAC + ·ZCF = ZAC + (1+ ) ·ZCF IB

IA IA + IB

IA EQUATION302 V2 EN (Ecuación 57)

A B

Z<

CI A

IB

ZAC ZCB

Z CF

IA+ I B


F

IEC09000256 V1 EN

Figura 61: Ajuste de la zona de sobrealcance

Ajuste de la zona hacia atrásLa zona hacia atrás se utiliza para fines de lógica de esquema de comunicación,lógica de inversión de corriente, lógica de extremo con alimentación débil, etc. Lomismo corresponde para la protección de respaldo de la barra o de lostransformadores de potencia. Es necesario asegurarse de que siempre se cubra lazona de sobrealcance utilizada en el terminal de línea en el extremo remoto para losfines de telecomunicación.

Tenga en cuenta el posible factor de ampliación que puede existir debido a laalimentación de faltas desde líneas adyacentes. La ecuación 58 se puede utilizar



para calcular el alcance en dirección hacia atrás, cuando la zona se utiliza paraesquema de bloqueo, extremo con alimentación débil, etc.

Zrev 1.2 ZL Z2rem³ ×EQUATION1525 V3 EN (Ecuación 58)

Donde:

ZL es la impedancia de la línea protegida

Z2rem es el ajuste de la zona 2 en el extremo remoto de la línea protegida.

En algunas aplicaciones puede resultar necesario tener en cuenta el factor deampliación debido a la alimentación de corriente de falta desde líneas adyacentesen la dirección hacia atrás a fin de obtener cierta sensibilidad.

Ajuste de zonas aplicación en de líneas paralelas

Línea paralela en servicio: Ajuste de la zona 1Haciendo referencia a la sección "Aplicación en líneas paralelas con acoplamientomutuo", el alcance de zona se puede ajustar al 85% de la línea protegida.

Línea paralela en servicio: Ajuste de la zona 2Las zonas de sobrealcance (por lo general, las zonas 2 y 3) siempre debensobrealcanzar el circuito protegido. La mayor reducción de un alcance ocurrecuando los dos circuitos paralelos están en servicio con una falta monofásica atierra ubicada en el extremo de una línea protegida.

El circuito equivalente de impedancia de secuencia cero para este caso es igual alde la figura 55 de la sección "Aplicación en líneas paralelas con acoplamientomutuo".

Los componentes de la impedancia de secuencia cero para las zonas desobrealcance deben ser iguales a al menos:

0 0 0E mR R R= +EQUATION2009 V1 ES (Ecuación 59)

0 0 0E mX X X= +EQUATION2010 V1 ES (Ecuación 60)

Compruebe la reducción de un alcance para las zonas de sobrealcance debido alefecto del acoplamiento mutuo de secuencia cero. El alcance es reducido por unfactor:



00 12 1 0

m

f

ZKZ Z R

= -× + +


De ser necesario, agrande el alcance de la zona debido a la reducción por elacoplamiento mutuo. Tenga en cuenta, también, la influencia en el alcance de lazona debido a la alimentación de corriente de falta de líneas adyacentes.

Línea paralela fuera de servicio y conectada a tierra en ambos extremosAplique las mismas medidas que en el caso de un solo conjunto de parámetros deajuste. Esto significa que una zona de subalcance no debe sobrealcanzar el extremode un circuito protegido para las faltas monofásicas a tierra .

La impedancia equivalente respeta la ecuación 53.

Limitación de impedancia de carga, sin función de delimitación decargaLa siguiente instrucción es válida cuando la función de delimitación de carga o lafunción del delimitador no están activadas (BlinderMode=Off). La función dedelimitación de carga no está activada cuando RLdFw y RLdRv están ajustados aun valor superior que la impedancia de carga mínima esperada. Si se utiliza lafunción de delimitación de carga o la función del delimitador para todas las zonasde medición o para algunas de ellas, la delimitación de carga para esas zonas,según este capítulo, se puede omitir. Compruebe el alcance resistivo máximopermisible para cualquier zona a fin de asegurarse de que haya un margen de ajustesuficiente entre el límite del relé y la impedancia de carga mínima. La impedanciade carga mínima (Ω/fase) se calcula de la siguiente manera:

Z loadminU2

S-------=


Donde:

U es la tensión de fase a fase mínima en kV

S es la potencia aparente máxima en MVA.

La impedancia de carga [Ω/fase] es una función de la tensión mínima defuncionamiento y la corriente de carga máxima:

Z loadUmin

3 Imax×----------------------=




La tensión mínima Umin y la corriente máxima Imax están relacionadas con lasmismas condiciones de funcionamiento. Por lo general, la impedancia de cargamínima ocurre en condiciones de emergencia.

Para evitar la delimitación de carga para los elementos de medición de fase atierra , el alcance de impedancia ajustado de cualquiera de las zonas de protecciónde distancia debe ser menor que el 80% de la impedancia de carga mínima.

Para ajustar el bucle de falta a tierra, se puede utilizar la siguiente fórmula:

LoadZZPE 1.6

2(1 cos( ))b£ ×

-


donde:

Zload = magnitud de la impedancia de carga mínima

jPE = 180°-2·g =180°–2(ArgPE-QLoad)

La fórmula se obtiene mediante el análisis trigonométrico de la figura 62. Lalongitud del vector desde el origen O al punto F en el círculo se define por la leydel coseno. El resultado da el diámetro máximo (RFPE) para el cual la impedanciade carga toca el círculo con la condición de carga dada. Utilice un margenadicional del 20% para permitir una distancia suficiente entre la impedancia decarga mínima calculada y el límite del relé.

jX

R

ZPE/2

βArgLd

(Ref)

γ

O

rc

F

φ

Carga

|Zload||Zload|/2Ohmio/fase


IEC06000406 V1 ES

Figura 62: Definición de la condición de ajuste para evitar la delimitación decarga para un bucle de falta a tierra



El ajuste máximo para las faltas de fase a fase se puede definir mediante el análisistrigonométrico de la misma figura 62. La fórmula para evitar la delimitación decarga para los elementos de medición de fase a fase respeta, por lo tanto, laecuación 65.

LoadZZPP 1.6

2 (1 cos( PP))j£ ×

× -EQUATION1605 V1 ES (Ecuación 65)

donde:

jPP = 180°–2·(ArgPP-QLoad)

Todo esto se puede aplicar en todas las zonas de medición cuando no hay ningúnelemento de detección de oscilaciones de potencia ni delimitador activados en laszonas de protección. Utilice un margen de seguridad adicional deaproximadamente un 20% cuando haya un elemento de detección de oscilacionesde potencia en el esquema de protección, consulte la descripción de la función dedetección de oscilaciones de potencia.

Ajuste de corrientes mínimas de funcionamientoEl funcionamiento de la función de distancia se bloquea cuando la magnitud de lascorrientes está por debajo del valor ajustado del parámetro IMinOpPP y IMinOpPE.

El ajuste predeterminado de IMinOpPP y IMinOpPE es 20% de IBase donde IBasees la corriente base elegida para los canales de entradas analógicas. Se ha probadoque los valores resultan adecuados en la mayoría de las aplicaciones. Sin embargo,es posible que en algunas aplicaciones sea necesario aumentar la sensibilidadreduciendo la corriente mínima de funcionamiento a un 10% de IBase.

La corriente de falta mínima de funcionamiento se reduce automáticamente al 75%de su valor ajustado, cuando la zona de protección de distancia está ajustada parafuncionar en dirección hacia atrás.

Ajuste del modo direccionalEl modo direccional está ajustado de forma predeterminada a dirección haciadelante, mediante el ajuste del parámetro DirMode a Forward.

La selección de Offset mho se puede utilizar para enviar una señal de bloqueo en elesquema de teleprotección de bloqueo, el uso de conmutación en caso de faltas, etc.

El modo Reverse se puede utilizar en los esquemas de comparación, en los queresulta absolutamente necesario distinguir entre las faltas hacia delante y hacia atrás.

Ajuste de dirección para la característica mho desplazadaCuando se selecciona la característica mho desplazada, se puede seleccionar sidebe ser no direccional, hacia delante o hacia atrás, ajustando el parámetroOfffsetMhoDir.



Cuando se selecciona el funcionamiento hacia delante o hacia atrás, lacaracterística de funcionamiento se recorta mediante las líneas direccionalesutilizadas por la característica mho. El ajuste predeterminado es No-Directional.

Ajuste de temporizadores para zonas de protección de distanciaLos retardos de tiempo necesarios para las distintas zonas de protección dedistancia son independientes uno del otro. La zona 1 de protección de distanciatambién puede tener un retardo de tiempo, en caso de ser necesario por cuestionesde selectividad. Se pueden ajustar retardos de tiempo para todas las zonas en unrango entre 0 y 60 segundos. La función de disparo de cada zona en particular sepuede inhibir ajustando el parámetro correspondiente Operation a Off. Se permitendiferentes retardos de tiempo para los bucles de medición de fase a tierra tPE y defase a fase tPP en cada zona de protección de distancia por separado, a fin deaumentar incluso más la flexibilidad total de una protección de distancia.


Tabla 49: ZMHPDIS Grupo de ajustes (básicos)


On- - On Operación Off/On



DirMode OffDesplazamientoFijo a ZA y ZBHacia atrás

- - Fijo a ZA y ZB Modo de dirección

LoadEnchMode OffOn

- - Off Modo de delimitación de carga Off/On

ReachMode SobrealcanceSubalcance

- - Sobrealcance Modo de alcance sobre/subalcance

OpModePE OffOn

- - On Modo de operación Off / On de buclesde fase-tierra

ZPE 0.005 - 3000.000 ohmio/f 0.001 30.000 Ajuste de impedancia de secuenciapositiva para bucle fase-tierra

ZAngPE 10 - 90 Grad 1 80 Ángulo para impedancia de línea desecuencia positiva para bucle fase-tierra

KN 0.00 - 3.00 - 0.01 0.80 Magnitud de factor KN de compensaciónde retorno de tierra

KNAng -180 - 180 Grad 1 -15 Ángulo de factor KN de compensaciónde retorno de tierra

ZRevPE 0.005 - 3000.000 ohmio/f 0.001 30.000 Alcance hacia atrás del bucle de fase atierra (magnitud)

tPE 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo para operación deelementos de fase a tierra

IMinOpPE 10 - 30 %IB 1 20 Corriente de fase a tierra mínima deoperación

OpModePP OffOn

- - On Modo de operación Off / On de buclesde fase-fase




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónZPP 0.005 - 3000.000 ohmio/f 0.001 30.000 Ajuste de alcance de impedancia para

elementos fase-fase

ZAngPP 10 - 90 Grad 1 85 Ángulo para impedancia de línea desecuencia positiva para elementos fase-fase

ZRevPP 0.005 - 3000.000 ohmio/f 0.001 30.000 Alcance hacia atrás del bucle de fase afase (magnitud)

tPP 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo para operación deelementos fase-fase

IMinOpPP 10 - 30 %IB 1 20 Corriente de fase a fase mínima deoperación

Tabla 50: ZMHPDIS Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónOffsetMhoDir No direccional

Fijo a ZA y ZBHacia atrás

- - No direccional Modo de dirección para mho desplazada

OpModetPE OffOn

- - On Modo de operación Off / On deltemporizador de zona, F-T

OpModetPP OffOn

- - On Modo de operación Off / On detemporizador de zona, F-F

3.6.3 Protección de deslizamiento de polos PSPPPAM

Descripción de función Identificación IEC61850



Protección de deslizamiento de polos PSPPPAM

<

SYMBOL-MM V1 ES

78

3.6.3.1 Aplicación

Por lo general, el generador funciona sincrónicamente con el sistema de potencia,es decir, todos los generadores del sistema tienen la misma velocidad angular yaproximadamente la misma diferencia de ángulo de fase. Cuando el ángulo de faseentre los generadores es demasiado grande, no se puede mantener elfuncionamiento estable del sistema. En estos casos, el generador pierde elsincronismo (deslizamiento de polos) con el sistema de potencia externo.

La situación de deslizamiento de polos de un generador puede causarse pordistintas razones.



Se produce un cortocircuito en la red de potencia externa, cerca del generador. Si eltiempo de falta es demasiado largo, el generador se acelera tanto que elsincronismo no se puede mantener. El ángulo de fase relativo del generador en unafalta y deslizamiento de polos, en relación con el sistema de potencia externo, seobserva en la figura 63.

TIEMPO (SEGUNDOS)=IEC06000313=1=es=Original.vsd

IEC06000313 V1 ES

Figura 63: Ángulo de fase relativo del generador en una falta y deslizamientode polos en relación con el sistema de potencia externo

El ángulo relativo del generador se observa para diferentes duraciones de falta enun cortocircuito trifásico cercano al generador. A medida que la duración de la faltaaumenta, aumenta también la amplitud de la oscilación del ángulo. Cuando sealcanza el tiempo crítico de del despeje de la falta, la estabilidad no se puede mantener.

Se producen oscilaciones no amortiguadas en el sistema de potencia, donde losgrupos de generadores en distintas ubicaciones oscilan unos contra otros. Cuandola conexión entre los generadores es demasiado débil, la amplitud de lasoscilaciones aumenta hasta que se pierde la estabilidad angular. En el momento deldeslizamiento de polos existe un centro de este deslizamiento de polos que esequivalente a la impedancia medida trifásica de la protección de distancia. Cuandoeste punto se encuentra en el generador mismo, el generador se debería desconectarlo más rápido posible. Cuando el punto del centro fuera de etapa se encuentra en elsistema de potencia fuera de los generadores, el sistema de potencia se deberíadividir en dos, dentro de lo posible, y los generadores se deberían mantener en



servicio. Este deslizamiento se puede realizar en ubicaciones predefinidas (disparode líneas predefinidas) después del funcionamiento de la función de protección dedeslizamiento de polos (PSPPPAM) en el IED de protección de línea.

TIEMPO (SEGUNDOS)=IEC06000314=1=es=Original.vsd

IEC06000314 V1 ES

Figura 64: Oscilaciones sin amortiguar que causan el deslizamiento de polos

El ángulo relativo del generador se observa como una contingencia en el sistema depotencia, que causa oscilaciones no amortiguadas. Después de unos momentos deoscilación, la amplitud de oscilación resulta demasiado grande y la estabilidad nose puede mantener.

Cuando la excitación del generador es demasiado baja se corre el riesgo de que elgenerador no pueda mantener el funcionamiento sincrónico. El generador sedesliza fuera de fase y funciona como una máquina de inducción. Por lo general, laprotección de subexcitación detecta este estado y desconecta el generador antes deldeslizamiento de polos. Para esta falta, la protección de subexcitación y la funciónPSPPPAM se dan redundancia mutua.

El funcionamiento de un generador con deslizamiento de polos conlleva el riesgode dañar el bloque del generador.



• En cada deslizamiento de polos hay un impacto de torsión importante en el ejegenerador-turbina.

• En el funcionamiento asíncrono, hay inducción de corrientes en partes delgenerador que normalmente no llevan corriente, lo que da lugar a unincremento del calentamiento. Como consecuencia, se pueden ocasionar dañosen el aislamiento y el hierro del estator/rotor.

• En el funcionamiento asíncrono, el generador absorbe una cantidad importantede la potencia reactiva, arriesgando, así, la sobrecarga de los devanados.

La función PSPPPAM detecta las condiciones fuera de etapa y desconecta elgenerador lo antes posible, cuando el punto del deslizamiento de polos está dentrodel generador. Si el centro del deslizamiento de polos está fuera del generadorsituado, fuera en la red de potencia, la primera acción debería ser dividir la red endos partes, después de la acción de protección de línea. Si esto falla, deberíafuncionar la protección de deslizamiento de polos del generador, para evitar másdaños en el bloque del generador.


Operation: Con el parámetro Operation la función se puede ajustar a On o Off.

IBase: El parámetro IBase se ajusta a la corriente nominal del generador en A,según la ecuación 66.

3N

N

SIBase

U=

×


UBase: El parámetro UBase se ajusta a la tensión nominal del generador (fase afase) en kV

MeasureMode: La tensión y la corriente utilizadas para la medición de laimpedancia se ajustan con el parámetro MeasureMode. Las posibilidades de ajustesson: PosSeq, L1-L2, L2-L3, o L3-L1. Si todas las tensiones y corrientes de fase seenvían al IED, se recomienda el parámetro opcional PosSeq (valor predeterminado).

Otros ajustes se pueden ilustrar según la figura 65.




IEDB A

EB EAX’d XT ZS

Zona 1 Zona 2

jX

R

ZB

ZA

Movimiento de impedancia de deslizamiento

de polos Zona 2

Zona 1

WarnAngle

TripAngle

f

ZC

IEC06000548 V2 ES

Figura 65: Ajustes para el bloque de detección de deslizamiento de polos

El parámetro ImpedanceZA es la impedancia hacia delante, como se observa en lafigura 65. ZA debería ser la suma de la impedancia del transformador XT y laimpedancia equivalente del sistema externo ZS. La impedancia se da en % de laimpedancia base, según la ecuación 67.

3Base

UBaseZ

IBase=


El parámetroImpedanceZB es la impedancia hacia atrás, como se observa en lafigura 65. ZB debería ser igual a la reactancia transitoria del generador X'd. Laimpedancia se da en % de la impedancia base, consulte la ecuación 67.



El parámetro ImpedanceZC es la impedancia hacia delante, dada la línea límiteentre la zona 1 y la zona 2. ZC debería ser igual a la reactancia del transformadorZT. La impedancia se da en % de la impedancia base, consulte la ecuación 67.

El ángulo de la línea de impedancia ZB – ZA se da como AnglePhi en grados. Porlo general, este ángulo está próximo a los 90°.

StartAngle: Se emite una alarma cuando se detecta movimiento del rotor y elángulo del rotor supera el ángulo ajustado para StartAngle. Se recomienda el valorpredeterminado de 110°. Se debería comprobar que los puntos del plano deimpedancia correspondientes al StartAngle elegido no interfieran con laimpedancia aparente con carga máxima del generador.

TripAngle: Si se ha detectado un deslizamiento de polos: cambio del ángulo delrotor correspondiente a la frecuencia de deslizamiento 0,2 – 8 Hz, la línea dedeslizamiento ZA - ZB se cruza y la dirección de rotación es la misma que alprincipio, se emite un disparo cuando el ángulo del rotor se encuentra por debajodel parámetro TripAngle. Se recomienda el valor predeterminado de 90°.

N1Limit: El parámetro N1Limit indica la cantidad de deslizamientos de polos quedeberían ocurrir antes del disparo, si el cruce de la línea de deslizamiento ZA – ZBestá dentro de la zona 1, es decir, el nodo del deslizamiento de polos está dentro delbloque transformador-generador. Se recomienda el valor predeterminado 1 paraminimizar el esfuerzo que se aplica sobre el generador y la turbina con pérdida desincronismo.

N2Limit: El parámetro N2Limit indica la cantidad de deslizamientos de polos quedeberían ocurrir antes del disparo, si el cruce de la línea de deslizamiento ZA – ZBestá dentro de la zona 2, es decir, el nodo del deslizamiento de polos está en la redexterna. Se recomienda el valor predeterminado 3 para permitir que lasprotecciones externas dividen la red y, por lo tanto, limiten las consecuencias delsistema.

ResetTime: El parámetro ResetTime indica el tiempo de reposición para la función(PSPPPAM) después del arranque, cuando no se detecta ningún deslizamiento depolos. Se recomienda el valor predeterminado de 5 segundos.

Ejemplo de ajuste para aplicación de líneaEn el caso de pérdida de sincronismo, esta situación se debe detectar y la líneaentre las subestaciones 1 y 2 se debe desconectar.

IED

ZBImpedancia de línea = ZC

ZA = impedancia fuente hacia delante

IEC07000014_2_en.vsdIEC07000014 V2 ES

Figura 66: Aplicación de línea de la protección de deslizamiento de polos



Si la impedancia aparente cruza la línea de impedancia ZB – ZA, esto representa elcriterio de detección de pérdida de sincronismo, consulte la figura 67.

R

X

Impedancia aparente en carga normal

ZC

ZA

ZB

anglePhi

IEC07000015_2_en.vsdIEC07000015 V2 ES

Figura 67: Impedancias a ajustar para la protección de deslizamiento de polos

Los parámetros de ajuste de la protección son:

ZA: La impedancia fuente en dirección hacia delante

ZB: La impedancia fuente en dirección hacia atrás

ZC: La impedancia de línea en dirección hacia delante

AnglePhi: El ángulo de fase de impedancia

Utilice los siguientes datos:

UBase: 400 kV

SBase ajustado a 1000 MVA

Potencia del cortocircuito en la estación 1 sin alimentación de la línea protegida: 5000 MVA (entendidacomo reactancia pura)

Potencia del cortocircuito en la estación 2 sin alimentación de la línea protegida: 5000 MVA (entendidacomo reactancia pura

Impedancia de línea: 2 + j20 ohmio



Con todas las tensiones de fase y corrientes de fase disponibles y enviadas al IEDde protección, se recomienda ajustar el parámetro MeasureMode a la secuenciapositiva.

Los ajustes de la impedancia se ajustan a pu con ZBase como referencia:

2 2400160

1000= = =

UBaseZBase ohm

SBaseEQUATION1960 V1 ES (Ecuación 68)

2400( ) ( 2) 2 20 2 52

5000ZA Z line Zsc station j j j ohm= + = + + = +


Esto corresponde a:

2 520.0125 0.325 0.325 88

160j

ZA j pu pu+

= = + = Ð °


Ajuste ZA a 0,32.

2400( 1) 32

5000ZB Zsc station j j ohm= = =


Esto corresponde a:

320.20 0.20 90

160j

ZB j pu pu= = = Ð °


Ajuste ZB a 0,2

Esto corresponde a:

2 200.0125 0.125 0.126 84

160j

ZC j pu pu+

= = + = Ð °


Ajuste ZC a 0,13 y AnglePhi a 88°

El ángulo de advertencia (StartAngle) se debería elegir de manera que no cruce elárea de funcionamiento normal. La potencia de línea máxima se supone que es de2000 MVA. Esto corresponde a la impedancia aparente:



2 240080

2000U

Z ohmS

= = =


En forma simplificada, el ejemplo se puede demostrar como un triángulo, consultela figura 68.

ZA

ZB

Zload

R

X

en07000016.vsdIEC07000016 V1 ES

Figura 68: Figura simplificada para obtener StartAngle

0 032 52arctan arctan arctan + arctan = 21.8 + 33.0 5580 80

³ = »ZB ZAangleStart +

Zload ZloadEQUATION1968 V2 EN (Ecuación 75)

En el caso de oscilaciones menores amortiguadas durante el funcionamientonormal, no queremos que la protección arranque. Por lo tanto, ajustamos el ángulode arranque con un margen grande.

Ajuste StartAngle a 110°

Para el parámetro TripAngle se recomienda un ajuste a 90° para asegurar unesfuerzo limitado para el interruptor.



En un sistema de potencia se prefiere deslizar el sistema hacia las partespredefinidas en caso de deslizamiento de polos. Por lo tanto, la protección seencuentra en las líneas en las que ocurre este deslizamiento predefinido.

Por lo general, el parámetro N1Limit se ajusta a 1, de manera que la línea sedesconecte en el primer deslizamiento de polos.

Si la línea se desconecta en todas las situaciones de deslizamiento de polos, ajustetambién el parámetro N2Limit a 1. En otros casos se recomienda un número mayor.

Ejemplo de ajuste para aplicación de generadorEn el caso de condiciones fuera de etapa, se debe comprobar si el centro deldeslizamiento de polos está dentro del generador (zona 1) o situado en la red (zona2).

ZC

ZAZB

en07000017.vsdIEC07000017 V1 ES

Figura 69: Aplicación de generador de la protección de deslizamiento de polos

Si la impedancia aparente cruza la línea de impedancia ZB – ZA, esto representa elcriterio de pérdida de sincronismo, consulte la figura 70.



R

X

Impedancia aparente en carga normal

ZC

ZA

ZB

anglePhi

IEC07000015_2_en.vsdIEC07000015 V2 ES

Figura 70: Impedancias a ajustar para la protección de deslizamiento depolos PSPPPAM

Los parámetros de ajuste de la protección son:

ZA La impedancia fuente en dirección hacia delante

ZB La reactancia transitoria del generador

ZC La reactancia del transformador de bloque

AnglePhi El ángulo de fase de impedancia

Utilice los siguientes datos del generador:

UBase: 20 kV


Xd": 25%

Utilice los siguientes datos del transformador del bloque:

UBase: 20 kV (lado de baja tensión)


ek: 15%



Potencia de cortocircuito de la red externa sin alimentación de la línea protegida:5000 MVA (entendida como reactancia pura).

Contamos con todas las tensiones de fase y corrientes de fase disponibles yenviadas al IED de protección. Por lo tanto, se recomienda ajustar el parámetroMeasureMode a la secuencia positiva.

Los ajustes de la impedancia se ajustan a pu con ZBase como referencia:

2 2202.0

200UBase

ZBase ohmSBase

= = =


2 220 20( ) ( ) 0.15 0.38200 5000

ZA Z transf Zsc network j j j ohm= + = × + =


Esto corresponde a:

0.380.19 0.19 90

2.0j

ZA j pu pu= = = Ð °


Ajuste ZA a 0,19

2200.25 0.5

200dZB jX j j ohm= = × =


Esto corresponde a:

0.50.25 0.25 90

2.0j

ZB j pu pu= = = Ð °


Ajuste ZB a 0,25

220 0.15 0.3200TZC jX j j ohm= = × =


Esto corresponde a:



2 200.0125 0.125 0.126 84

160j

ZC j pu pu+

= = + = Ð °


Ajuste ZC a 0,15 y AnglePhi a 90°.

El ángulo de advertencia (StartAngle) se debería elegir de manera que no cruce elárea de funcionamiento normal. La potencia de línea máxima se supone que es de200 MVA. Esto corresponde a la impedancia aparente:

2 2202

200U

Z ohmS

= = =


En forma simplificada, el ejemplo se puede demostrar como un triángulo, consultela figura 71.

ZA

ZB

Zload

R

X

en07000016.vsdIEC07000016 V1 ES

Figura 71: Figura simplificada para obtener StartAngle

0 0arctan arctan arctan + arctan = 7.1 + 5.40.25 0.19 132 2

³ = »ZB ZAangleStart +

Zload ZloadEQUATION1977 V2 EN (Ecuación 84)



En el caso de oscilaciones menores amortiguadas durante el funcionamientonormal, no queremos que la protección arranque. Por lo tanto, ajustamos el ángulode arranque con un margen grande.

Ajuste StartAngle a 110°.

Para el parámetro TripAngle se recomienda un ajuste a los 90° para asegurar unesfuerzo limitado para el interruptor.

Si el centro del deslizamiento de polos está dentro del bloque del generador, ajusteN1Limit a 1 para obtener disparos en el primer deslizamiento de polos.

Si el centro del deslizamiento de polos está dentro de la red, ajuste N2Limit a 3para activar el deslizamiento del sistema antes que los disparos del generador.


Tabla 51: PSPPPAM Grupo de ajustes (básicos)


On- - Off Operación On/Off

OperationZ1 OffOn

- - On Operación zona 1 On/Off

OperationZ2 OffOn

- - On Operación zona 2 On/Off

ImpedanceZA 0.00 - 1000.00 % 0.01 10.00 Impedancia hacia delante en % de Zbase

ImpedanceZB 0.00 - 1000.00 % 0.01 10.00 Impedancia hacia atrás en % de Zbase

ImpedanceZC 0.00 - 1000.00 % 0.01 10.00 Límite de impedancia de zona 1 en % deZbase

AnglePhi 72.00 - 90.00 Grad 0.01 85.00 Ángulo de línea de impedancia dedeslizamiento

StartAngle 0.0 - 180.0 Grad 0.1 110.0 Ángulo de rotor para señal de arranque

TripAngle 0.0 - 180.0 Grad 0.1 90.0 Ángulo de rotor para las señales dedisparo 1 y disparo 2

N1Limit 1 - 20 - 1 1 Límite de conteo para señal de disparo 1

N2Limit 1 - 20 - 1 3 Límite de conteo para señal de disparo 2

Tabla 52: PSPPPAM Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónResetTime 0.000 - 60.000 s 0.001 5.000 Tiempo sin deslizamiento para reponer

todas las señales



Tabla 53: PSPPPAM Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIBase 0.1 - 99999.9 A 0.1 3000.0 Corriente base (corriente de fase en

amperios primario)

UBase 0.1 - 9999.9 kV 0.1 20.0 Tensión base (Tensión fase-fase en kVprimario)

MeasureMode SecPosL1L2L2L3L3L1

- - SecPos Modo de medición (SecPos, L1L2, L2L3,L3L1)

InvertCTcurr NoSí

- - No Invertir sentido de Corriente

3.6.4 Pérdida de excitación LEXPDIS

Descripción de funciones Identificación IEC61850



Pérdida de excitación LEXPDISZ<

SYMBOL-KK V1 ES

40

3.6.4.1 Aplicación

Hay límites para la pérdida de excitación (LEXPDIS) de una máquina síncrona.Una reducción de la corriente de excitación debilita el acoplamiento entre el rotor yel sistema de potencia externa. La máquina podría perder el sincronismo y empezara funcionar como una máquina de inducción. En este caso, aumentaría el consumoreactivo. Incluso si la máquina no pierde sincronismo, es posible que no puedafuncionar en este estado durante mucho tiempo. LEXPDIS aumenta la generaciónde calor en la región extrema de la máquina síncrona. El calentamiento local puededañar el aislamiento del devanado del estator e incluso el núcleo de hierro.

Un generador conectado a un sistema de potencia se puede representar mediante uncircuito monofásico equivalente, como se observa en la figura 72. Para simplificar,el equivalente muestra un generador con rotor redondo, (Xd≈Xq).



+

E

-

I, (P, Q)j Xd j Xnet

+

V

-

+

Enet

-

en06000321.vsdIEC06000321 V1 ES

Figura 72: Un generador conectado a un sistema de potencia, representadomediante un circuito monofásico equivalente

donde:

E representa la tensión interna del generador,

Xd es la reactancia estacionaria del generador,

Xnet es una reactancia equivalente que representa el sistema de potencia externa y

Enet es una fuente de tensión infinita que representa la suma total de los generadores de la red.

La potencia activa que sale del generador se puede formular según la ecuación 85:

sinnet

d net

E EP

X Xd

×= ×

+EQUATION1540 V1 ES (Ecuación 85)

donde:

El ángulo δ es la diferencia de ángulo de fase entre las tensiones E y Enet.

Si la excitación del generador disminuye (pérdida de campo), la tensión E sevuelve baja. Para mantener la salida de potencia activa, se debe aumentar el ánguloδ. Resulta obvio que la potencia máxima se alcanza a los 90°. Si no se puedealcanzar la potencia activa a los 90º, tampoco se puede lograr estabilidad estática.

La potencia aparente compleja del generador, a diferentes ángulos δ se observa enla figura 73. La línea que corresponde a los 90° es el límite de estabilidad estática.Observe que las limitaciones de potencia que se ilustran a continuación dependenaltamente de la impedancia de la red.



en06000322.vsd

P

Q

70º

80º

90º

IEC06000322 V1 ES

Figura 73: La potencia aparente compleja del generador, a diferentes ángulosδ

Para evitar daños en el bloque del generador, el generador se debe desconectar enLEXPDIS . Un área adecuada, en el plano PQ, para el funcionamiento de laprotección se observa en la figura 74. En este ejemplo, el límite está ajustado enuna pequeña potencia reactiva negativa, independiente de la potencia activa.



P

70º

80º

90º

Área de funcionamiento de protección de subexcitación


Q

IEC06000450 V2 ES

Figura 74: Área adecuada, en el plano PQ, para funcionamiento de protección

A menudo, la curva de capacidad de un generador suele describir también lacapacidad del generador de LEXPDIS , observe la figura 75.



IEC06000451 V1 ES

Figura 75: Curva de capacidad de un generador

donde:

AB = Límite de corriente de campo

BC = Límite de corriente del estator

CD = Límite de calentamiento de la región extrema del estator, debido al flujo de dispersión

BH = Límite de potencia activa posible, debido a limitación de potencia de salida de la turbina

EF = Límite de régimen permanente sin AVR

Xs = Impedancia fuente del sistema de potencia conectado

La protección de LEXPDIS se puede basar en la medición de la potenciadireccional o en la medición de la impedancia.

La línea recta del plano PQ se puede transferir al plano de impedancia mediante larelación que se observa en la ecuación 86.

* 2 2 2 2

* * * 2 2 2 2V V V V V S V P V QZ j R jXI I V S S S P Q P Q

× × × ×= = = = = + = +

× × + +


La línea recta del diagrama PQ es equivalente con un círculo en el plano deimpedancia, observe la figura 76. En este ejemplo, el círculo corresponde a una Qconstante, es decir, característica paralela al eje P.



IEC06000452 V1 ES

Figura 76: La línea recta del diagrama PQ, equivalente con un círculo en elplano de impedancia

LEXPDIS en el IED se representa con dos círculos de impedancia y unaposibilidad de restricción direccional, como se observa en la figura 77.



IEC06000453 V1 ES

Figura 77: LEXPDIS en el IED, representado con dos círculos de impedanciay una posibilidad de restricción direccional


Aquí se describen los ajustes cuando hay dos zonas de la protección activadas. Lazona Z1 proporciona un disparo rápido en caso de alcanzar la limitación dinámicade la estabilidad. La zona Z2 proporciona un disparo después de un retardo máslargo, cuando el generador alcanza la limitación estática de la estabilidad. Existetambién un criterio direccional que se utiliza para evitar disparos para faltasexternas cercanas, en caso de que las zonas alcancen el área de impedancia, comose observa en la figura 77.

Operation: Con el parámetro Operation la función LEXPDIS se puede ajustar enOn/Off.

IBase: El parámetro IBase se ajusta a la corriente nominal del generador en A,observe la ecuación 87.

3N

N

SIBase

U=

×


UBase: El parámetro UBase se ajusta a la tensión nominal del generador (fase afase) en kV.



MeasureMode: La tensión y la corriente utilizadas para la medición de laimpedancia se ajustan con el parámetro MeasureMode. Las posibilidades de ajustesson: PosSeq, L1-L2,L2-L3, o L3-L1. Si el IED recibe todas las tensiones de fase ycorrientes de fase, se recomienda la alternativa de secuencia positiva (valorpredeterminado).

OperationZ1, OperationZ2: Con los parámetros OperationZ1 y OperationZ2 cadazona se puede ajustar en On o en Off.

Para ambas zonas, los ajustes de la impedancia se realizan como se observa en lafigura 78.

R

X

Z1 o Z2

-XoffsetZ1 o -XoffsetZ2

Diámetro Z1 o diámetro Z2

IEC06000460_2_en.vsdIEC06000460 V2 ES

Figura 78: Ajustes de la impedancia para la zona rápida (Z1) y la zona lenta(Z2)

Las impedancias se dan en pu de la impedancia de base, según la ecuación 88.

IBase

UBaseZ Base

3=




XOffsetZ1 y XOffsetZ2, el desplazamiento de la parte superior del círculo deimpedancia en el eje X, reciben un valor negativo si X < 0.

XOffsetZ1: Se recomienda ajustar XOffsetZ1= -X-Xd½ÂÂÂÂ´d/2 y Z1diameter =1.1· Xd - X-Xd½ÂÂÂÂ´d/2 .

tZ1: tZ1 es el parámetro de retardo de disparo para la Z1, y se recomienda ajustarloen 0,0 s.

Se recomienda ajustar XOffsetZ2 igual a Xe (la impedancia equivalente de la redexterna) y Z2diamater igual a 1,1 · Xd + Xe.

tZ2: tZ2 es el parámetro de retardo de disparo para la Z2, y se recomienda ajustarloen 2,0 s para no arriesgar disparos no deseados en oscilaciones con impedanciaaparente temporaria dentro de la característica.

DirSuperv: La característica de restricción direccional permite ajustar laimpedancia con valor X positivo, sin correr el riesgo de ocasionar elfuncionamiento no deseado de la función de subexcitación. Para activar la opciónde restricción direccional, el parámetro DirSuperv debe estar en On.

XoffsetDirLine, DirAngle: Los parámetros XoffsetDirLine y DirAngle se observanen la figura 79. XoffsetDirLine se ajusta en % de la impedancia de base, según laecuación 89.

IBase

UBaseZ Base

3=


XoffsetDirLine recibe un valor positivo si X > 0. DirAngle se ajusta en grados conun valor negativo en el 4to. cuadrante.



IEC06000461 V1 ES

Figura 79: Los parámetros XoffsetDirLine y DirAngle


Tabla 54: LEXPDIS Grupo de ajustes (básicos)



OperationZ1 OffOn

- - On Operación Off/On zona Z1

XoffsetZ1 -1000.00 - 1000.00 % 0.01 -10.00 Desplazamiento del punto superior delcírculo Z1 a lo largo del eje X en % deZbase

Z1diameter 0.01 - 3000.00 % 0.01 100.00 Diámetro de círculo de impedancia paraZ1 en % de Zbase

tZ1 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.01 Retardo de disparo para Z1

OperationZ2 OffOn

- - On Operación Off/On zona Z2




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónXoffsetZ2 -1000.00 - 1000.00 % 0.01 -10.00 Desplazamiento del punto superior del

círculo Z2 a lo largo del eje X en % deZbase

Z2diameter 0.01 - 3000.00 % 0.01 200.00 Diámetro de círculo de impedancia paraZ2 en % de Zbase

tZ2 0.00 - 6000.00 s 0.01 1.00 Retardo de disparo para Z2

Tabla 55: LEXPDIS Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónDirSuperv Off

On- - Off Operación Off/On para criterio

direccional adicional

XoffsetDirLine -1000.00 - 3000.00 % 0.01 0.00 Desplazamiento de línea direccional a lolargo del eje X en % de Zbase

DirAngle -180.0 - 180.0 Grad 0.1 -13.0 Ángulo entre línea direccional y eje R engrados

Tabla 56: LEXPDIS Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIBase 0.1 - 99999.9 A 0.1 3000 Corriente base (corriente de fase en

amperios primario)

UBase 0.1 - 9999.9 kV 0.1 20 Tensión base (Tensión fase-fase en kVprimario)

MeasureMode SecPosL1L2L2L3L3L1

- - SecPos Modo de medición (SecPos, L1L2, L2L3,L3L1)

Tabla 57: LEXPDIS Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónInvertCTcurr No

Sí- - No Invertir Corriente de TC

3.7 Protección de corriente

3.7.1 Protección de sobreintensidad instantánea de fasesPHPIOC






Protección de sobreintensidadinstantánea de fases

PHPIOC

3I>>

SYMBOL-Z V1 ES

50

3.7.1.1 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 despejede 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 80, 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 80: 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 81. 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 81: 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 82.


~ ~ZA ZBZL

A B

IED

I F

Falta

IEC09000024 V1 ES

Figura 82: Corriente de falta: IF

100Is

IPIBase

>>= ×


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 83 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 influenciamáxima desde la línea paralela para el IED de la figura 83 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 83: 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 94)

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 58: PHPIOC Grupo de ajustes (básicos)




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 59: 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

3.7.2 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

3.7.2.1 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 84.

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 84: 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 60.



Tabla 60: 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 de



funcionamiento 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 61.

Tabla 61: 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 96 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 debetener 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 85.



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 85: Corriente de funcionamiento y corriente de reposición para unaprotección de sobreintensidad

El valor mínimo de ajuste se puede escribir según la ecuación 97.

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 comoconductores, 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 98.

Ipu 0.7 Iscmin£ ×EQUATION1263 V2 EN (Ecuación 98)

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 99.

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 se



garantice 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 86 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 86: 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 87. 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 87.

IEC05000205 V1 ES

Figura 87: 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 101.

40 100 40 40 220t ms ms ms ms msD ³ + + + =EQUATION1266 V1 ES (Ecuación 101)

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 62: 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 63: 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 64: OC4PTOC Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMeasType DFT

RMS- - DFT Selección entre medición DFT y RMS

3.7.3 Protección de sobreintensidad residual instantánea EFPIOC




Protección de sobreintensidad residualinstantánea

EFPIOC

IN>>

IEF V1 ES

50N

3.7.3.1 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 88 y lafigura 89. 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 88: Corriente de falta existente de A a B: IfB

99000475.vsd

~ ~ZA ZBZL

A B

IED

I fA

Falta

IEC09000023 V1 ES

Figura 89: 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 103)

En el caso de líneas paralelas con acoplamiento mutuo de secuencia cero, se debecalcular una falta como se observa en la figura 90.


~ ~ZA ZB

ZL1A B

I M

Falta

IED

ZL2

M

CLínea 1

Línea 2

IEC09000025 V1 ES

Figura 90: 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 65: EFPIOC Grupo de ajustes (básicos)




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

Tabla 66: 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

3.7.4 Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapasEF4PTOC




Protección de sobreintensidad residualde cuatro etapas

EF4PTOC

44 alt

IN

TEF-REVA V1 ES

51N/67N



3.7.4.1 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 67: 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.


Tabla 68: 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

IN>Dir 1 - 100 %IB 1 10 Nivel de Corriente residual paraliberación 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




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónDirMode1 Off

No direccionalFijo a ZA y ZBHacia atrás



- - 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


HarmRestrain1 OffOn

- - On Habilitar bloqueo de etapa 1 porrestricción de armónico








Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIN2> 1 - 2500 %IB 1 50 Nivel de Corriente residual de operación

para etapa 2 en % de IBase



IN2Mult 1.0 - 10.0 - 0.1 2.0 Multiplicador para el valor de ajuste decorriente para etapa 2


HarmRestrain2 OffOn




Characterist3 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


IN3> 1 - 2500 %IB 1 33 Nivel de Corriente residual de operaciónpara etapa 3 en % de IBase

t3 0.000 - 60.000 s 0.001 0.800 Retardo tiempo independiente etapa 3




HarmRestrain3 OffOn







Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCharacterist4 ANSI Extrem. Inv.



IN4> 1 - 2500 %IB 1 17 Nivel de corriente residual de operaciónpara etapa 4 en % de IBase





HarmRestrain4 OffOn


Tabla 69: 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 DescripcióntPRCrv1 0.005 - 3.000 - 0.001 0.500 Parámetro PR para curva programable

por usuario etapa 1






























Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntACrv4 0.005 - 200.000 - 0.001 13.500 Parámetro A para curva programable

por usuario etapa 4






3.7.5 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 91.



IEC06000654 V1 ES

Figura 91: 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 92.



,

= =o o0 , 0RCADir ROADirrefU

03I

j = -0 refang(3I ) ang(3U )

- =0 ref3U U03I cos× j

IEC06000648_2_en.vsdIEC06000648 V2 ES

Figura 92: Característica para RCADir igual a 0°

La característica para RCADir es igual a -90°, se observa en la figura 93.


refU= - =o o90 , 90RCADir ROADir

03I

03 × jI cos

j = -0(3 ) ( )refang I ang U

- 03U

IEC06000649 V2 ES

Figura 93: 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 94.

-3U08080

Área de funcionamiento

3I0

en06000652.vsd

RCADir = 0º

ROADir = 80º

IEC06000652 V2 ES

Figura 94: 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 de



corriente 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 70: 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 öç ÷ç ÷è øè ø

p

At s B InMult

iC

inEQUATION1958 V1 ES (Ecuación 120)

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 71: 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

SRef 0.03 - 200.00 %SB 0.01 10.00 Valor de referencia de potencia residualpara 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




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


- - 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 72: 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.




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntPRCrv 0.005 - 3.000 - 0.001 0.500 Ajuste PR para curva programable por

usuario

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 73: 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 74: 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

3.7.6 Protección de sobrecarga térmica, dos constantes detiempo TRPTTR




Protección de sobrecarga térmica, dosconstantes de tiempo

TRPTTR

SYMBOL-A V1 ES

49

3.7.6.1 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 muy



alta. 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 75: 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




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIHighTau1 30.0 - 250.0 %IB1 1.0 100.0 Ajuste de Corriente, en % de IBase1

para 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

Alarm2 50.0 - 99.0 %Itr 1.0 90.0 Segundo nivel de alarma en % del valorde 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).

3.7.7 Protección de fallo de interruptor CCRBRF




Protección de fallo de interruptor CCRBRF

3I>BF

SYMBOL-U V1 ES

50BF

3.7.7.1 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 componente



necesario 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 76: 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 en



faltas 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 122)

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 95: 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 77: 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 78: 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

3.7.8 Protección de discordancia de polos CCRPLD




Protección de discordancia de polos CCRPLD

PD

SYMBOL-S V1 ES

52PD



3.7.8.1 Aplicación

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 DP



desde 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 79: 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



3.7.9 Protección de mínima potencia direccional GUPPDUP




Protección de mínima potenciadireccional

GUPPDUPP><

SYMBOL-LL V1 ES

37

3.7.9.1 Aplicación

La tarea de un generador en una central eléctrica es convertir la energía mecánica,disponible como par en un eje giratorio, en energía eléctrica.

A veces, la potencia mecánica de una fuente de energía primaria puede 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 sin



suministro 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 96 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 ajustar



la 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




Figura 96: Protección de potencia inversa con protección de mínima potenciay máxima potencia


Operation: Con el parámetro Operation la función se puede ajustar a On/Off.


3N

N

SIBase

U=

×



Mode: La tensión y la corriente utilizadas para la medición de la potencia. Lasposibilidades de ajuste se observan en la tabla 80.

Tabla 80: 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= × ×





Valor ajustado Mode Fórmula utilizada para calcular la potencia complejaL1L2 * *

1 2 1 2( )L L L LS U I I= × -


L2L3 * *2 3 2 3( )L L L LS U I I= × -


L3L1 * *3 1 3 1( )L L L LS U I I= × -


L1 *1 13 L LS U I= × ×


L2 *2 23 L LS U I= × ×


L3 *3 33 L LS U I= × ×


La función 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 97: 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 133.

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 98: 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 134.



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 81: 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 82: 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 83: 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

3.7.10 Protección de máxima potencia direccional GOPPDOP




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 99 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 99: 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.


3N

N

SIBase

U=

×



Mode: La tensión y la corriente utilizadas para la medición de la potencia. Lasposibilidades de ajuste se observan en la tabla 84.

Tabla 84: 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 100: 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 146.

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 101: 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 147.



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 85: 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 86: 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 87: 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



3.8 Protección de tensión

3.8.1 Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV




Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV

3U<

SYMBOL-R V1 ES

27

3.8.1.1 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 señalesde 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 una



función 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 150)

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 no



dispara 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 utilizadaes: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 88: 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




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.





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónOpMode2 1 de 3

2 de 33 de 3


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 89: 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

ACrv1 0.005 - 200.000 - 0.001 1.000 Parámetro A para curva programablepor 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





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónResetTypeCrv2 Instantáneo

TemporizadorcongeladoDecrecimientolineal








CrvSat2 0 - 100 % 1 0 Parámetro de ajuste fino para programarcurva IDMT de subtensión, etapa 2

Tabla 90: 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

3.8.2 Protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV




Protección de sobretensión de dosetapas

OV2PTOV

3U>

SYMBOL-C V1 ES

59

3.8.2.1 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 153)

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 91: OV2PTOV Grupo de ajustes (básicos)






Characterist1 Tiempo definidoCurva inversa ACurva inversa BCurva inversa CCurva inv.progres.







Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónU1> 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 92: OV2PTOV Grupo de ajustes (avanzados)














Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCrvSat1 0 - 100 % 1 0 Parámetro de ajuste fino para programar

curva IDMT de sobretensión, etapa 1










CrvSat2 0 - 100 % 1 0 Parámetro de ajuste fino para programarcurva IDMT de sobretensión, etapa 2

Tabla 93: OV2PTOV Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónConnType FN DFT

FF DFTFN RMSFF RMS

- - FN DFT TBD

3.8.3 Protección de sobretensión residual de dos etapasROV2PTOVDescripción del bloque funcional Identificación IEC

61850Identificación IEC60617


Protección de sobretensión residual dedos etapas

ROV2PTOV

3U0TRV V1 ES

59N

3.8.3.1 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 el



componente. 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. Unafalta 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 102.



IEC07000190 V1 ES

Figura 102: 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 103 .



IEC07000189 V1 ES

Figura 103: 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 tierraprimaria 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 94: ROV2PTOV Grupo de ajustes (básicos)








U1> 1 - 200 %UB 1 30 Ajuste de tensión/valor de arranque (DT& IDMT), etapa 1 en % de UBase









U2> 1 - 100 %UB 1 45 Ajuste de tensión/valor de arranque (DT& IDMT), etapa 2 en % de UBase




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripciónt2 0.000 - 60.000 s 0.001 5.000 Retardo tiempo definido etapa 2




Tabla 95: 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 DescripciónDCrv2 0.000 - 60.000 - 0.001 0.000 Parámetro D para curva programable

por usuario etapa 2



3.8.4 Protección de sobreexcitación OEXPVPHDescripción del bloque funcional Identificación IEC



Protección de sobreexcitación OEXPVPH

U/f >

SYMBOL-Q V1 ES

24

3.8.4.1 Aplicación

Cuando el núcleo laminado de un transformador de potencia está sujeto a unadensidad de flujo magnético más allá de sus límites de diseño, el flujo de fuga entraen componentes no laminados que no están diseñados para llevar flujo, lo cualcausa una circulación de corrientes parásitas. Las corrientes parásitas puedencausar un calentamiento excesivo y daños graves al aislamiento y a las partesadyacentes en un tiempo relativamente corto.

La tensión máxima, la frecuencia mínima, o una combinación de las dos, tienencomo resultado un nivel de densidad de flujo excesivo, que se denomina sobreflujoo sobreexcitación.

El mayor riesgo de sobreexcitación en una central de potencia térmica se producecuando el bloque del generador-transformador está desconectado del resto de lared, o en “islas” de la red, lo cual ocurre ante perturbaciones donde hay altastensiones y/o bajas frecuencias. La sobreexcitación se puede producir durante elarranque y la parada del generador si la corriente de campo no está ajustadacorrectamente. La pérdida de carga o el deslastre de carga pueden también darcomo resultado la sobreexcitación si el control de tensión y el regulador defrecuencia no funcionan correctamente. La pérdida de carga o el deslastre de cargaen una subestación de transformador puede provocar sobreexcitación si la funciónde control de tensión es insuficiente o está fuera de servicio. Una baja frecuenciaen una red aislada de la red principal puede provocar sobreexcitación si la tensiónque regula la red mantiene una tensión normal.

Según los estándares IEC, los transformadores de potencia deben ser capaces desuministrar una corriente de carga nominal de forma permanente ante unaaplicación de tensión del 105% del valor nominal (a frecuencia nominal). Paracasos especiales, el comprador puede especificar que el transformador sea capaz de



funcionar de forma permanente ante una aplicación de tensión del 110% del valornominal sin carga, reducido a 105% en corriente de carga nominal secundaria.

Según los estándares ANSI/IEEE, los transformadores deben ser capaces de enviarcorriente de carga nominal continuamente a una tensión de salida del 105% delvalor nominal (a frecuencia nominal) y de funcionar continuamente con unatensión de salida igual al 110% del valor nominal sin carga.

La capacidad de un transformador (o generador) de soportar sobreexcitación sepuede ilustrar en forma de una curva de capacidad térmica, es decir, un diagramaque muestra el tiempo permitido como una función del nivel de sobreexcitación.Cuando el transformador está con carga, la tensión inducida y, por ende, ladensidad del flujo en el núcleo no se pueden obtener directamente de la tensión delterminal del transformador. Por lo general, no se conoce la reactancia de fuga decada devanado por separado y, por ende, no se puede calcular la densidad de flujoen el núcleo del transformador. En los transformadores de dos devanados, eldevanado de baja tensión se ubica, por lo general, cerca del núcleo, y la tensión através de este devanado refleja la densidad de flujo en el núcleo. Sin embargo,dependiendo del diseño, la circulación del flujo en el yugo puede ser crítica para lacapacidad del transformador de manejar excesos de flujo.

La protección de sobreexcitación (OEXPVPH) tiene entradas de corriente parapermitir el cálculo de la influencia de carga en la tensión inducida. Esto da unamedida más exacta del flujo de magnetización. Para los transformadores depotencia con flujo de carga unidireccional, la tensión al OEXPVPH se debe tomar,entonces, del lado de alimentación.

El calor acumulado en las partes críticas durante un período de sobreexcitación sereduce gradualmente cuando la excitación retiene el valor normal. Si se produce unnuevo período de sobreexcitación después de un breve intervalo de tiempo, elcalentamiento comienza desde un nivel más alto. El OEXPVPH debe, por lo tanto,tener una memoria térmica. La constante de tiempo de refrigeración es ajustabledentro de una amplia gama.

La experiencia general demuestra que las características de sobreexcitación paramuchos transformadores de potencia no están según las curvas de tiempo inversoestándares. Para posibilitar un ajuste óptimo, una característica adaptada altransformador está disponible en el IED. La característica de funcionamiento de lafunción de protección se puede ajustar para que corresponda bastante bien acualquier característica mediante el ajuste del tiempo de funcionamiento para seisvalores diferentes de sobreexcitación en el rango de 100% a 180% de V/Hz nominal.

Cuando se configura a una entrada de tensión de un bucle de fase a fase, se calculauna corriente de fase a fase correspondiente que tenga el mismo ángulo de faserelativo a la tensión de fase a fase como las corrientes de fase tienen relativas lastensiones de fase en un sistema simétrico. El bloque funcional se debe configurar,preferentemente, para el uso de una entrada de tensión trifásica (si está disponible).Después, utiliza las cantidades de secuencia positiva de tensiones y corrientes.



No se deben tomar mediciones analógicas de ningún devanadodonde se ubique un cambiador de tomas en carga.

Algunas alternativas de conexiones diferentes se observan en la figura 104.

G

U/f>

24

U/f>

24

U/f>

24

en05000208.vsd

IEC05000208 V1 ES

Figura 104: Conexiones alternativas de una protección de sobreexcitaciónOEXPVPH(voltio/hercio)


Recomendaciones para las señales de entrada y salida

Recomendaciones para las señales de entradaConsulte la configuración predeterminada.

BLOCK: La entrada bloquea el funcionamiento de la protección desobreexcitación OEXPVPH, por ejemplo, la entrada de bloqueo se puede utilizarpara bloquear el funcionamiento por un tiempo limitado durante condiciones deservicio especiales.

RESET: El OEXPVPH tiene una memoria térmica, que puede tardar mucho enrestablecerse. La activación de la entrada de reposición restablece la función.

Recomendaciones para las señales de salidaPara obtener ejemplos de la configuración, consulte la configuración predeterminada.

ERROR: La salida indica un error de medición. El motivo puede ser, por ejemplo,que hay problemas de configuración donde faltan señales analógicas.



START: La salida de arranque indica que el nivel U/f> ha sido alcanzado. Sepuede utilizar para iniciar una medición de tiempo.

TRIP: La salida de disparo se activa después de expirar el tiempo defuncionamiento para el nivel U/f. La señal de salida se utiliza para disparar losinterruptores.

ALARM: La salida se activa cuando se ha alcanzado el nivel de alarma y hatranscurrido el tiempo del temporizador de la alarma. La salida se utiliza para dar aloperador una alarma de que la tensión de la red es elevada.

Parámetros de ajusteLos parámetros para la protección de sobreexcitación OEXPVPH se ajustan através de la HMI local o del PCM600.

Operation: El funcionamiento de la protección de sobreexcitación OEXPVPH sepuede ajustar a On/Off.

UBase: El ajuste UBase es el ajuste de la tensión base (por unidad) en que se basantodos los ajustes por porcentaje. Por lo general, el ajuste es el nivel de tensión de lared.

IBase: El ajuste IBase es el ajuste de la corriente base (por unidad) en que se basantodos los ajustes por porcentaje. Por lo general, se utiliza la corriente nominal deltransformador de potencia pero, alternativamente, se puede ajustar la corrientenominal del transformador de corriente.

MeasuredU: Las fases que se incluyen en la medición se ajustan aquí. Por logeneral, se debe utilizar la medición trifásica que mide la tensión de secuenciapositiva, pero se debe utilizar una fase a fase cuando se utilizan TT individualesúnicamente.

MeasuredI: Las fases que se incluyen en la medición se ajustan aquí. MeasuredI:debe estar en concordancia con MeasuredU.

V/Hz>: Nivel de funcionamiento para la característica inversa del IEEE o según lacaracterística hecha a medida. El funcionamiento se basa en la relación entre latensión nominal y la frecuencia nominal y se ajusta como un factor de porcentaje.El ajuste normal es de alrededor del 108-110% dependiendo de la curva decapacidad del transformador/generador.

V/Hz>>: Nivel de funcionamiento para el retardo de tiempo definido tMin que seutiliza en sobretensiones elevadas. El funcionamiento se basa en la relación entre latensión nominal y la frecuencia nominal y se ajusta como un factor de porcentaje.El ajuste normal es de alrededor del 110-180% dependiendo de la curva decapacidad del transformador/generador. El ajuste debe estar por encima del puntode ruptura cuando la característica comienza a enderezarse en el lado alto.

XLeak: La reactancia de fuga del transformador en la que se basa la compensaciónde medición de tensión con corriente de carga. El ajuste debe ser la reactancia de



fuga del transformador en ohmios primarios. Este ajuste no se utiliza si no seutiliza una compensación de corriente (el caso más común).

TrPulse: La longitud del impulso de disparo. Por lo general, el bloque funcional dedisparo determina el impulso de disparo final. Una longitud de impulso típicapuede ser de 50 ms.

CurveType: Selección del tipo de curva para el retardo inverso. Se puedenseleccionar las curvas del IEEE o la curva hecha a medida dependiendo de cuálcoincide mejor con la curva de capacidad.

kForIEEE: La constante de tiempo para la característica inversa. Seleccione la quese ajuste mejor a la capacidad del transformador.

tCooling: La constante de tiempo de refrigeración que proporciona el tiempo dereposición cuando las tensiones caen por debajo del valor ajustado. Debe ajustarsepor encima de la constante de tiempo de refrigeración del transformador. Serecomienda utilizar el valor predeterminado si se desconoce la constante.

tMin: Los tiempos de funcionamiento a tensiones más altas que el ajuste de V/Hz>>. El ajuste debe coincidir con las capacidades en estas tensiones elevadas. Elajuste típico puede ser de 1-10 segundos.

tMax: Puede ser extremadamente largo para sobretensiones próximas a los valoresde tiempo ajustados si se utiliza una constante de tiempo K elevada. Se puedeajustar, entonces, un tiempo máximo para acortar los tiempos más largos. Losajustes típicos son de 1800-3600 segundos (30-60 minutos).

AlarmLevel: Ajuste del nivel de alarma en un porcentaje del nivel de disparoajustado. Por lo general, el nivel de alarma se ajusta a alrededor del 98% del nivelde disparo.

tAlarm: El ajuste del tiempo de alarma se da desde cuando se ha alcanzado el nivelde alarma. El ajuste típico es de 5 segundos.

Informe de valores de servicioVarios parámetros internos se encuentran disponibles como valores de serviciopara el uso en la puesta en servicio y durante el servicio: Tiempo de disparorestante (en segundos) TMTOTRIP, densidad de flujo VPERHZ y contenidotérmico interno en un porcentaje del valor de disparo THERMSTA. Los valores seencuentran disponibles en la HMI local, en el sistema de automatización de lasubestación y en el PCM600.

Ejemplo de ajusteAl momento de realizar los ajustes, debe haber suficiente información acerca de lacapacidad de sobreexcitación de los objetos protegidos. La información máscompleta se proporciona en un diagrama de capacidad de sobreexcitación, como semuestra en la figura 105.

Los ajustes V/Hz>> y V/Hz> se hacen por unidad de la tensión nominal deldevanado del transformador a frecuencia nominal.



Ajuste la curva adaptada al transformador para un transformador con característicasde sobreexcitación según la figura 105.

V/Hz> se ajusta para la protección igual que la sobreexcitación continua permitidasegún la figura 105 = 105%. Cuando la sobreexcitación es igual a V/Hz>, seobtiene un disparo después de un tiempo igual que el ajuste de t1.

Este es el caso cuando UBase es igual que las tensiones nominalesdel transformador. Para otros valores, los ajustes de porcentaje sedeben ajustar en concordancia.

Cuando la sobreexcitación es igual al valor de ajuste de V/Hz>>, se obtiene undisparo después de un tiempo igual al ajuste de t6. Un ajuste adecuado puede ser V/Hz>> = 140% y t6 = 4 s.

El intervalo entre V/Hz>> y V/Hz> se divide automáticamente en cinco etapasiguales, y los retardos t2 a t5 se asignan a estos valores de sobreexcitación. En esteejemplo, cada etapa es (140-105) / 5 = 7%. Puede encontrar el ajuste de losretardos t1 a t6 en la tabla 96.

Tabla 96: Ajustes

U/f op (%) Temporizador Tiempo ajustado (s)105 t1 7200 (max)

112 t2 600

119 t3 60

126 t4 20

133 t5 8

140 t6 4

Se debe obtener la información sobre la constante de tiempo de refrigeración Tcooldel fabricante del transformador de potencia.



IEC01000377 V1 ES

Figura 105: Ejemplo de curva de capacidad de sobreexcitación y ajustes deprotección V/Hz para el transformador de potencia


Tabla 97: OEXPVPH Grupo de ajustes (básicos)



IBase 1 - 99999 A 1 3000 Corriente base (corriente nominal defase) en A

UBase 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Tensión base (tensión principal) en kV

V/Hz> 100.0 - 180.0 %UB/f 0.1 110.0 Nivel de operación de V/Hz sin carga y afrec nominal en % de (Ubase/fnom)

V/Hz>> 100.0 - 200.0 %UB/f 0.1 140.0 Nivel superior de V/Hz por encima delque se emplea tMin, en % de (Ubase/fnom)

XLeak 0.000 - 200.000 ohmio 0.001 0.000 Reactancia de fuga del devanado enohmios primarios

TrPulse 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Duración del pulso de la señal dedisparo (en s)

tMin 0.000 - 60.000 s 0.001 7.000 Retardo de tiempo mínimo para curvainversa V/Hz, en seg




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntMax 0.00 - 9000.00 s 0.01 1800.00 Retardo de tiempo máximo para curva

inversa V/Hz, en seg

tCooling 0.10 - 9000.00 s 0.01 1200.00 Constante de tiempo de enfriamiento delnúcleo magnético del transformador, enseg

CurveType IEEEA medida

- - IEEE Selección de curva de tiempo inverso,IEEE/A medida

kForIEEE 1 - 60 - 1 1 Multiplicador de tiempo para curva IEEEde tipo inverso

AlarmLevel 50.0 - 120.0 % 0.1 100.0 Nivel de operación de alarma en % delnivel de operación

tAlarm 0.00 - 9000.00 s 0.01 5.00 Retardo de tiempo de alarma, en seg

Tabla 98: OEXPVPH Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripciónt1Tailor 0.00 - 9000.00 s 0.01 7200.00 Retardo de tiempo t1 (mayor) para curva

hecha a medida, en seg

t2Tailor 0.00 - 9000.00 s 0.01 3600.00 Retardo de tiempo t2 para curva hecha amedida, en seg





Tabla 99: OEXPVPH Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMeasuredU SecPos

L1L2L2L3L3L1

- - L1L2 Selección de la tensión medida

MeasuredI L1L2L2L3L3L1SecPos

- - L1L2 Selección de la corriente medida

3.8.5 Protección diferencial de tensión VDCPTOVDescripción de la función Identificación IEC



Protección diferencial de tensión VDCPTOV - 60



3.8.5.1 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 106 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 106: 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 107.

IEC06000389 V1 ES

Figura 107: 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 diferencialalcanzada 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 100: 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 101: 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



3.8.6 Protección de falta a tierra del estator 100% basada en eltercer armónico STEFPHIZDescripción de la función Identificación IEC



Protección de falta a tierra del estator100% basada en el tercer armónico

STEFPHIZUN> /

U0d(3rd harm)

SYMBOL-PP V1 ES

59THD

3.8.6.1 Aplicación

Preferentemente, la protección de falta a tierra del estator de generadores grandesconectados a sus transformadores de potencia debe ser capaz de detectar pequeñasfugas de corriente a tierra (con resistencias equivalentes de varios kΩ) que seproducen incluso en zonas próximas al neutro del generador. Una falta a tierra dealta resistencia próxima al neutro no es tan grave por sí sola, pero de cualquiermodo, se debe detectar para evitar una doble falta a tierra cuando se produce otrafalta a tierra , por ejemplo, cerca de los terminales del generador. Esa doble faltapuede ser catastrófica.

El cortocircuito entre el devanado del estator en las ranuras y el núcleo del estatores el tipo más común de falta eléctrica en los generadores. Por lo general, losgeneradores medianos y grandes tienen puesta a tierra de alta impedancia, es decir,puesta a tierra a través de una resistencia del punto neutro. Esta resistencia estádimensionada para proporcionar una corriente de falta a tierra en el rango de 3 a 15A en caso de faltas a tierra rígida directamente en el terminal de alta tensión delgenerador. Las corrientes de falta a tierra relativamente pequeñas (de una sola faltaa tierra ) producen mucho menos esfuerzo térmico y mecánico en el generador, encomparación con, por ejemplo, los cortocircuitos entre fases. De cualquier modo,las faltas a tierra en el generador se deben detectar y el generador se debedesconectar, aunque se pueda permitir un tiempo de falta mayor, en comparacióncon los cortocircuitos.

La relación entre la amplitud de la corriente de falta a tierra del generador y eltiempo de falta, con consecuencia definida, se observa en la figura 108.



Área de calorinsignificante

Dur

ació

n de

la fa

lta (s

)

Área de calor significante

Área de daño severo

Corriente de falta (A)

IEC06000316 V1 ES

Figura 108: Relación entre la amplitud de la corriente de falta a tierra delgenerador y el tiempo de falta

Como se mencionó antes, para los generadores medianos y grandes, lo común estener una puesta a tierra de alta impedancia de las unidades de generación. Elsistema de puesta a tierra más común es utilizar una resistencia del punto neutro,que proporciona una corriente de falta a tierra en el rango de 3 a 15 A en caso defalta a tierra no resistiva en el lado de alta tensión del generador. Una versión deeste tipo de puesta a tierra es un transformador de distribución monofásico, quetiene el lado de alta tensión conectado entre el punto neutro y tierra, con unaresistencia equivalente en el lado de baja tensión del transformador. Se utilizanotros tipos de sistema de puesta a tierra de las unidades de generación, como neutrorígido a tierra o de neutro aislado, pero no son frecuentes.

Durante el funcionamiento normal sin faltas en la unidad de generación, la tensióndel punto neutro está próxima a cero y no hay flujo de corriente de secuencia cero



en el generador. Cuando se produce una falta de fase a tierra , la tensión del puntoneutro de frecuencia fundamental aumenta y hay un flujo de corriente de frecuenciafundamental a través de la resistencia del punto neutro.

Para detectar una falta a tierra en los devanados de una unidad de generación, sepuede utilizar un IED de sobretensión del punto neutro, un IED de sobreintensidaddel punto neutro, un IED de sobretensión de secuencia cero o una proteccióndiferencial residual. Estos esquemas de protección son sencillos y han funcionadobien durante muchos años. Sin embargo, estos esquemas simples protegen comomáximo sólo el 95% del devanado del estator. Dejan sin protección el 5% delextremo del neutro. En condiciones desfavorables, la zona ciega se puede extenderal 20% del extremo del neutro. Algunas soluciones diferentes de protección de faltaa tierra se observan en la figura 109 y en la figura 110.

Transformador de la unidad del generador

+=IEC06000317=2=es=Original.vsd

3U0

IEC06000317 V2 ES

Figura 109: Medición de tensión de punto neutro del transformador de tensiónen triángulo abierto





- U 0 +

IEC06000318 V2 ES

Figura 110: Medición de tensión del punto neutro del transformador de tensióndel punto neutro

En algunas aplicaciones, la resistencia del punto neutro está conectada al lado debaja tensión de un transformador monofásico, conectado al punto neutro delgenerador. En este caso, la medición de tensión se puede hacer directamente através de la resistencia del punto neutro.



3I 0

IEC06000319 V2 ES

Figura 111: Medición de corriente del punto neutro

En algunas centrales eléctricas, la resistencia del punto neutro se conecta al puntoneutro del transformador de la unidad de generación. Esto se suele hacer si hayvarios generadores conectados a la misma barra. La detección de faltas a tierra sepuede hacer midiendo la corriente como se observa en la figura 112.





3I 0 = IL1 + IL2 + IL3

IEC06000320 V2 ES

Figura 112: Medición de corriente residual

Una dificultad de esta solución es que la relación del transformador de corrientepor lo general es tan grande que la corriente residual secundaria es muy pequeña.La corriente residual falsa, debido a la diferencia entre los transformadores decorriente trifásicos, puede estar en el mismo rango que la corriente de falta a tierrasecundaria.

Como se indicó anteriormente, hay una tensión del neutro o corriente residual muypequeña si la falta a tierra del estator está próxima al neutro del generador. Laprobabilidad de esta falta es bastante baja, pero no es cero. Para transformadorespequeños, se puede aceptar el riesgo de no detectar la falta a tierra del estatorpróxima al neutro. Para los generadores grandes, sin embargo, la detección de estasfaltas también suele ser un requisito. Por lo tanto, se necesita una protecciónespecial de falta a tierra del extremo neutro del estator basada en el tercer armónico(STEFPHIZ). STEFPHIZ se puede realizar de diferentes maneras. Los dosprincipios fundamentales son:

• Detección de tensión del tercer armónico.• Inyección de tensión del punto neutro.

La detección de tensión de tercer armónico se basa en el hecho de que el generadorproduce cierta tensión de tercer armónico. Esta tensión tiene el mismo ángulo defase en las tres fases. Esto significa que hay una tensión armónica en el neutro delgenerador durante el funcionamiento normal. Este componente se utiliza paradetectar faltas a tierra en el generador, próximas al neutro.

Si la tensión del tercer armónico producida en el generador es muy pequeña, menosde aproximadamente el 1% de la tensión de frecuencia fundamental, no se puedeutilizar una protección basada en el tercer armónico.



En esta función de protección, disponible en el REG670, se utiliza un principiodiferencial de tensión del tercer armónico.


La función de protección de falta a tierra del estator basada en el tercer armónico(STEFPHIZ) utiliza la tensión del tercer armónico producida por el mismogenerador. Para garantizar el funcionamiento fiable de la protección, es necesarioque la tensión del tercer armónico generada equivalga por lo menos al 1% de latensión nominal del generador.

Operation: El parámetro Operation se utiliza para ajustar la función a On/Off.

GenRatedVolt: GenRatedVolt se ajusta a la tensión de fase a fase nominal delgenerador, en kV.

TVoltType: La función de protección de falta a tierra del estator basada en el tercerarmónico (STEFPHIZ) siempre es alimentado desde un transformador de tensiónen el neutro del generador. TVoltType define cómo la función de protección esalimentado desde transformadores de tensión en el lado de alta tensión delgenerador. Las alternativas de ajuste son:

• NoVoltage se utiliza cuando no hay transformadores de tensión conectados alos terminales del generador. En ese caso, la protección funciona como unaprotección de subtensión del tercer armónico.

• OpenDeltaVoltage se utiliza si la protección es alimentada desde un grupo detransformadores de tensión trifásicos con conexión en triángulo abiertoconectados a los terminales del generador. Esta es la alternativa recomendada.

• ResidualVoltage3U0 se utiliza cuando la protección es alimentada desde lostransformadores de tensión trifásicos. La tensión residual del tercer armónicose obtiene de forma interna desde las tensiones de fase.

• OneSinglePhaseVoltage, L1, L2 o L3se utilizan cuando hay un solotransformador de tensión de fase disponible en los terminales del generador.

El parámetro Beta da la proporción de la tensión del tercer armónico en el puntoneutro del generador que se debe utilizar como cantidad de restricción. Beta sedebe ajustar de modo que no haya riesgo de disparo durante el funcionamientonormal, sin faltas, del generador. Por otro lado, si Beta se ajusta a un valor alto, selimita la parte del devanado del estator cubierta por la protección. En la mayoría delos casos, el ajuste predeterminado en 3,0 proporciona una sensibilidad aceptablepara faltas a tierra cerca del punto neutro del devanado del estator. Una posibilidadpara garantizar el óptimo rendimiento es hacer mediciones durante elfuncionamiento normal del generador. La misma función de protección brinda lainformación necesaria:

• UT3: la tensión del tercer armónico en el lado del terminal del generador• UN3: la tensión del tercer armónico en el lado del neutro del generador• E3: la tensión armónica inducida



• ANGLE: el ángulo de fase entre los fasores de tensión UT3 y UN3• DU3: la tensión diferencial entre las tensiones UT3 y UN3; (|UT3 + UN3|)• BU3: la tensión de polarización (Beta x UN3)

Para diferentes puntos de funcionamiento (P y Q) del generador, la tensióndiferencial DU3 se puede comparar con la tensión de polarización BU3, y se puedeelegir un factor beta adecuado para garantizar la seguridad.

CBexists: CBexists se ajusta a Sí si hay un interruptor de generador (interruptorentre el generador y el transformador de bloque). En ese caso, el ajuste deFactorCBopen se activa.

FactorCBopen: El parámetro FactorCBopen proporciona una constante que sedebe multiplicar por beta si el interruptor de generador está abierto.

UN3rdH<: El parámetro UN3rdH< proporciona el nivel de funcionamiento desubtensión si la medición de tensión se hace solamente en el punto neutro delgenerador. En todas las demás alternativas de conexión, este ajuste no estáactivado. El ajuste se expresa como % de la tensión de fase a tierra nominal. Elajuste se debe basar en la medición de tensión del tercer armónico en el puntoneutro durante el funcionamiento normal.

UNFund>: UNFund> proporciona el nivel de funcionamiento para la protecciónde falta a tierra del estator de tensión residual de frecuencia fundamental. El ajustese expresa como % de la tensión de fase a tierra nominal. Un ajuste normal está enel rango de 5% a 10%.

UT3BlkLevel:UT3BlkLevel proporciona un nivel de tensión para el nivel de tensióndel tercer armónico en el lado del IED. Si este nivel es más bajo que el ajuste, lafunción se bloquea. El ajuste se expresa como % de la tensión de fase a tierranominal. Por lo general, el ajuste es 1%.

t3rdH: t3rdH proporciona el retardo del disparo de la protección de falta a tierra delestator basada en el tercer armónico. El ajuste se expresa en segundos. Por logeneral, un retardo relativamente largo (aproximadamente 10 s) es aceptable, yaque la corriente de falta a tierra es pequeña.

tUNFund: tUNFund proporciona el retardo del disparo de la protección de falta atierra del estator de tensión residual de frecuencia fundamental. El ajuste se expresaen segundos. Un retardo en el rango de 0,5 a 2 s es aceptable.




Tabla 102: STEFPHIZ Grupo de ajustes (básicos)



Beta 0.50 - 10.00 - 0.01 1.00 Porción de voltN3rdHarmonic empleadacomo polarización

CBexists NoSí

- - No Define si existe interruptor de generador(entre Generador y Transformador)

FactorCBopen 1.00 - 10.00 - 0.01 1.00 Factor multiplicador de Beta cuando elinterruptor está abierto

UN3rdH< 0.5 - 10.0 % 0.1 2.0 Inicio de protección U< de 3er armónico(cuando activada), % de UB/1,732

UT3BlkLevel 0.1 - 10.0 % 0.1 1.0 Si UT3 está por debajo del límite 3rdHDiff está bloqueada, en % de UB/1,732

UNFund> 1.0 - 50.0 % 0.1 5.0 Inicio de protección UN> fundamental(95% SEF), % de UB/1,732

t3rdH 0.020 - 60.000 s 0.001 1.000 Retardo de operación protección basadaen 3er armónico (100% SEF), en s

tUNFund 0.020 - 60.000 s 0.001 0.500 Retardo de operación protección UN>fundamental (95% SEF), en s

Tabla 103: STEFPHIZ Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónGenRatedVolt 1.0 - 100.0 kV 0.1 10.0 Tensión nominal de fase-a-fase del

generador en kV

TVoltType Sin tensiónTensión residualTres fasesFase L1Fase L2Fase L3

- - Tensión residual Tipo de conexión empleada para eltransformador de tensión en terminalesde generador

3.8.7 Protección sensible de faltas a tierra del rotor, basada eninyección ROTIPHIZDescripción del bloque funcional Identificación IEC



Protección sensible de faltas a tierradel rotor, basada en inyección

ROTIPHIZ

IN> Rotor

SYMBOL-QQ V1 ES

64R




Falta a tierra del rotorLa unidad de inyección COMBIFLEX RXTTE4 se utiliza para inyectar tensiónalterna en el devanado del rotor del generador. Desde la unidad RXTTE4, lacorriente inyectada medida se conecta a una entrada de corriente analógica delREG 670 y la tensión inyectada se conecta a una entrada de tensión analógica delREG 670. Debido al nivel bastante bajo de la señal de corriente inyectada, se debeutilizar la entrada nominal de 1 A del TC en el REG 670 para esta protección. Paraaplicaciones donde se utilizan TC de corriente nominal de 5 A para otras funcionesde protección, se debe pedir un TRM mixto con entradas de 1 A y 5 A. Para estaentrada de corriente, se debe ajustar una corriente nominal primaria y unasecundaria. La corriente nominal primaria del TC se ajusta a 1000 A y lasecundaria se debería ajustar a 1 A. Así, el valor que aparece de la corrienteprimaria en servicio va a corresponder al valor en mA de la corriente inyectada enel devanado de campo. El parámetro CTearthing se debe ajustar al valorpredeterminado ToObject. La entrada de tensión se toma directamente de la tomade tensión de 120 V que se envía a la unidad RXTTE4, como se observa en lafigura 113. La tensión nominal primaria del TT se ajusta a 100 kV y la secundaria,a 100 V. Así, el valor que aparece de la tensión primaria en servicio va acorresponder al valor de la tensión inyectada en la toma de 120 V.




REG 670

RXTTE 4

I

U

230 V AC

120 V AC

0

Devanado del rotor del generador

G

313

314

315

421

428

324

325

221 222

Resistencia externa opcional

Conexión que debe establecer el proveedor del panel o contratista de campo

321

IEC07000185 V1 ES

Figura 113: Conexión de la protección de faltas a tierra del rotor

Para generadores pequeños, que tienen poca capacitancia a tierra del rotor, solo sepuede medir la corriente (la función de sobreintensidad es no direccional), consultela figura 113.

CurrentInput: el parámetro CurrentInput se debe ajustar a fase1. En la herramientade matriz de señales, la señal de corriente de entrada de la unidad RXTTE4 estávinculada a la fase 1.

IBase: el parámetro IBase se debe ajustar a la corriente primaria del TC, es decir,1000 A.



VoltageInput: el parámetro VoltageInput se debe ajustar a fase 1. En la herramientade matriz de señales, la señal de tensión de la unidad RXTTE4 está vinculada a laprimera entrada del bloque de preprocesamiento utilizado.

UBase: el parámetro UBase se debe ajustar a la tensión primaria del TT, es decir,100 kV.

OperHarmRestr: la posibilidad de restricción armónica de las funciones no se debeutilizar ya que podría bloquearlas en una condición de falta. Por lo tanto, elparámetro OperHarmRestr se debe ajustar a Off.

EnRestrainCurr: no se debe utilizar restricción de corriente. Por lo tanto, elparámetro EnRestrainCurr se debe ajustar a Off.

Los parámetros de la característica direccional se deben ajustar de la siguientemanera: RCADir=0 grados; ROADir=90 grados.

Operation_OC1: la primera etapa (OC1) de la función de corriente se debe utilizarpara proporcionar alarma con la máxima sensibilidad. Por lo tanto, el parámetroOperation_OC1 se debe ajustar a On.

StartCurr_OC1: la sensibilidad de la señal de alarma se debe ajustar alta. Serecomienda ajustar el nivel de activación de la corriente primaria a 30 mA, lo cualproporciona una sensibilidad de 10-20 kohm. Se recomienda que StartCurr_OC1se ajuste al 3% de IBase.

CurrMult_OC1: La entrada binaria ENMULTOC1 no se utiliza en esta aplicación.Por lo tanto, el ajuste del parámetro CurrMult_OC1 no tiene importancia. Se puedeajustar a 1,0.

CurveType_OC1: El retardo de la señal de alarma debe ser constante con unretardo de aproximadamente 10,0 s o lo que necesite el usuario. AjusteCurveType_OC1 al tiempo definido de IEC o de ANSI. tDef_OC1 se ajusta segúnlas preferencias del usuario. El valor recomendado es 10 s.

ResCrvType_OC1: la señal de alarma se debería reponer de inmediato cuando serepone la detección de faltas a tierra . Por lo tanto, ResCrvType_OC1 se ajusta aInstantáneo.

VCntrlMode_OC1: no debe haber control/restricción de tensión del bloquefuncional de corriente. Por lo tanto, VCntrlMode_OC1 se ajusta a Off.

DirMode_OC1, DirPrinc_OC1: la función de medición de corriente debe sersensible para el componente activo de la corriente inyectada (en fase con la tensióninyectada). DirMode_OC1 se ajusta a Forward. DirPrinc_OC1 se ajusta aIcosPhi&U.

ActLowVolt1_VM: si la tensión inyectada baja, la función se bloquea para impediruna señal no deseada. ActLowVolt1_VM se ajusta a Block.



Operation_OC2: La segunda etapa (OC2) del bloque funcional de corriente seutiliza para realizar el disparo con una sensibilidad menor en comparación con laetapa de alarma. Por lo tanto, el parámetro Operation_OC2 se debe ajustar a On.

StartCurr_OC2: la sensibilidad de la señal de disparo se debe ajustar según laspreferencias del usuario. Se recomienda ajustar el nivel de activación de lacorriente primaria a 70 mA, lo cual proporciona una sensibilidad de 3-5 kohm,según la capacitancia del devanado de campo a tierra. Se recomienda queStartCurr_OC2 se ajuste al 7% de IBase.

CurrMult_OC2: La entrada binaria ENMULTOC2 no se utiliza en esta aplicación.Por lo tanto, el ajuste del parámetro CurrMult_OC2 no tiene importancia. Se puedeajustar a 1,0.

CurveType_OC2: El retardo del disparo de alarma debe ser constante con unretardo de aproximadamente 0,5 s o lo que necesite el usuario. AjusteCurveType_OC2 al tiempo definido de IEC o de ANSI. tDef_OC2 se ajusta segúnlas preferencias del usuario. El valor recomendado es 0,5 s.

ResCrvType_OC2: la señal de alarma se debería reponer de inmediato cuando serepone la detección de faltas a tierra . Por lo tanto, ResCrvType_OC2 se ajusta aInstantáneo.

VCntrlMode_OC2: no debe haber control/restricción de tensión del bloquefuncional de corriente. Por lo tanto, VCntrlMode_OC2 se ajusta a Off.

DirMode_OC2, DirPrinc_OC2: la función de medición de corriente debe sersensible para el componente activo (en fase con la tensión inyectada) de lacorriente inyectada. DirMode_OC2 se ajusta a Forward. DirPrinc_OC2 se ajusta aIcosPhi&U.

ActLowVolt2_VM: si la tensión inyectada baja, la función se bloquea para impediruna señal no deseada. ActLowVolt2_VM se ajusta a Block.

Operation_UC1, Operation_UC2: Los bloques funcionales de subtensión no seutilizan. Por lo tanto, Operation_UC1 y Operation_UC2 se ajustan a Off.

La etapa UC1 se puede utilizar para supervisar la corrienteinyectada en el devanado del rotor. En ese caso, podría detectar queel circuito de la inyección se rompió y proporcionar alarma. Sinembargo, esto se debe comprobar en cada instalación por separadosi la corriente inyectada es lo suficientemente alta para usar lasupervisión de subintensidad.

Operation_OV1, Operation_OV2: los bloques funcionales de sobretensión no seutilizan. Por lo tanto, Operation_OV1 y Operation_OV2 se ajustan a Off.

Operation_UV1: la etapa de subtensión se utiliza para proporcionar una señal si latensión de inyección baja. Operation_UV1 se ajusta a On.



StartVolt_UV1: la señal de baja tensión de inyección se debe proporcionar si dichatensión es inferior a aproximadamente el 80% de la tensión normal. Esto significa80% de 100 kV (es decir, 100 V). Esto corresponde al ajuste StartVolt_UV1: de 80V en una toma de 120 V de la unidad RXTTE4.

CurveType_UV1: El retardo de la señal de alarma debe ser constante con un retardode aproximadamente 10,0 s o lo que necesite el usuario. Ajuste CurveType_UV1 atiempo definido. tDef_UV1 se ajusta según las preferencias del usuario. El valorrecomendado es 10 s.

ResCrvType_UV1: la señal de alarma se debería reponer de inmediato cuando serepone la detección de faltas a tierra . Por lo tanto, ResCrvType_UV1 se ajusta aInstantáneo.

Operation_UV2: la segunda etapa del bloque funcional de sobretensión no seutiliza. Por lo tanto, Operation_UV2 se ajusta a Off.

Cuando se utiliza el principio direccional, el desplazamiento deángulo de fase real entre la corriente inyectada y la tensióninyectada para la protección de faltas a tierra del rotor se debecomprobar durante la puesta en servicio de la protección delgenerador. La corriente inyectada debe ir por delante de la tensióninyectada por aproximadamente 90 grados (p. ej., Angle_Uinj=0° yAngle_Iinj=+90°). Esto se puede comprobar en la HMIincorporada, en Menu, para valores de servicio del TRM. Si,durante esta comprobación, se puede ver que la corriente inyectadaen realidad va por detrás de la tensión inyectada poraproximadamente 90 grados, entonces se ha producido un error enel cableado. Se debe corregir el error o los parámetros de ajusteDirMode_OC1 y DirMode_OC2 se deben cambiar al valor Reverse.De cualquier manera, es sumamente recomendable realizar porúltimo la "prueba primaria" de este bloque funcional conectandointencionalmente la resistencia de 500 ohmios entre el terminal deconexión 221 de la unidad RXTTE4 y tierra. La función de faltas atierra del rotor debería funcionar según el tiempo preestablecido.Durante esta prueba, la conexión del devanado de campo delgenerador se puede desconectar temporalmente si así lo requierenlas normas de seguridad de la utilidad.

3.9 Protección de frecuencia

3.9.1 Protección de subfrecuencia SAPTUF






Protección de subfrecuencia SAPTUF

f <

SYMBOL-P V1 ES

81

3.9.1.1 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 centraleseléctricas 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 redes



más 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 104: 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.

3.9.2 Protección de sobrefrecuencia SAPTOF






Protección de sobrefrecuencia SAPTOF

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SYMBOL-O V1 ES

81

3.9.2.1 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 105: 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.

3.9.3 Protección de derivada de la frecuencia SAPFRC






Protección de derivada de la frecuencia SAPFRC

df/dt ><

SYMBOL-N V1 ES

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3.9.3.1 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 106: 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.

3.10 Protección multipropósito

3.10.1 Protección general de corriente y tensión CVGAPC






Protección general de corriente ytensión

CVGAPC - -


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 107 y la tabla 108). 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 107.

Tabla 107: 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 108.

Tabla 108: 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 108 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 107.

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 107.

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 tabla108.

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 108.

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.


Los parámetros para la función de protección general de corriente y tensión(CVGAPC) se ajustan a través de la HMI local o el Administrador de protección ycontrol (PCM600).

Protección de sobreintensidad de secuencia negativa direccionalGeneralmente, la protección de sobreintensidad de secuencia negativa direccionalse utiliza como protección sensible de falta a tierra en líneas eléctricas donde lainducción mutua entre dos líneas paralelas o más puede causar la polarizaciónincorrecta de secuencia cero. Además, se puede utilizar en aplicaciones para cablessubterráneos donde la impedancia de secuencia cero depende de los caminos deretorno de la corriente de falta, pero la impedancia de secuencia negativa del cablees prácticamente constante. Se debe tener en cuenta que el elemento desobreintensidad de secuencia negativa direccional ofrece protección contra todaslas faltas de desequilibrio (incluso faltas fase a fase). Se debe prestar atención a quela activación mínima de la función de esta protección se debe ajustar por encimadel nivel de desequilibrio natural del sistema.

Daremos un ejemplo de cómo se puede lograr la protección sensible de falta atierra para líneas eléctricas mediante los elementos de protección desobreintensidad direccional de secuencia negativa dentro de una función CVGAPC.

Esta funcionalidad se puede lograr utilizando una sola función CVGAPC. Se deberealizar lo siguiente para garantizar el funcionamiento correcto de la función:

1. Conecte las corrientes de líneas trifásicas y tensiones de líneas trifásicas a unamisma instancia de CVGAPC (por ejemplo, GF04).

2. Ajuste CurrentInput a NegSeq (tenga en cuenta que la función CVGAPC midela corriente I2 y NO la corriente 3I2; esto es fundamental para el ajusteadecuado del nivel de activación de la función de sobreintensidad).

3. Ajuste VoltageInput a -NegSeq (tenga en cuenta que el fasor de tensión desecuencia negativa está invertido intencionalmente a fin de simplificar ladireccionalidad).

4. Ajuste el valor de la corriente base IBase igual a la corriente primaria nominalde los TC de la línea eléctrica.

5. Ajuste el valor de la tensión base UBase igual a la tensión fase a fase nominalde la línea, en kV.

6. Ajuste RCADir al valor de +65 grados (la corrienteNegSeq por lo general vadetrás de la tensión NegSeq invertida para este ángulo durante la falta).



7. Ajuste ROADir al valor de 90 grados.8. Ajuste LowVolt_VM al valor de 2% (nivel de tensión NegSeq por encima del

cual se activa el elemento direccional).9. Active una etapa de sobreintensidad (por ejemplo, OC1).10. Con el parámetro CurveType_OC1 , seleccione la curva de retardo de tiempo

definido o TOC/IDMT, según su filosofía de protección de la red.11. Ajuste StartCurr_OC1 a un valor entre 3% y 10% (valores más comunes).12. Ajuste tDef_OC1 o el parámetro "k" cuando se utilizan curvas TOC/IDMT

para garantizar la coordinación de tiempo adecuada con otras protecciones defalta a tierra instaladas en las proximidades de esta línea eléctrica.

13. Ajuste DirMode_OC1 a Forward14. Ajuste DirPrinc_OC1 a IcosPhi&U15. Ajuste ActLowVolt1_VM a Block

• Para garantizar la restricción adecuada de este elemento parasaturaciones del TC durante faltas trifásicas, se puede utilizar lacaracterística de restricción de corriente y permitir que este elementofuncione solo cuando la corriente NegSeq es mayor que un determinadoporcentaje (el valor más común es 10%) de la corriente PosSeq medidaen la línea eléctrica. Para ello, se deben realizar los siguientes ajustesdentro de la misma función:

16. Ajuste EnRestrainCurr a On17. Ajuste RestrCurrInput a PosSeq18. Ajuste RestrCurrCoeff en el valor 0.10

Si es necesario, la función CVGAPC se puede utilizar en el esquema de protecciónpor comparación direccional para la protección de línea si los canales decomunicación con el extremo remoto de esta línea están disponibles. En ese caso,por lo general son necesarias dos etapas de sobreintensidad NegSeq . Una para ladirección hacia delante y otra para la dirección hacia atrás. Como se explicó conanterioridad, se puede utilizar la etapa OC1 para detectar faltas en dirección haciadelante. La etapa OC2 incorporada se puede utilizar para detectar faltas endirección hacia atrás.

Sin embargo, para esta aplicación, se debe tener en cuenta lo siguiente:

• Los valores ajustados para los ajustes RCADir y ROADir también se aplicanpara la etapa OC2.

• El parámetro de ajuste DirMode_OC2 se debe ajustar a Reverse.• El parámetro de ajuste StartCurr_OC2 se debe hacer más sensible que el valor

de activación para el elemento de la etapa OC1 hacia delante (es decir, por logeneral 60% del nivel de activación ajustado para la etapa OC1) paragarantizar el funcionamiento correcto del esquema de comparación direccionaldurante situaciones de inversión de corriente.

• Las señales de arranque de los elementos de OC1 y OC2 se utilizan paraenviar señales hacia delante y hacia atrás al extremo remoto de la línea.

• El bloque funcional de esquema de comunicación disponible dentro del IED seutiliza entre el bloque funcional de protección multifunción y el equipo de



comunicación para garantizar las condiciones adecuadas de las señales dearranque mencionadas anteriormente.

Además, los otros elementos de protección de subintensidad, sobretensión ysubtensión incorporados se pueden utilizar con otros fines de protección yadvertencia.

Protección de sobreintensidad de secuencia negativaDaremos un ejemplo de cómo utilizar una sola función CVGAPC paraproporcionar una protección de sobreintensidad de tiempo inverso y secuencianegativa para un generador con constante de capacidad de 20 s y una tasa desecuencia negativa máxima continua del 7% de la corriente nominal del generador.

La curva de capacidad de la protección de sobreintensidad de secuencia negativa deun generador, por lo general usada en todo el mundo, está definida por el estándarANSI según la siguiente fórmula:

2op

NS

r

ktII

=æ öç ÷è ø


donde:

top es el tiempo de funcionamiento del IED de sobreintensidad de secuencia negativa, ensegundos;

k es la constante de capacidad del generador, en segundos;

INS es la corriente de secuencia negativa medida e

Ir es la corriente nominal del generador.

Al definir el parámetro x igual al valor de secuencia negativa máxima continua delgenerador según la siguiente fórmula

7% 0, 07x pu= =EQUATION1373 V1 ES (Ecuación 157)

La ecuación 156 se puede reescribir de la siguiente manera sin cambiar el valor deltiempo de funcionamiento del IED de sobreintensidad de tiempo inverso ysecuencia negativa:

2

2

1

op

NS

r

kxt

Ix I

×=æ öç ÷×è ø




Para lograr la funcionalidad de esta protección con una sola función CVGAPC, sedebe realizar lo siguiente:

1. Conecte las corrientes trifásicas del generador a una sola instancia deCVGAPC (por ejemplo, GF01).

2. Ajuste el parámetro CurrentInput en el valor NegSeq3. Ajuste el valor de la corriente base a la corriente nominal del generador, en

amperios primarios.4. Active una etapa de sobreintensidad (por ejemplo, OC1).5. Seleccione el parámetro CurveType_OC1 en el valor Programmable

op P

At k BM C

æ ö= × +ç ÷-è øEQUATION1375 V1 ES (Ecuación 159)

donde:

top es el tiempo de funcionamiento del algoritmo de sobreintensidad de tiempo inverso TOC/IDMT, en segundos;

k es el multiplicador de tiempo (ajuste de parámetro);

M es la relación entre la magnitud de la corriente medida y el nivel de corriente deactivación ajustado;

A, B, C y P son coeficientes ajustables por el usuario, que determinan la curva utilizada para elcálculo de sobreintensidad de tiempo inverso TOC/IDMT.

Cuando se compara la ecuación 156 con la ecuación 158 para la característica detiempo inverso de la etapa OC1, es evidente que, si se siguen las siguientes reglas:

1. Ajustar k igual al valor de la capacidad de secuencia negativa del generador2. Ajustar A_OC1 igual al valor 1/x23. Ajustar B_OC1 = 0.0, C_OC1= 0,0 y P_OC1=2.04. Ajustar StartCurr_OC1 igual al valor x,

entonces la etapa OC1 de la función CVGAPC se puede utilizar para la protecciónde sobreintensidad de tiempo inverso y secuencia negativa del generador.

Para este ejemplo en particular, se deben introducir los siguientes ajustes paragarantizar el funcionamiento correcto de la función:

1. Seleccionar la corriente de secuencia negativa como cantidad de medición paraesta función CVGAPC

2. Comprobar que el valor de la corriente base para CVGAPC sea igual a lacorriente nominal del generador

3. Ajustar k_OC1 = 204. Ajustar A_OC1= 1/0.072 = 204.08165. Ajustar B_OC1 = 0,0, C_OC1 = 0,0 y P_OC1 = 2.06. Ajustar StartCurr_OC1 = 7%



La temporización adecuada de la función CVGAPC, realizada de esta manera, sepuede verificar fácilmente mediante una inyección secundaria. Todos los demásajustes se pueden dejar en sus valores predeterminados. Si es necesario, se puedeajustar la reposición retardada para la etapa OC1 a fin de garantizar elfuncionamiento correcto de la función en condiciones de desequilibrio repetitivas.

Además, los demás elementos de protección incorporados se pueden utilizar conotros fines de protección y advertencia (por ejemplo, OC2 para alarma desobreintensidad de secuencia negativa y OV1 para alarma de sobretensión desecuencia negativa).

Protección de sobrecarga del estator del generador según losestándares IEC o ANSIDaremos un ejemplo de cómo utilizar una sola función CVGAPC para proteger elestator del generador contra la sobrecarga de acuerdo con los estándares IEC oANSI si la corriente mínima de funcionamiento se ajusta al 116% del valornominal del generador.

La protección de sobrecarga del estator del generador se define con los estándaresIEC o ANSI para turbogeneradores según la siguiente fórmula:

2

1op

m

r

ktII

=æ ö

-ç ÷è ø


donde:

top es el tiempo de funcionamiento del IED de sobrecarga del estator del generador;

k es la constante de capacidad del generador según el estándar relevante (k = 37,5 para elestándar IEC o k = 41,4 para el estándar ANSI);

Im es la magnitud de la corriente medida;

Ir es la corriente nominal del generador.

Esta fórmula se puede aplicar solo cuando la corriente medida (por ejemplo, lacorriente de secuencia positiva) supera el valor preestablecido (por lo general, del105% al 125% de la corriente nominal del generador).

Al definir el parámetro x igual al valor unitario para la activación deseada del IEDde sobrecarga según la siguiente fórmula:

x = 116% = 1.16 puEQUATION1377 V2 EN (Ecuación 161)

La fórmula 3.5 se puede reescribir de la siguiente manera sin cambiar el valor deltiempo de funcionamiento del IED de sobrecarga del estator del generador:



2

2

2

1

1op

m

r

kxt

Ix I x

×=æ ö

-ç ÷×è øEQUATION1378 V1 ES (Ecuación 162)

Para lograr la funcionalidad de esta protección con una sola función CVGAPC, sedebe realizar lo siguiente:

1. Conectar las corrientes trifásicas del generador a una sola instancia deCVGAPC (por ejemplo, GF01)

2. Ajustar el parámetro CurrentInput en el valor PosSeq3. Ajustar el valor de la corriente base a la corriente nominal del generador, en

amperios primarios4. Activar una etapa de sobreintensidad (por ejemplo, OC1)5. Seleccionar el parámetro CurveType_OC1 en el valor Programmable

op P

At k BM C

æ ö= × +ç ÷-è øEQUATION1375 V1 ES (Ecuación 163)

donde:

top es el tiempo de funcionamiento del algoritmo de sobreintensidad de tiempo inverso TOC/IDMT, en segundos;

k es el multiplicador de tiempo (ajuste del parámetro);

M es la relación entre la magnitud de la corriente medida y el nivel de corriente deactivación ajustado;

A, B, C y P son coeficientes ajustables por el usuario, que determinan la curva utilizada para elcálculo de sobreintensidad de tiempo inverso TOC/IDMT.

Cuando se compara la ecuación 162 con la ecuación 163 para la característica detiempo inverso de la etapa OC1, es evidente que, si se siguen las siguientes reglas:

1. Ajustar k igual al valor de la capacidad del generador según estándar IEC o ANSI2. Ajustar el parámetro A_OC1 igual al valor 1/x23. Ajustar el parámetro C_OC1 igual al valor 1/x24. Ajustar los parámetros B_OC1 = 0,0 y P_OC1=2.05. Ajustar StartCurr_OC1 igual al valor x,

entonces la etapa OC1 de la función CVGAPC se puede utilizar para la protecciónde sobreintensidad de tiempo inverso y secuencia negativa del generador.



1. Seleccionar la corriente de secuencia positiva como cantidad de medición paraesta función CVGAPC

2. Comprobar que el valor de la corriente base para CVGAPC sea igual a lacorriente nominal del generador

3. Ajustar k = 37,5 para el estándar IEC o k = 41,4 para el estándar ANSI4. Ajustar A_OC1= 1/1.162 = 0.74325. Ajustar C_OC1= 1/1.162 = 0.74326. Ajustar B_OC1 = 0,0 y P_OC1 = 2.07. Ajustar StartCurr_OC1 = 116%

La temporización adecuada de la función CVGAPC, realizada de esta manera, sepuede verificar fácilmente mediante una inyección secundaria. Todos los demásajustes se pueden dejar en sus valores predeterminados. Si es necesario, se puedeajustar la reposición retardada para la etapa OC1 a fin de garantizar elfuncionamiento correcto de la función en condiciones de sobrecarga repetitivas.

Además, los otros elementos de protección incorporados se pueden utilizar conotros fines de protección y advertencia.

De un modo similar, se puede lograr una protección de sobrecarga del rotor segúnel estándar ANSI.

Protección de fase abierta para transformadores, líneas ogeneradores y protección de descarga disruptiva de interruptor parageneradoresDaremos un ejemplo de cómo utilizar una función CVGAPC para proporcionar unaprotección de fase abierta. Esto se puede lograr mediante el uso de una funciónCVGAPC, comparando la corriente de desequilibrio con un nivel ajustadopreviamente. Para que esta función resulte más segura, se la puede restringirmediante el requisito de que, al mismo tiempo, la corriente de desequilibrio medidadebe ser superior al 97% de la corriente de fase máxima. Al hacer esto, se aseguraque la función solo se pueda activar si una de las fases tiene el circuito abierto. Estadisposición es fácil de obtener en la función CVGAPC al activar la característicade restricción de corriente. Se debe realizar lo siguiente para garantizar elfuncionamiento correcto de la función:

1. Conectar las corrientes trifásicas del objeto protegido a una sola instancia deCVGAPC (por ejemplo, GF03)

2. Ajustar CurrentInput en el valor UnbalancePh3. Ajustar EnRestrainCurr a On4. Ajustar RestrCurrInput a MaxPh5. Ajustar RestrCurrCoeff al valor 0,976. Ajustar el valor de la corriente base a la corriente nominal del objeto

protegido, en amperios primarios7. Activar una etapa de sobreintensidad (por ejemplo, OC1)8. Seleccionar el parámetro CurveType_OC1 en el valor IEC Def. Time9. Ajustar el parámetro StartCurr_OC1 al valor de 5%10. Ajustar el parámetro tDef_OC1 al retardo deseado (por ejemplo, 2,0 s)



El funcionamiento adecuado de la función CVGAPC, realizado de esta manera, sepuede verificar fácilmente mediante una inyección secundaria. Todos los demásajustes se pueden dejar en sus valores predeterminados. Sin embargo, se debe teneren cuenta que los valores ajustados para la corriente de restricción y su coeficientetambién se aplican para la etapa OC2 en cuanto se la active.

Además, los otros elementos de protección incorporados se pueden utilizar conotros fines de protección y advertencia. Por ejemplo, en el caso de la aplicación degeneradores, al activar la etapa OC2 con la activación ajustada a 200% y el retardoa 0,1 s, se logra la protección simple pero eficaz contra la descarga disruptiva delinterruptor.

Protección de sobreintensidad con restricción de tensión paragenerador y transformador elevadorDaremos un ejemplo de cómo utilizar una función CVGAPC para proporcionar unaprotección de sobreintensidad con restricción de tensión para un generador.Supongamos que el estudio de coordinación de tiempo proporciona los siguientesajustes requeridos:

• Curva de sobreintensidad de tiempo invertido TOC/IDMT: ANSI muy inversa• Corriente de activación del 185% de la corriente nominal del generador para la

tensión nominal del generador• Corriente de activación del 25% del valor original de la corriente de activación

para tensiones del generador inferiores al 25% de la tensión nominal


1. Conectar las corrientes y tensiones trifásicas del generador a una sola instanciade CVGAPC (por ejemplo, GF05)

2. Ajustar CurrentInput en el valor MaxPh3. Ajustar VoltageInput en el valor MinPh-Ph (se supone que se utiliza la tensión

mínima fase a fase para la restricción. Como alternativa, se puede utilizar latensión de secuencia positiva para la restricción mediante la selección dePosSeq para este parámetro de ajuste).

4. Ajustar el valor de la corriente base a la corriente nominal del generador, enamperios primarios

5. Ajustar el valor de la tensión base a la tensión nominal fase a fase delgenerador, en kV

6. Activar una etapa de sobreintensidad (por ejemplo, OC1)7. Seleccionar CurveType_OC1 en el valor ANSI Very inv8. Si es necesario, ajustar el tiempo mínimo de funcionamiento para esta curva

mediante el parámetro tMin_OC1 (valor predeterminado 0,05 s)9. Ajustar StartCurr_OC1 al valor de 185%10. Ajustar VCntrlMode_OC1 a On11. Ajustar VDepMode_OC1 a Slope12. Ajustar VDepFact_OC1 al valor 0,2513. Ajustar UHighLimit_OC1 al valor de 100%14. Ajustar ULowLimit_OC1 al valor de 25%



El funcionamiento adecuado de la función CVGAPC, realizado de esta manera, sepuede verificar fácilmente mediante una inyección secundaria. Todos los demásajustes se pueden dejar en sus valores predeterminados. Además, los otroselementos de protección incorporados se pueden utilizar con otros fines deprotección y advertencia.

Protección de pérdida de excitación para un generadorDaremos un ejemplo de cómo se puede lograr una protección de pérdida deexcitación para un generador mediante el uso del elemento de protección desobreintensidad direccional de secuencia positiva dentro de una función CVGAPC.Supongamos que se calculan los siguientes valores a partir de los datos nominalesdel generador:

• Capacidad máxima del generador para absorber la potencia reactiva con cargaactiva 0 38% del valor MVA del generador

• Ángulo de desacoplo del generador 84 grados


1. Conectar las corrientes trifásicas y tensiones trifásicas del generador a unamisma instancia de CVGAPC (por ejemplo, GF02)

2. Ajustar el parámetro CurrentInput a PosSeq3. Ajustar el parámetro VoltageInput a PosSeq4. Ajustar el valor de la corriente base a la corriente nominal del generador, en

amperios primarios5. Ajustar el valor de la tensión base a la tensión nominal fase a fase del

generador, en kV6. Ajustar el parámetro RCADir al valor de -84 grados (es decir, la corriente va

por delante de la tensión para este ángulo)7. Ajustar el parámetro ROADir al valor de 90 grados8. Ajustar el parámetro LowVolt_VM al valor de 5%9. Activar una etapa de sobreintensidad (por ejemplo, OC1)10. Seleccionar el parámetro CurveType_OC1 en el valor IEC Def. Time11. Ajustar el parámetro StartCurr_OC1 al valor de 38%12. Ajustar el parámetro tDef_OC1 al valor de 2,0 s (ajuste más común)13. Ajustar el parámetro DirMode_OC1 a Forward14. Ajustar el parámetro DirPrinc_OC1 a IcosPhi&U15. Ajustar el parámetro ActLowVolt1_VM a Block

El funcionamiento adecuado de la función CVGAPC, realizado de esta manera, sepuede verificar fácilmente mediante una inyección secundaria. Todos los demásajustes se pueden dejar en sus valores predeterminados. Sin embargo, se debe teneren cuenta que los valores ajustados para los ángulos RCA y ROA se aplican para laetapa OC2 si también se activa la característica direccional para esta etapa. Lafigura 114 muestra la característica global de la protección.

Además, los otros elementos de protección incorporados se pueden utilizar conotros fines de protección y advertencia.



0.2 0.4 0.6

-0.2

0.6

0.8

0.8 1

DILowSet

B

A

C

0.4

0.2

0

1.2 1.4

-0.4

-0.6

-0.8

-rca

Región de funcionamiento

Q [pu]

P[pu]

rca

UPS

IPSILowSet

tr05000535.ai

Región de funcionamiento

IEC05000535 V2 ES

Figura 114: Pérdida de excitación

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 puede



detectar la situación, pero el tiempo de funcionamiento de esta protección suele 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.

La función de energización inadvertida se realiza por medio de la función deprotección general de corriente y tensión (CVGAPC). La función se configuracomo se observa en la figura 115.

en08000288.vsd

3IP3UP

BLKOC1

TROV1

TROC1

CVGAPC

TRUV1

S

R

Q

Q

IEC08000288 V1 ES

Figura 115: Configuración de la función de energización inadvertida

El ajuste de la función en la aplicación de energización inadvertida se realiza comose describe a continuación. Se supone que la instancia se utiliza solo para la



aplicación de energización inadvertida. Sin embargo, es posible extender el uso dela instancia mediante el uso de OC2, UC1, UC2, OV2, UV2 para otras aplicacionesde protección.

Ajustes generales de la instanciaOperation: con el parámetro Operation la función se puede ajustar a On/Off.

CurrentInput: la corriente utilizada para la aplicación de energización inadvertidase ajusta con el parámetro CurrentInput. Aquí se elige el ajuste MáxFase .

IBase: el parámetro IBase se ajusta a la corriente nominal del generador, según laecuación 164.

3N

N

SIBase

U=

×


VoltageInput: la tensión utilizada para la aplicación de energización inadvertida seajusta con el parámetro VoltageInput. Aquí se elige el ajuste MáxFase-Fase .

UBase: el parámetro UBase se ajusta a la tensión nominal del generador (fase afase) en kV.

OperHarmRestr: no se utiliza restricción por segundo armónico en esta aplicación:OperHarmRestr se ajusta a Off. Se puede ajustar a On si la instancia también seutiliza para otras funciones de protección.

EnRestrainCurr: la función de corriente de restricción no se utiliza en estaaplicación. EnRestrainCurr se ajusta a Off. Se puede ajustar a On si la instanciatambién se utiliza para otras funciones de protección.

Ajustes para OC1Operation_OC1: el parámetro Operation_OC1 se ajusta a On para activar estafunción.

StartCurr_OC1: el nivel de funcionamiento de corriente para OC1 se ajusta con elparámetro StartCurr_OC1. El ajuste se realiza en % de IBase. El ajuste se deberealizar para que la protección se active en todas las situaciones en las que elgenerador se conecte a la red estando parado. En estas situaciones, la corriente delgenerador depende de la capacidad de cortocircuito de la red externa. Sin embargo,se supone que un ajuste del 50% de la corriente nominal del generador detectatodas las situaciones de energización inadvertida del generador.

CurveType_OC1: el retardo de OC1 debe ser de tiempo definido y se ajusta con elparámetro CurveType_OC1 donde se elige ANSI Def. Time .

tDef_OC1: el retardo se ajusta con el parámetro tDef_OC1 y se ajusta a un tiempocorto. Se recomienda 0,05 s.



VCntrlMode_OC1: modo de control de tensión para OC1: VCntrlMode_OC1 seajusta a Off.

HarmRestr_OC1: restricción por armónico para OC1: HarmRestr_OC1 se ajusta aOff.

DirMode_OC1: modo de dirección para OC1: DirMode_OC1 se ajusta a Off.

Ajuste para OC2Operation_OC2: Operation_OC2 se ajusta a Off si la función no se utiliza paraotras funciones de protección.

Ajuste para UC1Operation_UC1: Operation_UC1 se ajusta a Off si la función no se utiliza paraotras funciones de protección.

Ajuste para UC2Operation_UC2: Operation_UC2 se ajusta a Off si la función no se utiliza paraotras funciones de protección.

Ajustes para OV1Operation_OV1: el parámetro Operation_OV1 se ajusta a On para activar estafunción.

StartVolt_OV1: el nivel de tensión de funcionamiento para OV1 se ajusta con elparámetro StartVolt_OV1. El ajuste se realiza en % de UBase. El ajuste se deberealizar para que la protección bloquee la función en todas las situaciones defuncionamiento normal. El ajuste se realiza como el nivel mínimo de tensión defuncionamiento del generador con un margen agregado. En la mayoría de los casos,se puede utilizar el 85%.

CurveType_OV1: el retardo de OV1 debe ser de tiempo definido y se ajusta con elparámetro CurveType_OV1 donde se elige Tiempo definido .

ResCrvType_OV1: el retardo de reposición de OV1 debe ser instantáneo y se ajustacon el parámetro ResCrvType_OV1 donde se elige Instantánea .

tDef_OV1: el retardo se ajusta con el parámetro tDef_OV1 y se ajusta para que lafunción de energización inadvertida se active un poco después de la energizacióndel generador. Se recomienda 1,0 s.

Ajuste para OV2Operation_OV2:Operation_OV2 se ajusta a Off si la función no se utiliza para otrasfunciones de protección.

Ajustes para UV1Operation_UV1: el parámetro Operation_UV1 se ajusta a On para activar estafunción.



StartVolt_UV1: el nivel de tensión de funcionamiento para UV1 se ajusta con elparámetro StartVolt_UV1. El ajuste se realiza en % de UBase. El ajuste se deberealizar para que se detecten todas las situaciones de desconexión del generador.En la mayoría de los casos, se puede utilizar el 70%.

CurveType_UV1: el retardo de UV1 debe ser de tiempo definido y se ajusta con elparámetro CurveType_UV1 donde se elige Tiempo definido .

ResCrvType_UV1: el retardo de reposición de UV1 se debe retardar un breveperíodo de tiempo para que la función no se bloquee antes del funcionamiento deOC1 en el caso de energización inadvertida del generador. El parámetroResCrvType_UV1 se ajusta a Temporizador congelado.

tDef_UV1: el retardo se ajusta con el parámetro tDef_UV1 y se ajusta para que lafunción de energización inadvertida se active un poco después de que el generadorse haya desconectado de la red. Se recomienda 10,0 s.

tResetDef_UV1: el tiempo de reposición de UV1 se ajusta con el parámetrotResetDef_UV1. Se recomienda el ajuste 1,0 s.

Ajuste para UV2Operation_UV2: Operation_UV2 se ajusta a Off si la función no se utiliza paraotras funciones de protección.


Tabla 109: 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





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónVoltageInput fase 1

fase 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 %

BlkLevel2nd 10 - 5000 %IB 1 5000 Análisis de daños desactivado porencima 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




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntDef_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

UHighLimit_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




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripciónk_OC2 0.05 - 999.00 - 0.01 0.30 Multiplicador de tiempo para retardo de

tiempo 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

HarmRestr_OC2 OffOn

- - Off Habilitar bloqueo de OC2 por restricciónde 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




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntDef_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

k_OV1 0.05 - 999.00 - 0.01 0.30 Multiplicador de tiempo para retardo detiempo 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




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónBlkLowVolt_UV1 0.0 - 5.0 %UB 0.1 0.5 Nivel de bloqueo interno por nivel de

tensión 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

k_UV2 0.05 - 999.00 - 0.01 0.30 Multiplicador de tiempo para retardo detiempo 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 110: 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




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónResCrvType_OC2 Instantáneo

Repos. 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

TR_OC2 0.005 - 600.000 - 0.001 13.500 Parámetro TR para curva programablepor 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




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónA_OV2 0.005 - 999.000 - 0.001 0.140 Parámetro A para curva programable

por 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

tResetIDMT_UV1 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposición en spara 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



3.11 Supervisión del sistema secundario

3.11.1 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 secuencianegativa. 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 111: 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 112: 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

3.11.2 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 funcionesde 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 165.



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 166.

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 167.

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 168.



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 169 y la ecuación 170.

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 113: SDDRFUF Grupo de ajustes (básicos)





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

DU> 1 - 100 %UB 1 60 Nivel de operación de cambio en tensiónde 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

3.12 Control



3.12.1 Comprobación de sincronismo, comprobación deenergización y sincronización SESRSYN




Comprobación de sincronismo,comprobación de energización ysincronización

SESRSYN

sc/vc

SYMBOL-M V1 ES

25


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 tambiénincluye 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 116: Dos redes eléctricas interconectadas

La figura 116 muestra dos redes eléctricas interconectadas. La nube significa quela interconexión 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 unadiferencia 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 117: 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 118 muestra dos redes eléctricas: una (1) está energizada y la otra (2), no.La red 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 118: 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 119. 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 119: Selección de la dirección de energización desde un símbolo de laHMI local a través de un bloque funcional conmutador selector

3.12.1.2 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 120: Conexión de la función de comprobación de sincronismo en unadisposición de una barra



La figura 120 ilustra los principios de conexión. Para la función de sincronizacióny comprobación de energización SESRSYN hay un transformador de tensión encada lado del interruptor. Las conexiones del circuito del transformador de tensiónson directas; 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 121: 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 121. 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 122: 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 figura122. 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 123: 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 123. 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 124: 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 125: 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 124 y la figura 125. 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 114: 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

3.12.2 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 126 proporciona información general sobre los lugares desde los cuales lafunción de control de aparatos recibe órdenes. Las órdenes a un aparato se pueden



iniciar 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 126: 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 127. 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 127: 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 128.



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 128: 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 129. 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 129: Principios de aplicación para la reserva con conexiones externas

La solución en la figura 129 también se puede llevar a través del bus de estación,de acuerdo con el ejemplo de aplicación en la figura 130. Las soluciones en la



figura 129 y la figura 130 no tienen tan alta seguridad como la solución en lafigura 128, pero en cambio tienen mayor disponibilidad. Esto se debe a que no senecesita ninguna confirmación.

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 130: Principio de aplicación para una solución de reserva alternativa

3.12.2.2 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 131 que aparece a continuación.



(Interruptor)

(Reenganche

IEC05000120 V1 ES

Figura 131: 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 115: QCBAY Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónAllPSTOValid Prioridad

Sin prioridad- - Prioridad La prioridad de los orígenes



Tabla 116: 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 117: 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 118: 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 119: 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 120: 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 121: 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 122: 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

3.12.3 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.

3.12.3.1 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.

3.12.3.2 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 132. La función también se puede utilizar para unadisposición de doble barra sin barra de transferencia o para una disposición simplebarra con barra de transferencia o sin ella.

QB1 QB2QC1

QA1

QC2

QB9QC9

WA1 (A)

WA2 (B)

WA7 (C)

QB7

en04000478.vsdIEC04000478 V1 ES

Figura 132: 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 133: 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 134: 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 135: 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

3.12.3.3 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 136. La función también se puede utilizar



para una disposición de simple barra con barra de transferencia o para unadisposición de doble barra sin barra de transferencia.

QB1 QB2

QC1

QA1

WA1 (A)

WA2 (B)

WA7 (C)

QB7QB20

QC2

en04000514.vsdIEC04000514 V1 ES

Figura 136: 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 137: 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 138: 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 139: 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 140: 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 141: 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

3.12.3.4 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 142. 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 142: 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

3.12.3.5 Enclavamiento para un interruptor de seccionamiento 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 144: 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 145: 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 146: 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



3.12.3.6 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 figura147. 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 147: 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 149: Señales desde cualquier bahía en la sección A1 hacia unseccionador de seccionamiento


IEC04000495 V1 ES

Figura 150: 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 151: Señales desde cualquier bahía en la sección B1 hacia unseccionador de seccionamiento


IEC04000497 V1 ES

Figura 152: 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 154: Señales desde bahías de doble interruptor en la sección A1 haciaun seccionador de seccionamiento


IEC04000500 V1 ES

Figura 155: Señales desde bahías de doble interruptor en la sección A2 haciaun seccionador de seccionamiento




IEC04000501 V1 ES

Figura 156: Señales desde bahías de doble interruptor en la sección B1 haciaun seccionador de seccionamiento


IEC04000502 V1 ES

Figura 157: 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.

3.12.3.7 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 159.

QC

en04000504.vsd

IEC04000504 V1 ES

Figura 159: 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 161: 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 162: 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 163: 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 164: 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 165: 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.



3.12.3.8 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 168.



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 168: 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

3.12.3.9 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 169.

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 169: 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

3.12.3.10 Comunicación horizontal a través de GOOSE para el enclavamientode GOOSEINTLKRCV

Tabla 123: GOOSEINTLKRCV Ajustes sin grupo (básicos)



3.12.4 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, como



también 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 124: 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.

3.12.5 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 170. 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 170: 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 125: 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

3.12.6 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.

3.12.7 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 126: 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
























3.12.8 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 127: DNPGEN Ajustes sin grupo (básicos)


On- - Off Modo de operación On/Off



Tabla 128: 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 129: 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

tRTSWarmDown 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 130: 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 131: 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 138: MSTRS485 Ajustes sin grupo (básicos)



SlaveAddress 0 - 65519 - 1 1 Dirección de esclavo

MasterAddres 0 - 65519 - 1 1 Dirección de maestro

Obj1DefVar 1:BIBitSimple2: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




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónObj22DefVar 1:BinCnt32EvSinT

2: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 139: 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

UREvClassMask OffClase 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




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntUREvBufTout1 0.00 - 60.00 s 0.01 5.00 Tiempo límite para búfer de eventos de

clase 1 de respuesta no solicitada


tUREvBufTout2 0.00 - 60.00 s 0.01 5.00 Tiempo límite para búfer de eventos declase 2 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 140: MST1TCP Ajustes sin grupo (básicos)





ValMasterAddr NoSí

- - 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














Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónObj20DefVar 1:BinCnt32

2:BinCnt165:BinCnt32SinF6:BinCnt16SinF


Obj22DefVar 1:BinCnt32EvSinT2:BinCnt16EvSinT5:BinCnt32EvConT6:BinCnt16EvConT






Tabla 141: MST1TCP Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónAddrQueryEnbl No

Sí- - Sí Habilitación de consulta de dirección




ConfMultFrag NoSí


UREnable NoSí


URSendOnline NoSí










Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUREvCntThold1 1 - 100 - 1 5 Umbral para comunicación de número

de eventos de clase 1 de respuesta nosolicitada






DelOldBufFull NoSí





DNPToSetTime NoSí

- - No Permitir DNP ajustar tiempo en IED



PairedPoint NoSí



tBrokenConTout 0 - 3600 s 1 0 Tiempo límite de conexión cortada

tKeepAliveT 0 - 3600 s 1 10 Temporizador estado activo






ValMasterAddr NoSí












Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónObj4DefVar 1:DIChSinTiempo

2:DIChConTiempo3:DIChConTiempoRel



















ConfMultFrag NoSí


UREnable NoSí


URSendOnline NoSí








Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntURRetryDelay 0.00 - 60.00 s 0.01 5.00 Retardo de reintento de respuesta no

solicitada, en s








DelOldBufFull NoSí





DNPToSetTime NoSí




PairedPoint NoSí










ValMasterAddr NoSí









Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónObj2DefVar 1:BIChSinTiempo

2:BIChConTiempo3:BIChConTiempoRel






















ConfMultFrag NoSí


UREnable NoSí


URSendOnline NoSí





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











DelOldBufFull NoSí





DNPToSetTime NoSí




PairedPoint NoSí












ValMasterAddr NoSí






























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





3.12.9 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 171 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 171 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 171: Ejemplo de aplicación que muestra un diagrama de lógica para elcontrol de un interruptor a través de circuitos de lógica deconfiguración

La figura 172 y la figura 173 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 172: 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 173: 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 148: SINGLECMD Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMode Off

ContinuoPulsada




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 defuncionamiento 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 el



reenganche 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 funcionamientomonofásico 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 174. 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 174: 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 deenergización 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 175.

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 175: 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 siemprejunto 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 el



arranque Protección de fallo de interruptor CCRBRF más prolongado que eltemporizador de disparo de respaldo en CCRBRF. El ajuste normal es 0,150 s.


Tabla 149: 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 150: 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 151: 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.

No hay ajustes para las puertas AND, las puertas OR, los inversores ni las puertasXOR.

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 176: Ejemplo de designación, número de serie de ejecución y tiempo deciclo para la función lógica

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 152: 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 153: 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 154: SRM Grupo de ajustes (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMemory Off

On- - On Modo de operación de la función de

memoria

Tabla 155: GATE Grupo de ajustes (básicos)



Tabla 156: 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 177: 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 178: 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 una



producción, 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.

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 179 (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 179: 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 180:



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 180: 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 con el PCM600 para los canales de entradasanalógicas.

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 157.• Supervisión de nivel de la potencia activa como se observa en la tabla

158.• Parámetros de calibración como se observa en la tabla 159.



Tabla 157: 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 158: 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 159: 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 181.



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 181: Diagrama unifilar para una aplicación en un transformador

Para medir la potencia activa y la reactiva como se indica en la figura 181, esnecesario hacer lo siguiente:

1. Ajustar correctamente todos los datos de los TC y TT y el canal de referenciadel ángulo de fase PhaseAngleRef con el PCM600 para los canales de entradasanalógicas.

2. En el PCM600, conectar la función de medición a las entradas del lado de bajatensión del TC y el TT.

3. Ajustar los parámetros de ajuste para la función de medición 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 182.



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 182: Diagrama unifilar para una aplicación en un generador

Para medir la potencia activa y la reactiva como se indica en la figura 182, esnecesario hacer lo siguiente:

1. Ajustar correctamente todos los datos de los TC y TT y el canal de referenciadel ángulo de fase PhaseAngleRef con el PCM600 para los canales de entradasanalógicas.

2. En el PCM600, conectar la función de medición a las entradas del TC y 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 162: 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


UBase 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Ajuste base nivel de tensión en kV


- - 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 163: 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 164: 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 165: 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 166: 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 167: 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 168: 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 169: 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 170: 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 171: 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 172: 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 173: 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 174: 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 183: 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 175: 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 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.

3.14.6 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 y



facilitan 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).

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 184 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),. La función del registrador de perturbaciones obtieneinformación tanto de AxRADR como de BxRBDR.

Reg. de valores de disparo

Lista de eventos

Registrador de eventos

Indicaciones

Registrador de perturbaciones

A1-4RADR

B1-6RBDR

Informe de perturbaciones

Señales binarias

Señales analógicasA4RADR

B6RBDR

DRPRDRE


Figura 184: 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 deperturbaciones 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). Estos



tiempos 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 de los valores de disparo si están instalados, enfuncionamiento 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


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




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónOverTrigOp01 Off

On- - Off Usar nivel alto para activación de canal

analógico 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

- - Off Usar nivel alto para activación de canalanalógico 2 (on) o no (off)


Operation03 OffOn



UnderTrigOp03 OffOn



OverTrigOp03 OffOn


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









UnderTrigOp06 OffOn



OverTrigOp06 OffOn



Operation07 OffOn



UnderTrigOp07 OffOn



OverTrigOp07 OffOn



Operation08 OffOn



UnderTrigOp08 OffOn



OverTrigOp08 OffOn



Operation09 OffOn



UnderTrigOp09 OffOn



OverTrigOp09 OffOn



Operation10 OffOn






Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUnderTrigOp10 Off

On- - Off Usar nivel bajo para activación de canal



OverTrigOp10 OffOn



Tabla 178: A4RADR Ajustes sin grupo (básicos)




UnderTrigOp31 OffOn



OverTrigOp31 OffOn



Operation32 OffOn



UnderTrigOp32 OffOn



OverTrigOp32 OffOn



Operation33 OffOn



UnderTrigOp33 OffOn



OverTrigOp33 OffOn



Operation34 OffOn






Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUnderTrigOp34 Off

On- - Off Usar nivel bajo para activación de canal



OverTrigOp34 OffOn



Operation35 OffOn



UnderTrigOp35 OffOn



OverTrigOp35 OffOn



Operation36 OffOn



UnderTrigOp36 OffOn



OverTrigOp36 OffOn



Operation37 OffOn



UnderTrigOp37 OffOn



OverTrigOp37 OffOn



Operation38 OffOn



UnderTrigOp38 OffOn






Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónOverTrigOp38 Off

On- - Off Usar nivel alto para activación de canal



Operation39 OffOn



UnderTrigOp39 OffOn



OverTrigOp39 OffOn



Operation40 OffOn



UnderTrigOp40 OffOn



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





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónTrigLevel03 Activación en 0

Activación en 1- - Activación en 1 Activación en flanco positivo (1) o

negativo (0) para entrada binaria 3



SetLED03 OffOn


Operation04 OffOn






SetLED04 OffOn


Operation05 OffOn






SetLED05 OffOn


Operation06 OffOn






SetLED06 OffOn


Operation07 OffOn






SetLED07 OffOn


Operation08 OffOn






SetLED08 OffOn


Operation09 OffOn










SetLED09 OffOn


Operation10 OffOn






SetLED10 OffOn


Operation11 OffOn






SetLED11 OffOn


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)
















INFNO1 0 - 255 NoInf 1 0 Número de información para canalbinario 1 (IEC-60870-5-103)




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónINFNO2 0 - 255 NoInf 1 0 Número de información para canal

binario 2 (IEC-60870-5-103)















3.14.7 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 con



indicador 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.

3.14.8 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 la



función 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.

3.14.9 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:

3.14.10 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, accionescorrectivas) 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).



3.14.11 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, unmáximo 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 185.


PINSTQINST

CVMMXU ETPMMTRPQ

STACCRSTACCRSTDMD

TRUEFALSEFALSE

IEC07000121 V2 ES

Figura 185: 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 seactiva 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




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónEARPrestVal 0.000 - 10000.000 MWh 0.001 0.000 Valor inicial predefinido para energía

activa 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 502 016-UES C Sección 4Comunicación de estaciones


La figura 186 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 186: Sistema SA con IEC 61850

La figura 187 muestra la comunicación punto a punto GOOSE.

IEC05000734 V1 ES

Figura 187: Ejemplo de un mensaje GOOSE difundido

Sección 4 1MRK 502 016-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 188: 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 190) 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 189: 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 190, 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 190: 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 191: 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 192. El protocolo que se utiliza es IEEE/ANSIC37.94. Con esta solución, la distancia típica es de 110 km.

1MRK 502 016-UES C Sección 5Comunicación remota


LDCM

LDCM

LDCM

LDCMLDCM

LDCMLDCMLDCM

LDCMLDCM

LDCM

LDCMLD

CMLD

CM

LDCMLDCM

en06000519-2.vsdIEC06000519 V2 ES

Figura 192: 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 193. 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 193: 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 502 016-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

6.2 Descripción de REG670

6.2.1 Introducción

6.2.1.1 Descripción de la configuración A20

Configuración 1MRK004826–AA

Esta configuración se utiliza en aplicaciones donde solo se requiere protección degenerador dentro de un IED. REG670 A20 siempre se entrega en caja 1/2 de 19".Por lo tanto, solo hay 12 señales analógicas disponibles. Esta configuración incluyeprotección diferencial de baja impedancia de generador y todas las demásfunciones de protección generalmente necesarias para el generador. Observe que laprotección del estator al 100% contra faltas a tierra y la protección dedeslizamiento de polos son opcionales. Consulte la figura 194, donde se observa elejemplo de una aplicación posible.

1MRK 502 016-UES C Sección 6Configuración


Diferencial de generador + Respaldo

IEC07000049 V1 ES

Figura 194: Aplicación de protección de generador típica con proteccióndiferencial y de respaldo de generador, que incluyetransformadores de 12 entradas analógicas en caja de tamaño 1/2de 19".

Observe que dentro de la biblioteca funcional de REG670 A20 se encuentrandisponibles funciones adicionales, que no están configuradas, como la protecciónde sobreintensidad adicional, protecciones multifunción adicionales,sincronización, etcétera, como se observa en la figura 194. También se puedenpedir funciones opcionales de protección diferencial de alta impedancia o deprotección diferencial de transformador de dos devanados, que se pueden utilizaren lugar de la protección diferencial de generador de baja impedancia básica.Observe que REG670 A20 se debe reconfigurar si se utilizan funciones adicionalesu opcionales.

Sección 6 1MRK 502 016-UES CConfiguración


6.2.1.2 Descripción de la configuración B30

Configuración 1MRK004826–BA

Esta configuración se utiliza en aplicaciones donde se requiere protección degenerador y protección de respaldo para el equipo primario adyacente dentro de unIED. REG670 B30 siempre se entrega en caja 1/1 de 19". Por lo tanto, hay 18 o 24entradas analógicas disponibles, según los tipos de TRM pedidos. Estaconfiguración incluye protección diferencial de baja impedancia de generador ytodas las demás funciones de protección generalmente necesarias para elgenerador. Observe que la protección del estator al 100% contra faltas a tierra esestándar, mientras que la protección de deslizamiento de polos es opcional. En lafigura 195, se observa el ejemplo de una aplicación posible.



Diferencial de generador + Respaldo 24A

IEC07000050 V1 ES

Figura 195: Protección de bloque, que incluye protección de generador y degenerador-transformador, con 24 transformadores de entradasanalógicas y bastidor completo de 19". La aplicación estápreparada para cubrir disposiciones de turbinas hidráulicas y de gas

Observe que dentro de la biblioteca funcional de REG670 B30 se encuentrandisponibles funciones adicionales, que no están configuradas, como proteccionesmultifunción adicionales, sincronización, protección diferencial del segundogenerador, etcétera, como se observa en la figura 195. También se puede pedir lafunción opcional de protección diferencial de transformador de dos o tresdevanados, que se puede utilizar como protección diferencial de bloque o detransformador. Observe que REG670 B30 se debe reconfigurar si se utilizanfunciones adicionales u opcionales.



6.2.1.3 Descripción de la configuración C30

Configuración 1MRK004826–CA

Esta configuración se utiliza en aplicaciones donde solo se requiere protección delbloque generador-transformador dentro de un IED. REG670 B30 siempre seentrega en caja 1/1 de 19". Por lo tanto, hay 18 o 24 entradas analógicasdisponibles, según los tipos de módulos de entrada de transformador pedidos. Estaconfiguración incluye protección diferencial de baja impedancia de generador,protección diferencial de generador y funciones de protección diferencial debloque. Observe que la función de protección de deslizamiento de polos esopcional. Consulte la figura 196, donde se observa el ejemplo de una aplicaciónposible.



IEC07000051 V1 ES

Figura 196: Protección de bloque, que incluye protección de generador y degenerador-transformador, con 24 transformadores de entradasanalógicas y bastidor completo de 19". La aplicación estápreparada para cubrir disposiciones de turbinas hidráulicas y de gas

Observe que dentro de la biblioteca funcional de REG670 C30 se encuentrandisponibles funciones adicionales, que no están configuradas, como proteccionesmultifunción adicionales, sincronización, protección diferencial del segundogenerador, etcétera, como se observa en la figura 196. Observe que REG670 C30se debe reconfigurar si se utilizan funciones adicionales u opcionales.



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 502 016-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 502 016-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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