Serie 670 Relion Protección de barras REB670 Manual de ... · El manual de referencias técnicas...

Serie 670 Relion®

Protección de barras REB670Manual de Aplicaciones

ID de documento: 1MRK 505 181-UESFecha de emisión: Febrero 2014

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

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ConformidadEste producto cumple la directiva del Consejo de la Unión Europea sobre laaproximación de las legislaciones de los estados miembro en materia decompatibilidad electromagnética (Directiva de EMC 2004/108/EC) y en cuanto aluso de equipos eléctricos dentro de límites de tensión especificados (Directiva debaja tensión 2006/95/EC).

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

Este producto se diseña y produce para usos industriales.

Índice

Sección 1 Introducción......................................................................9Introducción al manual de aplicación.................................................9

Acerca del conjunto completo de manuales de un IED.................9Acerca del manual de aplicación.................................................10Destinatarios................................................................................11Documentación relacionada........................................................11Notas sobre la revisión................................................................11

Sección 2 Requisitos.......................................................................13Requisitos del transformador de corriente........................................13

Clasificación del transformador de corriente...............................13Condiciones.................................................................................14Corriente de falta.........................................................................15Resistencia secundaria del conductor y carga adicional.............15Requisitos generales del transformador de corriente..................16Requisitos de la FEM secundaria equivalente nominal...............16

Protección de barras..............................................................16Protección de fallo de interruptor...........................................18Protección de sobreintensidad de fase y residual,instantánea no direccional y de tiempo definido....................18Protección de sobreintensidad de fase y residual, deretardo inverso y no direccional.............................................19

Requisitos del transformador de corriente para TC segúnotras normas................................................................................20

Transformadores de corriente según IEC 60044-1,clase P, PR.............................................................................20Transformadores de corriente según IEC 60044-1,clase PX, IEC 60044-6, clase TPS (y la antigua normabritánica, clase X)...................................................................21Transformadores de corriente según ANSI/IEEE...................21

Requisitos del servidor SNTP...........................................................22

Sección 3 Aplicación del IED..........................................................23Aplicación general del IED...............................................................23Entradas analógicas.........................................................................25

Introducción.................................................................................25Directrices de ajuste....................................................................26

Ajuste del canal de referencia de fase...................................26Parámetros de ajuste..................................................................52

Interfaz hombre-máquina local.........................................................54

Índice

1Manual de Aplicaciones

Interfaz hombre-máquina............................................................54Funciones relacionadas con la HMI local....................................57

Introducción............................................................................57Parámetros de ajuste generales............................................58

LED de indicación........................................................................58Introducción............................................................................58Parámetros de ajuste.............................................................59

Funciones básicas del IED...............................................................61Autosupervisión con lista de eventos internos............................61

Aplicación...............................................................................61Parámetros de ajuste.............................................................62

Sincronización horaria.................................................................62Aplicación...............................................................................62Directrices de ajuste...............................................................63Parámetros de ajuste.............................................................64

Grupos de ajuste de parámetros.................................................67Aplicación...............................................................................67Directrices de ajuste...............................................................68Parámetros de ajuste.............................................................68

Funcionalidad de modo de prueba TEST....................................68Aplicación...............................................................................68Directrices de ajuste...............................................................69Parámetros de ajuste.............................................................69

Bloqueo de cambios CHNGLCK.................................................69Aplicación...............................................................................69Parámetros de ajuste.............................................................70

Identificadores del IED................................................................70Aplicación...............................................................................70Parámetros de ajuste.............................................................71

Información del producto.............................................................71Aplicación...............................................................................71Parámetros de ajuste.............................................................71

Frecuencia nominal del sistema PRIMVAL.................................72Aplicación...............................................................................72Directrices de ajuste...............................................................72Parámetros de ajuste.............................................................72

Matriz de señales para entradas binarias SMBI..........................72Aplicación...............................................................................73Directrices de ajuste...............................................................73Parámetros de ajuste.............................................................73

Matriz de señales para salidas binarias SMBO ..........................73Aplicación...............................................................................73Directrices de ajuste...............................................................73

Índice


Parámetros de ajuste.............................................................73Matriz de señales para entradas mA SMMI................................74

Aplicación...............................................................................74Directrices de ajuste...............................................................74Parámetros de ajuste.............................................................74

Matriz de señales para entradas analógicas SMAI.....................74Aplicación...............................................................................74Valores de frecuencia.............................................................74Directrices de ajuste...............................................................75Parámetros de ajuste.............................................................80

Bloque de suma trifásica 3PHSUM.............................................81Aplicación...............................................................................81Directrices de ajuste...............................................................81Parámetros de ajuste.............................................................82

Estado de autorizaciones ATHSTAT...........................................82Aplicación...............................................................................82Parámetros de ajuste.............................................................82

Protección diferencial.......................................................................83Protección diferencial de barra ...................................................83

Aplicaciones básicas..............................................................85Aplicaciones de la protección de barra..................................85Diferentes disposiciones de barras......................................111Principio de suma.................................................................130Parámetros de ajuste...........................................................140

Protección de corriente...................................................................148Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapasOC4PTOC ................................................................................148

Aplicación.............................................................................148Directrices de ajuste.............................................................150Parámetros de ajuste...........................................................154

Protección de sobreintensidad monofásica de cuatroetapas PH4SPTOC ..................................................................159


Protección de fallo de interruptor CCRBRF ..............................172Aplicación.............................................................................172Directrices de ajuste.............................................................173Parámetros de ajuste...........................................................177

Protección de fallo de interruptor, versión monofásicaCCSRBRF ................................................................................177


Índice


Control............................................................................................181Reenganche automático SMBRREC ........................................181


Conmutador giratorio lógico para selección de funcionesy presentación LHMI SLGGIO...................................................207


Miniconmutador selector VSGGIO............................................208Aplicación.............................................................................208Directrices de ajuste.............................................................209Parámetros de ajuste...........................................................209

Bloque funcional DPGGIO genérico de dos puntos..................210Aplicación.............................................................................210Directrices de ajuste.............................................................210

Control genérico de 8 señales de un solo puntoSPC8GGIO................................................................................210


Bits de automatización, función de mando para DNP3.0AUTOBITS.................................................................................212


Orden simple, 16 señales SINGLECMD...................................226Aplicación.............................................................................226Directrices de ajuste.............................................................228Parámetros de ajuste...........................................................228

Lógica.............................................................................................229Bloques lógicos configurables...................................................229

Aplicación.............................................................................229Parámetros de ajuste...........................................................230

Bloque funcional de señales fijas FXDSIGN.............................231Aplicación.............................................................................231Parámetros de ajuste...........................................................232

Conversión de booleanos de 16 bits a enteros B16I.................232Aplicación.............................................................................232Parámetros de ajuste...........................................................232

Conversión de booleanos de 16 bits a enteros conrepresentación de nodo lógico B16IGGIO.................................233

Aplicación.............................................................................233

Índice


Parámetros de ajuste...........................................................233Conversión de enteros a booleanos de 16 bits IB16.................233


Conversión de enteros a booleanos de 16 bits conrepresentación de nodo lógico IB16GGIO.................................234


Monitorización................................................................................234Medición....................................................................................234

Aplicación.............................................................................235Sujeción a cero.....................................................................236Directrices de ajuste.............................................................237Parámetros de ajuste...........................................................247

Contador de eventos CNTGGIO...............................................261Aplicación.............................................................................261Parámetros de ajuste...........................................................261

Función de eventos EVENT......................................................261Introducción..........................................................................262Directrices de ajuste.............................................................262Parámetros de ajuste...........................................................263

Informe de estado de señales lógicas BINSTATREP...............265Aplicación.............................................................................265Directrices de ajuste.............................................................265Parámetros de ajuste...........................................................265

Bloque funcional Expansión del valor medido RANGE_XP......266Aplicación.............................................................................266Directrices de ajuste.............................................................266

Informe de perturbaciones DRPRDRE......................................266Aplicación.............................................................................266Directrices de ajuste.............................................................267Parámetros de ajuste...........................................................273

Lista de eventos........................................................................282Aplicación.............................................................................282Directrices de ajuste.............................................................282

Indicaciones...............................................................................283Aplicación.............................................................................283Directrices de ajuste.............................................................283

Registrador de eventos ............................................................284Aplicación.............................................................................284Directrices de ajuste.............................................................284

Registrador de valores de disparo.............................................284Aplicación.............................................................................284

Índice


Directrices de ajuste.............................................................285Registrador de perturbaciones..................................................285

Aplicación.............................................................................285Directrices de ajuste.............................................................286

Sección 4 Comunicación de estaciones.......................................287Información general........................................................................287Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1....................................287

Aplicación de IEC 61850-8-1.....................................................287Directrices de ajuste..................................................................289Parámetros de ajuste................................................................289Funciones de E/S de comunicaciones genéricas IEC 61850SPGGIO, SP16GGIO................................................................289


Funciones de E/S de comunicaciones genéricas IEC 61850MVGGIO....................................................................................290


Protocolo de comunicación LON....................................................291Aplicación..................................................................................291Parámetros de ajuste................................................................293

Protocolo de comunicación SPA....................................................293Aplicación..................................................................................293Directrices de ajuste..................................................................295Parámetros de ajuste................................................................296

Protocolo de comunicación IEC 60870-5-103................................297Aplicación..................................................................................297Parámetros de ajuste................................................................302

Transmisión y órdenes múltiples MULTICMDRCV,MULTICMDSND.............................................................................305

Aplicación..................................................................................305Directrices de ajuste..................................................................306

Ajustes..................................................................................306Parámetros de ajuste................................................................306

Sección 5 Comunicación remota..................................................307Transferencia de señales binarias..................................................307

Aplicación..................................................................................307Soluciones de hardware de comunicación...........................307Posibilidad de aplicación con el REB670 monofásico..........308

Directrices de ajuste..................................................................310

Índice


Parámetros de ajuste................................................................312

Sección 6 Configuración...............................................................315Introducción....................................................................................315Descripción de la configuración REB670.......................................315

Descripción variante de A20 trifásico........................................315Descripción variante de A31 trifásico........................................315Descripción variante de B20 y B21 monofásicos......................315Descripción variante de B31 monofásico..................................316Configuraciones disponibles para REB670 preconfigurado......316Configuración #1 denominada X01...........................................316Configuración #2 denominada X02...........................................317Configuración #3 denominada X03...........................................317

Sección 7 Glosario........................................................................319

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 505 181-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 505 181-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 REB670 Número de identificaciónManual del operador 1MRK 505 179-UES

Manual de instalación y puesta en servicio 1MRK 505 180-UES

Manual de referencias técnicas 1MRK 505 178-UES

Manual de aplicación 1MRK 505 181-UES

Guía de compra 1MRK 505 182-BEN

Componentes de instalación y conexión 1MRK 513 003-BEN

Sistema de prueba, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN

Accesorios para IED 670 1MRK 514 012-BEN

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

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

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

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

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

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

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

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

informes sobre problemas.

1MRK 505 181-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 505 181-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 505 181-UES CRequisitos


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

Resulta difícil dar recomendaciones generales para márgenes adicionales a fin deque la remanencia evite el riesgo menor de un retardo adicional. Dependen de losrequisitos de rendimiento y economía. Cuando se utilizan transformadores decorriente del tipo de remanencia baja (por ejemplo TPY, PR), por lo general, no senecesita un margen adicional. Para transformadores de corriente del tipo deremanencia alta (por ejemplo, P, PX, TPS, TPX), ante la decisión de un margenadicional, se debe tener en cuenta la pequeña probabilidad de faltas completamenteasimétricas, junto con una remanencia alta en la misma dirección que el flujo quese generó por la falta. Se logra una corriente de falta completamente asimétricacuando la falta se produce en tensión cero (0°) aproximadamente. Lasinvestigaciones han demostrado que el 95% de las faltas en la red se producencuando la tensión se encuentra entre 40° y 90°. Además, la corriente de faltacompletamente asimétrica no se produce en todas las fases al mismo tiempo.

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

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

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

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



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

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

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

El error de corriente del transformador de corriente puede limitar la posibilidad deutilizar un ajuste muy sensible de una protección de sobreintensidad residualsensible. Si se utiliza un ajuste muy sensible de esta función, se recomienda que eltransformador de corriente tenga una clase de precisión con un error de corriente acorriente primaria nominal que sea menor al ±1% (por ejemplo, 5P). Si se utilizantransformadores de corriente con menos precisión, se aconseja comprobar lacorriente residual no deseada real durante la puesta en servicio.

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

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

2.1.6.1 Protección de barras

El requisito principal del TC para REB670 es que el TC no se sature dentro de2 ms después del cruce por cero de la corriente de falta.



El TC puede ser del tipo de remanencia alta o baja y ambas se pueden utilizarjuntas dentro de la misma zona de protección. Cada una debe tener una FEMsecundaria equivalente nominal Eal superior o igual a la FEM secundaria requeridaEalreq que aparece a continuación:

El TC del tipo de remanencia alta debe cumplir con

sn Ral alreq f max CT L 2

pn r

I SE E 0.5 I R R

I I³ = × × × + +

æ öç ÷è ø

EQUATION1534 V1 ES (Ecuación 1)

El TC del tipo de remanencia baja debe cumplir con


pn r

I SE E 0.2 I R R

I I³ = × × × + +

æ öç ÷è ø


donde

Ifmax Corriente de falta primaria máxima de frecuencia fundamental en la barra (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.

El TC del tipo sin remanenciaSe pueden utilizar TC del tipo sin remanencia (por ejemplo, TPZ) pero, en estecaso, los TC dentro de la zona diferencial deben ser del tipo sin remanencia. Debencumplir con los mismos requisitos que los TC del tipo de baja remanencia y debentener una FEM secundaria equivalente nominal Eal superior o igual a la FEMsecundaria requerida Ealreq que aparece a continuación:


pn r

I SE E 0.2 I R R

I I³ = × × × + +

æ öç ÷è ø




2.1.6.2 Protección de fallo de interruptor

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

sn Ral alreq op CT L 2

pn r

I SE E 5 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷

è øEQUATION1380 V1 ES (Ecuación 4)

donde:

Iop El valor de funcionamiento primario (A)





RL La resistencia del conductor secundario y la carga adicional (W). La resistencia de bucle quecontiene los conductores de fase y neutro se debe utilizar para faltas en redes conectadas atierra rígidamente. La resistencia de un único conductor secundario se debe utilizar parafaltas en redes de tierra de alta impedancia.

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

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

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




pn r

I SE E 1,5 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷


donde:

Iop El valor de funcionamiento primario (A)





RL La resistencia del conductor secundario y la carga adicional (W). La resistencia de bucle quecontiene los conductores de fase y neutro se debe utilizar para faltas en redes conectadas atierra rígidamente. La resistencia de un único conductor secundario se debe utilizar parafaltas en redes de tierra de alta impedancia.

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

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

El requisito según la ecuación 6 y la ecuación 7 no necesita cumplirse si se utilizauna etapa de tiempo instantáneo o definido de ajuste alto. En este caso laecuación 5 es el único requisito necesario.

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


pn r

I SE E 20 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷


donde

Iop El valor de ajuste de la corriente primaria de la función de tiempo inverso (A)




La tabla continúa en la página siguiente




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

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

Independientemente del valor de Iop el valor Eal máximo requerido se especificasegún lo siguiente:

sn Ral alreq max k max CT L 2

pn r

I SE E I R RI I

æ ö³ = × × + +ç ÷


donde

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

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

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

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

2 max alreqE max imum of E>




2.1.7.2 Transformadores de corriente según IEC 60044-1, clase PX,IEC 60044-6, clase TPS (y la antigua norma británica, clase X)

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

Eknee » Ek » EkneeBS » Ual > 0.8 · (maximum of Ealreq)EQUATION2100 V1 ES (Ecuación 9)

2.1.7.3 Transformadores de corriente según ANSI/IEEE

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

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


donde:

ZbANSI La impedancia (es decir, cantidad compleja) de la carga ANSI estándar para la claseespecífica C (W)

UANSI La tensión terminal secundaria para la clase específica C (V)

Los TC según la clase C deben tener una FEM secundaria limitadora equivalentenominal calculada EalANSI que cumpla con lo siguiente:

alANSI alreqE max imum of E>


Un TC según ANSI/IEEE se especifica también por medio de la tensión de codoUkneeANSI que se define gráficamente desde una curva de excitación. La tensión decodo UkneeANSI tiene, por lo general, un valor inferior a la FEM de codo según IEC



y 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 12)

2.2 Requisitos del servidor SNTP

El servidor SNTP está conectado a la red local, que consiste en 4 o 5 conmutadoreso routers alejados del IED. El servidor SNTP es un servidor de tareas dedicado, oal menos equipado con un sistema operativo en tiempo real, que no es un PC consoftware de servidor SNTP. El servidor SNTP debe ser estable, es decir, debe estarsincronizado desde una fuente estable como un GPS, o bien local y sinsincronización. No se aconseja utilizar un servidor SNTP local sin sincronizacióncomo servidor primario o secundario en una configuración redundante.



Sección 3 Aplicación del IED

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

3.1 Aplicación general del IED

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

El REB670 tiene requisitos muy bajos para los transformadores de corrienteprincipales (es decir, los TC) y no requiere transformadores de interposición. Entodas las aplicaciones, se pueden mezclar TC principales con corriente nominalsecundaria de 1 A y 5 A dentro de la misma zona de protección. Normalmente, sepuede utilizar TC con una diferencia de relación máxima de 10:1 dentro de unamisma zona de protección diferencial. El ajuste de diferentes relaciones para losTC principales se realiza de forma numérica mediante ajustes de parámetros.

La función de protección diferencial de baja impedancia numérica está destinada ala protección rápida y selectiva de faltas dentro de la zona protegida. Todas lasentradas de TC conectadas están provistas de una característica de restricción. Elvalor mínimo de detección para la corriente diferencial se ajusta para proporcionaruna sensibilidad adecuada para todas las faltas internas. Para aplicaciones deprotección de barra, el valor de configuración típico para la corriente mínima defuncionamiento diferencial es del 50% al 150% del mayor TC. Este ajuste serealiza directamente en amperios primarios. La pendiente de funcionamiento parala característica de funcionamiento diferencial está fijada en 53% en el algoritmo.

El tiempo de disparo rápido de la función de protección diferencial de bajaimpedancia es especialmente ventajoso para redes eléctricas con altos niveles defaltas o donde se requiere un despeje rápido de faltas para la estabilidad de la redeléctrica.

1MRK 505 181-UES C Sección 3Aplicación del IED


El algoritmo avanzado de detección de TC abierto detecta de forma instantánea loscircuitos secundarios de TC abiertos y evita el funcionamiento de la proteccióndiferencial sin necesidad de una zona de comprobación adicional.

Las zonas de protección diferencial del REB670 incluyen un nivel defuncionamiento sensible. Este nivel de funcionamiento sensible está diseñado parapoder detectar las faltas internas a tierra de barras en redes eléctricas de bajaimpedancia a tierra (es decir, redes eléctricas en las que la corriente de falta a tierraestá limitada a cierto nivel específico, normalmente entre 300 A y 2000 Aprimarios, mediante un reactor o resistor del punto neutro). Este nivel sensibletambién se puede utilizar como alternativa cuando se requiere una alta sensibilidadde la protección diferencial de barra (es decir, energización de la barra a través deuna línea larga).

La característica general de funcionamiento de la función diferencial de REB670 seobserva en la figura 1.

C a ra c te r ís t ic a s d efu n c io n a m ie n to d ela p ro te c c ió n d ife re n c ia l

A re a d e fu n c io n a m ie n to

N iv e l d e fu n c io n a m ie n to d ife re n c ia l

I d [Am

perio

s prim

arios

]

I in [A m p e r io s p r im a r io s ]

s = 0 .5 3

I d=I in

P ro te c c ió n d ife re n c ia l s e n s ib le

= IE C 0 6 0 0 0 1 4 2 = 1= e s = O r ig in a l.v s d

N iv e l d e fu n c io n a m ie n to s e n s ib le B o q u e o I in S e n s ib le

IEC06000142 V1 ES

Figura 1: Característica de funcionamiento de REB670

Está disponible la característica de zona de comprobación global integrada,independiente de la posición los seccionadores. Puede utilizarse en estaciones dedos barras para asegurar la estabilidad de la protección diferencial de barras encaso de indicación de estado completamente erróneo del seccionador de barras enalguna de las bahías.

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

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

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

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

Sección 3 1MRK 505 181-UES CAplicación del IED


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

• una sencilla incorporación de bahías de seccionamiento o acoplamiento debarras (es decir, los interruptores de transferencia) con uno o dos juegos de TCen el esquema de protección.

• Supervisión del estado del seccionador y/o interruptor

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

La función opcional de protección de fallo de interruptor, una para cada entrada deTC en el REB670, ofrece una segura protección de respaldo local para losinterruptores en la estación.

Las protecciones opcionales de sobreintensidad no direccional de cuatro etapas,una para cada entrada de TC en el REB670, proporcionan una característica derespaldo remota para las estaciones del extremo remoto y los alimentadoresconectados.

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

Con un solo IED REB670 monofásico con transformadores auxiliares de corrientede suma externos se puede obtener una sencilla protección diferencial de barraspara faltas de fase y a tierra.

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.

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=10 se debe utilizar cuando una tensión de fase a tierra(por lo general la tensión L1 fase a tierra conectada al canal de TT número 10 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 2



IEC05000456 V1 ES

Figura 2: 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 3: Ejemplo de cómo ajustar los parámetrosStarPoint del TC en el IED



La figura 3 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 6. 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 7, ajusteCTStarPoint = ToObject, y para todas las entradas del TC marcadas con 2 en lafigura 7, 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 7, ajuste CTStarPoint = FromObject, y para todas las entradas del TCmarcadas con 2 en la figura 7, 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 8 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 8: 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 9 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 9: 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.




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 10:



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 10: 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 11 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 11: 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 12:



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 12: 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 13 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 13: 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 13:• CTprim=1000 A• CTsec=1 A• CTStarPoint=ToObject


• Para la conexión b) que se observa en la figura 13:• 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 14 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 14: 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 15 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 15: 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 figura17.




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 16 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 16: 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 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 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 17 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 17: 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 18 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 figura18 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 18: 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 19 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 19 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 19: 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


























3.3 Interfaz hombre-máquina local

3.3.1 Interfaz hombre-máquinaLa HMI local está equipada con una LCD que se utiliza, entre otras cosas, paramostrar localmente la siguiente información crucial:

• Conexión de cada bahía con respecto a las dos zonas de protección diferencialy a la zona de comprobación. En la herramienta de ajustes de parámetros, elusuario define nombres de bahía individuales a fin de facilitar la identificaciónde cada bahía primaria para el personal de la estación.

• Estado de cada dispositivo de la aparamenta de conmutación primariaindividual, por ejemplo, abierto, cerrado, 00 como estado intermedio y 11como estado erróneo. En el PCM600, el usuario define los nombres de objetosde la aparamenta de conmutación primaria individual a fin de facilitar la



identificación de cada dispositivo de la aparamenta para el personal de laestación.

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.

IEC06000143 V1 ES

Figura 20: Ejemplo de HMI gráfica mediana



IEC06000191 V1 ES

Figura 21: Ejemplo de conexión de bahía a zona

1 Nombre de bahía seleccionable por el usuario

2 FB de bahía usado internamente

3 Conexiones a zonas internas



IEC06000192 V1 ES

Figura 22: Ejemplos de estado de los objetos de la aparamenta deconmutación primaria

1 Nombres de la aparamenta de conmutación seleccionables por el usuario

2 Estado de los objetos de la aparamenta de conmutación

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 3: 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 4: 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 DescripciónSeqTypeLED6 Seguir-S

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















Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónSeqTypeLED12 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 buenasupervisión 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 5: TIMESYNCHGEN Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCoarseSyncSrc Off

SPALONSNTPDNP

- - Off Fuente para sincronización horariaaproximada

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

- - Off Fuente de sincronización horaria fina

SyncMaster OffServidor SNTP

- - Off Activar IED como maestro desincronización

TimeAdjustRate LentoRápido

- - Rápido Ajustar velocidad para sincronizaciónhoraria

Tabla 6: 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 7: 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 8: 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 9: 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 10: TIMEZONE Ajustes sin grupo (básicos)

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

Tabla 11: 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 12: 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 13: 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 14: 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 15: 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 16: TERMINALID Ajustes sin grupo (básicos)

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

StationNumber 0 - 99999 - 1 0 Número de la estación

ObjectName 0 - 18 - 1 Object name Nombre del objeto

ObjectNumber 0 - 99999 - 1 0 Número del objeto

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

UnitNumber 0 - 99999 - 1 0 Número de la unidad

3.4.7 Información del producto

3.4.7.1 Aplicación

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

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

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

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



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

Existen los siguientes identificadores disponibles:

• IEDProdType



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

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

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

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

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

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

3.4.8 Frecuencia nominal del sistema PRIMVAL

3.4.8.1 Aplicación

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


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


Tabla 17: PRIMVAL Ajustes sin grupo (básicos)

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

3.4.9 Matriz de señales para entradas binarias SMBI



3.4.9.1 Aplicación

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


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


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

3.4.10 Matriz de señales para salidas binarias SMBO

3.4.10.1 Aplicación

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


En la herramienta de ajuste de parámetros no hay parámetros de ajuste disponiblespara el bloque Matriz de señales para salidas binarias SMBO. De todos modos, elusuario debe asignarle un nombre a la instancia del SMBO y a las salidas delSMBI, directamente desde la herramienta de configuración de aplicaciones. Estosnombres definen el bloque funcional SMBO en la herramienta de matriz de señales.





3.4.11 Matriz de señales para entradas mA SMMI


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


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



3.4.12 Matriz de señales para entradas analógicas SMAI


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

3.4.12.2 Valores de frecuencia

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

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



Si solo hay disponible una tensión fase-fase y el ajuste del SMAI ConnectionTypees fase-fase se recomienda que el usuario conecte dos de las entradas (y no las tres)GRPxL1, GRPxL2 y GRPxL3 a la misma entrada de tensión, como se observa enla figura 23 para que SMAI calcule una tensión de secuencia positiva (es decir, latensión de entrada/√3).

IEC10000060-1-en.vsd

IEC10000060 V1 ES

Figura 23: 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 24: 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 25: 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 24para 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 25) 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 26: 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 24para 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 26) SMAI2:14 – SMAI12:24:DFTReference = AdDFTRefCh4 para utilizar SMAI4:16 como referencia.






Tabla 18: 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 19: 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 20: 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 21: 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 22: 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 23: 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 barra

Protección diferencial de barra, versión trifásica

Descripción de la función Identificación IEC61850

Identificación IEC60617

Número dedispositivo ANSI/IEEE C37.2

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

SYMBOL-JJ V1 ES

87B

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

SYMBOL-JJ V1 ES

87B

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

SYMBOL-JJ V1 ES

87B

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

SYMBOL-JJ V1 ES

87B

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

SYMBOL-JJ V1 ES

87B



Protección diferencial de barra, versión monofásicaDescripción de la función Identificación IEC

61850Identificación IEC60617


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

SYMBOL-JJ V1 ES

87B

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

SYMBOL-JJ V1 ES

87B

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

SYMBOL-JJ V1 ES

87B

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

SYMBOL-JJ V1 ES

87B

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

SYMBOL-JJ V1 ES

87B

Estado del objeto de conmutación primario para selección de zonade protección de barraDescripción de la función Identificación IEC



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

SWSGGIO - -



3.5.1.1 Aplicaciones básicas

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

Aplicación en esquina en malla y en conexión en TLa función diferencial general REB670 es adecuada para su aplicación endisposiciones de esquina en malla. Las esquinas en malla pueden tener cuatro oincluso hasta seis entradas de TC y básicamente son disposiciones simples con unabarra. Se produce una aplicación similar cuando se requiere una protección en Tpara disposiciones de interruptor y medio o de barra en anillo.

xx06000009.vsdIEC06000009 V1 ES

Figura 27: Ejemplo de aplicación de REB670 en una conexión en T

3.5.1.2 Aplicaciones de la protección de barra

GeneralLa protección de barra es un dispositivo que protege las barras contra cortocircuitosy faltas a tierra. En los comienzos de las redes eléctricas, no se utilizaba undispositivo de protección aparte para las barras. Las protecciones del extremoremoto de la línea se utilizaban como protección principal contra las faltas de barra.Con el aumento de la potencia de los cortocircuitos en la red, se deben instalar IEDdiferenciales aparte para la protección de barra, a fin de limitar el daño causado porlas corrientes de falta primarias. Al mismo tiempo, también es obligatorio asegurarla estabilidad de la red, puesto que el disparo retardado para las faltas de barratambién puede provocar inestabilidad, el deslizamiento de polos en los generadorescercanos o, incluso, la caída total del sistema.

Para las aplicaciones de la protección de zona de barra, es sumamente importantecontar con una buena seguridad, ya que el funcionamiento no deseado puede tenergraves consecuencias. Desde el punto de vista operativo, el funcionamiento nodeseado del IED diferencial de protección de barra tiene un efecto similar al de lasfaltas simultáneas en todos los elementos de la red eléctrica conectados a la barra.Por otro lado, el IED también tiene que ser fiable. El fallo de funcionamiento oincluso el funcionamiento lento del IED diferencial, en el caso de que realmente seproduzca una falta interna, puede tener serias consecuencias. Algunos de losresultados posibles son lesiones físicas personales, apagones de la red eléctrica,



inestabilidad transitoria o daños considerables a los equipos adyacentes en lasubestación y a los generadores cercanos.

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

1. Debe ser totalmente estable durante todas las faltas externas. Las faltasexternas son mucho más comunes que las internas. La magnitud de las faltasexternas puede ser igual a la capacidad máxima de cortocircuito de lasestaciones. La fuerte saturación del TC debida a los altos componentes de CCo a la remanencia en las faltas externas no debe llevar al mal funcionamientode la protección diferencial de barra. La seguridad contra el funcionamientoincorrecto debe ser extremadamente alta, debido al gran impacto en el serviciode toda la red.

2. Debe tener el tiempo de disparo más corto posible, a fin de minimizar losdaños, el peligro y las posibles lesiones a las personas que estén trabajando enla estación cuando se produzca una falta interna, y debe asegurar la estabilidadde la red.

3. Debe ser capaz de detectar faltas internas y funcionar de manera seguracuando se producen, incluso con fuerte saturación del TC. La proteccióntambién debe ser suficientemente sensible a fin de funcionar para corrientes defalta mínimas, que a veces pueden ser más bajas que las corrientes de cargamáximas.

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

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

Características distintivas de los esquemas de protección de barraEl diseño de un esquema de protección de barra depende mucho de la disposiciónde las subestaciones. La complejidad del esquema puede variar notoriamente deuna estación a otra. En este capítulo, se describen los problemas de las aplicacionestípicas para los esquemas de protección de barra más comunes.

Protección diferencialEl concepto básico de cualquier IED diferencial es que la suma de todas lascorrientes, que entran en la zona de protección y salen de ella, debe ser igual acero. De no ser así, se ha producido una falta interna. Este es prácticamente un usodirecto de la bien conocida primera ley de Kirchhoff. Sin embargo, los IEDdiferenciales de barras no miden directamente las corrientes primarias en losconductores de alta tensión, sino las corrientes secundarias de los transformadoresde corriente (TC) con núcleo magnético, que están instalados en todas las bahías dealta tensión conectadas a la barra.

Por lo tanto, el IED diferencial de barra es único en este sentido: por lo general hayvarios TC, que suelen tener relaciones diferentes y ser de clases distintas,conectados a la misma zona de protección diferencial. Puesto que los TC connúcleo magnético son dispositivos de medición no lineales, cuando hay unacorriente alta en los circuitos primarios de los TC, las corrientes secundarias decada TC pueden ser extremadamente diferentes de las corrientes primarias



originales. Esto es producto de la saturación del TC, un fenómeno que losingenieros de protección conocen muy bien. Mientras cualquiera de los TCconectados al IED diferencial se satura, la suma de todas las corrientes secundariasde los TC no es igual a cero y el IED mide la corriente diferencial falsa. Estefenómeno tiene una importancia especial para las aplicaciones de proteccióndiferencial de barra, ya que tiene una gran tendencia a causar el funcionamiento nodeseado del IED diferencial.

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

Otro fenómeno transitorio, y quizá menos conocido, se produce en el circuitosecundario del TC en el instante en que se interrumpe una corriente primaria alta.Es particularmente dominante si el interruptor de alta tensión corta la corrienteprimaria antes de su cruce cero natural. Este fenómeno se manifiesta como uncomponente de CC que decae de manera exponencial en el circuito secundario delTC. Esta corriente CC secundaria no tiene ninguna corriente primariacorrespondiente en la red eléctrica. El fenómeno se puede explicar fácilmente comouna descarga de la energía magnética almacenada en el núcleo magnético del TCmientras hay una corriente primaria alta. Según el tipo y diseño del TC, estacorriente de descarga puede tener una constante de tiempo de alrededor de cienmilisegundos.

Por consiguiente, todos estos fenómenos se deben considerar en la etapa de diseñode un IED diferencial de barra, a fin de prevenir el funcionamiento no deseado delIED cuando se producen faltas externas.

La generación analógica de los IED diferenciales de barra (es decir,RADHA,RADSS, REB103) por lo general resuelve todos estos problemas causados por lascaracterísticas no lineales de los TC al utilizar la conexión galvánica entre loscircuitos secundarios de todos los TC conectados a la zona protegida. Gracias aldiseño de estos IED, la distribución de corriente a través de la rama diferencial delIED en todas las condiciones transitorias causadas por la no linealidad de los TC noprovoca el funcionamiento no deseado del IED. Para lograr la distribuciónnecesaria de corriente secundaria de los TC, la carga resistiva en los circuitossecundarios de cada TC se debe mantener por debajo del valor precalculado, a finde garantizar la estabilidad del IED.

En los nuevos IED de protección numérica, todas las entradas de los TC y los TTtienen una separación galvánica. Todas las muestras de cantidades de entradasanalógicas se toman con una frecuencia de muestreo constante y, después, losvalores discretos se transfieren a valores numéricos correspondientes (es decir,conversión analógica-digital). Después de estas conversiones, solamente se utilizanlos números en los algoritmos de protección. Por lo tanto, para los IEDdiferenciales numéricos modernos, es posible que la resistencia del circuitosecundario del TC ya no sea un factor decisivo.



El factor importante para el IED diferencial numérico es el tiempo del cual disponepara realizar las mediciones antes de la saturación del TC, que le permite al IEDtomar las medidas correctivas necesarias. A los fines prácticos, esto significa que elIED debe ser capaz de realizar las mediciones y tomar la decisión durante unperiodo corto, dentro de cada ciclo de la red eléctrica, cuando los TC no estánsaturados. Según la práctica, obtenida a través de la realización de numerosaspruebas de corrientes, este periodo, incluso con una saturación extremadamentefuerte del TC, para los TC prácticos es de alrededor de dos milisegundos. Debido aesto, se ha decidido tomar este tiempo como el criterio de diseño del IED REB670,para el tiempo mínimo aceptable antes de saturación de un TC práctico con núcleomagnético. Por lo tanto, los requisitos del TC para el IED REB670 sonabsolutamente mínimos. Consulte la sección "Requisitos de la FEM secundariaequivalente nominal" .

Sin embargo, si la medida preventiva necesaria se debiera tomar para cada una delas entradas del TC conectadas al IED diferencial, el algoritmo del IED seríabastante complejo. Por lo tanto, se ha decidido volver a utilizar la excelenteexperiencia de ABB con el IED de protección diferencial restringida de porcentajeanalógico (es decir, RADSS y REB103), y utilizar solo las tres cantidades siguientes:

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

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

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

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

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

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

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

Selección de zona (conmutación del TC)La así llamada conmutación del TC (es decir, la selección de zona) se requierecuando un circuito en particular (es decir, una bahía) se puede conectar a las



diferentes barras mediante seccionadores individuales. El ejemplo típico es unaestación con dos barras y con o sin barra de transferencia, como se observa en lafigura 56 y la figura 49, donde cualquier bahía de línea se puede conectar acualquiera de las dos barras. En esos casos, el estado de los seccionadores de barray todos los seccionadores de transferencia se debe enviar a la protección de barra.

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

Para proporcionar una adecuada selección de zona (es decir, réplica de la barra), lainformación sobre la posición de todos los conmutadores primarios relevantes (esdecir, seccionadores e interruptores) se debe enviar al IED. Por lo general, esto selogra conectando dos contactos auxiliares (es decir, contactos auxiliaresnormalmente abierto y normalmente cerrado) de cada conmutador primario con lasentradas binarias del IED (es decir, optoacopladores). En la configuración deREB670, un bloque funcional de estado del conmutador se asocia con cadadispositivo de conmutación primario. Entonces, este bloque se utiliza de manerainterna para obtener el estado del objeto primario y después enviar estainformación a la lógica interna de selección de zona de la protección de barra.

Requisitos y evaluación de los contactos auxiliares

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

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

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

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

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

Requisitos mínimos para los contactosEl requisito mínimo para la réplica de la barra es el registro de la posición delseccionador utilizando un solo contacto auxiliar, del tipo NO o NC. Sin embargo,



el registro de un par de contactos auxiliares, que representan las posicionesABIERTO y CERRADO, ofrece características adicionales que pueden mejorar lafiabilidad de la réplica de la barra, con las posibilidades de supervisión.

Lógica de evaluación de los contactos auxiliaresSe pueden encontrar dos esquemas de lógica.

Esquema 1_RADSS “Si no ABIERTO, entonces CERRADO”Tal como lo indica el nombre del esquema, se considera que el seccionador estáabierto solamente cuando los contactos auxiliares emiten una señal clara deposición ABIERTO (“entrada de contacto auxiliar normalmente abierto [NO]” =inactiva y “entrada de contacto auxiliar normalmente cerrado [NC]” = activa). Paratodas las demás combinaciones de señales, se considera que el seccionador estácerrado. Este esquema no presenta requisitos especiales con respecto a latemporización de los contactos auxiliares. Solamente el contacto NC delseccionador debe estar abierto antes de que el contacto principal esté cerca de laformación del arco. La función de supervisión de aisladores monitoriza el tiempodurante el cual las entradas de las señales de ABIERTO y CERRADO no coinciden(es decir, las dos entradas binarias están activas o las dos están inactivas). Eltiempo máximo permitido antes de que se emita una alarma se puede ajustar deacuerdo con los tiempos de movimiento del seccionador.

Esquema 2_INX “Abierto o cerrado si hay indicación clara disponible, si noúltima posición guardada”Tal como lo indica el nombre del esquema, se considera que el seccionador estáabierto o cerrado solamente cuando los contactos auxiliares emiten una señal clarade posición ABIERTO o CERRADO, respectivamente. Sin embargo, estoconvierte en estricto requisito para los contactos auxiliares que la señal deCERRADO se debe activar cierto tiempo (>150 ms) antes de que la corrientecomience a fluir, por ejemplo, a través del arco. De lo contrario, esta corriente nose tiene en cuenta en la protección de barra, lo que puede provocar un malfuncionamiento. Por lo tanto, la buena sincronización de dos contactos auxiliares esun requisito indispensable.

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

La tabla 24 y las dos figuras siguientes resumen las propiedades de ambos esquemas.



Tabla 24: Tratamiento del estado del contacto auxiliar del objeto primario dentro de la BBP enREB670

Equipo primario Estado en la protección debarra

Característica de alarma

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

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

de lasentradas decorriente TC3y TC1cuando eldispositivo deprueba“Esquema 1RADSS”estáseleccionado

de lasentradas decorriente TC3y TC1cuando eldispositivo deprueba“Esquema 2INX”estáseleccionado

Alarmadespués deretardoajustable

Informaciónvisible en laHMI local

abierto abierto cerrado Últimaposiciónguardada

sí intermediate_00

abierto

cerrado abierto abierto no abierto

cerrado

abierto cerrado cerrado no cerrado

cerrado cerrado cerrado cerrado sí badState_11

asignaciónde la corriente

IEC06000084 V1 ES

Figura 28: Esquema 1 RADSS



asignaciónde la corriente

IEC06000085 V1 ES

Figura 29: Esquema 2_INX

Réplica del interruptorLa posición del interruptor de una bahía se debe enviar a la protección de barracuando la posición de este interruptor en particular puede influir en elfuncionamiento de la protección de barra. Algunos ejemplos típicos son laprotección de punto ciego en las bahías de seccionamiento y de acoplamiento debarras o la protección de zona muerta en las bahías de línea. En ambos casos, elmargen de medición de una protección de barra está limitado por la ubicación delTC. Al registrar también la posición del interruptor de una línea o de unacoplamiento, la zona entre el TC y el interruptor puede tener mejor proteccióncuando el interruptor está abierto. Sin embargo, en esos casos es sumamenteimportante conectar la orden de cierre del interruptor a la protección de barra, a finde volver a incluir la corriente del TC a las zonas de protección de barra a tiempo.Se aconseja utilizar siempre Esquema 1_RADSS para las posiciones de todos losinterruptores conectados al IED, a fin de minimizar todo riesgo de posiblesproblemas causados por la inclusión tardía de la corriente del TC en las zonasdiferenciales correspondientes.

Réplica del seccionador de líneaEn ciertas circunstancias, la posición del seccionador de línea de una bahía de líneapuede ser necesaria para la protección de barra. El ejemplo típico es cuando elseccionador de línea QB9 y el seccionador de puesta a tierra están ubicados entre elTC y la barra protegida, como se indica en la figura 30.



BI1

QA1

QB1

ZA

ZBQB2

QB9 QC1

en06000086.vsdIEC06000086 V1 ES

Figura 30: Disposición de la bahía de línea cuando la posición delseccionador de línea puede ser necesaria para la protección debarra

Esta configuración de líneas suele encontrarse con frecuencia en estaciones GISdonde se utilizan TC de cable para la protección de barra. Si en una línea de estetipo el seccionador de línea QB9 está abierto e inmediatamente después elseccionador de puesta a tierra QC1 se cierra antes de que los seccionadores debarra QB1 & QB2 se abran, existe el peligro de causar un desequilibrio decorrientes en la medición diferencial de la zona, en las siguientes circunstancias:

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

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

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

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



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

Si para una entrada en particular del TC el parámetro de ajuste ZoneSel estáajustado a FIXEDtoZA, entonces esta entrada del TC se incluye solamente en lazona diferencial A. Por lo general, este ajuste se utiliza para aplicaciones simplesde una sola zona, como las estaciones con una barra, con interruptor y medio o condos interruptores.

Si para una entrada en particular del TC el parámetro de ajuste ZoneSel estáajustado a FIXEDtoZB, entonces esta entrada del TC se incluye solamente en lazona diferencial B. Por lo general, este ajuste se utiliza para estaciones coninterruptor y medio o con dos interruptores.

Si para una entrada en particular del TC el parámetro de ajuste ZoneSel estáajustado a FIXEDtoZA&-ZB, entonces esta entrada del TC se incluye en la zonadiferencial A, pero su valor de corriente invertido también se incluye en la zonadiferencial B. Por lo general, este ajuste se utiliza para bahías de acoplamiento/seccionamiento cuando hay un solo TC disponible; consulte la figura 32.

Si para una entrada en particular del TC el parámetro de ajuste ZoneSel estáajustado a Ctrl_Includes, entonces esta entrada del TC:

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

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

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

Si para una entrada en particular del TC el parámetro de ajuste ZoneSel estáajustado a Ctrl_Excludes, entonces esta entrada del TC:

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

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



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

Por lo general, este ajuste se utiliza para las bahías de línea en estaciones con dosbarras y un interruptor, a fin de formar la réplica adecuada del seccionador debarra. Sobre todo, es adecuado cuando solamente el contacto auxiliar normalmentecerrado (es decir, b) del(de los) seccionador(es) de barras está disponible para elIED. Para obtener más información, consulte la figura 51.

En las aplicaciones en las que la selección de zona (es decir, la conmutación delTC) es necesaria (por ejemplo, estaciones con dos o múltiples barras), todos los TCestán permanentemente conectados al módulo o a los módulos de entradaanalógicos, como se observa en la figura 50. Por lo tanto, toda conmutaciónnecesaria de las corrientes se realiza en la lógica de software interna.

Desconexión de TC para núcleos de transformadores de corriente deseccionamiento y de acoplamiento de barrasEn la práctica, existen tres soluciones diferentes para la disposición de las bahías deseccionamiento o de acoplamiento de barras. La primera solución consiste en dosjuegos de TC principales, ubicados en ambos lados del interruptor, como seobserva en la figura 31.

ZA

21 8

ZB

21 8

BS

en01000013.vsdIEC01000013 V1 ES

Figura 31: Ejemplo de estación con dos juegos de TC principales en la bahíade seccionamiento de barras

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



barras está abierto. Esto asegura que si se produce una falta interna en la zona desuperposición, con el interruptor abierto, solamente se activa la zona defectuosa,mientras que la otra sección de barra permanece en servicio. Sin embargo, debido ala baja probabilidad de que se produzca dicha falta, con el interruptor abierto, porlo general esas consideraciones especiales no se incluyen en el esquema deprotección de barra para este tipo de estaciones. En esa aplicación, lostransformadores de corriente de seccionamiento o de acoplamiento de barras debenestar conectados solamente a dos entradas de corriente del IED por separado.Entonces en la herramienta de configuración de parámetros (PST) para las bahíascorrespondientes, el parámetro ZoneSel se debe ajustar a FIXEDtoZA en una bahíay a FIXEDtoZB en la otra bahía. Esto asegura que ambas zonas diferencialesreciben estas corrientes.

Cuando se utilizan interruptores de tanque vivo, debido al gran coste deltransformador de corriente de alta tensión, suele haber un solo transformador decorriente disponible en la bahía de seccionamiento o de acoplamiento de barras. Lasolución sugerida en esas aplicaciones se observa en la figura 32.

IEC01000014 V1 ES

Figura 32: Ejemplo de estación con solamente un TC principal en la bahía deseccionamiento de barras

Para este tipo de solución, hay solamente un TC principal ubicado en un solo ladodel interruptor. Por lo tanto, no hay superposición de zonas en el interruptor deseccionamiento/acoplamiento, como se observa en la figura 31. Existe un puntociego entre el transformador de corriente y el interruptor en la bahía deseccionamiento o de acoplamiento de barras, como se observa en la figura 32.

Para una falta interna en el punto ciego, la zona diferencial ZA funcionainnecesariamente y abre el interruptor de seccionamiento de barras y todos losdemás interruptores de línea asociados. De cualquier manera, la falta sigueexistiendo en otra sección de la barra, pero está fuera del transformador decorriente en la bahía de seccionamiento de barras y, por lo tanto, fuera de la zonaZB (es decir, es una falta externa para la zona ZB). Existe un problema similar si el



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

Para mejorar el esquema de protección de barra con este tipo de disposición deestaciones, suele ser necesario desconectar el TC de seccionamiento o deacoplamiento de barras de las dos zonas diferenciales en cuanto se abre elinterruptor. Esta disposición se puede lograr con facilidad dentro del IED. En esaaplicación, el transformador de corriente de seccionamiento o de acoplamiento debarras debe estar conectado solamente a una entrada de corriente del IED. Entoncesen la herramienta de configuración de parámetros para la bahía correspondiente, elparámetro ZoneSel se debe ajustar a FIXEDtoZA&-ZB. Esto asegura que ambaszonas diferenciales reciben esta corriente. Para desconectar esta corriente de ambaszonas, cuando el interruptor de seccionamiento/acoplamiento está abierto, como seobserva en la figura 33 se tiene que aplicar una lógica adicional en laconfiguración. Como mínimo, se necesitan las dos entradas binarias siguientes a finde garantizar el correcto funcionamiento de dicha lógica:

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

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

Esta solución no depende de la temporización entre los contactos principales y elcontacto auxiliar del interruptor. Sigue directamente la filosofía utilizada para losesquemas RADSS/REB 103 utilizados anteriormente para aplicaciones similares.Conexión principal entre el contacto auxiliar normalmente cerrado del interruptorde seccionamiento de barras (contacto b), REB670 y la lógica de configuracióninterna, como se observa en la figura 33



IEC06000155 V1 ES

Figura 33: Bahía de acoplamiento de barras con un TC y solamente contactoauxiliar b del interruptor

Este esquema desconecta los TC de seccionamiento/acoplamiento después deaproximadamente 80 ms (tiempo preestablecido en el ajuste del parámetrotZeroCurrent en el bloque funcional de bahía correspondiente) a partir delmomento de apertura del interruptor de seccionamiento/acoplamiento (es decir, apartir del momento en que el contacto auxiliar b se cierra). De cualquier manera,este retardo es absolutamente necesario a fin de prevenir una carrera entre laapertura del contacto principal del interruptor y la desconexión del TC de las zonasdiferenciales. Este esquema también desconecta el TC en caso de funcionamientode cualquiera de las dos zonas diferenciales internas utilizadas en el esquema. Estoasegura el retardo (aproximadamente 150 ms) del despeje y el disparo por una faltainterna dentro de la zona ciega, incluso en caso de fallo de interruptor deseccionamiento/acoplamiento durante dicha falta. Esta característica mejora elrendimiento del esquema de protección de barra cuando un TC está ubicado en unsolo lado del interruptor de seccionamiento/acoplamiento de barras.

Con interruptores GIS o de tanque vivo, debido al gran coste de las instalaciones deTC de alta tensión, a veces no hay transformadores de corriente disponibles en labahía de seccionamiento o de acoplamiento de barras. Esta es la tercera solución,que se observa en la figura 34



en04000283.vsd

ZA

21 10

ZB

21 10

BS

IEC04000283 V1 ES

Figura 34: Ejemplo de estación sin TC principales en la bahía deseccionamiento de barras

En este caso, se pueden mantener dos zonas por separado solamente mientras elinterruptor de acoplamiento está abierto. En cuanto el interruptor de acoplamientode barras está por cerrarse, se debe activar la característica de interconexión dezonas y las barras completas quedan protegidas de manera automática consolamente una zona diferencial global.

Como no hay ningún transformador de corriente en la bahía de acoplamiento debarras, no es necesario asignar el bloque funcional de bahía interno para la bahía deacoplamiento. Sin embargo, se necesita una lógica de configuración adicional parapoder activar la interconexión automática de zonas cuando el interruptor deacoplamiento de barras se debe cerrar. Ejemplo de esta lógica, como se observa enla figura 35.



IEC06000137 V1 ES

Figura 35: Lógica de configuración para el acoplamiento de barras sin TCprincipales

Protección de zona muertaCuando se utilizan interruptores de tanque vivo o GIS, existe una separación físicaentre el TC y el interruptor. La protección de zona muerta está relacionada con lasfaltas primarias entre el TC principal y el interruptor de una bahía de línea. Por lotanto, está directamente relacionada con la posición del TC principal en la bahía delínea. Por lo general, se utilizan tres posiciones de TC en las bahías de línea de lasredes eléctricas en todo el mundo, como se observa en la figura 36.

Protecciónde línea



Protecciónde barra

Protecciónde barra

Protecciónde barra

IEC06000138 V1 ES

Figura 36: Ubicaciones típicas del TC en una bahía de línea

donde:

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

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

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

1 = región de zona muerta



En la figura 36/A, donde hay dos TC disponibles en una bahía de línea, laprotección de zona muerta no es un problema. Las zonas de protección de barra yde línea se superponen en el interruptor de línea y ambos esquemas de proteccióndetectan y disparan instantáneamente todas las faltas entre estos dos TC. Comoconsecuencia de una falta así, tanto la barra como la línea se desconectan de la redeléctrica.

En la figura 36/B, donde hay un TC disponible en el lado de la línea del interruptorde línea, la falta primaria entre el TC y el interruptor provoca ciertos problemas.Por lo general, la protección de barra detecta y dispara esa falta. Sin embargo, paradespejarla por completo, también se debe disparar el interruptor del extremoremoto de la línea. Hay que tener en cuenta que, para la protección de líneas, estafalta es inversa (es decir, protección de distancia utilizada para protección de línea)o externa (es decir, protección diferencial de transformador/línea utilizada paraprotección de línea).

En la figura 36/C, donde hay un TC disponible en el lado de la barra del interruptorde línea, la falta primaria entre el TC y el interruptor también genera problemas.Por lo general, la protección de línea detecta y dispara esa falta. Sin embargo, paradespejarla por completo, también se debe disparar la sección de barra asociada.Hay que tener en cuenta que la protección diferencial de barra clasifica esa faltacomo externa y, sin mediciones adicionales, la protección permanece estable.

Para entender mejor las aplicaciones de la protección de zona muerta dentro de laprotección de barra, se utiliza la figura 37 .

BI1 BI1

QA1 QA1

ZA

QA1 QA1

BI1 BI1

xx06000139.vsd

4

3

1

2

IEC06000139 V1 ES

Figura 37: Límites de medición de la protección de barra y de despeje de faltas

donde:

1 es el límite de medición de la protección de barra determinado por las ubicaciones de los TCde línea

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

3 es la región de zona muerta para las líneas, como se observa en la figura 36/B

4 es la región de zona muerta para las líneas, como se observa en la figura 36/C



En la figura 37 se observa una estación con una barra. Las dos líneas del ladoizquierdo tienen los TC en el lado de la línea del interruptor. Las dos líneas dellado derecho de la barra tienen los TC en el lado de la barra del interruptor. Se dapor sentado que la protección de barra está conectada a los cuatro juegos de TC enesta estación.

Debido a la ubicación de los TC en las bahías de línea, la protección de barradetecta todas las faltas primarias localizadas dentro del límite de medicióndeterminado por las ubicaciones de los TC; consulte la figura 37. Sin embargo, sufuncionamiento solamente despeja por completo las faltas dentro del límite dedespeje determinado por las ubicaciones de los interruptores, como se observa en lafigura 37. Evidentemente, las faltas primarias entre estos dos límites planteanciertos problemas prácticos.

En primer lugar, hay que tener en cuenta que no existe una solución ideal para lasfaltas dentro de la región extrema en una bahía de línea cuando el interruptor delínea está cerrado. Esas faltas, dentro de la región de zona muerta, se despejan conretardo adicional mediante el funcionamiento de la protección de respaldo local (esdecir, la protección de fallo de interruptor de línea) o mediante el funcionamientode la protección de respaldo remota (es decir, protección de distancia de zona 2 enlos extremos remotos).

Sin embargo, el comportamiento de la protección general de barra se puedemejorar para las faltas primarias dentro de las regiones de zona muerta, cuando elinterruptor de línea está abierto. En tales circunstancias, se pueden tomar lassiguientes medidas:

• Para las líneas con TC en el lado de la línea del interruptor (es decir, las doslíneas en el lado izquierdo de la figura 37), la medición de corriente se puededesconectar de la zona de protección de barra cierto tiempo después de laapertura del interruptor de línea (por ejemplo, 400 ms para líneas detransformador y de cable, o el mayor tiempo sin actividad del reenganche de+300 ms para las líneas aéreas). Al mismo tiempo, se debe activar laprotección de sobreintensidad rápida (es decir, por lo general, con retardo de40 ms) y correctamente ajustada a fin de detectar faltas dentro de la región dezona muerta. Cualquier funcionamiento de esta protección de sobreintensidadsolo emite una orden de disparo interna al interruptor del extremo remoto de lalínea. Esta protección de sobreintensidad suele llamarse protección de zonamuerta en la documentación sobre relés. Se debe tener en cuenta que, al mismotiempo, la protección de barra permanece estable (es decir, selectiva) paradicha falta.

• Para las líneas con TC en el lado de la barra del interruptor (es decir, las doslíneas en el lado derecho de la figura 37), la medición de corriente se puededesconectar de la zona de protección de barra cierto tiempo después de laapertura del interruptor de línea (es decir, después de 400 ms). Esta medidaasegura el disparo rápido de la protección de barra para faltas dentro de laregión de zona muerta en esa bahía de línea, mientras el interruptor de líneaestá abierto.



Sin embargo, hay que tener en cuenta que para utilizar la protección de zonamuerta, el estado del interruptor y su orden de cierre deben estar conectados a lasentradas binarias del esquema de protección de barra, a fin de estar disponiblespara la lógica de selección de zona. Para obtener más información, consulte lasección sobre selección de zona.

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

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

Interconexión de zonas (transferencia de carga)En las estaciones con dos barras o con dos barras y una barra de transferencia sueleser un requisito utilizar la posibilidad de interconexión de zonas de la corriente decarga en cualquier bahía de línea de una barra a la otra. Por lo general, la secuenciade funcionamiento durante la interconexión de zonas es la siguiente:

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

• El seccionador de barra en la bahía de línea de la barra que todavía no está enservicio está cerrado. El sistema de enclavamiento del equipo de conmutaciónsolo permite esto cuando el interruptor de acoplamiento ya está cerrado. Segúnla capacidad térmica de los seccionadores de barra en la bahía de línea (QB1 yQB2), la apertura del interruptor de acoplamiento a veces se enclava mientrasambos seccionadores dentro de una de las bahías de línea están cerrados.

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

• Apertura del interruptor de acoplamiento.

La interconexión de zonas se debe tener en cuenta para el esquema de proteccióndiferencial de barra, ya que las dos zonas están interconectadas a través de dosseccionadores. Se desconoce la corriente primaria dividida entre las dos barras y nose pueden mantener las dos zonas de medición por separado.

En los sistemas de protección de barra analógicos convencionales, las solucioneshan sido desconectar una zona (por lo general, la zona B) y conectar todas laslíneas a la otra zona (por lo general, la zona A), mediante IED de ampliaconmutación de zonas. Al mismo tiempo, la corriente de la bahía de acoplamiento,que solo circula entre dos zonas, se debe desconectar de la zona diferencial demedición.



Una situación similar relacionada con la protección de barra se puede producirentre dos secciones de una barra interconectadas a través del seccionador; como seobserva en la figura 42. Cuando el seccionador está cerrado, dos zonas deprotección separadas se convierten en una, y la protección de barra debe ser capazde manejarlo dinámicamente.

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

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

debe conectar simultáneamente a ambas zonas diferenciales internas

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

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

• ForceOut• ForceIn• Conditionally

Si para una entrada en particular del TC el parámetro de ajuste ZoneSwitching estáajustado a ForceOut, esta entrada del TC se desconecta de ambas zonasdiferenciales, independientemente de cualquier otro valor ajustado o entradabinaria activada, mientras la característica de conmutación de zonas está activadadentro del IED. Por lo general, este ajuste se utiliza para la bahía de acoplamientoen estaciones con dos barras.

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

Si para una entrada en particular del TC el parámetro de ajuste ZoneSwitching estáajustado a Conditionally, esta entrada del TC se conecta con ambas zonasdiferenciales solo si fue incluida en cualquiera de las dos zonas durante 2 ms antesde la activación de la característica de conmutación de zonas. Por lo general, esteajuste se utiliza para todas las bahías de línea en estaciones con dos barras. Con



este ajuste, todas las bahías de línea que no estaban conectadas con ninguna de lasdos zonas antes de la activación de la interconexión de zonas (es decir, fuera deservicio para tareas de mantenimiento programadas) tampoco se incluyen durantela interconexión de zonas.

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

Se activa automáticamente una señal binaria específica en la lógica interna cuandola característica de interconexión de zonas está activada. Si esta característica estáactivada durante más tiempo del preestablecido, se activa una señal binaria dealarma aparte, a fin de advertir al personal de la estación sobre dichas condicionesde funcionamiento. ZoneInterconnection es una característica que se puededesactivar mediante el ajuste de un parámetro para las disposiciones desubestaciones en las que no se necesita, es decir, estaciones con una barra,estaciones con interruptor y mediointerruptor y medio y otras.

Las zonas discriminantes (es decir, zona A y zona B) en el IED incluyen un niveloperativo sensible. Este nivel operativo sensible se ha diseñado para poder detectarfaltas a tierra en barras de redes eléctricas conectadas a tierra de baja impedancia(es decir, redes eléctricas donde la corriente de falta a tierra se limita a cierto nivel,por lo general entre 300 A y 2000 A primarios, mediante un reactor o unaresistencia en el punto neutro) o para otras aplicaciones especiales donde serequiere mayor sensibilidad. El funcionamiento y las características defuncionamiento de la protección diferencial sensible se pueden ajustarindependientemente de la característica de funcionamiento de la proteccióndiferencial principal. El nivel diferencial sensible se bloquea en cuanto la corrienteentrante total excede el nivel preestablecido. Mediante ajustes adecuados, se puedeasegurar el bloqueo de este nivel sensible para faltas externas de fase a fase otrifásicas, que pueden provocar la saturación del TC. La comparación entre estasdos características se observa en la figura 38.



C a ra c te r ís t ic a s d efu n c io n a m ie n to d ela p ro te c c ió n d ife re n c ia l

A re a d e fu n c io n a m ie n to

N iv e l d e fu n c io n a m ie n to d ife re n c ia l

I d [Am

perio

s prim

arios

]

I in [A m p e r io s p r im a r io s ]

s = 0 .5 3

I d=I in

P ro te c c ió n d ife re n c ia l s e n s ib le

= IE C 0 6 0 0 0 1 4 2 = 1= e s = O r ig in a l.v s d

N iv e l d e fu n c io n a m ie n to s e n s ib le B o q u e o I in S e n s ib le

IEC06000142 V1 ES

Figura 38: Característica de funcionamiento de la protección diferencial

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

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

Dicha zona de comprobación está incluida en el IED. Mediante el ajuste delparámetro CheckZoneSel = NotConnected/Connected se puede decidir, de maneraindividual para cada bahía, si se debe conectar a la zona de comprobación o no.Este ajuste está disponible en el bloque funcional de bahía.

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

Sin embargo, se observa que la zona de comprobación tiene una característica defuncionamiento ligeramente distinta de las zonas discriminantes habituales. Para lazona de comprobación, la corriente saliente resultante se utiliza como corrienteestabilizadora, en lugar de la corriente entrante total, a fin de garantizar elfuncionamiento de la zona de comprobación para todas las condiciones defuncionamiento posibles en la estación. La característica de funcionamiento de lazona de comprobación se observa en la figura 39:



IEC06000062 V1 ES

Figura 39: Característica de funcionamiento de la zona de comprobación

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

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

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

Por eso, con frecuencia se necesita la así llamada zona de comprobación para unaprotección de barra tradicional de alta impedancia cuando se conmuta el circuitodel TC. La zona de comprobación es fija y no tiene conmutación del TC enninguno de los circuitos de salida ni está conectada a las bahías de seccionamientoy de acoplamiento de barras. Detecta faltas en cualquier lugar de la subestación,pero no puede distinguir en qué parte de la estación se encuentran. Cuando detectauna falta, emite una señal de desbloqueo a los relés de protección de barra en todaslas zonas discriminantes individuales. Entonces, las zonas discriminantes deprotección de barra disparan la parte defectuosa de la subestación. Sin embargo,este principio no solo genera un coste alto, puesto que se necesitan núcleos de TCindividuales, sino que crea la necesidad de cableado extra y de un relé diferencialde zona de comprobación separado.

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

• La conmutación del TC se hace solamente en el software, y los circuitos decorriente secundaria del TC no incluyen ningún contacto auxiliar, como seobserva en la figura 50.

• El IED siempre tiene un zona especial y un algoritmo de “detección de TCabierto” selectivo de fase, que puede bloquear de manera instantánea la



función diferencial si hay circuitos secundarios de los TC abiertos poraccidente o error.

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

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

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

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

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

lógica en la configuración interna.

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

Disposición del circuito de disparoLas salidas del contacto son de mediana capacidad de corte. Es posible utilizarlaspara disparar directamente cada interruptor de bahía. Esta solución es adecuadapara todos los tipos de disposiciones de estaciones. La lógica interna de selecciónde zona proporciona señales de disparo individuales en el software interno y no serequiere ningún relé externo para esto. Esta disposición asegura la correctadistribución de la señal de disparo a todos los interruptores en el caso defuncionamiento de la protección de barra o de la protección de fallo del interruptorindividual. La protección de fallo de interruptor puede ser interna o externa conrespecto al IED.

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

Sin embargo, debido a la gran cantidad de contactos de salida de disparo necesarios(es decir, interruptores monopolares o bobinas de disparo de respaldo oprincipales), a veces se aplica una unidad de relé de repetición del disparo paraactivar los interruptores en la estación. En ese caso, la disposición del disparo sepuede hacer de diferentes maneras.

Disposición de disparo con la versión monofásicaCuando se utiliza la versión monofásica del IED, por lo general, se requiere tenertres IED (es decir, uno por fase). Por lo tanto, cuando la protección de barrafunciona en un IED, las órdenes de disparo se envían a todas las bahías, pero la



protección interna de fallo de interruptor se activa solamente en la misma fase. Paraasegurar el arranque de fallo de interruptor de manera interna en las tres fases, serecomienda hacer lo siguiente. Conecte la señal de disparo de la zona A en un IEDa la entrada de disparo externa de la zona A en los otros dos IED. Así, los tres IEDemiten el disparo en la zona A y permiten el arranque interno de la protección defallo de interruptor en las tres fases.

Observe lo siguiente:

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

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

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

Observe que, en este caso, la señal de disparo externa desde los otros dos IED sedebe disponer mediante un temporizador de pulsos en la configuración, para evitarel bloqueo de la señal de disparo emitida entre los tres IED. Esta disposición através de GOOSE se observa en la figura 40:

IEC06000227 V1 ES

Figura 40: Disposición de disparo principal a través de GOOSE entre tres IEDmonofásicos



Unidad de disparo centralizadaEl disparo se realiza directamente desde los contactos del IED, que activan unaunidad de disparo auxiliar que multiplica la cantidad de contactos de disparonecesarios. Se proporcionan contactos posibles por separado para cada bahía,alimentados por la tensión auxiliar de la bahía, que activan la bobina de disparo delinterruptor de cada bahía durante el funcionamiento. Esta configuración de disparoes adecuada cuando no se necesitan IED de fallo de interruptor individuales nibloqueo de las bobinas de cierre del interruptor de cada bahía. Una adecuadaunidad de disparo externa consta de una combinación de relés RXMS1/RXMH 2cuando se necesitan contactos de alta capacidad de corte y solamente relés RXMS1 cuando es suficiente con contactos de mediana capacidad.

Disposición de disparo descentralizadaEl disparo se realiza directamente desde los contactos del IED, que activan unaunidad de disparo auxiliar específica por cada bahía. Esta unidad de disparoauxiliar individual se puede montar en el armario de protección de barra o en losarmarios de bahía individuales. Esta configuración de disparo es adecuada cuandohay relés de fallo de interruptor individuales en todas las bahías. Una adecuadaunidad de disparo externa consta de una combinación de relés RXMS1/RXMH 2cuando se necesitan contactos de alta capacidad de corte y solamente relés RXMS1 cuando es suficiente con contactos de mediana capacidad.

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

Función de báscula mecánicaA veces es necesario utilizar relés biestables para el funcionamiento de laprotección de barra.

El IED tiene una característica incorporada para proporcionar reposiciónautomática o disparo mantenido en el caso de funcionamiento de la protección debarra. El tipo de señal de disparo emitida por cada zona se determina mediante elajuste del parámetro DiffTripOut que se puede ajustar a SelfReset o Latched.Cuando se selecciona Latched la salida de disparo del IED solamente se repone si:

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

Sin embargo, si se necesitan un disparo y un enclavamiento mantenidosmecánicamente en el circuito de cierre del interruptor, entonces se recomiendautilizar un IED de báscula específico para cada bahía. Estos IED conenclavamiento mecánico se encuentran disponibles en la serie COMBIFLEX (porejemplo, IED biestables RXMVB2 o RXMVB4).

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



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

• Los IED de supervisión del circuito de disparo (TCS) se reponen y emiten unaalarma de fallo de circuito de disparo si el IED de báscula no abre la alarma, ose recomienda una doble supervisión del circuito de disparo donde dichocircuito se supervisa con dos IED (TCS).

Refuerzo de contactos con relés de alta capacidad de corteA veces se requieren relés de disparo de alta capacidad de corte. Por lo general, lasbobinas de disparo del interruptor, con un consumo de potencia de 200 a 300 W,cuentan con un contacto auxiliar que abre el circuito de disparo inmediatamentecuando se dispara el interruptor. Por lo tanto, no se necesita una capacidad alta decorte para los relés de disparo. De cualquier manera, suele especificarse el uso derelés de disparo de alta capacidad a fin de garantizar la apertura del circuito dedisparo incluso si falla el interruptor, debido a un fallo mecánico o a la falta deenergía para el funcionamiento. Esto puede suceder, en particular, durante larealización de pruebas en el sitio. En ese caso, se recomienda utilizar los relésCOMBIFLEX RXMH 2 o RXMVB 2 de alta capacidad de corte.

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

Sin embargo, se puede afirmar que no es tan esencial supervisar el circuito de unrelé de disparo de protección de barra ubicado en el armario de protección, puestoque las faltas en las barras son muy poco frecuentes, en comparación con las faltasen las bahías, sobre todo, de las líneas eléctricas aéreas. Además, por lo general, elriesgo es pequeño para faltas en el circuito de disparo y, si se produce una falta,esta afecta solamente a una bahía; por lo tanto, todas las demás bahías sedesconectan correctamente, lo que significa que la corriente de falta desaparece ose limita a un valor bajo.

3.5.1.3 Diferentes disposiciones de barras

GeneralEn este capítulo, se observan y describen los principios de aplicación de laprotección diferencial de barra para disposiciones típicas de barras.

Disposiciones de una barraLa forma más simple de protección de barra consta de una sola zona para laconfiguración de una barra, como se observa en la figura 41. Cuando existen TCcon diferentes relaciones en las bahías, se compensa ajustando la relación del TCde cada bahía por separado.

El único requisito para la protección de barra es que el esquema de protección debetener una zona diferencial. Para cualquier falta interna, se deben disparar todos los



interruptores, lo que causa la pérdida de suministro a todas las cargas conectadas ala estación.

BI1 BI1 BI1 BI1

QA1 QA1 QA1 QA1

ZA

xx06000087.vsdIEC06000087 V1 ES

Figura 41: Ejemplo de una sección de una barra con seis bahías de línea

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

Tabla 25: Soluciones típicas para la disposición de una barra

Versión de IED REB670 Cantidad de líneas porbarra

Cantidad de IEDREB670 necesariospara el esquema

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


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



Disposiciones de una barra con seccionadorEsta disposición es muy similar a la de una barra. El seccionador le permite aloperador dividir la estación en dos barras separadas. Sin embargo, la maniobra delseccionador se tiene que hacer sin ninguna carga. Esto significa que se debedeenergizar una de las dos barras antes de la apertura o cierre del seccionador.

En este caso, el esquema de protección debe tener dos zonas diferenciales, que sepueden dividir para trabajar por separado o se pueden unificar en una zonadiferencial general cuando se cierra el seccionador. Sin embargo, cuando se cierrael seccionador, para una falta interna en cualquiera de las dos barras, se debendisparar todos los interruptores de línea, lo que causa la pérdida de suministro atodas las cargas conectadas a esta estación.



BI1 BI1 BI1 BI1 BI1 BI1 BI1

QA1 QA1 QA1 QA1 QA1 QA1 QA1

QB1ZA ZB

xx06000012.vsdIEC06000012 V1 ES

Figura 42: Ejemplo de dos secciones de una barra con seccionador y ochobahías de línea por cada sección

Las configuraciones más comunes para este tipo de estación se describen en latabla siguiente.

Tabla 26: Soluciones típicas para estaciones con dos secciones de una barra y seccionador

Versión de IED REB670 Cantidad total de líneasen ambas secciones debarras







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

Disposiciones de una barra con interruptor de seccionamientoEsta disposición es muy similar a la de una barra. El interruptor de seccionamientole permite al operador dividir la estación en dos barras separadas durante una cargacompleta. El requisito para el esquema de protección de barra es que debe tener doszonas diferenciales independientes, una para cada sección de barra. Si se produceuna falta interna en una de las dos secciones, se deben disparar el interruptor deseccionamiento y todos los interruptores de línea asociados a esta sección, mientrasla otra sección sigue funcionando normalmente.



xx06000088.vsd

ZA ZB

BI1

QA1

BI1

QA1

BI1

QA1

BI1

QA1

BI1

QA1

BI1

QA1

QA1

BI1

IEC06000088 V1 ES

Figura 43: Ejemplo de dos secciones de una barra con interruptor deseccionamiento y ocho bahías de línea por cada sección.

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

Tabla 27: Soluciones típicas para disposiciones de una barra con interruptor de seccionamiento

Versión de IED REB670 Cantidad total de líneasen ambas secciones debarras

Cantidad de IED REB670necesarios para elesquema

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

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

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



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

Para la estación con un solo TC en la bahía de seccionamiento de barras, según losrequisitos del cliente, puede ser necesario proporcionar un esquema especial para ladesconexión del TC de seccionamiento cuando el interruptor de seccionamientoestá abierto. Para obtener más información, consulte la figura 33.

Disposiciones de barras tipo HLas estaciones tipo H se utilizan con frecuencia en redes de transmisión ysubtransmisión, como subestaciones en centros de carga, como se observa en lafigura 44. Estas disposiciones son muy similares a la estación con una barra yseccionador o interruptor de seccionamiento, pero se caracterizan por la limitadacantidad de bahías de línea conectadas a la estación (por lo general, solo dos líneasaéreas y dos transformadores).



01 02

04

BS

03

ZA ZB

xx06000121.vsdIEC06000121 V1 ES

Figura 44: Ejemplo de estación tipo H

El requisito para el esquema de protección de barra para este tipo de estación puedevariar de una compañía a otra. Es posible aplicar una sola zona diferencial global,que protege las dos secciones de barra. Sin embargo, cuando se produce una faltainterna en cualquiera de las dos barras, se deben disparar todos los interruptores delínea, lo que causa la pérdida de suministro a todas las cargas conectadas a estaestación. Algunas compañías prefieren tener dos zonas diferenciales, una para cadasección de barra.

Las configuraciones más comunes para este tipo de estación se describen en latabla siguiente.

Tabla 28: Soluciones típicas para las estaciones tipo H

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


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


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





Para la estación con dos zonas de protección y un solo juego de TC en la bahía deacoplamiento de barras, según los requisitos del cliente, puede ser necesarioproporcionar un esquema especial para la desconexión del TC de seccionamientocuando el interruptor está abierto. Para obtener más información, consulte lafigura 33.

Disposición de barras con dos interruptoresEl interruptor, los seccionadores y los transformadores instrumentales se duplicanpara cada línea, como se observa en la figura 45.

QA1

BI1 BI2

QA2 QA1

BI1 BI2

QA2 QA1

BI1 BI2

QA2 QA1

BI1 BI2

QA2 QA1

BI1 BI2

QA2

ZA

ZB

xx06000018.vsdIEC06000018 V1 ES

Figura 45: Ejemplo de estación con dos interruptores

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

Las configuraciones más comunes para este tipo de disposición de barras sedescriben en la tabla siguiente.

Tabla 29: Soluciones típicas para la disposición de barras con dos interruptores

Versión de IED REB670 Cantidad de líneas porestación



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

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



Una ilustración general del principio sobre cómo utilizar REB670 en este tipo deestación se observa en la figura 46.



IEC06000148 V1 ES

Figura 46: Bahía de línea en una estación con dos barras y dos interruptores

Interruptor y medioSe necesita una menor cantidad de interruptores para lograr la misma flexibilidadque con la disposición de dos interruptores, como se observa en la figura 47.

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

ZA

ZB

xx06000017.vsdIEC06000017 V1 ES

Figura 47: Ejemplo de estación con interruptor y medio



Por lo general, todos los interruptores están cerrados. El requisito para el esquemade protección de barra es que debe tener dos zonas diferenciales independientes,una para cada barra. Si se produce una falta interna en una de las dos barras, sedeben disparar todos los interruptores asociados a la barra defectuosa, pero no seinterrumpe el suministro a ninguna carga. La lógica de disparo de la protección defallo de interruptor también necesita un diseño cuidadoso.

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

Tabla 30: Soluciones típicas para estaciones con interruptor y medio cuando no se requiereprotección de fallo para el interruptor medio.

Versión de IED REB670 Cantidad de diámetrosen la estación







Una ilustración general del principio sobre cómo utilizar REB670 en una estacióncon interruptor y medio y protección interna de fallo para el interruptor medio seobserva en la figura 48.



IEC06000149 V1 ES

Figura 48: Diámetro en una estación con interruptor y medio y protección defallo de interruptor para los tres interruptores dentro de REB670

Disposición de dos barras y un interruptorEste tipo de disposición se observa en la figura 49 .

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2BI1

QA1

BI1

QB1 QB2

QA1

ZA

ZB

xx06000014.vsdIEC06000014 V1 ES

Figura 49: Ejemplo de estación con dos barras

Este tipo de disposición de barras es muy común. Se suele preferir parainstalaciones grandes. Ofrece un buen equilibrio entre los requisitos de



mantenimiento y la seguridad del suministro. Si es necesario, se pueden dividir endos barras durante el servicio normal. El requisito para el esquema de protección debarra es que debe tener dos zonas diferenciales independientes, una para cadabarra. Si se produce una falta interna en una de las dos barras, se deben disparar elinterruptor de acoplamiento y todos los interruptores de línea asociados a la barradefectuosa, mientras la otra barra sigue funcionando normalmente. En el diseño delesquema, se deben incluir previsiones para la selección de zona, la réplica delseccionador y la interconexión de zonas.

Este tipo de disposición de barras se puede proteger como se describe en lasiguiente tabla:

Tabla 31: Soluciones típicas para estaciones con dos barras

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

Cantidad de IEDREB670necesarios para elesquema

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



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


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

Para una estación con un solo TC de la bahía de acoplamiento de barras, según losrequisitos del cliente, puede ser necesario proporcionar un esquema especial para ladesconexión del TC de acoplamiento cuando el interruptor está abierto. Paraobtener más información, consulte la figura 33.

Algunas ilustraciones generales del principio sobre cómo utilizar REB670 en estetipo de estación se observan de la figura 50 a la figura 54.



IEC06000151 V1 ES

Figura 50: Bahía de línea donde se utilizan contactos auxiliares a y b



IEC06000152 V1 ES

Figura 51: Bahía de línea donde se utilizan contactos auxiliares b



IEC06000153 V1 ES

Figura 52: Bahía de acoplamiento de barras con dos juegos de TC



IEC06000154 V1 ES

Figura 53: Bahía de acoplamiento de barras con un TC y contacto auxiliar a yb del interruptor



IEC06000155 V1 ES

Figura 54: Bahía de acoplamiento de barras con un TC y solamente contactoauxiliar b del interruptor

Disposiciones de dos barras con dos interruptores deseccionamiento y dos de acoplamientoEste tipo de estación se suele utilizar para instalaciones GIS. Brinda una altaflexibilidad operativa. Para este tipo de estaciones, se pueden utilizar dos esquemassimilares al esquema de la estación con dos barras.

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2BI1

QA1

BI1 QA1

BI1 QA1

BI1

QB1 QB2

QA1

BI1

QA1

ZA1

ZB1

ZA2

ZB2

xx06000016.vsd

IEC06000016 V1 ES

Figura 55: Ejemplo de disposición de estaciones GIS típicas

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



Tabla 32: Posibles soluciones para una estación GIS típica

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


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





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

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

Para una estación con un solo TC de las bahías de acoplamiento o deseccionamiento de barras, según los requisitos del cliente, puede ser necesarioproporcionar un esquema especial para la desconexión del TC de acoplamiento ode seccionamiento cuando el interruptor está abierto. Para obtener másinformación, consulte la figura 33

Disposiciones de dos barras y un interruptor, con barra detransferenciaEste tipo de disposición se observa en la figura 56.

BI1

QB1 QB2 QB7

BI1

QB1 QB2 QB7

BI1

QB1 QB2 QB7

BI1

QB1 QB2 QB7

BI1

QB20QB2 QB7QB1

QA1 QA1 QA1 QA1 QA1

ZAZB

xx06000015.vsdIEC06000015 V1 ES

Figura 56: Ejemplo de disposición de dos barras y un interruptor, con barrade transferencia

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

El requisito para el esquema de protección de barra es que debe tener dos zonasdiferenciales independientes, una para cada barra. Si se produce una falta interna enuna de las dos barras, se deben disparar el interruptor de acoplamiento y todos losinterruptores de línea asociados a la barra defectuosa, mientras la otra barra sigue



funcionando normalmente. Cuando la barra de transferencia está enfuncionamiento, se protege como una parte integral de una de las dos zonasinternas disponibles. Se debe prestar especial atención al uso de la lógica adecuadapara la selección de zona, con ayuda de la herramienta de configuración gráfica. Almismo tiempo, también se debe preparar adecuadamente la transferencia de carga yla posible transferencia de las señales de disparo de la línea durante la transferenciaal interruptor de transferencia. Este tipo de disposición de barras se puede protegercomo se describe en la siguiente tabla:

Tabla 33: Posibles soluciones para disposiciones de dos barras y un interruptor, con barra detransferencia

Versión de IED REB670 Cantidad total debahías de línea en laestación (sin contar lasbahías deseccionamiento y deacoplamiento de barras)







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

Observe que para las disposiciones de estaciones en las que se utiliza unacombinación de bahía de transferencia y de acoplamiento de barras, como la que seobserva en la figura 56, se deben asignar dos bloques funcionales de bahía internosa esa bahía, lo que reduce la cantidad de bahías de línea disponibles. En ese tipo deestación, la cantidad máxima de bahías de línea disponibles es uno menos de losvalores que se observan en la tabla 33, con la condición de que hay un solo TCprincipal disponible en la bahía de acoplamiento/transferencia de barras. Para unaestación con un solo TC en la bahía de acoplamiento de barras, según los requisitosdel cliente, puede ser necesario proporcionar un esquema lógico para ladesconexión del TC de acoplamiento cuando el interruptor está abierto. Paraobtener más información, consulte la figura 33.

Combinación de disposiciones de barrasExisten estaciones que son prácticamente una combinación de dos tipos normalesde disposición, que ya se han descrito anteriormente. Aquí se observan algunosejemplos típicos:



BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

ZA

ZB

xx06000123.vsd

QA1

BI1 BI2

QA2

IEC06000123 V1 ES

Figura 57: Combinación de las disposiciones de estaciones con interruptor ymedio y con dos interruptores

En la práctica, este tipo de estaciones son muy frecuentes. Por lo general, laestación se dispone de manera que las bahías con dos interruptores se puedantransformar, en una etapa posterior, en una configuración con interruptor y medio.Para la protección de barra, este tipo de estación se puede proteger exactamente dela misma manera que las estaciones con interruptor y medio descritasanteriormente. Se puede utilizar el mismo tipo de IED y se aplican las mismaslimitaciones con respecto a la cantidad de diámetros.

xx06000124.vsd

QA1

BI1 BI2

QA2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

ZA

ZBQA1

BI1 BI2

QA2

IEC06000124 V1 ES

Figura 58: Combinación de las disposiciones de estaciones con dosinterruptores y con dos barras

En este tipo de disposición, la bahía con dos interruptores cumple al mismo tiempola función de la bahía de acoplamiento de barras para las estaciones normales condos barras y un interruptor. Por lo tanto, todas las bahías con dos barras debendisponer de las características de interconexión de zonas, selección de zona y deréplica del seccionador. Debido a los requisitos muy específicos de la característicade interconexión de zonas, se debe considerar lo siguiente para este tipo de aplicación:



• Las entradas de corriente TC1 y TC2 se deben utilizar para la primera bahíacon dos interruptores.

• Las entradas de corriente TC3 y TC4 se deben utilizar para la segunda bahíacon dos interruptores.

• Las entradas de corriente TC5 y TC6 se deben utilizar para la tercera bahía condos interruptores (solamente disponible en la versión monofásica).

Por lo tanto, las siguientes soluciones son posibles:

Tabla 34: Soluciones típicas para la combinación de disposiciones de estaciones con dosinterruptores y con dos barras

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





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

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

xx06000125.vsd

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

ZA

ZB

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

IEC06000125 V1 ES

Figura 59: Combinación de las disposiciones de estaciones con interruptor ymedio y con dos barras

Para este tipo de disposición de barras, la bahía de dos barras por lo general seconecta al equipo de compensación de potencia reactiva (es decir, reactor shunt ocondensador shunt). Los diámetros en la parte de interruptor y medio de la estacióncumplen al mismo tiempo la función de bahía de acoplamiento de barras. Por lo



tanto, todas las bahías de dos barras deben disponer de las características deinterconexión de zonas, selección de zona y de réplica del seccionador.

3.5.1.4 Principio de suma

IntroducciónSe puede obtener una protección diferencial de barra simplificada para faltas defase y a tierra mediante el uso de un IED monofásico con transformadores decorriente de suma auxiliares, externos. Con este enfoque, se puede obtener unaprotección diferencial de barra más económica. Esta solución hace posible aplicarla protección diferencial de barra incluso en subestaciones de media tensión. Lasdiferencias principales entre el esquema completo de protección diferencial debarra segregado por fases y el esquema de protección diferencial de barra del tipode suma se observan en la figura 60.

+ R E B 6 7 0

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

@

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

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

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

U n R E B 6 7 0 m o n o fá s ic o

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

a u x ilia re s

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

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

T C d e 1 A

IEC06000126 V2 ES

Figura 60: Diferencia entre la protección diferencial del tipo de suma y lasegregada por fases

En el diseño completo, segregado por fases, se utilizan tres IED REB670monofásicos (es decir, uno por fase). Sin embargo, para el diseño de suma, serequiere un solo IED REB670 monofásico y un TC de suma auxiliar por cada TCprincipal. Estos TC de suma auxiliares convierten las corrientes trifásicas de cadaTC principal en una corriente de salida monofásica, todas medidas por un IEDREB670. Entonces, el cálculo diferencial se hace a base de una sola fase. De esemodo, se puede aplicar esta protección diferencial de barra más económica. Debidoa esta característica, el principio de suma de protección diferencial de barra sepuede aplicar para todos los tipos de disposiciones de estaciones, como se observaen la sección "Diferentes disposiciones de barras", para tres IED monofásicos.

A modo de ejemplo, el equipo necesario para la protección diferencial de barra deltipo de suma para una estación con una barra y hasta 24 bahías se observa en lafigura 61.



IEDcon entradas de TC

de 1A

IB2 IX2IA2

L1 L2 L3 N

IA1 IB1 IX1

LA LB LX

TC principales

TC1 TC2 . . . TC24

IEC06000127_2_en.vsd

L1 L2 L3 N L1 L2 L3 N

Barra A

TC de suma

IEC06000127 V2 ES

Figura 61: Conexiones principales de los TC para la estación completa

La protección diferencial de barra del tipo de suma tiene los mismos requisitos parael TC principal descritos en la sección "Requisitos de la FEM secundariaequivalente nominal". Algunos de ellos son:

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

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

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

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



• Se utiliza un solo circuito de medición para todos los tipos de faltas (es decir,no hay redundancia para faltas multifásicas).

• La sensibilidad de faltas primarias varía según el tipo de falta y la(s) fase(s)involucrada(s); consulte la tabla 36

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

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

TC de suma auxiliaresEl transformador de corriente de suma auxiliar (es decir, ASCT de aquí enadelante) del tipo SLCE 8 se utiliza con el principio de suma del IED. Lailustración del principio de un ASCT de este tipo se observa en la figura 62.

TC de suma auxiliar detipo SLCE 8; X/1A

N4

S1

S2

en03000118.vsd

P1N1

P2

P3N2

P4

P5N3

P6

IEC03000118 V1 ES

Figura 62: Ilustración del principio del ASCT

El ASCT tiene tres devanados primarios y uno secundario. De aquí en adelante, lacantidad de espiras de estos devanados se indica como N1, N2, N3 y N4,respectivamente (consulte la figura 62 para obtener más información).

Hay tres tipos de ASCT para REB670:



1. El tipo de ASCT con relación 1/1 A, para la entrada de corriente trifásicaequilibrada, se debe utilizar con todos los transformadores de corrienteprincipales con corriente nominal secundaria de 1 A (es decir, 2000/1 A).



Observe lo siguiente:

• La corriente nominal primaria del TC principal no tiene importancia para laselección de ASCT.

• Las posibles diferencias de relación de los TC principales se compensanmediante el ajuste de un parámetro en el IED.

• La corriente nominal secundaria del ASCT es de 1 A para todos los tipos. Estosignifica que el devanado del ASCT secundario siempre debe estar conectadoal IED con entradas de TC de 1 A, independientemente de la corriente nominalsecundaria del TC principal.

Todas estas características simplifican el pedido de los ASCT. En la práctica, paracomprar ASCT, la única información necesaria es la corriente nominal secundariadel TC principal (es decir, 1 A, 2 A o 5 A).

La tabla 35 resume los datos de los ASCT:

Tabla 35: Datos de los TC de suma auxiliares

Tipo de falta N1 N2 N3 N4 Ukp [V] Carga[VA]

ASCT SLCE 8;1/1 A

52 52 104 90 33 1.0

ASCT SLCE 8;5/1 A

12 12 24 104 38 1.0

ASCT SLCE 8;2/1 A

26 26 52 90 33 1.0

donde:

• N1, N2, N3 y N4 indican la cantidad de espiras de los devanados del ASCT(consulte la figura 62)

• Ukp es la tensión de codo, a 1,6 T, del devanado secundario con N4 espiras• Carga es la carga trifásica total del ASCT impuesta en el TC principal

Debido a su diseño, para la protección diferencial de barra de tipode suma, los ASCT siempre se deben montar lo más cerca del IEDposible (es decir, en el mismo armario de protección).



Posibles conexiones de los ASCT para REB670Para la protección diferencial de barra de tipo de suma, es posible conectar losASCT a REB670:

• en el extremo del circuito del TC principal (por ejemplo, al otro lado de losotros relés de protección, como se observa en la figura 63

• en serie con otro equipo secundario cuando algún otro relé debe colocarse enel extremo del circuito del TC principal, como se observa en la figura 64

La conexión en el extremo es la disposición recomendada, ya que ofrece mayorsensibilidad para la protección diferencial de barra del tipo de suma (observe lafigura 36 para obtener más información).

Sin embargo, hay que tener en cuenta que estos dos tipos de conexión no se debenmezclar. Esto significa que dentro de una instalación de barras todos los TC desuma auxiliares se deben conectar en el extremo o en serie.

La conexión típica en el extremo con ASCT se observa en la figura 63.

IEC06000128 V1 ES

Figura 63: Conexión en el extremo con ASCT conectado a la entrada TC3

Es importante observar que, incluso en el caso de TC principales de 5 A o de 2 A,la corriente secundaria de los TC de suma debe estar conectada al IED, conentradas de TC de 1 A (como se observa en la figura 63). El motivo es que lacorriente secundaria nominal de los ASCT siempre es 1 A, independientemente dela corriente secundaria nominal del TC principal.

Consulte la sección "Características del ASCT/SLCE 8 para la conexión en elextremo" para obtener detalles sobre los cálculos de corriente de los ASCT para laconexión en el extremo.

La conexión típica en serie con ASCT se observa en la figura 64.



TC principal

IEC06000129 V1 ES

Figura 64: Conexión en serie con ASCT conectado a la entrada TC3

Consulte la sección "Características del ASCT/SLCE 8 para la conexión enserie"para obtener detalles sobre los cálculos de corrientes de los ASCT para laconexión en serie.

Corrección del desequilibrio de relación de los TC principalesComo se dijo antes, se encuentran disponibles tres tipos de ASCT para REB670. Elprimer tipo se debe utilizar para TC principales con corriente secundaria nominalde 1 A. El segundo tipo se debe utilizar para TC principales con corrientesecundaria nominal de 5 A. El tercer tipo se debe utilizar con TC principales de 2A. Sin embargo, siempre se utiliza REB670 con entradas de TC de 1 A. Por lotanto, la relación del TC principal siempre se debe ajustar de manera que lacorriente primaria se introduzca como para el TC principal, pero la corrientesecundaria siempre se introduce como 1 A (es decir, un TC principal con relación3000/5 se introduce como un TC con relación 3000/1 en REB670).

Niveles de activación primarios para la protección diferencial del tipode sumaEl nivel mínimo de corriente diferencial de funcionamiento se introducedirectamente en amperios primarios. Sin embargo, como se ha dicho anteriormente,en el caso de la protección diferencial de suma la sensibilidad de falta primariavaría según el tipo de falta y la(s) fase(s) involucrada(s). El valor introducido, parael nivel mínimo de corriente diferencial de funcionamiento, correspondeexactamente al valor de arranque de REB670 si se produce una falta trifásica



interna. Para todos los demás tipos de faltas, este valor se debe multiplicar por elcoeficiente que se observa en la tabla 36 para calcular el valor de arranque .

Tabla 36: Coeficientes de arranque para la protección diferencial de tipo de suma

Tipo de falta L1-Tierra L2-Tierra L3-Tierra L1-L2 L2-L3 L3-L1 L1L2L3ASCTconectado enel extremo

0.434 0.578 0.867 1.732 1.732 0.867 1.0

ASCTconectado enserie

1.732 0.867 0.578 1.732 1.732 0.867 1.0

Los coeficientes en la tabla 36 solo son relevantes para faltasinternas ideales (es decir, no existen corrientes de carga en las fasessanas).

Ejemplo 1:El nivel mínimo de corriente diferencial de funcionamiento en el IED está ajustadoa 1250 A. Todos los ASCT están conectados en serie. ¿Cuál es el valor de arranqueprimario teórico si se produce una falta L3 a tierra?

Respuesta 1:Según la tabla 36, el coeficiente de activación para este tipo de conexión de losASCT y este tipo de falta es 0,578. Por lo tanto:

IPickup L3 Gnd–( ) 0.578 1250× 722.5A= =


( ) 0.578 1250 722.5PickupI C Gnd A- = × =


Esto significa que si se inyectan 722,5 amperios primarios solamente en la fase L3de cualquiera de los TC principales conectados, el IED muestra una corrientediferencial de 1250 A (primarios) y debe estar en el punto de arranque (es decir, dedisparo).

Además de las zonas de protección diferenciales, el IED puede incorporarfunciones y características adicionales. La posibilidad y el modo de utilizarlosjunto con el diseño de protección de barra de tipo de suma se observa en la tabla 37:



Tabla 37: Funciones

Funciones ComentarioProtección diferencial de barra Las características de protección diferencial, protección

diferencial sensible, algoritmo de TC abierto, zona decomprobación y supervisión diferencial estánconectadas con las corrientes sumadas de las bahías.Por lo tanto, tienen un nivel de arranque diferente segúnel tipo de falta y las fases involucradas. Para obtenermás información, consulte la tabla 36. Sin embargo, sitodas estas limitaciones son aceptables, igual es posibleutilizar todas estas características internas de laprotección de barra. Observe que la lógica defuncionamiento de TC abierto no trabaja de maneraadecuada si los cables secundarios del TC principalestán abiertos o en cortocircuito (es decir, entre el TCprincipal y el ASCT). En caso de apertura o cortocircuitode los cables secundarios del ASCT (es decir, entre elASCT y el IED), la lógica de TC abierto funcionacorrectamente.

Característica dinámica de selección dezona

La característica de selección de zona en el IED sepuede utilizar exactamente de la misma manera que conel diseño segregado por fases. Todas las característicasincorporadas, incluida la protección de fallo deinterruptor, el redireccionamiento de la orden de disparode la protección de respaldo y la lógica de protección dezona muerta, se pueden utilizar exactamente de lamisma manera que con el diseño segregado por fases.

Función CCRBRF/CCSRBRF La función de protección de fallo de interruptor seconecta con la corriente de bahía sumada. Por lo tanto,tiene un nivel de arranque diferente según el tipo de faltay las fases involucradas. Para obtener más información,consulte la tabla 36 . No es posible tener arranqueindividual por fase, sino que solo se puede utilizar coneficacia el arranque trifásico. Sin embargo, si todasestas limitaciones son aceptables, igual es posibleutilizar las funciones internas CCRBRF/CCSRBRF.

OC4PTOC/PHS4POCM La función de protección de sobreintensidad se conectacon la corriente de bahía sumada. Por lo tanto, tiene unnivel de arranque diferente según el tipo de falta y lasfases involucradas. Para obtener más información,consulte la tabla 36 . Por ende, es muy difícil asegurar elarranque y la graduación de tiempo de maneraadecuada con relés de protección de sobreintensidadaguas abajo. Así, es bastante difícil utilizar OC4PTOC/PHS4POCM como protección de respaldo de líneas conel diseño de suma.

OC4PTOC/PHS4POCM La característica de protección de zona muerta seconecta con la corriente de bahía sumada. Por lo tanto,tiene un nivel de arranque diferente según el tipo de faltay las fases involucradas. Para obtener más información,consulte la tabla 36 . Sin embargo, OC4PTOC/PHS4POCM no necesitan arranque o coordinacióntemporal con ninguna otra protección desobreintensidad. Por ende, si las limitaciones descritasanteriormente son aceptables, OC4PTOC/PHS4POCMse pueden utilizar con el diseño de suma.




Funciones ComentarioFunción DRPRDRE La característica de registro de perturbaciones se

conecta con cada corriente de bahía sumada. Por lotanto, las corrientes registradas no corresponden aninguna corriente primaria real. Sin embargo, losregistros de DRPRDRE se pueden utilizar para evaluarel funcionamiento de la protección de barra interna y delas protecciones CCRBRF/CCSRBRF y OC4PTOC/PHS4POCM .

Función DRPRDRE La característica de lista de eventos en el IED se puedeutilizar exactamente de la misma manera que con eldiseño segregado por fases.

Función DRPRDRE La característica de registro de valores de disparo seconecta con cada corriente de bahía sumada. Por lotanto, los valores de corriente de disparo registrados nocorresponden a ninguna corriente primaria real. Sinembargo, esos registros se pueden utilizar para evaluarel funcionamiento de la protección de barra interna y delas protecciones CCRBRF/CCSRBRF y OC4PTOC/PHS4POCM .

Comunicación Todas las características de comunicación en el IED sepueden utilizar exactamente de la misma manera quecon el diseño segregado por fases.

Función SMBRREC La función de reenganche automático en el IED sepuede utilizar exactamente de la misma manera que conel diseño segregado por fases.

Características del ASCT/SLCE 8 para la conexión en el extremoLa conexión en el extremo típica de los ASCT se observa en la figura 63. Para estetipo de conexión de los ASCT, la ecuación de equilibrio entre amperios y espirastiene la forma según la ecuación 27:

N4 ISUMM× N1 IL1× N2 IL1 IL2+( )× N3 IL1 IL2 IL3+ +( )×+ +=


Las relaciones entre la cantidad de espiras para este ASCT SLCE 8 para REB670se observan en la ecuación 28, la ecuación 29 y la ecuación 30:

N1 N2 N;= =


N3 2 N×=EQUATION1109 V1 ES (Ecuación 29)

N4 k 3 N× ×=


donde:

k es una constante, que depende del tipo de ASCT

(es decir, k=1, para ASCT 1/1 A; o k=5 para ASCT 5/1 A; o k=2 para ASCT 2/1 A)



La conocida relación entre los componentes de corriente de secuencia cero,positiva y negativa, y las cantidades de corrientes de fase individuales se observaen la ecuación 31:

IL1IL2IL3

1 1 1

a2 a 1

a a2 1

I1I2I0

×=


donde:

a es una constante compleja (es decir, a=-0,5+j0,866).

Al incluir la ecuación 28, la ecuación 29, la ecuación 30 y la ecuación 31 en laecuación 27 se puede obtener la ecuación para la corriente secundaria de los ASCTconectados en el extremo, según la ecuación 32:

ISUMM1k--- I1 e-j30°

× I2 ej30°× 3 3 I0× ×+ +( )×=


A partir de la ecuación 32 es evidente que la relación nominal de los ASCTcorresponde a sistemas de corriente trifásica equilibrada, donde solo existe elcomponente de corriente de secuencia positiva. Para cualquier condición dedesequilibrio (es decir, una falta externa o interna), tanto el componente desecuencia cero como el de secuencia negativa contribuyen a la corriente sumada.

Características del ASCT/SLCE 8 para la conexión en serieLa conexión en serie típica de los ASCT se observa en la figura 64. Para este tipode conexión de los ASCT, la ecuación de equilibrio entre amperios y espiras tienela forma según la ecuación 33:

N4 ISUMM× N1 IL1 N2– IL3 N3– IL1 IL2 IL3+ +( )× × ×=


Las relaciones entre la cantidad de espiras para este ASCT SLCE 8 para REB670se observan en la ecuación 34, la ecuación 35, la ecuación 36:

N1 N2 N;= =


N3 2 N×=EQUATION1109 V1 ES (Ecuación 35)



N4 k 3 N× ×=


donde:

k es una constante, que depende del tipo de ASCT

(es decir, k=1, para ASCT 1/1 A; o k=5 para ASCT 5/1 A; o k=2 para ASCT 2/1 A).

La conocida relación entre los componentes de corriente de secuencia cero,positiva y negativa, y las cantidades de corrientes de fase individuales se observaen la ecuación 37:

IL1IL2IL3

1 1 1

a2 a 1

a a2 1

I1I2I0

×=


donde:

a es una constante compleja (es decir, a=-0,5+j0,866).

Al incluir la ecuación 34, la ecuación 35, la ecuación 36 y la ecuación 37 en laecuación 33 se puede obtener la ecuación para la corriente secundaria de los ASCTconectados en serie (es decir, la corriente sumada), según la ecuación 38:

ISUMM1k--- I1 e-j30°

× I2 ej30°× 2 3 I0× ×+ +( )×=


A partir de la ecuación 38 es evidente que la relación nominal de los ASCTcorresponde a sistemas de corriente trifásica equilibrada, donde solo existe elcomponente de corriente de secuencia positiva. Para cualquier condición dedesequilibrio (es decir, una falta externa o interna), tanto el componente desecuencia cero como el de secuencia negativa contribuyen a la corriente sumada.


Todos los ajustes generales para la protección diferencial de barra solo sonrelevantes para el correcto informe de eventos a través de IEC 61850-8-1. No sonimportantes para el correcto funcionamiento de la protección.

Observe que todos los ajustes para la protección de barra en el grupo de ajustes deparámetros relevante se relacionan directamente con el correcto funcionamiento dela protección diferencial.



Tabla 38: BZNTPDIF_A Grupo de ajustes (básicos)


On- - Off Operación de protección diferencial

DiffOperLev 1 - 99999 A 1 1000 Nivel de operación de proteccióndiferencial en amperios primarios

DiffTripOut AutoReposiciónMantenido

- - AutoReposición Modo de salida de disparo de proteccióndiferencial

tTripHold 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Retardo de caída de disparo diferencialen modo AutoReposición

CheckZoneSup OffOn

- - Off La zona de comprobación supervisa laoperación de protección diferencial

SlowOCTOper OffBloqueoSupervisar

- - Bloqueo Alarma de operación de TC abierto lenta

FastOCTOper OffBloqueoSupervisar

- - Bloqueo Alarma de operación de TC abierto rápida

OCTOperLev 1 - 99999 A 1 200 Nivel de operación de TC abierto enamperios primarios

tSlowOCT 0.00 - 6000.00 s 0.01 20.00 Retardo de tiempo de TC abierto lento

OCTReleaseLev 1 - 99999 A 1 2500 Nivel de ID por encima del cual se liberala alarma OCT en el modo de supervisión

IdAlarmLev 1 - 99999 A 1 200 Nivel de alarma de corriente diferencialen amperios primarios

tIdAlarm 0.00 - 6000.00 s 0.01 30.00 Retardo de tiempo de nivel de alarma decorriente diferencial en s

IinAlarmLev 1 - 99999 A 1 3000 Nivel de alarma de corriente entrante enamperios primarios

SensDiffOper OffOn

- - Off Operación de protección diferencialsensible

SensOperLev 1 - 99999 A 1 200 Nivel de operación diferencial sensibleen amperios primarios

SensIinBlock 1 - 99999 A 1 1000 Nivel de Iin por encima del cual laprotección diferencial sensible estábloqueada

tSensDiff 0.000 - 60.000 s 0.001 0.400 Retardo de tiempo de operación defunción diferencial sensible

Tabla 39: BZNTPDIF_A Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIINL1 db 0 - 300 s,%,%s 1 10 Valor de banda muerta en % del rango

(en %s si se usa la integral)

IINL1 zeroDb 0 - 100000 - 1 500 Los valores inferiores a este se fuerzana cero en 0,001% del rango

IINL1 hhLim 0.000 -10000000000.000

- 0.001 5000.000 Límite Alto-Alto

IINL1 hLim 0.000 -10000000000.000

- 0.001 3000.000 Límite alto




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIINL1 lLim 0.000 -

10000000000.000- 0.001 100.000 Límite bajo

IINL1 llLim 0.000 -10000000000.000

- 0.001 50.000 Límite bajo-bajo

IINL1 min 0.000 -10000000000.000

- 0.001 25.000 Valor mínimo

IINL1 max 0.000 -10000000000.000

- 0.001 6000.000 Valor máximo

IINL1 dbType CíclicoBanda muertaInt. banda muerta

- - Banda muerta Tipo de informe (0=cíclico, 1=db, 2=dbintegral)

IINL1 limHys 0.000 - 100.000 - 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango ycomún para todos los límites

IINL2 db 0 - 300 s,%,%s 1 10 Valor de banda muerta en % del rango(en %s si se usa la integral)


IINL2 L2hhLim 0.000 -10000000000.000


IINL2 hLim 0.000 -10000000000.000

- 0.001 3000.000 Límite alto

IINL2 lLim 0.000 -10000000000.000

- 0.001 100.000 Límite bajo

IINL2 llLim 0.000 -10000000000.000


IINL2 min 0.000 -10000000000.000


IINL2 max 0.000 -10000000000.000

- 0.001 6000.000 Valor máximo

IINL2 dbType CíclicoBanda muertaInt. banda muerta



IINL3 db 0 - 300 s,%,%s 1 10 Valor de banda muerta en % del rango(en %s si se usa la integral)


IINL3 hhLim 0.000 -10000000000.000


IINL3 hLim 0.000 -10000000000.000

- 0.001 3000.000 Límite alto

IINL3 lLim 0.000 -10000000000.000

- 0.001 100.00 Límite bajo

IINL3 llLim 0.000 -10000000000.000


IINL3 min 0.000 -10000000000.000


IINL3 max 0.000 -10000000000.000

- 0.001 6000.000 Valor máximo




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIINL3 dbType Cíclico

Banda muertaInt. banda muerta



IDL1 db 0 - 300 s,%,%s 1 10 Valor de banda muerta en % del rango(en %s si se usa la integral)

IDL1 zeroDb 0 - 100000 - 1 500 Los valores inferiores a este se fuerzana cero en 0,001% del rango

IDL1 hhLim 0.000 -10000000000.000


IDL1 hLim 0.000 -10000000000.000

- 0.001 3000.000 Límite alto

IDL1 lLim 0.000 -10000000000.000

- 0.001 100.000 Límite bajo

IDL1 llLim 0.000 -10000000000.000


IDL1 min 0.000 -10000000000.000


IDL1 max 0.000 -10000000000.000

- 0.001 6000.000 Valor máximo

IDL1 dbType CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


IDL1 limHys 0.000 - 100.000 - 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango ycomún para todos los límites


IDL2 zeroDb 0 - 100000 - 1 500 Los valores inferiores a este se fuerzana cero en 0,001% del rango

IDL2 hhLim 0.000 -10000000000.000


IDL2 hLim 0.000 -10000000000.000

- 0.001 3000.000 Límite alto

IDL2 lLim 0.000 -10000000000.000

- 0.001 100.000 Límite bajo

IDL2 llLim 0.000 -10000000000.000


IDL2 min 0.000 -10000000000.000


IDL2 max 0.000 -10000000000.000

- 0.001 6000.000 Valor máximo








Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIDL3 zeroDb 0 - 100000 - 1 500 Los valores inferiores a este se fuerzan

a cero en 0,001% del rango

IDL3 hhLim 0.000 -10000000000.000


IDL3 hLim 0.000 -10000000000.000

- 0.001 3000.000 Límite alto

IDL3 lLim 0.000 -10000000000.000

- 0.001 100.000 Límite bajo

IDL3 llLim 0.000 -10000000000.000


IDL3 min 0.000 -10000000000.000


IDL3 max 0.000 -10000000000.000

- 0.001 6000.000 Valor máximo




Tabla 40: BZNSPDIF_A Grupo de ajustes (básicos)


On- - Off Operación de protección diferencial

DiffOperLev 1 - 99999 A 1 1000 Nivel de operación de proteccióndiferencial en amperios primarios

DiffTripOut AutoReposiciónMantenido

- - AutoReposición Modo de salida de disparo de proteccióndiferencial

tTripHold 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Retardo de caída de disparo diferencialen modo AutoReposición

CheckZoneSup OffOn

- - Off La zona de comprobación supervisa laoperación de protección diferencial

SlowOCTOper OffBloqueoSupervisar

- - Bloqueo Alarma de operación de TC abierto lenta

FastOCTOper OffBloqueoSupervisar

- - Bloqueo Alarma de operación de TC abierto rápida

OCTOperLev 1 - 99999 A 1 200 Nivel de operación de TC abierto enamperios primarios

tSlowOCT 0.00 - 6000.00 s 0.01 20.000 Retardo de tiempo de TC abierto lento

OCTReleaseLev 1 - 99999 A 1 2500 Nivel de ID por encima del cual se liberala alarma OCT en el modo de supervisión

IdAlarmLev 1 - 99999 A 1 200 Nivel de alarma de corriente diferencialen amperios primarios

tIdAlarm 0.00 - 6000.00 s 0.01 30.000 Retardo de tiempo de nivel de alarma decorriente diferencial en s




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIinAlarmLev 1 - 99999 A 1 3000 Nivel de alarma de corriente entrante en

amperios primarios

SensDiffOper OffOn

- - Off Operación de protección diferencialsensible

SensOperLev 1 - 99999 A 1 200 Nivel de operación diferencial sensibleen amperios primarios

SensIinBlock 1 - 99999 A 1 1000 Nivel de Iin por encima del cual laprotección diferencial sensible estábloqueada

tSensDiff 0.000 - 60.000 s 0.001 0.400 Retardo de tiempo de operación defunción diferencial sensible

Tabla 41: BZNSPDIF_A Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIIN db 0 - 300 s,%,%s 1 10 Valor de banda muerta en % del rango

(en %s si se usa la integral)

IIN zeroDb 0 - 100000 - 1 500 Los valores inferiores a este se fuerzana cero en 0,001% del rango

IIN hhLim 0.000 -10000000000.000


IIN hLim 0.000 -10000000000.000

- 0.001 3000.000 Límite alto

IIN lLim 0.000 -10000000000.000

- 0.001 100.000 Límite bajo

IIN llLim 0.000 -10000000000.000


IIN min 0.000 -10000000000.000


IIN max 0.000 -10000000000.000

- 0.001 6000.000 Valor máximo

IIN dbType CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


IIN limHys 0.000 - 100.000 - 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango ycomún para todos los límites

ID db 0 - 300 s,%,%s 1 10 Valor de banda muerta en % del rango(en %s si se usa la integral)

ID zeroDb 0 - 100000 - 1 500 Los valores inferiores a este se fuerzana cero en 0,001% del rango

ID hhLim 0.000 -10000000000.000


ID hLim 0.000 -10000000000.000

- 0.001 3000.000 Límite alto

ID lLim 0.000 -10000000000.000

- 0.001 100.000 Límite bajo

ID llLim 0.000 -10000000000.000





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónID min 0.000 -

10000000000.000- 0.001 25.000 Valor mínimo

ID max 0.000 -10000000000.000

- 0.001 6000.000 Valor máximo

ID dbType CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


ID limHys 0.000 - 100.000 - 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango ycomún para todos los límites

Tabla 42: BCZTPDIF Grupo de ajustes (básicos)


On- - Off Operación de zona de comprobación

OperLevel 1 - 99999 A 1 1000 Nivel de operación de zona decomprobación en amperios primarios

Slope 0.00 - 0.90 - 0.01 0.15 Pendiente de zona de comprobación

Tabla 43: BCZSPDIF Grupo de ajustes (básicos)


On- - Off Operación de zona de comprobación

OperLevel 0 - 99999 A 1 1000 Nivel de operación de zona decomprobación en amperios primarios

Slope 0.00 - 0.90 - 0.01 0.15 Pendiente de zona de comprobación

Tabla 44: SWSGGIO Grupo de ajustes (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónOperMode Off

Esquema1_RADSSEsquema2_INXForzarAbiertoForzarCerrado

- - Off Modo de operación de conmutador(esquema 1, esquema 2 o forzado)

tAlarm 0.00 - 6000.00 s 0.01 15.00 Retardo de tiempo de alarma paraestado anormal de contacto auxiliar

Tabla 45: SWSGGIO Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónSwitchName 0 - 13 - 1 Switch# Nombre definido por el usuario para el

conmutador



Tabla 46: BUTPTRC_B1 Grupo de ajustes (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCTConnection Conexión invertida

NoConectadoConectado

- - Conectado Conexión de entrada de TC de hardwareal bloque funcional de bahía

ZoneSel Fijo a ZAFijo a ZBFijo A ZA yZBCtrlIncluyeCtrlExcluye

- - CtrlIncluye Forma de control de bahía/TC hacia laszonas

ZoneSwitching ForzarSalidaForzarEntradaCondicionalmente

- - ForzarEntrada Estado de bahía/TC duranteconmutación de zona

CheckZoneSel NoConectadoConectado

- - NoConectado Estado de bahía/TC para la zona decomprobación

tTripPulse 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Duración de pulso de disparo de bahía sila zona dispara en el modoAutoReposición

tZeroCurrent 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Retardo de tiempo para forzar corrientea cero por señal binaria

tInvertCurrent 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Retardo de tiempo para invertir corrientepor señal binaria

Tabla 47: BUTPTRC_B1 Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónBAY01 0 - 13 - 1 BayName01 Nombre definido por el usuario para la

bahía

Tabla 48: BUSPTRC_B1 Grupo de ajustes (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCTConnection Conexión invertida

NoConectadoConectado

- - Conectado Conexión de entrada de TC de hardwareal bloque funcional de bahía

ZoneSel Fijo a ZAFijo a ZBFijo A ZA yZBCtrlIncluyeCtrlExcluye

- - CtrlIncluye Forma de control de bahía/TC hacia laszonas

ZoneSwitching ForzarSalidaForzarEntradaCondicionalmente

- - ForzarEntrada Estado de bahía/TC duranteconmutación de zona

CheckZoneSel NoConectadoConectado

- - NoConectado Estado de bahía/TC para la zona decomprobación

tTripPulse 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Duración de pulso de disparo de bahía sila zona dispara en el modoAutoReposición

tZeroCurrent 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Retardo de tiempo para forzar corrientea cero por señal binaria

tInvertCurrent 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Retardo de tiempo para invertir corrientepor señal binaria



Tabla 49: BUSPTRC_B1 Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónBAY01 0 - 13 - 1 BayName01 Nombre definido por el usuario para la

bahía

Tabla 50: BZITGGIO Grupo de ajustes (básicos)


On- - Off Operación de transferencia de carga/

interconexión de zona

tAlarm 0.00 - 6000.00 s 0.01 300.00 Alarma retardada para transferencia decarga/interconexión de zona demasiadolarga

Tabla 51: BZISGGIO Grupo de ajustes (básicos)


On- - Off Operación de transferencia de carga/

interconexión de zona

tAlarm 0.00 - 6000.00 s 0.01 300.00 Alarma retardada para transferencia decarga/interconexión de zona demasiadolarga

3.6 Protección de corriente

3.6.1 Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapasOC4PTOC




Protección de sobreintensidad de fasede cuatro etapas

OC4PTOC

44 alt

3I>

TOC-REVA V1 ES

51/67

3.6.1.1 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 65.



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 65: 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 52.

Tabla 52: Características de tiempo inverso

Nombre de la curvaANSI Extremadamente inversa

ANSI Muy inversa

ANSI Inversa normal

ANSI Moderadamente inversa

ANSI/IEEE Tiempo definido

ANSI Extremadamente inversa de tiempo largo

ANSI Muy inversa de tiempo largo

ANSI Inversa de tiempo largo

IEC Inversa normal

IEC Muy inversa

IEC Inversa

IEC Extremadamente inversa

IEC Inversa de tiempo corto

IEC Inversa de tiempo largo

IEC Tiempo definido

Programable por el usuario

ASEA RI

RXIDG (logarítmica)

Las diferentes características se describen en el Manual de referencias técnicas.

Ix>: nivel de corriente de fase de funcionamiento para la etapa x , expresado en %de IBase.

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

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



IxMult: multiplicador para escalar el valor de ajuste de la corriente. Si se activa unaseñal de entrada binaria (EnableMultiplier), el nivel de funcionamiento de lacorriente aumenta mediante esta constante de ajuste. Margen de ajuste: 1.0-10.0

txMin: tiempo mínimo de funcionamiento para todas las características de tiempoinverso. En corrientes altas, la característica de tiempo inverso puede ofrecer untiempo de funcionamiento muy corto. Mediante el ajuste de este parámetro, eltiempo de funcionamiento de la etapa nunca puede ser más corto que el ajuste.Margen de ajuste: 0,000 - 60,000 s en etapas de 0,001 s.

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

ResetTypeCrvx: la reposición del temporizador de retardo se puede hacer dediferentes maneras. Al elegir el ajuste, existen las posibilidades que aparecen en latabla 53.

Tabla 53: 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 39 para la ecuaciónde característica de tiempo.

[ ]

>

p

At s B IxMult

iC

in

= + ×

-

æ öç ÷ç ÷ç ÷æ öç ÷ç ÷è øè ø

EQUATION1261 V2 EN (Ecuación 39)

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.


Tabla 54: OC4PTOC Grupo de ajustes (básicos)


On- - Off Operación Off/On

IBase 1 - 99999 A 1 3000 Corriente base


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 55: 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 56: OC4PTOC Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMeasType DFT

RMS- - DFT Selección entre medición DFT y RMS

3.6.2 Protección de sobreintensidad monofásica de cuatroetapas PH4SPTOC




Protección de sobreintensidadmonofásica de cuatro etapas

PH4SPOCM

44 alt

I>

OC V1 ES

51

3.6.2.1 Aplicación

La función de protección de sobreintensidad monofásica de cuatro etapas(PH4SPOCM) se utiliza en varias aplicaciones de la red eléctrica. Algunos usos son:

• Protección de cortocircuito de líneas en sistemas de distribución ysubtransmisión. Por lo general, estas líneas tienen una estructura radial.

• Protección de respaldo de cortocircuito de líneas de transmisión.• Protección de respaldo de cortocircuito de transformadores de potencia.• Protección de cortocircuito de diferentes tipos de equipos conectados a la red

eléctrica como: bancos de condensadores shunt, reactores shunt, motores y otros.• Protección de respaldo de cortocircuito de los generadores de potencia.

La protección de sobreintensidad monofásica se utiliza en IEDs que solo tienenentrada desde una fase, por ejemplo protección de barras para barras grandes (conmuchas bahías).

En muchas aplicaciones, se necesitan varias etapas con distintos niveles deactivación de corriente y retardos. PH4SPOCM puede tener hasta cuatro distintasetapas individuales ajustables. La flexibilidad de cada etapa de la funciónPH4SPOCM es enorme. Existen las siguientes opciones:



Elección de las características de retardo de tiempo: Se encuentran disponiblesvarios tipos de características de retardo, como retardo definido y distintos tipos deretardo inverso. Por lo general, la selectividad entre diferentes protecciones desobreintensidad se logra mediante la coordinación entre los retardos defuncionamiento de las diferentes protecciones. Para lograr una coordinaciónóptima, todos los IEDs de sobreintensidad, para estar coordinados entre sí, debentener la misma característica de tiempo. Por lo tanto, se encuentra disponible unaamplia gama de características de tiempo inverso estándar: IEC y ANSI. Tambiénes posible programar una característica de tiempo inverso definida por el usuario.

Por lo general, se requiere que la función de sobreintensidad de fase se reponga tanrápido como sea posible cuando el nivel de corriente es más bajo que el nivel defuncionamiento. En algunos casos, se requiere algún tipo de reposición con retardo.Por lo tanto, se pueden utilizar tres tipos diferentes de características de tiempo dereposición.

Para algunas aplicaciones de protección, puede haber una necesidad de cambiar elnivel de activación de la corriente durante un tiempo. Un caso típico es cuando laprotección mide la corriente de un motor grande. En la secuencia de arranque de unmotor, la corriente de arranque puede ser considerablemente más grande que lacorriente nominal del motor. Por lo tanto, existe la posibilidad de dar un ajuste 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 funciónde protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapas (OC4PTOC) tiene unaposibilidad de restricción por segundo armónico si el nivel de esta corrientearmónica alcanza un valor superior a un porcentaje ajustado de la corrientefundamental.


Los parámetros para la función de protección de sobreintensidad de fase de cuatroetapas (OC) se ajustan a través de la HMI local o del Administrador de proteccióny control (PCM 600) del IED.

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

Operation: Off/On

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



2ndHarmStab: Nivel de funcionamiento de la restricción de corriente del 2º

armónico, ajustada en un % de la corriente fundamental. El rango de ajuste es de5-100% en etapas de 1%. El ajuste predeterminado es de 20%.

HarmRestrainx: Disabled/Enabled, activa el bloqueo desde la restricción armónica.

Ajustes para cada etapa (x = 1-4)Characteristx: Selección de característica de retardo para la etapa x. Lascaracterísticas de retardo definido y de distintos tipos de retardo inverso estándisponibles según se indica en la tabla 57.

Tabla 57: Características de retardo inverso

Nombre de la curvaANSI Extremadamente inversa

ANSI Muy inversa

ANSI Inversa normal

ANSI Moderadamente inversa

ANSI/IEEE Tiempo definido

ANSI Extremadamente inversa de tiempo largo

ANSI Muy inversa de tiempo largo

ANSI Inversa de tiempo largo

IEC Inversa normal

IEC Muy inversa

IEC Inversa

IEC Extremadamente inversa

IEC Inversa de tiempo corto

IEC Inversa de tiempo largo

IEC Tiempo definido

Programable por el usuario

ASEA RI

RXIDG (logarítmica)

Las diferentes características se describen en el Manual de referencias técnicas.

Ix>: Nivel de corriente de fase de funcionamiento para la etapa x expresado en un% de IBase.

tx: Retardo definido para la etapa x. Se utiliza si se elige la característica de tiempodefinido. Margen de ajuste: 0,000-60,000 s en etapas de 0,001 s

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

InxMult: Multiplicador para escalar el valor de ajuste de la corriente. Si se activauna señal de entrada binaria (activar el multiplicador), el nivel de funcionamientode la corriente aumenta mediante esta constante de ajuste. Margen de ajuste: 1,0-10,0



txMin: Tiempo mínimo de funcionamiento para las características de tiempoinverso del IED. En corrientes altas, la característica de tiempo inverso puedeofrecer un tiempo de funcionamiento muy corto. Mediante el ajuste de esteparámetro, el tiempo de funcionamiento de la etapa nunca puede ser más corto queel ajuste. Margen de ajuste: 0,000-60,000 s en etapas de 0,001 s.

ResetTypeCrvx: La reposición del temporizador de retardo se puede hacer dediferentes maneras. Al elegir el ajuste, existen las posibilidades que aparecen en latabla 58.

Tabla 58: 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 independiente, los ajustes posibles de retardo soninstantáneo (1) e IEC (2 = reposición de tiempo constante ajustado).

Para las características de retardo inverso ANSI, los tres tipos de característica detiempo de reposición están disponibles: instantáneo (1), IEC (2 = reposición detiempo constante ajustado) y ANSI (3 = tiempo de reposición que depende de lacorriente).

Para las características de retardo inverso IEC, los ajustes posibles de retardo soninstantáneo (1) e IEC (2 = reposición de tiempo constante ajustado).

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 ajustado) y ANSI (3 =tiempo de reposición que depende de la corriente). Si se utiliza el tipo decaracterística que depende de la corriente, se deben asignar los ajustes pr, tr y cr.

HarmRestrainx: Habilita el bloqueo de la etapa x desde la función de restricciónpor armónico (2.º 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 40 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 al respecto, consulte el Manual de referenciastécnicas.

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 fuerte del transformador. Esto genera una corriente residualdecreciente en la red, ya que la corriente de magnetización se está desviando entrelas fases. Existe el riesgo de que la función de sobreintensidad de fase proporcioneun disparo no deseado. La corriente de entrada tiene un índice relativamente alto decomponente del 2.º armónico. Este componente se puede utilizar para crear unaseñal de restricción a fin de evitar esta función no deseada.

Los ajustes para la restricción del 2.º armónico se describen a continuación.

2ndHarmStab: La tasa de contenido de corriente del segundo armónico para laactivación de la señal de restricción por 2.º armónico, para bloquear etapaselegidas. El ajuste se expresa en % de la corriente residual de frecuenciafundamental. El rango de ajuste es de 5-100% en etapas de 1%. El ajustepredeterminado es 20%.

HarmRestrainx: Este parámetro se puede ajustar a Off/On, desactivar o activar larestricción por 2.º armónico.

La protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapas se puede utilizar 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 oa la etapa con el ajuste de corriente mas baja de la protección de tiempo inversoconstante, se les debe asignar un ajuste de corriente para que la corriente de cargamáxima posible no provoque el funcionamiento de la protección. Aquí también sedebe tener en cuenta la corriente de reposición de la protección, para que un picocorto de sobreintensidad no provoque el funcionamiento de la protección inclusocuando haya finalizado la sobreintensidad. Este fenómeno se describe en lafigura 66.



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 66: Corriente de activación y reposición para una protección desobreintensidad

El valor mínimo de ajuste se puede escribir según la ecuación 41.

ImaxIpu 1.2k

³ ×


donde:

1.2 es un factor de seguridad,

k es la relación de reposición de la protección e

Imax es la corriente de carga máxima.

Se debe calcular la corriente de carga máxima en la línea. En estadísticas defuncionamiento, se puede encontrar la corriente de carga hasta la situación actual.El ajuste de la corriente también debe ser válido para dentro de algunos años. En lamayoría de los casos, es realista que los valores de ajuste se actualicen no más deuna vez cada cinco años. En muchos casos, este intervalo de tiempo es aun másprolongado. Investigue la corriente de carga máxima que pueden resistir diferentesequipos en la línea. Estudie sobre componentes como conductores, transformadoresde corriente, interruptores y seccionadores. Por lo general, el fabricante del equipoproporciona la corriente térmica de carga máxima del equipo.



También existe el requisito de que la protección de sobreintensidad de fase debedetectar todas las faltas dentro de la zona que cubre la protección. Se debe calcularla corriente de la falta Iscmin, que la protección debe detectar. Con este valor comobase, se puede formular el ajuste de la corriente máxima de activación según laecuación 42.

Ipu 0.7 Iscmin£ ×EQUATION1263 V2 EN (Ecuación 42)

donde:

0.7 es un factor de seguridad e

Iscmin es la menor corriente de falta que debe detectar la protección de sobreintensidad.

A modo de resumen, la corriente de activación se debe elegir del intervaloexpresado en la ecuación 43.

Imax1.2 Ipu 0.7 Iscmink

× £ £ ×


El función de alta corriente de la protección de sobreintensidad, que solo tiene unretardo breve del funcionamiento, debe tener un ajuste de corriente tal que laprotección sea selectiva de otra protección en la red eléctrica. Es preferible generarun disparo rápido de faltas dentro de una porción lo más grande posible de la partede la red eléctrica que se va a proteger (zona de protección primaria). Un cálculo dela corriente de falta proporciona la corriente más grande de faltas, Iscmax, en la partemás remota de la zona protegida primaria. Se debe tener en cuenta el riesgo desobrealcance transitorio, debido a un posible componente de CC de la corriente delcortocircuito. El ajuste de corriente mínima de la etapa más rápida de la protecciónde 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

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 que el tiempo de falta sea tan corto que el equipo no se dañecon una sobrecarga térmica, al mismo tiempo que se garantice selectividad. Para la



protección de sobreintensidad en una red de alimentación radial, el ajuste detiempo se puede elegir de forma gráfica. Esto se utiliza principalmente en laprotección de sobreintensidad de tiempo inverso. En la siguiente figura se observacómo se trazan las curvas de tiempo versus corriente en un diagrama. Se elige elajuste 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 67: Tiempo de falta con selectividad mantenida

El tiempo de funcionamiento se puede ajustar de forma individual para cadaprotección de sobreintensidad. Para garantizar la selectividad entre diferentesprotecciones, en la red radial, tiene que haber una diferencia mínima de tiempo Dtentre los retardos de dos protecciones. La diferencia mínima de tiempo se puededeterminar para diferentes casos. Para determinar la diferencia de tiempo más cortaentre ellas, se deben conocer el tiempo de funcionamiento de las protecciones, eltiempo de apertura del interruptor y el tiempo de reposición de la protección. Estosretardos pueden variar de manera significativa entre diferentes equipos. Se puedencalcular los siguientes retardos:



tiempo defuncionamiento de laprotección:

15-60 ms

tiempo de reposición dela protección:

15-60 ms

Tiempo de apertura delinterruptor:

20-120 ms

EjemploImaginemos dos subestaciones, A y B, directamente conectadas entre sí a través deuna misma línea, como se observa en la siguiente figura. Examinamos una faltaubicada en otra línea de la estación B. La corriente de falta a la protección desobreintensidad del IED B1 tiene una magnitud tal que la protección tendrá unfuncionamiento instantáneo. La protección de sobreintensidad del IED A1 debetener una función con retardo. La secuencia de eventos durante la falta se puededescribir mediante un eje de tiempo, consulte la figura 68.

IEC05000205 V1 ES

Figura 68: Secuencia de eventos durante la falta

donde:

t=0 es la falta que ocurre,

t=t1 es la señal de disparo que se envía desde la protección de sobreintensidad en el IED B1. Eltiempo de funcionamiento de esta protección es t1,

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

t=t3 es la protección de sobreintensidad que se repone en el IED A1. El tiempo de reposición dela 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 45.

40 100 40 40 220t ms ms ms ms msD ³ + + + =EQUATION1266 V1 ES (Ecuación 45)

donde se considera que:

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

el tiempo de apertura del interruptor es 100 ms

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

el margen adicional es 40 ms


Tabla 59: PH4SPOCM Grupo de ajustes (básicos)



IBase 1 - 99999 - 1 3000 Ajuste base de valores de Corriente en A

OpStep1 OffOn

- - On Operación por sobreintensidad etapa 1Off / On

Characterist1 ANSI Extrem. Inv.ANSI muy inv.ANSI Norm. Inv.ANSI Moder. Inv.ANSI Tiempo Def.Inv. L.T.E.Inv. L.T.V.IEC Norm. Inv.IEC muy inv.IEC Inv.IEC Extrem. Inv.IEC T.L. Inv.IEC Tiempo Def.ReservadoProgramableTipo RITipo RD


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




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónI1Mult 1.0 - 10.0 - 0.1 2.0 Multiplicador de nivel de corriente de

operación para etapa 1

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

OPStep2 OffOn


Characterist2 ANSI Extrem. Inv.ANSI muy inv.Repos. IECANSI 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.L. Inv.IEC Tiempo Def.ReservadoProgramableTipo RITipo RD





I2Mult 1.0 - 10.0 - 0.1 2.0 Multiplicador para el valor de ajuste decorriente para etapa 2


OpStep3 OffOn


Characterist3 ANSI Extrem. Inv.EventosInformeANSI 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





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónI3> 1 - 2500 %IB 1 250 Nivel de corriente de operación de fase

para etapa 3 en % de IBase

t3 0.000 - 60.000 s 0.001 0.800 Retardo de tiempo independiente(definido) para etapa 3




OpStep4 OffOn









Tabla 60: PH4SPOCM Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripción2ndHarmStab 5 - 100 %IB 1 20 Nivel de operación de operación de

restricción de 2º armónico en % defundamental


- - Instantáneo Selección de tipo de curva de reposiciónpara etapa





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntPCrv1 0.005 - 3.000 - 0.001 1.000 Parámetro P para curva programable

por usuario etapa 1







HarmRestrain1 InhabilitadoHabilitado

- - Habilitado Habilitar bloqueo de etapa 1 porrestricción de armónico






















Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntCCrv3 0.1 - 10.0 - 0.1 1.0 Parámetro C para curva programable

por usuario etapa 3


















3.6.3 Protección de fallo de interruptor CCRBRF

Descripción de funciones Identificación IEC61850



Protección de fallo de interruptor CCRBRF

3I>BF

SYMBOL-U V1 ES

50BF

3.6.3.1 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 del



sistema de despeje de faltas sea defectuoso. El interruptor es un componentenecesario del sistema de despeje de faltas. Por razones de índole práctica yeconómica, no es viable duplicar el interruptor para el componente protegido. Encambio, se utiliza una protección de fallo de interruptor.

El bloque funcional de protección de fallo de interruptor (CCRBRF) emite unaorden de disparo de respaldo a los interruptores adyacentes en caso de no abrirse elinterruptor “normal” para el componente protegido. La detección del fallo deinterrupción de la corriente a través del interruptor se logra mediante la mediciónde la corriente o como detección de la señal de disparo mantenida (incondicional).

El bloque funcional CCRBRF también puede proporcionar un redisparo. Estosignifica que se envía una segunda señal de disparo al interruptor protegido. Lafunción de redisparo se puede utilizar para aumentar las probabilidades defuncionamiento del interruptor, o para evitar el redisparo de respaldo de múltiplesinterruptores en caso de errores durante el mantenimiento y la prueba del relé.


Los parámetros para el bloque funcional de protección de fallo de interruptorCCRBRF se ajustan a través de la HMI local o el PCM600.

Se pueden realizar los siguientes ajustes para la protección de fallo de interruptor.

Operation: Off/On

IBase: Corriente de base en A primaria. Esta corriente se utiliza como referenciapara el ajuste de corriente. Puede ser adecuada para ajustar este parámetro a lacorriente nominal primaria del transformador de corriente donde se efectúa lamedición de corriente.

FunctionMode Este parámetro se puede ajustar a Current o Contact. Estodetermina el modo en que se efectúa la detección de fallo en el interruptor. En elmodo Current la medición de corriente se utiliza para la detección. En el modoContact la larga duración de la señal de posición del interruptor se utiliza comoindicador de fallo del interruptor. El modo Current&Contact significa que ambasformas de detección están activadas. Contact es un modo que se puede utilizar enaplicaciones donde la corriente de falta a través del interruptor es reducida. Estepuede ser el caso de alguna aplicación de protección del generador (por ejemplo,protección de potencia inversa) o en caso de terminales de línea con extremo dealimentación débil.

RetripMode: Este ajuste indica cómo funciona la función de redisparo. Retrip Offsignifica que la función de redisparo no está activado. CB Pos Check(comprobación de posición del interruptor) y Current significan que una corrientede fase debe ser superior al nivel de funcionamiento para permitir el redisparo. CBPos Check (comprobación de posición del interruptor) y Contact significan que elredisparo se efectúa cuando el interruptor está cerrado (se utiliza la posición delinterruptor). No CB Pos Check significa que el redisparo se efectúa sincomprobación de la posición del interruptor.



Tabla 61: 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 46)

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 69: 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 62: CCRBRF Grupo de ajustes (básicos)



IBase 1 - 99999 A 1 3000 Corriente base

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 63: CCRBRF Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónI>BlkCont 5 - 200 %IB 1 20 Corriente para bloqueo de operación de

contacto de interruptor en % de IBase

t3 0.000 - 60.000 s 0.001 0.030 Retardo de tiempo adicional hasta t2para un segundo disparo de respaldo

tCBAlarm 0.000 - 60.000 s 0.001 5.000 Retardo de tiempo para señal de fallo deinterruptor

3.6.4 Protección de fallo de interruptor, versión monofásicaCCSRBRFDescripción de la función Identificación IEC



Protección de fallo de interruptor,versión monofásica

CCSRBRF

I>BF

SYMBOL-II V1 ES

50BF



3.6.4.1 Aplicación

En el diseño del sistema de despeje de faltas, con frecuencia se utiliza el criterioN-1. Esto significa que las faltas se deben despejar aun cuando haya algúncomponente defectuoso en el sistema de despeje de faltas. El interruptor es uncomponente necesario del sistema de despeje de faltas. Por razones de índolepráctica y económica, no es viable duplicar el interruptor para el componenteprotegido. En cambio, se utiliza una protección de fallo de interruptor.

La función de protección de fallo de interruptor, versión monofásica (CCSRBRF),emite una orden de disparo de respaldo a los interruptores adyacentes en caso de noabrirse el interruptor “normal” para el componente protegido. La detección delfallo de interrupción de la corriente a través del interruptor se logra mediante lamedición de la corriente o como detección de la señal de disparo mantenida(incondicional).

La función CCSRBRF también puede emitir una señal de redisparo. Esto significaque se envía una segunda señal de disparo al interruptor protegido. La función deredisparo se puede utilizar para aumentar las probabilidades de funcionamiento delinterruptor, o para evitar el redisparo de respaldo de múltiples interruptores en casode errores durante el mantenimiento y la prueba del relé.


Los parámetros para la protección de fallo de interruptor, versión monofásica(CCSRBRFse ajustan a través de la HMI local o el PCM600.

Se pueden realizar los siguiente ajustes para la protección de fallo de interruptor.

Operation: Off o 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 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 de interruptor. En elmodo Current la medición de corriente se utiliza para la detección. En el modoContact la larga duración de la señal (disparo) de arranque se utiliza comoindicador de fallo de 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 mínima. 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 conalimentación débil.

RetripMode: Este ajuste indica cómo funciona la función de redisparo. Retrip Offsignifica que la función de redisparo no está activada. CB Pos Check(comprobación de posición del interruptor) y Current significan que una corriente



de 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.

IP>: Nivel de corriente para la detección de fallo de interruptor, ajustado a un % deIBase. Este parámetro se debe ajustar de modo que se puedan detectar las faltas concorriente de falta reducida. Este ajuste se puede elegir de acuerdo con la función deprotección más sensible para hacer entrar en arranque la protección de fallo deinterruptor. El ajuste típico es de 10% de IBase.

I>BlkCont: Si se utiliza una detección de fallo de interruptor basada en contactos,esta función se puede bloquear cuando la corriente de fase es superior a este nivelde ajuste. Si FunctionMode está ajustado a Current&Contact , el fallo deinterruptor 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 contactos para corrientes altas. Este ajuste se puede definirdentro del margen de 5 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 50 ms.

t2: Retardo de tiempo del disparo de tiempo de respaldo. La elección de este ajustese efectúa tan breve como sea posible al mismo tiempo que se evita elfuncionamiento no deseado. El ajuste típico es de 90 a 150 ms (también dependedel temporizador de redisparo).

El retardo de tiempo mínimo para el redisparo se puede calcular como:

_2 1³ + + +cbopen BFP reset margint t t t tEQUATION1430 V1 ES (Ecuación 47)

donde:

tcbopen es el tiempo de apertura máximo del interruptor

tBFP_reset es el tiempo máximo para que la protección de fallo de interruptor detecte la 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 70: Secuencia de tiempo

t3: Retardo de tiempo adicional a t2 para un segundo disparo de respaldo TRBU2.En algunas aplicaciones puede existir el requisito de que haya funciones de disparode 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 las 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 del impulso de los interruptores para dispararse desde la protección de fallodel interruptor. El ajuste típico es de 200 ms.


Tabla 64: CCSRBRF Grupo de ajustes (básicos)


On- - Off Modo operación On/Off

IBase 1 - 99999 A 1 3000 Ajuste base de nivel de corriente

FunctionMode CorrienteContactoCorrienteyContacto

- - Corriente Detección para disparo; Corriente/Contacto/Corriente y contacto

RetripMode Redisparo OffI> ComprobaciónSin I> comprob.

- - Redisparo Off Modo de operación de lógica deredisparo: OFF /I> comprobación/ Sin I>comprobación

IP> 5 - 200 %IB 1 10 Nivel de operación, en % de IBase




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

t1 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de redisparo

t2 0.000 - 60.000 s 0.001 0.150 Retardo de disparo de respaldo

t3 0.000 - 60.000 s 0.001 0.030 Retardo adicional hasta t2 para unsegundo disparo de respaldo

tCBAlarm 0.000 - 60.000 s 0.001 5.000 Retardo para señal de fallo de interruptor

tPulse 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Duración del pulso de disparo

3.7 Control

3.7.1 Reenganche automático SMBRREC




Reenganche automático SMBRREC

O->I

SYMBOL-L V1 ES

79

3.7.1.1 Aplicación

En algunos países, es habitual proporcionar restauración retardada después delfuncionamiento de la protección de barras (BBP) para una falta interna, puesto quemuchas faltas en las barras son transitorias; es decir, causadas por animales,plantas, tormentas, objetos que vuelan, etcétera. En esas aplicaciones, por logeneral, un alimentador preseleccionado se cierra automáticamente con ciertoretardo para tratar de volver a reenergizar la barra defectuosa. Generalmente, seselecciona la línea aérea más larga para limitar la corriente de falta si se haproducido una falta permanente en la barra. Si el primer alimentador se cierra conéxito, todos los demás alimentadores que han estado conectados con la mismabarra vuelven a ponerse en servicio automáticamente.

El nivel de protección diferencial sensible en REB670 se puede utilizar durante esetipo de funcionamiento, si se necesita mayor sensibilidad de la protección debarras. La lógica de restauración de barras se puede implementar en la herramientade configuración gráfica de REB670, utilizando las funciones de reengancheautomático, disponibles de manera opcional, y las puertas lógicas incorporadas.Hay dos funciones de reenganche automático disponibles, uno para cada zona.



El reenganche automático es un método muy reconocido para la restauración delservicio en una red eléctrica después de una falta transitoria en la línea. La mayoríade las faltas en la línea son arcos voltaicos, que son transitorios por naturaleza.Cuando la línea eléctrica se desactiva debido al funcionamiento de la protección delínea y los interruptores de línea, el arco se desioniza y recupera la capacidad parasoportar tensiones con un índice más o menos variable. Por lo tanto, se necesitacierto tiempo muerto para una línea desenergizada. Después se puede reanudar elservicio de la línea mediante el reenganche automático de los interruptores delínea. El tiempo muerto seleccionado debe ser suficientemente largo paragarantizar una alta probabilidad de desionización del arco y reenganche exitoso.

Para los interruptores de línea, equipos de reenganche automático o funcionesindividuales, el tiempo de apertura del reenganche automático se utiliza paradeterminar el tiempo muerto de la línea. Cuando se produce simultáneamente eldisparo y reenganche automático en los dos extremos de la línea, el tiempo deapertura del reenganche automático es aproximadamente igual al tiempo muerto dela línea. Si el tiempo de apertura y el tiempo muerto difieren, la línea quedaenergizada hasta que se abren los interruptores en ambos extremos.

Tiempo delinterruptor

Tiempode cierre

Función dereengancheautomático

Tiempo delinterruptor

Tiempo ajustado

de re

enga

nche

IEC04000146 V1 ES

Figura 71: Reenganche automático de intento único con una falta permanente

El disparo monofásico y el reenganche automático monofásico es un modo delimitar el efecto de una falta monofásica sobre el funcionamiento de una redeléctrica. Sobre todo a niveles de tensión más altos, la mayoría de las faltas son



monofásicas (aproximadamente el 90%). Para mantener la estabilidad de las redeseléctricas con enmallado limitado y redireccionamiento paralelo, el reengancheautomático monofásico es muy importante. Durante el tiempo muerto monofásico,la red todavía es capaz de transmitir carga en las dos fases buenas y permanecesincronizada. Se requiere que cada interruptor de fase funcione por separado, loque suele suceder para tensiones de transmisión más altas.

Se puede necesitar un tiempo muerto un poco más largo para el reenganchemonofásico en comparación con el reenganche trifásico de alta velocidad. Esto sedebe a la influencia que tienen la tensión y la corriente sobre el arco de falta en lasfases no disparadas.

Para maximizar la disponibilidad de la red eléctrica, es posible elegir el disparomonopolar y reenganche automático para faltas monofásicas, y el disparo tripolar yreenganche automático para faltas multifásicas. El reenganche automático trifásicose puede realizar con una comprobación de sincronismo o sin ella, y unacomprobación de energización, como la comprobación de línea inactiva o de barrainactiva.

Si durante el tiempo de apertura monopolar, hay una falta “de serie” equivalente enla red, se provoca un flujo de corriente de secuencia cero. Por lo tanto, es necesariocoordinar las protecciones de corriente residual (protección de falta a tierra) con eldisparo monopolar y la función de reenganche automático. También se debe prestaratención a la “discordancia de polos” que se produce cuando los interruptorestienen dispositivos monopolares. Estos interruptores necesitan protección dediscordancia de polos. También se deben coordinar con el reenganche automáticomonopolar y se deben bloquear durante el tiempo muerto cuando se produce unadiscordancia normal provocada. De manera alternativa, deben utilizar un tiempo dedisparo más largo que el tiempo muerto monofásico ajustado.

Para los interruptores de línea y los equipos de reenganche automáticoindividuales, se utiliza la expresión “tiempo de apertura de reengancheautomático”. Este es el ajuste del tiempo muerto para el reenganche automático.Con disparos y reenganches automáticos simultáneos en los dos extremos de lalínea, el tiempo de apertura de reenganche automático es aproximadamente igual altiempo muerto de la línea. De lo contrario, estos dos tiempos pueden diferir, ya queun extremo de la línea puede tener un disparo más lento que el otro, lo quesignifica que la línea no está muerta hasta que se abren ambos extremos.

Si la falta es permanente, la protección de línea vuelve a disparar cuando se intentael reenganche para despejar la falta.

Por lo general, se utiliza una función de reenganche automático por cadainterruptor de línea (CB). Cuando se utiliza un interruptor por cada línea, hay unafunción de reenganche automático en cada extremo. Si las funciones de reenganheautomático en una protección de línea duplicada, es decir dos por interruptor, sedeben tomar medidas para evitar órdenes de reenganche no coordinadas. Endisposiciones con interruptor y medio, dos interruptores o barra en anillo, seutilizan dos interruptores por cada extremo de la línea. Se recomienda el uso de unafunción de reenganche automático por cada interruptor. Con estas configuraciones,



el reenganche secuencial de los dos interruptores se puede utilizar con un circuitode prioridad disponible en la función de reenganche automático. En el caso de unafalta permanente y fallo de reenganche del primer interruptor, el reenganche delsegundo interruptor se cancela y, por lo tanto, se limita el esfuerzo en la redeléctrica. Otra ventaja del reenganche automático conectado con interruptores esque es mucho más simple comprobar que el interruptor se cerró antes de lasecuencia, que el interruptor está preparado para una secuencia de reengancheautomático, etcétera.

La función de reenganche automático se puede configurar para realizar elreenganche automático monofásico o trifásico con una selección de entre variosprogramas de uno a múltiples intentos de reenganche. El tiempo de apertura dereenganche automático trifásico se puede ajustar para proporcionar reengancheautomático de alta velocidad (HSAR) o retardado (DAR). Estas expresiones,HSAR y DAR, se utilizan sobre todo para el reenganche trifásico, ya que elmonofásico es siempre de alta velocidad para evitar mantener la condiciónasimétrica. HSAR por lo general significa un tiempo muerto de menos de 1 s.

La función de reenganche automático realiza el reenganche automático trifásicocon varios programas de uno a múltiples intentos de reenganche.

En los sistemas de transmisión de energía, es común aplicar el reengancheautomático de intento único, trifásico o monofásico. En los sistemas desubtransmisión y distribución, el disparo y el reenganche automático por lo generalson trifásicos. Sin embargo, el modo del reenganche automático varía. Se utilizanuno y múltiples intentos. El primer intento puede tener un retardo corto, HSAR, omás largo, DAR. El segundo intento de reenganche y los posteriores tienen unretardo bastante largo. Cuando se utilizan múltiples intentos, el tiempo muerto debearmonizar con la capacidad del ciclo de funcionamiento del interruptor.

El reenganche automático por lo general es activado por la protección de línea y,en particular, por el disparo instantáneo de esa protección. La función dereenganche automático se puede inhibir (bloquear) cuando están en funcionamientociertas funciones de protección que detectan faltas permanentes, como laprotección de barras, cables o reactores shunt. Las zonas de protección de respaldoque indican faltas fuera de la propia línea también se conectan para inhibir elreenganche automático.

No se debe intentar el reenganche automático cuando se cierra un interruptor y seenergiza una línea sobre falta (SOTF), excepto cuando se utilizan múltiplesintentos donde el segundo intento y los posteriores se activan en caso de cierresobre falta. De la misma manera, en una disposición de barras con múltiplesinterruptores, un interruptor que no se cierra cuando se produce una falta no sedebería cerrar mediante el funcionamiento de la función de reenganche automático.El reenganche automático se suele combinar con una condición de desbloqueo dela comprobación de sincronismo y la comprobación de línea inactiva o de barrainactiva. Para limitar el esfuerzo de turbogeneradores provocado por el reengancheautomático sobre una falta permanente, se puede combinar el reenganche con unacomprobación de sincronismo en los terminales de la línea próximos a esascentrales eléctricas, intentar la energización desde el lado más alejado de la central



y realizar la comprobación de sincronismo en el extremo local si la energización esexitosa.

Los sistemas de protección de transmisión por lo general se subdividen y sesuministran con dos IED de protección redundantes. En esos sistemas, es comúnproporcionar reenganche automático en uno solo de los subsistemas, ya que elrequisito es el despeje de la falta, y el fallo de reenganche debido a que elreenganche automático está fuera de servicio no se considera una perturbaciónimportante. Si se usa dos reenganchadores para el mismo interruptor, la aplicaciónse debe comprobar cuidadosamente y, por lo general, uno debe ser el maestro y sedebe conectar para inhibir el otro reenganche si se ha activado. Esta inhibición sepuede realizar, por ejemplo, desde SMBRREC en funcionamiento.

Cuando se considera el reenganche automático monofásico o trifásico, haynumerosos casos en los que el disparo debe ser trifásico de cualquier manera. Porejemplo:

• Falta evolutiva en la que la falta durante el tiempo muerto se extiende a otrafase. Entonces se deben disparar las otras dos fases y se debe iniciar unreenganche automático y tiempo muerto trifásico.

• Falta permanente• Falta durante el tiempo muerto trifásico• Reenganche automático fuera de servicio o interruptor no preparado para un

ciclo de reenganche automático

Entonces se utiliza “Prepare three-phase tripping” (“Prepare el disparo trifásico”)para seleccionar el disparo trifásico. Esta señal es generada por el reengancheautomático y se conecta al bloque funcional de disparo y también fuera del IED através de E/S cuando se proporciona un reenganche común para dos subsistemas.También se proporciona una señal alternativa “Prepare 1 Phase tripping” (“Prepareel disparo monofásico”), que se puede utilizar como opción cuando el reengancheautomático se comparte con otro subsistema. Esto proporciona una conexión aprueba de fallos, de modo que incluso con un fallo en el IED del reenganchadorautomático se consigue que el otro subsistema activa un disparo trifásico.

Una falta permanente hace que la protección de línea vuelve a disparar cuando serecierra en un intento de despejar la falta.

La función de reenganche automático permite el ajuste de numerosos parámetros.

Por ejemplo:

• numero de intentos de reenganches automáticos;• programa de reenganche automático;• tiempos de apertura de reenganche automático (tiempo muerto) para cada intento.

Ajustar al reenganche automático a Off y OnEl funcionamiento del reenganche automático se puede ajustar a OFF y ONmediante un parámetro de ajuste y mediante un control externo. El parámetro



Operation= Off o On ajusta la función a OFF y ON. Al ajustarOperation=ExternalCtrl el control de OFF y ON se realiza mediante pulsos deseñales de entrada, por ejemplo, desde el sistema de control o desde la entradabinaria (y otros sistemas).

Cuando la función está ajustada a ON y está en funcionamiento (también secumplen otras condiciones, como interruptor cerrado e interruptor preparado), lasalida SETON está activada (alta). Cuando la función está preparada para aceptarel inicio de un reenganche.

Arranque del reenganche automático y condiciones para el arranquede un ciclo de reengancheEl modo habitual de activar un ciclo o secuencia de reenganche es hacerlo cuandose ha producido un disparo de una protección de línea, mediante el envío de unaseñal a la entrada START. Las señales de activación pueden ser señales de disparogeneral o solamente las condiciones para el disparo de zona 1 de una proteccióndiferencial de distancia y asistido por la protección de distancia. En algunos casos,también se puede conectar el disparo asistido de la función de falta a tierradireccional a fin de activar un intento de reenganche.

Cuando se quiere diferenciar el “tiempo de apertura de reenganche automático”trifásico (“tiempo muerto”) para diferentes configuraciones de redes eléctricas opara disparos de diferentes etapas de protección, también se puede utilizar laentrada STARTHS (arranque de reenganche de alta velocidad). Cuando se iniciaSTARTHS, se utiliza el tiempo de apertura de reenganche automático para elintento 1, t1 3PhHS .

Se deben cumplir una serie de condiciones para que se acepte la activación y seinicie un nuevo ciclo de reenganche automático. Están vinculadas con entradasespecíficas. Las entradas son las siguientes:

• CBREADY: interruptor preparado para un ciclo de reenganche, por ejemplo,engranaje de funcionamiento cargado.

• CBPOS para garantizar que el interruptor estaba cerrado cuando se produjo lafalta en la línea y se aplicó el arranque.

• No hay ninguna señal en la entrada INHIBIT, es decir, no hay ninguna señalde bloqueo o inhibición. Una vez aceptado el arranque, se mantiene y se activauna señal interna “Started”. Se puede interrumpir debido a ciertos eventos,como una señal de inhibición.

Arranque del reenganche automático mediante la información deinterruptor abiertoLa función ofrece la posibilidad de iniciar el reenganche automático mediante laposición "interruptor abierto" en lugar de a través de señales de disparo de laprotección si el usuario lo desea. Este modo de activación se selecciona con elparámetro de ajuste StartByCBOpen=On. Es necesario bloquear el reenganche paratodas las operaciones de disparo manuales. Por lo general, también se ajustaCBAuxContType=NormClosed y un contacto auxiliar del interruptor del tipo NC(normalmente cerrado) se conecta a las entradas CBPOS y START. Cuando la



señal cambia de “CB closed” (interruptor cerrado) a “CB open” (interruptorabierto), en la función se genera y se mantiene un pulso de inicio de reengancheautomático, sujeto a las comprobaciones habituales. Después, la secuencia dereenganche continúa de la manera habitual. Se necesita conectar las señales deldisparo manual y otras funciones, que impiden el reenganche, a la entrada INHIBIT.

Bloqueo del reenganche automáticoSe espera que haya intentos de reenganche automático solamente si se producenfaltas transitorias en la propia línea. El reenganche automático se debe bloquear enlas siguientes condiciones:

• Disparo de zonas de protección de distancia con retardo• Disparo de funciones de protección de respaldo• Disparo de la función de fallo de interruptor• Teledisparo recibido desde la función de fallo de interruptor en el extremo remoto• Disparo de la protección de barras

Según el principio de inicio (disparo general o solamente disparo instantáneo)adoptado, las zonas de respaldo y con retardo pueden no ser necesarias. Sinembargo, el fallo de interruptor local y remoto siempre debe estar conectado.

Control del tiempo de apertura de reenganche automático para elintento 1Para el primer intento, se pueden utilizar hasta cuatro ajustes de tiempo diferentes yuna extensión del tiempo. Los ajustes para el tiempo de apertura de reengancheautomático monofásico, bifásico y trifásico se hacen por separado: t1 1Ph, t1 2Ph,t1 3Ph. Si no se aplica ninguna señal de entrada en particular y se selecciona unprograma de reenganche automático con reenganche monofásico, se utiliza eltiempo de apertura t1 1Ph . Si la señal TR2P o TR3P se activa en relación con laentrada START, se utiliza el tiempo de apertura de reenganche automático para elreenganche bifásico o trifásico. También existe una característica de ajuste detiempo aparte para el reenganche automático trifásico de alta velocidad sincomprobación de sincronismo, t1 3PhHS, disponible para su uso cuando esnecesario. Se activa mediante la entrada STARTHS .

Para extender el tiempo de apertura de reenganche automático, se puede agregar unretardo, tExtended t1, al retardo normal del intento 1. Está diseñado para su uso sise pierde el canal de comunicación para la protección de línea permisiva. En esecaso, puede haber una diferencia de tiempo importante en el despeje de la falta enlos dos extremos de la línea. Entonces, un tiempo de apertura de reengancheautomático más largo puede resultar útil. Esta extensión del tiempo se controlamediante el ajuste del parámetro Extended t1=Ony la entrada PLCLOST.

Señal de disparo largaEn circunstancias normales, la orden de disparo se repone rápidamente debido aldespeje de la falta. El usuario puede ajustar una duración máxima del pulso dedisparo tTrip. Una señal de disparo más larga extiende el tiempo de apertura dereenganche automático mediante tExtended t1. Si se utiliza Extended t1=Off, una



señal de disparo larga interrumpe la secuencia de reenganche de la misma maneraque una señal a la entrada INHIBIT.

Cantidad máxima de intentos de reengancheLa cantidad máxima de intentos de reenganche en un ciclo de reengancheautomático se selecciona mediante el parámetro de ajuste NoOfShots. El tipo dereenganche utilizado en el primer intento se ajusta mediante el parámetro FirstShot.La primera alternativa es el reenganche trifásico. Las otras alternativas incluyen elreenganche monofásico o bifásico. Por lo general, no se dispone de un disparobifásico y no hay reenganche bifásico.

La decisión también se toma en el bloque funcional de lógica de disparo(SMPTTRC) donde se selecciona el ajuste 3Ph, 1/3Ph (o 1/2/3Ph) .

FirstShot=3ph (ajuste típico para un intento trifásico único)Reenganche trifásico, de uno a cinco intentos de acuerdo con el parámetroNoOfShots. La salida Prepare el disparo trifásico PREP3P siempre está activada(alta). Se realiza una operación de disparo trifásico para todos los tipos de faltas. Elreenganche es como el trifásico en el modo 1/2/3ph descrito a continuación. Todaslas señales, bloqueos, inhibiciones, temporizadores, requisitos, etcétera, son losmismos que en el ejemplo descrito a continuación.

FirstShot=1/2/3phPrimer intento de reenganche monofásico, bifásico o trifásico, seguido de intentosde reenganche trifásicos, si están seleccionados. En este caso, se supone que lafunción de reenganche automático está "conectada" y "preparada". El interruptorestá cerrado y el engranaje de funcionamiento está preparado (energía defuncionamiento almacenada). La entrada START (o STARTHS) se recibe y semantiene. La salida READY se repone (se ajusta a FALSE). La salida ACTIVEestá activada.

• Si TR2P es baja y TR3P es baja (disparo monofásico ): el temporizador para eltiempo de apertura de reenganche monofásico se inicia y la salida 1PT1(reenganche monofásico en progreso) se activa. Se puede utilizar para inhibirel disparo de discordancia de polos y la protección de falta a tierra durante elintervalo de apertura monofásico.

• Si TR2P es alta y TR3P es alta (disparo bifásico ): el temporizador para eltiempo de apertura de reenganche bifásico se inicia y la salida 2PT1(reenganche bifásico en progreso) se activa.

• Si TR3P es alta (disparo trifásico ): el temporizador para el tiempo de aperturade reenganche trifásico t1 3Ph o t1 3PhHS se inicia y se activa la salida 3PT1(intento 1 de reenganche automático trifásico en progreso).

Mientras cualquiera de los temporizadores del tiempo de apertura de reengancheautomático está en funcionamiento, la salida INPROGR está activada. Cuando eltemporizador de tiempo de apertura se agota, la señal interna respectiva estransmitida al módulo de salida para comprobaciones adicionales y para emitir unaorden de cierre al interruptor.



Cuando se emite una orden de cierre al interruptor, se activa la salida Prepare eldisparo trifásico . Cuando se emite una orden de cierre al interruptor, se activa untemporizador de “recuperación” tReclaim . Si no se produce un disparo durante esetiempo, la función de reenganche automático se repone al estado “preparada” y serepone la señal ACTIVE. Si el primer intento de reenganche falta, se inicia undisparo trifásico y el reenganche trifásico se puede producir a continuación, siestán seleccionados.

FirstShot=1/2ph reenganche monofásico o bifásico en el primer intentoCon el disparo monofásico o bifásico el funcionamiento es como en el ejemplodescrito anteriormente, modo de programa 1/2/3ph. Si el primer intento dereenganche falta, se emite un disparo trifásico seguido de un reenganche trifásico,si está seleccionado. Si se produce un disparo trifásico (TR3P alta), el reengancheautomático se bloquea y no se produce el reenganche.

FirstShot=1ph + 1*2ph: reenganche monofásico o bifásico en elprimer intentoEl intento de reenganche monofásico puede estar seguido del reenganche trifásico,si está seleccionado. El fallo de un intento de reenganche bifásico bloquea elreenganche automático. Si el primer disparo es trifásico el reenganche automáticose bloquea. Si se produce un disparo monofásico (TR2P baja y TR3P baja), elfuncionamiento es como en el ejemplo descrito anteriormente, modo de programa1/2/3ph. Si el primer intento de reenganche falta, se inicia un disparo trifásicoseguido de un reenganche trifásico, si está seleccionado. Se puede realizar unmáximo de cuatro intentos adicionales (de acuerdo con el parámetro NoOfShots ).Con el disparo bifásico (TR2P alta y TR3P baja), el funcionamiento es similar aldescrito anteriormente. Sin embargo, si el primer intento de reenganche falta, seemite un disparo trifásico y el reenganche automático se bloquea. No se producenmás intentos. La expresión 1*2ph se debe entender como “Un solo intento en elreenganche bifásico”. Durante el disparo trifásico (TR2P baja y TR3P alta), elreenganche automático se bloquea y no se produce el reenganche.

FirstShot=1ph + 1*2/3ph: reenganche monofásico, bifásico o trifásicoen el primer intentoCon el disparo monofásico el funcionamiento es como el descrito anteriormente. Siel primer intento de reenganche falta, se emite un disparo trifásico seguido de unreenganche trifásico, si está seleccionado. Con el disparo bifásico o trifásico elfuncionamiento es similar al descrito anteriormente. Sin embargo, si el primerintento de reenganche falta, se emite una orden de disparo trifásico y el reengancheautomático se bloquea. No se producen más intentos. 1*2/3ph se debe entendercomo “Un solo intento en el reenganche bifásico o trifásico”.

FirstShot=1ph + 1*2/3ph: reenganche monofásico, bifásico o trifásicoen el primer intentoCon el disparo monofásico el funcionamiento es como el descrito anteriormente. Siel primer intento de reenganche falta, se emite un disparo trifásico seguido de unreenganche trifásico, si está seleccionado. Con el disparo bifásico o trifásico elfuncionamiento es similar al descrito anteriormente. Sin embargo, si el primer



intento de reenganche falta, se emite un disparo trifásico y el reengancheautomático se bloquea. No se producen más intentos. “1*2/3ph” se debe entendercomo “Un solo intento en el reenganche bifásico o trifásico”.

Tabla 65: Tipos de intentos de reenganche con diferentes ajustes para “FirstShot”

FirstShot Intento 1 Intentos 2-53ph trifásico trifásico

1/2/3ph monofásico trifásico

2ph trifásico --

3ph trifásico --

1/2ph monofásico trifásico

2ph trifásico --

-- --

1ph + 1*2ph monofásico trifásico

2ph -- --

-- --

1/2ph + 1*3ph monofásico trifásico

bifásico trifásico

trifásico --

1ph + 1*2/3ph monofásico trifásico

bifásico --

trifásico --

El inicio de un nuevo ciclo de reenganche se bloquea durante el tiempo de“recuperación ” ajustado después de la realización de la cantidad de intentos dereenganche seleccionada.

Selección externa del modo de reenganche automáticoEl modo de reenganche automático se puede seleccionar mediante el uso de losbloques funcionales de lógica disponibles. A continuación se ofrece un ejemplo enel que la elección del modo se realiza desde un símbolo en la HMI local, a travésdel bloque funcional de conmutador selector solamente con modo trifásico o mono/trifásico, pero existe la alternativa de que haya, por ejemplo, un conmutadorselector de hardware en el frente del panel conectado a un bloque funcional devalor entero o binario (B16I).

Si se utiliza la entrada PSTO, conectada al conmutador remoto-local en la HMIlocal, la elección también se puede hacer desde el sistema de la HMI en la estación,por lo general, ABB Microscada a través de comunicación IEC 61850.

El ejemplo de conexión para selección del modo de reenganche automático seobserva en . Los nombres seleccionados son solo ejemplos, pero observe que elsímbolo en la HMI local solamente puede mostrar tres signos.



IEC07000119_en.vsd

SMBRREC MODEINT

PSTO

SWPOSNNAME1NAME2

31/3

INTONE

SLGGIO

IEC07000119 V2 ES

Figura 72: Selección del modo de reenganche automático desde un símboloen la HMI local, a través del bloque funcional de conmutador selector

Temporizador de recuperación del reengancheEl temporizador de recuperación denominado tReclaim define el tiempo desde laemisión de la orden de reenganche hasta que la función de reenganche automáticose repone. Si se produce un nuevo disparo durante este tiempo, se trata como unacontinuación de la primera falta. El temporizador de recuperación se activa cuandose emite la orden de cierre del interruptor.

Impulso de la orden de cierre del interruptor y contadorLa orden de cierre del interruptor CLOSECB es un pulso con una duración ajustadamediante el parámetro tPulse. En el caso de interruptores sin función antibombeo,se puede utilizar el limitador de pulsos de cierre. Se selecciona mediante elparámetro CutPulse=On. Si se produce un nuevo pulso de disparo (inicio), el pulsode la orden de cierre se corta (se interrumpe). La duración mínima del pulso decierre es siempre 50 ms. Cuando se emite una orden de reenganche, se incrementael contador de operación de reenganche correspondiente. Hay un contador paracada tipo de reenganche y uno para la cantidad total de órdenes de reenganche.

Falta transitoriaDespués de la orden de reenganche, el temporizador de recuperación sigue enfuncionamiento durante el tiempo ajustado. Si no se produce un disparo duranteeste tiempo, tReclaim, el reenganche automático se repone. El interruptorpermanece cerrado y el engranaje de funcionamiento se recarga. Las señales deentrada CBPOS y CBREADY están activadas.

Señal de falta permanente y fallo de reengancheSi se produce un nuevo disparo y aparece una nueva señal de entrada START oTRSOTF, después de la orden de cierre del interruptor, la salida UNSUCCL (fallode cierre) se activa. El temporizador para el primer intento ya no se puede activar.Según la cantidad de intentos de reenganche seleccionada, se pueden realizar otrosintentos o se termina la secuencia de reenganche. Después del tiempo límite deltemporizador de recuperación la función de reenganche automático se repone, peroel interruptor permanece abierto. Faltará la información del “interruptor cerrado” através de la entrada CBPOS . Por lo tanto, la función de reenganche no estápreparada para un nuevo ciclo de reenganche.



Por lo general, la señal UNSUCCL aparece cuando se recibe un nuevo disparo einicio después de realizarse el último intento de reenganche y de bloquearse lafunción de reenganche automático. La señal se repone después del tiempo derecuperación ajustado. También se puede hacer que la señal “de fallo” dependa dela entrada de posición del interruptor. El parámetro UnsucClByCBChk se debeajustar, entonces, a CBChecky también se debe ajustar un temporizador tUnsucCl .Si el interruptor no responde a la orden de cierre y se mantiene abierto, la salidaUNSUCCL se activa después del tiempo tUnsucCl. La salida de fallo se puedeutilizar, por ejemplo, en la disposición de interruptor múltiple para cancelar lafunción de reenganche automático para el segundo interruptor, si el primerinterruptor se cierra sobre una falta persistente. También se puede utilizar paraproducir un enclavamiento del cierre manual hasta que el operador haya repuesto elbloqueo; consulte la sección aparte.

Inicio del enclavamientoEn muchos casos, es requisito que se produzca el bloqueo cuando el intento dereenganche automático falta. Esto se hace con la lógica conectada con las entradasy las salidas de la función de reenganche automático y conectadas a E/S binariassegún sea necesario. Existen muchas alternativas para ejecutar la lógica, quedependen de si el cierre manual está enclavado en el IED, si existe un relé deenclavamiento externo y si la reposición está físicamente conectada o se lleva acabo mediante la comunicación. También hay diferentes alternativas con respecto aqué puede producir el enclavamiento. Ejemplos de preguntas:

• ¿El disparo con retardo de respaldo produce el enclavamiento? (Por lo general,sí).

• ¿Se produce el enclavamiento cuando hay un cierre sobre falta? (Casi siempre).• ¿Se produce el enclavamiento cuando el reenganche automático está ajustado a

OFF durante la falta o, por ejemplo, en modo AR monofásico y la falta esmultifásica? (Por lo general, no, ya que no ha habido ningún intento de cierre).

• ¿Se produce el enclavamiento si el interruptor no tiene suficiente potenciaoperativa para una secuencia de reenganche automático? (Por lo general, no,ya que no ha habido ningún intento de cierre).

En las figuras 73 y 74 la lógica muestra cómo se puede diseñar una lógica deenclavamiento de cierre con el relé de enclavamiento como relé externo, o con elenclavamiento creado de manera interna con el cierre manual que pasa por elbloque funcional de comprobación de sincronismo. Un ejemplo de la lógica deenclavamiento.



Enclavamiento RXMD1

11

1221

MAIN ZAK CLOSE ORDEN DE CIERRE

SMBO

O

SMBRRECO

CCRBRF

BJ-TRIP

ZCVPSOF-TRIP INHIBIT

UNSUCCL

TRBU

IEC05000315_2_en.vsdIEC05000315-WMF V2 ES

Figura 73: Enclavamiento dispuesto con un relé de enclavamiento externo

ORDEN DE CIERRE

O

SMBRRECO

CCRBRF

BU-TRIP

ZCVPSOF-TRIP INHIBIT

UNSUCCL

TRBU

SMPPTRC

Y

RESET LOCK-OUT

O

O

SESRSYN

SOFTWARE OR IO RESET

AUTO STOP

MAN ENOK

MAN CLOSE

SMBRREC CLOSE

CLLKOUT

RSTLOUT

SETLKOUT


SMBO

IEC05000316-WMF V2 ES

Figura 74: Enclavamiento dispuesto con la lógica interna, con el cierremanual en el IED

Falta evolutivaUna falta evolutiva se inicia como una falta monofásica que provoca un disparomonofásico y después alcanza a otra fase. La segunda falta se despeja mediante undisparo trifásico.

La función de reenganche automático primero recibe una señal de disparo yarranque (START) sin ninguna señal trifásica (TR3P). La función de reengancheautomático inicia un reenganche monofásico, si así está programada. Cuando sedespeja la falta evolutiva, se emite una nueva señal START e información dedisparo trifásico (TR3P). La secuencia de reenganche monofásico se detiene y, encambio, el temporizador, t1 3Ph, para el reenganche trifásico se inicia desde cero.La secuencia continúa como una secuencia de reenganche trifásico, si es un modode reenganche alternativo seleccionado.



La segunda falta, que puede ser monofásica, se dispara trifásicamente porque elmódulo de disparo (TR) en el IED tiene un temporizador de falta evolutiva queasegura que la segunda falta siempre se dispara trifásicamente. Para otros tipos derelés que no incluyen esta función, se utiliza la salida PREP3PH (o la invertidaPERMIT1PH) para preparar el otro subsistema para el disparo trifásico. Cuando seproduce una falta evolutiva, la señal se activa poco tiempo después de la reposicióndel primer disparo y, por lo tanto, asegura que los nuevos disparos son trifásicos.

Continuación automática de la secuencia de reengancheLa función de reenganche automático se puede programar para proceder con losintentos de reenganche siguientes (si se seleccionan intentos múltiples) incluso sino se reciben las señales de inicio desde las funciones de protección, pero elinterruptor aún no está cerrado. Esto se logra ajustando el parámetro AutoCont =On y tAutoContWait al retardo necesario para que la función proceda sin un nuevoinicio.

Retención del reenganche automático mediante la protección desobrecarga térmicaSi la entrada THOLHOLD (la protección de sobrecarga térmica retiene elreenganche automático) está activada, retiene la función de reenganche automáticohasta que se repone. Por lo tanto, puede haber un retardo importante entre el iniciodel reenganche automático y la orden de reenganche al interruptor. Se puedeutilizar una lógica externa que limita el tiempo y envía una inhibición a la entradaINHIBIT. La entrada también se puede utilizar para poner el reengancheautomático en pausa durante un periodo más corto o más largo.


ConfiguraciónUtilice la herramienta de configuración del PCM600 para configurar las señales.

Los parámetros de la función de reenganche automático se ajustan a través de laHMI local o de la herramienta de ajustes de parámetros (PST). La herramienta deajustes de parámetros es parte del PCM600.

Recomendaciones para las señales de entradaConsulte los ejemplos de la figura 75, la figura 76 y la figura 77 sobre laconfiguración de valores predeterminados.

ON y OFFEstas entradas se pueden conectar a entradas binarias o a un bloque de interfaz decomunicación para permitir el control externo.

STARTSe debe conectar a la función de protección de salida de disparo, que activa lafunción de reenganche automático (SMBRREC). También se puede conectar a unaentrada binaria para permitir la activación desde un contacto externo. Se puedeutilizar una puerta lógica O para combinar la cantidad de fuentes de activación.



Si se utiliza StartByCBOpen la condición de interruptor abiertotambién se debe conectar a la entrada START.

STARTHS: activación del reenganche automático de alta velocidadA menudo, no se utiliza y se conecta a FALSE. Se puede utilizar cuando se quierenemplear dos tiempos muertos diferentes en las operaciones de disparo deprotección diferentes. Esta entrada activa el tiempo muerto t1 3PhHS. El intento 1de reenganche automático de alta velocidad activado por esta entrada no tienecomprobación de sincronización.

INHIBITA esta entrada se deben conectar las señales que interrumpen un ciclo dereenganche o impiden la activación. Esas señales pueden provenir de la protecciónpara un reactor shunt conectado a una línea, de la recepción de un teledisparo, defunciones de protección de respaldo, del disparo de la protección de barras o de laprotección de fallo de interruptor. Cuando la posición interruptor abierto se ajustapara activar SMBRREC, la apertura manual también se debe conectar aquí. Lainhibición suele constar de una combinación de señales desde IED externos através de E/S y funciones internas. Entonces, se utiliza una puerta lógica O para lacombinación.

CBPOS y CBREADYEstas entradas se deben conectar a entradas binarias para recibir información desdeel interruptor. La entrada CBPOS se interpreta como interruptor cerrado, si elparámetro CBAuxContType está ajustado a NormOpen, que es el ajustepredeterminado. Con tres engranajes de funcionamiento del interruptor(interruptores monopolares) la conexión debe ser “Todos los polos cerrados”(conexión en serie de los contactos NO) o “Al menos un polo abierto” (conexión enparalelo de contactos NC) si CBAuxContType está ajustado a NormClosed. Laseñal CB Ready significa que el interruptor está preparado para una operación dereenganche, ya sea cierre-apertura (CO) o apertura-cierre-apertura (OCO). Si laseñal disponible es del tipo “CB not charged” (“interruptor no cargado”) o “notready” (“no preparado”), se puede insertar un inversor frente a la entrada CBREADY.

SYNCEsta entrada se conecta a la función de comprobación de sincronización internacuando es necesario. También se puede conectar a una entrada binaria para permitirla sincronización desde un dispositivo externo. Si no se necesita sincronismointerno ni externo o comprobación de energización, se puede conectar a una fuentealta permanente, TRUE. La señal se necesita para la continuidad de los intentostrifásicos 1 a 5. (Atención: No la etapa HS)..

PLCLOSTEsta entrada se utiliza para la pérdida (fallo) del canal de señal de la protección delínea de sistema permisivo, por ejemplo, PLC= fallo de onda portadora de línea de



potencia. Puede estar conectada si se necesita para prolongar el tiempo dereenganche automático cuando la comunicación no funciona, es decir, un extremode la línea se puede disparar con un retardo de zona 2. Cuando la función no seutiliza, se ajusta a FALSE.

TRSOTFEsta es la señal “Trip by Switch Onto Fault” (“disparo por cierre sobre falta”). Porlo general, se conecta a la salida “switch onto fault” (“cierre sobre falta”) de laprotección de línea si se utilizan múltiples intentos de reenganche automático. Laentrada activa los intentos 2 a 5. Si se utiliza un único intento, la entrada se ajusta aFALSE.

THOLHOLDSeñal de “Thermal overload protection holding back Auto-Reclosing” (“laprotección de sobrecarga térmica retiene el reenganche automático”). Por logeneral, se ajusta a FALSE. Se puede conectar con una señal de disparo deprotección de sobrecarga térmica que se repone solamente cuando el contenidotérmico ha bajado a un nivel aceptable, por ejemplo, 70%. Mientras la señal es alta,lo que indica que la línea está caliente, se retiene el reenganche automático.Cuando la señal se repone, continúa el ciclo de reenganche. Observe que el retardoes considerable. La entrada también se puede utilizar con otros propósitos si, poralgún motivo, para contener el intento de reenganche automático.

TR2P y TR3PSeñales para el disparo bifásico y trifásico. Por lo general, están conectadas a lasalida correspondiente en el bloque TRIP. Controlan la elección de tiempo muertoy el ciclo de reenganche de acuerdo con el programa seleccionado. La señal TR2Psolo se debe conectar si el disparo se ha configurado como monofásico, bifásico otrifásico y se prevé un ciclo de reenganche automático bifásico.

WAITSe utiliza para retener el reenganche de la “unidad de baja prioridad” durante unreenganche secuencial. Consulte “Recomendación para la disposición deinterruptor múltiple” a continuación. La señal se activa mediante la salidaWFMASTER en el reenganchador del segundo interruptor, en disposiciones deinterruptor múltiple.

BLKONSe utiliza para bloquear la función de reenganche automático (SMBRREC), porejemplo, cuando surgen ciertas condiciones especiales de servicio. Por lo general,la entrada se ajusta a FALSE. Cuando se utiliza, el bloqueo se debe reponer conBLOCKOFF.

BLOCKOFFSe utiliza para desbloquear la función de reenganche automático SMBRRECcuando se ha bloqueado debido a la activación de la entrada BLKON o a un fallo



de intento de reenganche automático si el ajuste BlockUnsuc está ajustado a On.Por lo general, la entrada se ajusta a FALSE.

RESETSe utiliza para reponer SMBRREC a la condición inicial. La posible retención porsobrecarga térmica se repone. Las posiciones y el ajuste On-Off se activan y secomprueban con los tiempos ajustados. Por lo general, la entrada se ajusta a FALSE.

Recomendaciones para las señales de salidaConsulte la figura 75, la figura 76 y la figura 77 y la configuración de valorespredeterminados para obtener ejemplos.

SETONIndica que la función de reenganche automático (SMBRREC) está ajustada a On yen funcionamiento.

BLOCKEDIndica que la función SMBRREC está bloqueada de manera temporal o permanente.

ACTIVEIndica que la función SMBRREC está activada, desde el inicio hasta el fin deltiempo de recuperación.

INPROGRIndica que hay una secuencia en progreso, desde el inicio hasta la orden dereenganche.

UNSUCCLIndica el fallo de reenganche.

CLOSECBSe conecta a una salida binaria para la orden de cierre del interruptor.

READYIndica que la función SMBRREC está preparada para una nueva secuencia dereenganche completa. Se puede conectar a la extensión de zona de una protecciónde línea si se necesita alcance de zona extendido antes del reenganche automático.

1PT1 y 2PT1Indica que el reenganche automático monofásico o bifásico está en progreso. Seutiliza para bloquear de manera temporal una función de falta a tierra o dediscordancia de polos durante el intervalo de apertura monofásico o bifásico.



3PT1,-3PT2,-3PT3,-3PT4 y -3PT5Indica que los intentos 1 a 5 de reenganche automático trifásico están en progreso.Las señales se pueden utilizar como indicaciones de progreso o para la propia lógica.

PREP3PLa señal “Prepare el disparo trifásico ” por lo general se conecta al bloque dedisparo para forzar un disparo trifásico. Si la función no puede producir unreenganche monofásico o bifásico, el disparo debe ser trifásico.

PERMIT1PLa señal “Permita el disparo monofásico ” es inversa a PREP1P. Se puede conectara un relé de salida binaria para la conexión a relés de disparo o de protecciónexternos. Si se pierde por completo la alimentación auxiliar, el relé de salida cae yno permite el disparo monofásico . Si es necesario, la señal se puede invertirmediante un contacto de apertura del relé de salida.

WFMASTERLa señal “Espera del maestro” se utiliza en unidades de alta prioridad para retenerel reenganche de la unidad de baja prioridad durante un reenganche secuencial.Consulte la recomendación para disposiciones de interruptor múltiple en lafigura 77.

Otras salidasLas otras salidas se pueden conectar para indicaciones, registro de perturbación,según sea necesario.



ONOFFBLKONBLOCKOFFINHIBIT

BLOCKEDSETON

INPROGRACTIVE

UNSUCCLSUCCL

CLOSECB

CBREADYCBPOSPLCLOST

1PT1

WFMASTER

RESET

START

THOLHOLD

READY

TRSOTF

SYNC

INPUTxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx

>1

>1

OUTPUTxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx

PROTECTIONxxxx-TRIP

ZCVPSOF-TRIPZMQPDIS-TRIP

SESRSYN-AUTOOK

IOM IOMSMBRREC


PERMIT1PPREP3P

F

FT

STARTHSSKIPHS

FF

TR2PTR3P

FT

WAITRSTCOUNT

FF

3PT12PT1

3PT23PT33PT43PT5

F

IEC04000135 V2 EN

Figura 75: Ejemplo de conexiones de señales de E/S en una función dereenganche trifásico

Recomendaciones de ajuste para disposiciones de interruptor múltipleEl reenganche secuencial en disposiciones de interruptor múltiple, como las deinterruptor y medio, dos interruptores o barra en anillo, se logra otorgandodiferentes prioridades a los dos interruptores de la línea. Consulte la figura 77. Enla disposición de un interruptor, el ajuste es Priority = None. En la disposición deinterruptor múltiple, el primer interruptor, el maestro, se ajusta a Priority = High yel otro interruptor se ajusta a Priority = Low.

Mientras el reenganche del maestro está en progreso, se emite la señalWFMASTER. Un retardo de un segundo en la reposición asegura que la señalWAIT se mantenga alta durante el tiempo de cierre del interruptor. Después de unfallo de reenganche, también se mantiene mediante la señal UNSUCCL. En launidad esclava, la señal WAIT retiene una operación de reenganche. Cuando laseñal WAIT se repone en el momento de un reenganche exitoso del primerinterruptor, la unidad esclava se desbloquea para continuar con la secuencia dereenganche. El parámetro tWait ajusta un tiempo máximo de espera para lareposición de la señal WAIT. Cuando se agota el tiempo, interrumpe el ciclo dereenganche de la unidad esclava. Si falta el reenganche del primer interruptor, la



señal de salida UNSUCCL conectada a la entrada INHIBIT de la unidad esclavainterrumpe la secuencia de reenganche de esta última.

Las señales se pueden conectar cruzadas para permitir el cambio deprioridad simplemente mediante el ajuste de las prioridades High yLow sin cambiar la configuración. Las entradas CBPOS para cadainterruptor son importantes en las disposiciones de interruptormúltiple para asegurar que el interruptor estaba cerrado al principiodel ciclo. Si el interruptor con prioridad alta no está cerrado, laprioridad alta se traslada al interruptor con prioridad baja.

ONOFFBLKONBLOCKOFFINHIBIT

BLOCKEDSETON

INPROGRACTIVE

UNSUCCLSUCCL

CLOSECBPERMIT1P

CBREADYCBPOSPLCLOST

3PT1

WFMASTER

RESET

START1PT12PT1

TRSOTF

TR2PTR3PSYNC

INPUTxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx

>1

>1

OUTPUTxx

>1

PROTECTIONxxxx-TRIP

ZCVPSOF-TRIPZMQPDIS--TRIP

TRIP-TR2PTRIP-TR3PSESRSYN-AUTOOK

EF4PTOC-BLOCK

IOM IOMSMBRREC


xxxxxxxxxx

xxxxxxxx

STARTHS

SKIPHSF

F

THOLHOLDF

WAIT

RSTCOUNTF

F

3PT23PT33PT43PT5

FT

F

READYPREP3P TRIP-P3PTR

IEC04000136 V2 EN

Figura 76: Ejemplo de conexiones de señales de E/S en una función dereenganche monofásico



IE C 0 4 0 0 0 1 3 7 _ 2 _ e n .v s d

A C T IV EU N S U C C L

R E A D Y

C L O S E C B

3 P T 23 P T 3

W A IT

C B P O SC B R E A D Y

T R S O T F

S T A R T

R E S E T

B L O C K O F FB L K O NO F FO N B L O C K E D

S E T O NIN P R O G R

3 P T 4S Y N C

IN H IB IT

T e rm in a l ‘ ‘M a e s tro ”P r io r ity = H ig h

S M B R R E C

C L O S E C B

W A IT

T e rm in a l ‘ ‘E s c la v o ”P r io r ity = L o w

C B 1

C B 2

W F M A S T E R

W F M A S T E R

*) O tra s s e ñ a le s d e e n tra d a /s a lid a c o m o e n la s d is p o s ic io n e s a n te r io re s d e in te r ru p to r ú n ic o

P L C L O S TS U C C L

S K IP H SS T A R T H S

R S T C O U N T

T H O L H O L D

P E R M IT 1 PP R E P 3 P

3 P T 12 P T 11 P T 1

3 P T 5

R E S E T

B L O C K O F FB L K O NO F FO N

IN H IB IT

P L C L O S T

S T A R T

S K IP H SS T A R T H S

C B P O SC B R E A D Y

S Y N C

T H O L H O L DT R S O T F

3 P T 23 P T 33 P T 4

P E R M IT 1 PP R E P 3 P

3 P T 12 P T 11 P T 1

3 P T 5

A C T IV EU N S U C C L

R E A D Y

B L O C K E DS E T O N

IN P R O G R

x

x

S U C C L

S M B R R E C

IEC04000137 V2 ES

Figura 77: Señales de entrada y de salida adicionales en la disposición deinterruptor múltiple

Ajustes de parámetros del reenganche automático

OperationEl funcionamiento de la función de reenganche automático (SMBRREC) se puedeajustar a On y Off. El parámetro External ctrl permite ajustarlo a On o Offutilizando un conmutador externo a través de E/S o puertos de comunicación.

NoOfShots: cantidad de intentos de reengancheEn las redes de transmisión eléctrica por lo general se utiliza un intento. En lamayoría de los casos, un intento de reenganche es suficiente, ya que la mayoría de



las faltas de arcos desaparecen después del primer intento. En las redes eléctricascon muchos otros tipos de faltas causadas por otros fenómenos, por ejemplo elviento, se puede necesitar una mayor cantidad de intentos.

Primer intento y programa de reengancheHay seis opciones diferentes para seleccionar los programas de reenganche. El tipode reenganche utilizado para diferentes clases de faltas depende de la configuraciónde la red eléctrica y de las prácticas y preferencias de los usuarios. Cuando losinterruptores son solamente trifásicos, se debe elegir el reenganche trifásico. Estesuele ser el caso de las líneas de subtransmisión y distribución. Trifásico para todoslos tipos de faltas también tiene gran aceptación en redes eléctricas completamenteen malla. En las redes de transmisión con pocos circuitos paralelos, el reenganchemonofásico para faltas monofásicas es una opción atractiva para mantener elservicio y la estabilidad del sistema.

Tiempos de apertura de reenganche automático, tiempos muertosTiempo de reenganche automático monofásico: un ajuste típico es t1 1Ph = 800ms. Debido a la influencia de las fases energizadas, la extinción del arco puede noser instantánea. En las líneas largas con alta tensión el uso de reactores shunt en laforma de una estrella con un reactor neutro mejora la extinción del arco.

Retardo del intento 1 trifásico: para el reenganche automático de alta velocidadtrifásico (HSAR) el tiempo de apertura típico es de 400 ms. Diferentes factoreslocales, como la humedad, la sal y la polución, pueden influir sobre el tiempomuerto necesario. Algunos usuarios aplican un reenganche automático retardado(DAR) con retardos de 10 s o más. El retardo del intento 2 de reenganche y de losposibles intentos posteriores por lo general se ajusta a 30 s o más. Se debe realizaruna comprobación de que el ciclo de servicio del interruptor puede manejar elajuste seleccionado. En algunos casos, el ajuste puede estar restringido por lareglamentación nacional. Para los intentos múltiples, el ajuste de los intentos 2 a 5debe ser más largo que el tiempo del ciclo de funcionamiento del interruptor.

Extended t1 y tExtended t1: tiempo de apertura de reenganche automáticoextendido para el intento 1.

Es posible que el enlace de comunicación en un esquema de protección de líneapermisivo (no estricto), por ejemplo un enlace de onda portadora de línea depotencia (PLC), no siempre esté disponible. Si se pierde, puede provocar undisparo retardado en uno de los extremos de una línea. Existe la posibilidad deextender el tiempo de apertura de reenganche automático en ese caso, mediante eluso de una entrada a PLCLOST y los parámetros de ajuste. Ajuste típico en esecaso: Extended t1 = On y tExtended t1 = 0,8 s.

tSync: tiempo máximo de espera para la comprobación desincronizaciónLa ventana de tiempo se debe coordinar con el tiempo de funcionamiento y otrosajustes de la función de comprobación de sincronización . También se debe prestaratención a la posibilidad de una oscilación de potencia durante el reenganche



después de una falta en la línea. Un tiempo demasiado corto puede impedir unreenganche potencialmente exitoso. Un ajuste típico puede ser de 2,0 s.

tTrip: pulso largo de disparoPor lo general, la orden de disparo y la señal de arranque del reengancheautomático se reponen rápidamente cuando se despeja la falta. Una orden dedisparo prolongada puede depender del fallo de un interruptor para despejar lafalta. La presencia de una señal de disparo cuando el interruptor se recierra provocaun nuevo disparo. Según el ajuste Extended t1 = Off u On, un pulso de disparo/arranque más largo que el tiempo ajustado tTrip bloquea el reenganche o extiendeel tiempo de apertura de reenganche automático. Un pulso de disparo más largoque el tiempo ajustado tTrip inhibe el reenganche. Con un ajuste un poco más largoque el tiempo de apertura de reenganche automático, esta característica no afecta elreenganche. Un ajuste típico de tTrip puede ser similar al tiempo de apertura dereenganche automático.

tInhibit: retardo de reposición de inhibiciónUn ajuste típico es tInhibit = 5,0 s para garantizar la interrupción fiable y elbloqueo temporal de la función. La función se bloquea durante este tiempo despuésde la activación de tinhibit .

tReclaim: tiempo de recuperaciónEl tiempo de recuperación ajusta el tiempo para reponer la función a su estadooriginal, después del cual una falta en la línea y el disparo se tratan como un casonuevo e independiente con un nuevo ciclo de reenganche. Se puede considerar unciclo de funcionamiento del interruptor nominal de, por ejemplo, O-0,3 s CO-3 minCO. Sin embargo, el tiempo de recuperación de 3 minutos (180 s) por lo general noes crítico, ya que los niveles de faltas son en su mayoría inferiores al valor nominaly el riesgo de una nueva falta dentro de un periodo corto es insignificante. Eltiempo típico puede ser tReclaim = 60 o 180 s según el nivel de falta y el ciclo defuncionamiento del interruptor.

StartByCBOpenEl ajuste normal es Off. Se utiliza cuando la función se activa mediante señales dedisparo de protecciones.

FollowCBEl ajuste habitual es Follow CB = Off. El parámetro On se puede utilizar para elreenganche con retardo largo, para cubrir el caso en que un interruptor se cierramanualmente durante el tiempo de apertura de reenganche automático antes de quela función de reenganche haya emitido la orden de cierre del interruptor.

tCBClosedMinUn ajuste típico es 5,0 s. Si el interruptor no se ha cerrado durante al menos estetiempo mínimo, no se acepta la activación del reenganche.



CBAuxContType: tipo de contacto auxiliar del interruptorSe debe ajustar para coincidir con el contacto auxiliar del interruptor utilizado. Serecomienda un contacto NormOpen para generar una señal positiva cuando elinterruptor está en la posición cerrado.

CBReadyType: tipo de señal de interruptor preparado conectadaLa selección depende del tipo de funcionamiento disponible para el engranaje delinterruptor. Con el ajuste OCO (interruptor preparado para un ciclo de apertura-cierre-apertura), la condición se comprueba solamente en el inicio del ciclo dereenganche. La señal desaparece después del disparo, pero el interruptor todavíapuede realizar la secuencia de cierre-apertura (C-O). Para la selección CO(interruptor preparado para un ciclo de cierre-apertura), la condición también secomprueba después del tiempo muerto y reenganche ajustado. Esta selección esimportante, sobre todo, durante el reenganche de múltiples intentos, para asegurarque el interruptor está preparado para una secuencia C-O en el intento 2 y en losintentos posteriores. Durante el reenganche de intento único, se puede utilizar laselección OCO . Según su ciclo de servicio, el interruptor siempre debe tenerenergía almacenada para la operación CO después del primer disparo. (el ciclo defuncionamiento según el estándar IEC 56 es O-0,3 s CO-3min CO).

tPulse: duración del pulso de la orden de cierre del interruptorEl pulso debe ser suficientemente largo para garantizar el funcionamiento fiable delinterruptor. Un ajuste típico puede ser tPulse=200 ms. Un ajuste de pulso máslargo puede facilitar la indicación dinámica durante la realización de pruebas, porejemplo, en el modo “Debug” (“depuración”) de la herramienta de configuraciónde aplicaciones (ACT). En los interruptores sin relés antibombeo, el ajusteCutPulse = On se puede utilizar para evitar el cierre reiterado durante elreenganche sobre falta. Un nuevo arranque corta (interrumpe), entonces, el pulsoactual.

BlockByUnsucClAjuste para determinar si un fallo de intento de reenganche automático bloquea elreenganche automático. Si se utiliza, las entradas BLOCKOFF se deben configurarpara desbloquear la función después de un fallo de intento de reenganche. El ajustenormal es Off.

UnsucClByCBCheck: fallo de cierre mediante comprobación deinterruptorEl ajuste normal es NoCBCheck. El evento “fallo de reenganche automático” sedecide mediante un nuevo disparo dentro del tiempo de recuperación después delúltimo intento de reenganche. Si se quiere obtener la señal UNSUCCL (fallo decierre) en el caso de que el interruptor no responda a la orden de cierre, CLOSECB,se puede ajustar UnsucClByCBCheck= CB Check y ajustar tUnsucCl a, porejemplo, 1,0 s.



Priority y tiempo tWaitForMasterEn las aplicaciones con un solo interruptor, el ajuste es Priority = None. Durante elreenganche secuencial, la función del primer interruptor, por ejemplo cerca de labarra, se ajusta a Priority = High y el segundo interruptor se ajusta a Priority =Low. El tiempo máximo de espera tWaitForMaster del segundo interruptor seajusta más largo que el tiempo de apertura de reenganche automático y con unmargen para la comprobación de sincronismo en el primer interruptor. El ajustetípico es tWaitForMaster=2 s.

AutoCont y tAutoContWait: continuación automática al siguienteintento si el interruptor no se cierra dentro del tiempo ajustadoEl ajuste normal es AutoCont = Off. El parámetro tAutoContWait es el tiempo deespera de SMBRREC para saber si el interruptor está cerrado cuando AutoContestá ajustado a On. Por lo general, este ajuste puede ser tAutoContWait = 2 s.


Tabla 66: SMBRREC Grupo de ajustes (básicos)


Ctrl. ExternoOn

- - Ctrl. Externo Off, CtrlExterno, On

ARMode Trifásico1/2/3fases1/2fases1fase+1*2fases1/2fases+1*3fases1fase+1*2/3fases

- - 1/2/3fases Selección de modo de AR, p. ej. 3fases,1/3fases

t1 1Ph 0.000 - 60.000 s 0.001 1.000 Tiempo de apertura para intento 1,monofásico

t1 3Ph 0.000 - 60.000 s 0.001 6.000 Tiempo de apertura para intento 1,reenganche retardado trifásico

t1 3PhHS 0.000 - 60.000 s 0.001 0.400 Tiempo de apertura para intento 1,reenganche trifásico a alta velocidad

tReclaim 0.00 - 6000.00 s 0.01 60.00 Duración del tiempo de recuperación

tSync 0.00 - 6000.00 s 0.01 30.00 Tiempo máximo de espera paracomprobación de sincronismo OK

tTrip 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Duración máxima de pulso de disparo

tPulse 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Duración del pulso de cierre de interruptor

tCBClosedMin 0.00 - 6000.00 s 0.01 5.00 Tiempo mín. que el interruptor debeestar cerrado antes de permitir unanueva secuencia

tUnsucCl 0.00 - 6000.00 s 0.01 30.00 Tiempo de espera de interruptor antesde indicar con éxito/sin éxito

Priority NingunoBajoAlto

- - Ninguno Selección de prioridad entre terminalesadyacentes Ninguna/Baja/Alta

tWaitForMaster 0.00 - 6000.00 s 0.01 60.00 Tiempo máximo de espera paraliberación desde maestro



Tabla 67: SMBRREC Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónNoOfShots 1

2345

- - 1 Número máximo de intentos dereenganche 1-5

StartByCBOpen OffOn

- - Off Para activar si el AR debe arrancarsecon un interruptor en posición abierta

CBAuxContType NormCerradoNormAbierto

- - NormAbierto Seleccionar el tipo de contacto auxiliardel interruptor, NC/NA para entradaCBPOS

CBReadyType COACA

- - CO Seleccionar tipo de señal preparado deinterruptor CA/ACA

t1 2Ph 0.000 - 60.000 s 0.001 1.000 Tiempo de apertura para intento 1,bifásica

t2 3Ph 0.00 - 6000.00 s 0.01 30.00 Tiempo de apertura para intento 2,trifásica




Extended t1 OffOn

- - Off Tiempo de apertura extendido antepérdida de canal permisivo Off/On

tExtended t1 0.000 - 60.000 s 0.001 0.500 El tiempo muerto trifásico se extiendecon este valor ante pérdida de canalpermisivo

tInhibit 0.000 - 60.000 s 0.001 5.000 Inhibir tiempo de reposición dereenganche

CutPulse OffOn

- - Off Acortar pulso de cierre en un nuevodisparo Off/On

Follow CB OffOn

- - Off Avanzar hasta el siguiente intento si elinterruptor ha estado cerrado durante eltiempo muerto

AutoCont OffOn

- - Off Continuar con el siguiente intento dereenganche si el interruptor no se cerró

tAutoContWait 0.000 - 60.000 s 0.001 2.000 Tiempo de espera tras orden de cierreantes de pasar al siguiente intento

UnsucClByCBChk SinComprobaciónInterruptorComprobación delinterruptor

- - SinComprobaciónInterruptor

Señal de cierre sin éxito obtenida alcomprobar la posición del interruptor

BlockByUnsucCl OffOn

- - Off Bloquear AR por reenganche sin éxito

ZoneSeqCoord OffOn

- - Off Coordinación de dispositivos posteriorescon el AR de protecciones locales



3.7.2 Conmutador giratorio lógico para selección de funcionesy presentación LHMI SLGGIO




Conmutador giratorio lógico paraselección de funcionesy presentación LHMI (SLGGIO)

SLGGIO - -

3.7.2.1 Aplicación

La función de conmutador giratorio lógico para selección de funciones ypresentación LHMI (SLGGIO) (o bloque funcional de conmutador selector, comotambién se lo conoce) se utiliza para obtener una funcionalidad del conmutadorselector similar a la proporcionada por un conmutador selector de hardware. Lasutilidades utilizan mucho los conmutadores selectores de hardware para tenerdistintas funciones que funcionan con valores preestablecidos. Sin embargo, losconmutadores de hardware requieren mantenimiento regular, son origen de unamenor fiabilidad del sistema y de un mayor volumen de compras. Losconmutadores selectores virtuales eliminan todos estos problemas.

El bloque funcional SLGGIO tiene dos entradas operativas (UP y DOWN), unaentrada de bloqueo (BLOCK) y una entrada de posición del operador (PSTO).

SLGGIO se puede activar desde la HMI local y desde fuentes externas(conmutadores), a través de las entradas binarias del IED. También permite elaccionamiento remoto (como desde el ordenador de la estación). SWPOSN es unasalida de valor entero, que proporciona el número de salida real. Puesto que lacantidad de posiciones del conmutador se puede establecer mediante ajustes(consulte más abajo), se debe tener cuidado al coordinar los ajustes con laconfiguración (si la cantidad de posiciones se ajusta a x, por ejemplo, solo estándisponibles las primeras salidas x del bloque en la configuración). Además, lafrecuencia de los pulsos (UP y DOWN) debe ser más baja que el ajuste tPulse.

Desde la HMI local, hay dos modos para utilizar el conmutador: desde el menú ydesde el diagrama unifilar (SLD).


Los ajustes siguientes se encuentran disponibles para la función de conmutadorgiratorio lógico para selección de funciones y presentación LHMI (SLGGIO):

Operation: Ajusta el funcionamiento de la función a On o Off.

NrPos: Ajusta la cantidad de posiciones en el conmutador (32 como máximo). Esteajuste afecta el comportamiento del conmutador cuando cambia de la última a laprimera posición.



OutType: Continuo o Pulsado.

tPulse: En el caso de una salida pulsada, proporciona la longitud del pulso (ensegundos).

tDelay: El retardo entre el frente positivo de la señal de activación UP o DOWN yla activación de la salida.

StopAtExtremes: Ajusta el comportamiento del conmutador en las posicionesextremas. Si se ajusta a 0, cuando se presiona UP en la primera posición, elconmutador salta a la última posición; cuando se presiona DOWN en la últimaposición, el conmutador salta a la primera posición. Cuando se ajusta a 1, no sepermite ningún salto.


Tabla 68: 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.

3.7.3 Miniconmutador selector VSGGIO




Miniconmutador selector VSGGIO - -

3.7.3.1 Aplicación

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 78. Los botones I y O en la HMI local se utilizan para operaciones del tipo on–off .

IEC07000112-2-en.vsd

PSTO

CMDPOS12

IPOS1

NAM_POS1NAM_POS2

IPOS2

CMDPOS21OFFON

VSGGIO

SMBRRECONOFF

SETON

INTONE

INVERTERINPUT OUT

IEC07000112 V2 ES

Figura 78: 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 69: 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



3.7.4 Bloque funcional DPGGIO genérico de dos puntos




E/S según el estándar decomunicaciones IEC 61850

DPGGIO - -

3.7.4.1 Aplicación

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.

3.7.5 Control genérico de 8 señales de un solo punto SPC8GGIO




Control genérico de 8 señales de unsolo punto

SPC8GGIO - -

3.7.5.1 Aplicación

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 70: 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
























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




Bits de automatización, función demando para DNP3.0 AUTOBITS - -

3.7.6.1 Aplicación

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 71: DNPGEN Ajustes sin grupo (básicos)


On- - Off Modo de operación On/Off



Tabla 72: 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 73: 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 74: 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 75: 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 82: 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 83: 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 84: 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 85: 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





3.7.7 Orden simple, 16 señales SINGLECMD




Orden simple, 16 señales SINGLECMD - -

3.7.7.1 Aplicación

La orden simple, 16 señales (SINGLECMD), es una función común y se incluyesiempre en el IED.

Los IED pueden estar provistos de una función para recibir órdenes desde 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 79 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 79 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 79: Ejemplo de aplicación que muestra un diagrama de lógica para elcontrol de un interruptor a través de circuitos de lógica deconfiguración

La figura 80 y la figura 81 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 80: 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 81: 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 92: SINGLECMD Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMode Off

ContinuoPulsada




3.8 Lógica

3.8.1 Bloques lógicos configurables

3.8.1.1 Aplicación

Se dispone de un conjunto de bloques lógicos estándar, como AND, OR, etc., ytemporizadores para adaptar la configuración del IED a las necesidades 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 82: 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 93: 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 94: 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 95: SRM Grupo de ajustes (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMemory Off

On- - On Modo de operación de la función de

memoria



Tabla 96: GATE Grupo de ajustes (básicos)



Tabla 97: TIMERSET Grupo de ajustes (básicos)



t 0.000 - 90000.000 s 0.001 0.000 Retardo para temporizador ajustable n

3.8.2 Bloque funcional de señales fijas FXDSIGNDescripción de funciones Identificación

61850 de la CEIIdentificación60617 de la CEI


Señales fijas FXDSIGN - -

3.8.2.1 Aplicación

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 83: 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 84: 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

3.8.3 Conversión de booleanos de 16 bits a enteros B16IDescripción de la función Identificación IEC



Conversión de booleanos de 16 bits aenteros

B16I - -

3.8.3.1 Aplicación

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).



3.8.4 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 - -

3.8.4.1 Aplicación

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.



3.8.5 Conversión de enteros a booleanos de 16 bits IB16




Conversión de enteros a booleanos de16 bits

IB16 - -

3.8.5.1 Aplicación

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.





3.8.6 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 - -

3.8.6.1 Aplicación

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.



3.9 Monitorización

3.9.1 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

-

3.9.1.1 Aplicación

Las funciones de medición se utilizan para supervisar y medir la red eléctrica, einformar a la HMI local, la herramienta de monitorización dentro del PCM600 o elnivel de estación, por ejemplo, a través del protocolo IEC 61850. La posibilidad demonitorizar los valores medidos de potencia activa, potencia reactiva, corrientes,tensiones, frecuencia, factor de potencia, etc. constantemente es vital para unaproducción, transmisión y distribución de energía eléctrica eficiente. Brinda aloperador del sistema una idea general rápida y sencilla del estado actual de la redeléctrica. Además, se puede utilizar durante las pruebas y la puesta en servicio delos IED de control y protección a fin de verificar la conexión y el funcionamientocorrecto de los transformadores de medida (TC y TT). Durante el funcionamientonormal, se puede verificar el funcionamiento correcto de la cadena de mediciónanalógica de un IED por comparación periódica del valor medido del IED conotros medidores independientes. Por último, se puede utilizar para verificar lacorrecta orientación de la dirección para la función de protección desobreintensidad direccional o de distancia.

Los valores medidos disponibles de un IED dependen del hardwarereal (TRM) y la configuración de la lógica realizada en el PCM600.

Todos los valores medidos se pueden supervisar en base a cuatro límites ajustables:límite bajo-bajo, límite bajo, límite alto y límite alto-alto. También se admite unareducción por sujeción a cero, es decir, el valor medido por debajo de un límiteajustable es forzado a cero, lo cual reduce el impacto del ruido en las entradas.

La supervisión de banda muerta se puede utilizar para comunicar un valor de señalmedido al nivel de estación cuando un cambio en el valor medido supera el límiteumbral ajustado o integral de tiempo de todos los cambios desde la última vez quela actualización del valor superó el umbral. El valor de medición también se puedebasar en el informe periódico.



La función de medición, CVMMXU, proporciona las siguientes cantidades de lared eléctrica:

• P, Q y S: potencia trifásica activa, reactiva y aparente• PF: factor de potencia• U: amplitud de la tensión fase a fase • I: amplitud de la corriente de fase • F: frecuencia de la red eléctrica

Las funciones de medición CMMXU, VNMMXU y VMMXU proporcionan lascantidades físicas:

• I: corrientes de fase (amplitud y ángulo) (CMMXU)• U: tensiones (tensión fase a tierra y fase a fase, amplitud y ángulo) (VMMXU,

VNMMXU)

Es posible calibrar la función de medición para obtener una presentación mejor quela de clase 0,5. Esto se logra mediante la compensación de ángulo y amplitud en 5,30 y 100% de la corriente nominal y 100% de la tensión nominal.

Las cantidades proporcionadas de la red eléctrica dependen delhardware real (TRM) y la configuración de la lógica realizada en elPCM600.

Las funciones de medición CMSQI y VMSQI proporcionan las cantidadessecuenciales:

• I: corrientes secuenciales (secuencia positiva, cero, negativa, amplitud y ángulo)• U: tensiones secuenciales (secuencia positiva, cero y negativa, amplitud y

ángulo)

La función CVMMXU calcula las cantidades de potencia trifásica con los fasoresde frecuencia fundamental (valores DFT) de la corriente medida y las señales detensión respectivamente. Las cantidades de potencia medida están disponiblescomo cantidades calculadas instantáneamente o valor promedio de un período detiempo (con filtro de paso bajo), según los ajustes seleccionados.

3.9.1.2 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 85 (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 85: 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 86:



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 86: 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 98.• Supervisión de nivel de la potencia activa como se observa en la tabla 99.• Parámetros de calibración como se observa en la tabla 100.



Tabla 98: 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 99: 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 100: 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 87.



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 87: Diagrama unifilar para una aplicación en un transformador

Para medir la potencia activa y la reactiva como se indica en la figura 87, 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 88.



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 88: Diagrama unifilar para una aplicación en un generador

Para medir la potencia activa y la reactiva como se indica en la figura 88, 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 103: 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

Mode L1, L2, L3AronSec. pos.L1L2L2L3L3L1L1L2L3

- - 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 104: 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)

UAmpComp5 -10.000 - 10.000 % 0.001 0.000 Factor de amplitud para calibrar latensión al 5% de Ur



IAmpComp5 -10.000 - 10.000 % 0.001 0.000 Factor de amplitud para calibrar lacorriente al 5% de Ir



IAngComp5 -10.000 - 10.000 Grad 0.001 0.000 Calibración de ángulo para corriente al5% de Ir



Tabla 105: 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 106: 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 107: 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 108: 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 109: 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 110: 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 111: 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 112: 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 113: 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 114: 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

3.9.2 Contador de eventos CNTGGIO




Contador de eventos CNTGGIOS00946 V1 ES

-

3.9.2.1 Aplicación

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.

3.9.3 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 115: 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



3.9.4 Informe de estado de señales lógicas BINSTATREP




Informe de estado de señales lógicas BINSTATREP - -

3.9.4.1 Aplicación

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 89: 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 116: 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



3.9.5 Bloque funcional Expansión del valor medido RANGE_XP




Bloque funcional Expansión del valormedido

RANGE_XP - -

3.9.5.1 Aplicación

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.

3.9.6 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 - -

3.9.6.1 Aplicación

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 90 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.

Figura 90: 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). Estostiempos de registro afectan todas las subfunciones en mayor o menor medida,excepto la función de lista de eventos (EL) .

El tiempo de registro previo a la falta (PreFaultRecT) es el tiempo de registroanterior al punto de inicio de la perturbación. El ajuste debe ser al menos 0.1 s paraasegurar suficientes muestras para el cálculo de los valores previos a la falta en lafunción del registrador de valores de disparo (TVR) .

El tiempo de registro posterior a la falta (PostFaultRecT) es el tiempo máximo deregistro después de la desaparición de la señal de activación (no afecta la funcióndel registrador de valores de disparo (TVR) ).

El tiempo límite de registro (TimeLimit) es el tiempo máximo de registro despuésde la activación. El parámetro limita el tiempo de registro si alguna de lascondiciones de activación (tiempo de falta) es muy larga o permanente (no afecta lafunción del registrador de valores de activación (TVR) ).

La reactivación posterior (PostRetrig) se puede ajustar a On o Off. Permite elegir elrendimiento de la función de informe de perturbaciones si aparece una nueva señalde activación en la ventana temporal posterior a la falta.

PostRetrig = Off



La función es insensible a nuevas señales de activación durante el tiempo posteriora la falta.

PostRetrig = On

La función completa el informe actual e inicia un nuevo informe completo, esdecir, este último incluirá lo siguiente:

• nuevo tiempo previo a la falta y tiempo de falta (que se superponen con elinforme anterior)

• los eventos e indicaciones también se pueden guardar en el informe anterior,debido a la superposición

• nuevos cálculos 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 117: 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 118: A1RADR Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónOperation01 Off

On- - Off Operación On/Off

NomValue01 0.0 - 999999.9 - 0.1 0.0 Valor nominal para canal analógico 1

UnderTrigOp01 OffOn

- - Off Usar nivel bajo para activación de canalanalógico 1 (on) o no (off)

UnderTrigLe01 0 - 200 % 1 50 Nivel de activación bajo para canalanalógico 1, en % de la señal

OverTrigOp01 OffOn

- - Off Usar nivel alto para activación de canalanalógico 1 (on) o no (off)

OverTrigLe01 0 - 5000 % 1 200 Nivel de activación alto para canalanalógico 1, en % de la señal

Operation02 OffOn

- - Off Operación On/Off


UnderTrigOp02 OffOn


UnderTrigLe02 0 - 200 % 1 50 Nivel de activación bajo para canalanalógico 2 en % de la señal

OverTrigOp02 OffOn



Operation03 OffOn



UnderTrigOp03 OffOn






Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónOverTrigOp03 Off

On- - Off Usar nivel alto para activación de canal

analógico 3 (on) o no (off)

OverTrigLe03 0 - 5000 % 1 200 Nivel de activación alto para canalanalógico 3 en % de la señal

Operation04 OffOn



UnderTrigOp04 OffOn



OverTrigOp04 OffOn



Operation05 OffOn



UnderTrigOp05 OffOn



OverTrigOp05 OffOn



Operation06 OffOn



UnderTrigOp06 OffOn



OverTrigOp06 OffOn



Operation07 OffOn



UnderTrigOp07 OffOn



OverTrigOp07 OffOn









UnderTrigOp08 OffOn



OverTrigOp08 OffOn



Operation09 OffOn



UnderTrigOp09 OffOn



OverTrigOp09 OffOn



Operation10 OffOn



UnderTrigOp10 OffOn



OverTrigOp10 OffOn



Tabla 119: A4RADR Ajustes sin grupo (básicos)




UnderTrigOp31 OffOn



OverTrigOp31 OffOn









UnderTrigOp32 OffOn



OverTrigOp32 OffOn



Operation33 OffOn



UnderTrigOp33 OffOn



OverTrigOp33 OffOn



Operation34 OffOn



UnderTrigOp34 OffOn



OverTrigOp34 OffOn



Operation35 OffOn



UnderTrigOp35 OffOn



OverTrigOp35 OffOn



Operation36 OffOn






Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUnderTrigOp36 Off

On- - Off Usar nivel bajo para activación de canal

analógico 36 (on) o no (off)


OverTrigOp36 OffOn



Operation37 OffOn



UnderTrigOp37 OffOn



OverTrigOp37 OffOn



Operation38 OffOn



UnderTrigOp38 OffOn



OverTrigOp38 OffOn



Operation39 OffOn



UnderTrigOp39 OffOn



OverTrigOp39 OffOn



Operation40 OffOn



UnderTrigOp40 OffOn





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUnderTrigLe40 0 - 200 % 1 50 Nivel de activación bajo para canal

analógico 40 en % de la señal

OverTrigOp40 OffOn



Tabla 120: B1RBDR Ajustes sin grupo (básicos)


On- - Off Activación de operación On/Off

TrigLevel01 Activación en 0Activación en 1

- - Activación en 1 Activación en flanco positivo (1) onegativo (0) para entrada binaria 1

IndicationMa01 OcultarMostrar

- - Ocultar Máscara de indicación para canal binario1

SetLED01 OffOn

- - Off Ajustar LED rojo en HMI para canalbinario 1

Operation02 OffOn

- - Off Activación de operación On/Off





SetLED02 OffOn


Operation03 OffOn






SetLED03 OffOn


Operation04 OffOn






SetLED04 OffOn


Operation05 OffOn









Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónSetLED05 Off

On- - Off Ajustar LED rojo en HMI para canal

binario 5

Operation06 OffOn






SetLED06 OffOn


Operation07 OffOn






SetLED07 OffOn


Operation08 OffOn






SetLED08 OffOn


Operation09 OffOn






SetLED09 OffOn


Operation10 OffOn






SetLED10 OffOn


Operation11 OffOn









Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónSetLED11 Off

On- - Off Ajustar LED rojo en HMI para canal

binario 11

Operation12 OffOn






SetLED12 OffOn


Operation13 OffOn






SetLED13 OffOn


Operation14 OffOn






SetLED14 OffOn


Operation15 OffOn






SetLED15 OffOn


Operation16 OffOn






SetLED16 OffOn


FUNT1 0 - 255 FunT 1 0 Tipo de función para canal binario 1(IEC-60870-5-103)






Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónFUNT4 0 - 255 FunT 1 0 Tipo de función para canal binario 4

(IEC-60870-5-103)













INFNO1 0 - 255 NoInf 1 0 Número de información para canalbinario 1 (IEC-60870-5-103)














Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónINFNO12 0 - 255 NoInf 1 0 Número de información para canal

binario 12 (IEC-60870-5-103)





3.9.7 Lista de eventos

3.9.7.1 Aplicación

Desde una perspectiva general, el registro continuo de eventos resulta útil para lamonitorización del sistema y es un complemento de las funciones específicas delregistrador de perturbaciones.

La lista de eventos (EL), que siempre se incluye en el IED, registra todas lasseñales de entrada binarias seleccionadas que están conectadas a la función deinforme de perturbaciones. La lista puede contener hasta 1000 eventos conindicador de cronología, que se guardan en una memoria intermedia donde, cuandoel búfer se llena, el evento más antiguo se sobrescribe al registrarse un nuevo evento.

La diferencia entre la función de lista de eventos (EL) y del registrador de eventos(ER) es que la lista actualiza de manera continua el registro con eventos conindicador de cronología, mientras que el registrador es un extracto de los eventosdurante la ventana temporal del informe de perturbaciones.

La información de la lista de eventos está disponible en el IED a través de la HMIlocal o del PCM600.


Los parámetros de ajuste para la función de lista de eventos (EL) forman parte delos ajustes del informe de perturbaciones.

Es posible administrar los eventos de hasta 96 señales binarias, internas o decanales de entrada binarios. Estas señales son iguales a las señales binariasregistradas por el registrador de perturbaciones.

No existe un ajuste específico para la función EL.



3.9.8 Indicaciones

3.9.8.1 Aplicación

Es importante contar con información rápida, concisa y fiable sobre lasperturbaciones en el sistema primario o secundario. Un buen ejemplo son lasseñales binarias que han cambiado de estado durante una perturbación. Estainformación se utiliza principalmente en el corto plazo (por ejemplo, análisis deperturbaciones inmediato, medidas correctivas) para obtener información a travésde la HMI local de manera directa sin conocimiento sobre cómo manejar el IED.

Hay tres LED en la HMI local (verde, amarillo y rojo), que comunican el estadodel IED (en servicio, fallo interno, etcétera) y de la función de informe deperturbaciones (activada).

La función de indicaciones (IND), que siempre se incluye en el IED, muestra todaslas señales de entrada binarias seleccionadas que están conectadas a la función deinforme de perturbaciones y que se han activado durante una perturbación. Loscambios de estado se registran durante todo el tiempo de registro, que depende deljuego de tiempos de registro (tiempo previo a la falta, posterior a la falta y límite) yel tiempo real de la falta. Las indicaciones no tienen indicador de cronología añadido.

La información de indicaciones está disponible para cada una de las perturbacionesregistradas en el IED y el usuario puede utilizar la HMI local para visualizarla.


Los parámetros de ajuste para los LED y la función de indicaciones (IND) formanparte de los ajustes del informe de perturbaciones.

Las señales disponibles son iguales a las señales binarias registradas por el informede perturbaciones. Es posible utilizar todas las señales de entrada binarias para lafunción de indicaciones en la HMI local, pero no se recomienda, puesto que sepierde la vista general. El objetivo es mostrar algunas señales importantes, pero nodemasiadas. Si se ha de realizar un análisis más exhaustivo, se debe utilizar lainformación del registrador de eventos.

Para poder controlar el LED rojo en la HMI local:

SetLEDn: ajuste el LED rojo en la LHMI, en la parte frontal del IED, si cambia elestado de la entrada N binaria.

Existen numerosos ajustes específicos para la función IND:

IndicationMaN: máscara de indicaciones para la entrada N binaria. Si se ajusta(Show), un cambio de estado de esa entrada particular se captura y se muestra en laHMI local. Si no se ajusta (Hide), no se indica el cambio de estado.



3.9.9 Registrador de eventos

3.9.9.1 Aplicación

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:

3.9.10 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, acciones



correctivas) y a largo plazo (por ejemplo, análisis de perturbaciones, estadísticas ymantenimiento, es decir, análisis funcional).

El registrador de valores de disparo (TVR), que siempre se incluye en el IED,calcula los valores de todas las señales analógicas de entradas externasseleccionadas (canal 1-30) conectadas a la función de informe de perturbaciones.El cálculo se lleva a cabo inmediatamente después de finalizar cada registro yencontrarse disponible en el informe de perturbaciones. El resultado es la magnitudy el ángulo de fase, antes y durante la falta, para cada señal analógica de entrada.

La información se utiliza como entrada para la función de ubicación de falta (FL),si se incluye en el IED y se encuentra en funcionamiento.

La información del registrador de valores de disparo (TVR) está disponible paracada una de las perturbaciones registradas en el IED y el usuario puede utilizar laHMI local para obtener la información. La información se incluye en el archivo deregistro de perturbaciones, el cual se puede descargar al PCM600 y analizarutilizando la herramienta de gestión de perturbaciones.


Los parámetros de ajuste del registrador de valores de disparo (TVR) forman partede los ajustes del informe de perturbaciones.

Para el registrador de valores de disparo (TVR), hay un ajuste específico:

ZeroAngleRef: Este parámetro define qué señal analógica utilizar como referenciadel ángulo de fase para todas las otras señales de entrada. Se sugiere indicar unaseñal de entrada de tensión de muestra, por ejemplo, una tensión de fase de la líneao la barra (canal 1-30).

3.9.11 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, un



máximo de 30 señales analógicas externas, 10 señales analógicas (derivadas)internas y 96 señales binarias.

La función se caracteriza por una gran flexibilidad en cuanto a la configuración,condiciones de arranque, tiempos de registro y gran capacidad de almacenamiento.Por lo tanto, el registrador de perturbaciones no depende de las funciones deprotección y puede registrar perturbaciones que no han sido detectadas por dichasfunciones.

La información del registrador de perturbaciones para cada una de lasperturbaciones registradas se guarda en el IED y el usuario puede utilizar la HMIlocal para obtener información general sobre los registros. La información deregistro de perturbaciones se incluye en los archivos de registro de perturbaciones,que se pueden cargar en el PCM600 para la realización de análisis adicionales conla herramienta de administración de perturbaciones. La información también estádisponible en una barra de la estación de acuerdo con IEC 61850 y de acuerdo conIEC 60870-5-103.


Los parámetros de ajuste para la función del registrador de perturbaciones (DR)forman parte de los ajustes del informe de perturbaciones.

Es posible administrar hasta 40 señales analógicas y 96 señales binarias, internas oprovenientes de entradas externas. Las señales binarias son iguales a las señalesregistradas por las otras funciones en la función de informe de perturbaciones, esdecir, la función del registrador de eventos (ER), de indicaciones (IND) y delregistrador de valores de disparo (TVR).

Existe un ajuste específico para la función DR:

OperationM: el canal M analógico es registrado por el registrador deperturbaciones (On) o no (Off). Otros ajustes del informe de perturbaciones, comoOperation y TrigLevel para las señales binarias, también afectan el registrador deperturbaciones.



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 505 181-UES C Sección 4Comunicación de estaciones


La figura 91 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 91: Sistema SA con IEC 61850

La figura 92 muestra la comunicación punto a punto GOOSE.

IEC05000734 V1 ES

Figura 92: Ejemplo de un mensaje GOOSE difundido

Sección 4 1MRK 505 181-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 121: IEC61850-8-1 Ajustes sin grupo (básicos)



GOOSE FrontalOEM311_ABOEM311_CD

- - OEM311_AB Puerto para comunicación GOOSE

Tabla 122: 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 123: 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


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

=IEC05000663=2=es=Original.vsdIEC05000663 V2 ES

Figura 93: 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 124: 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 125: HORZCOMM Ajustes sin grupo (básicos)


On- - Off Operación

Tabla 126: 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 95) 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 94: 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 95, 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 95: 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 127: 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 128: 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 96: 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 129: 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 130: I103IEDCMD Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónFUNTYPE 1 - 255 FunT 1 255 Tipo de función (1-255)

Tabla 131: I103CMD Ajustes sin grupo (básicos)




Tabla 132: 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 133: I103IED Ajustes sin grupo (básicos)


Tabla 134: I103USRDEF Ajustes sin grupo (básicos)


INFNO_1 1 - 255 NoInf 1 1 Número de información para entradabinaria 1 (1-255)










Tabla 135: I103SUPERV Ajustes sin grupo (básicos)


Tabla 136: I103EF Ajustes sin grupo (básicos)


Tabla 137: I103FLTDIS Ajustes sin grupo (básicos)


Tabla 138: I103FLTSTD Ajustes sin grupo (básicos)


Tabla 139: I103AR Ajustes sin grupo (básicos)


Tabla 140: 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 141: 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 142: 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 143: 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 97. El protocolo que se utiliza es IEEE/ANSI C37.94.Con esta solución, la distancia típica es de 110 km.

1MRK 505 181-UES C Sección 5Comunicación remota


LDCM

LDCM

LDCM

LDCMLDCM

LDCMLDCMLDCM

LDCMLDCM

LDCM

LDCMLD

CMLD

CM

LDCMLDCM

en06000519-2.vsdIEC06000519 V2 ES

Figura 97: 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 98. Estas soluciones están destinadasa conexiones con un multiplexor que, al mismo tiempo, está conectado a una red detransmisión de telecomunicaciones (por ejemplo, SDH o PDH).

IEC05000527 V1 ES

Figura 98: 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.

5.1.1.2 Posibilidad de aplicación con el REB670 monofásico

Para aplicaciones de protección de barras en subestaciones donde se necesitaselección dinámica de zonas, es necesario, típicamente, cablear los contactos

Sección 5 1MRK 505 181-UES CComunicación remota


auxiliares normalmente abiertos y normalmente cerrados desde cada seccionador y/o interruptor monitorizado hasta las entradas de optoacoplador de la protección debarras. Cuando se utiliza la versión monofásica de REB670 (es decir, B31), senecesitan seis entradas de optoacoplador (es decir, dos en cada fase/IED) por cadaobjeto de aparamenta de conexión primaria. Para estaciones grandes (es decir, con24 bahías), esto requiere de bastantes entradas binarias en cada IED. Para limitar lacantidad de entradas de optoacopladores necesarias en cada IED, es posible utilizarmódulos de comunicación LDCM a fin de compartir de manera efectiva las E/Sbinarias entre tres unidades, como se observa en la figura 9999.

<= 192 señales binarias =>

LDC

M#1

LDC

M#2

LDC

M#1

LDC

M#2

LDC

M#1

LDC

M#2

REB 670, B31Fase L1



Estado del cable de los

seccionadoresdesde bahías

01-08



09-16



17-24

REB 670, B31Fase L2

REB 670, B31Fase L3

=IEC06000198=1=es=Original.vsdIEC06000198 V1 ES

Figura 99: Ejemplo de cómo compartir E/S binarias entre IED REB670monofásicos utilizando módulos LCDM

Como se observa en la figura 99, es posible cablear solo el estado de las bahías01-08 al IED L1. Después de eso, se puede enviar la información acerca del estadode los contactos auxiliares para los objetos de la aparamenta de maniobra desdeestas ocho bahías, a través de módulos LDCM, hasta las otras dos fases. De unmodo similar, la información desde otras bahías solo se puede cablear al IED defase L2, respectivamente L3 para luego ser compartida con las otras dos fases através de una comunicación LDCM.

El retardo de comunicación LDCM típico entre dos IED se encuentra en el ordende los 30-40 ms. Tenga en cuenta que este retardo no presenta problemas prácticospara el estado del seccionador. Sin embargo, el retardo causado por lacomunicación LDCM puede ser crucial para el estado de los interruptores. En tales



casos, se recomienda enfáticamente que al menos la orden de cierre del interruptordesde cada interruptor esté cableada directamente a las tres fases/IED paraminimizar el riesgo de un funcionamiento no deseado de las zonas de proteccióndiferencial de barras debido a una inclusión tardía de la corriente de la bahíacorrespondiente en el circuito de medición diferencial.

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 deservicio. 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 144: 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

OptoPower BajaPotenciaAltaPotencia

- - 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 145: 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





TransmCurr TI-GRP1TI-GRP2TI-SUMTI-DIF1TI-DIF2

- - TI-GRP1 Modo de suma para valores de corrientetransmitidos






Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónRedChSwTime 5 - 500 ms 5 5 Retardo de tiempo antes de conmutar al

canal 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


Tabla 146: 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





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




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónAsymDelay -20.00 - 20.00 ms 0.01 0.00 Retardo asimétrico cuando la

comunicación 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 la configuración REB670

6.2.1 Descripción variante de A20 trifásicoVersión trifásica del IED con dos zonas de protección diferencial de bajaimpedancia y cuatro entradas trifásicas de TC (A20). Esta versión se usa paraaplicaciones más simples, como conexiones en T, esquinas en malla, etc.

6.2.2 Descripción variante de A31 trifásicoVersión trifásica del IED con dos zonas de protección diferencial de bajaimpedancia y ocho entradas trifásicas de TC (A31). Esta versión se usa paraaplicaciones en barras más pequeñas, con hasta dos zonas y ocho entradas de TC.

6.2.3 Descripción variante de B20 y B21 monofásicosVersión monofásica del IED con dos zonas de protección diferencial de bajaimpedancia y doce entradas de TC (B20, B21).

• Se encuentran disponibles tres módulos de entradas binarias, por lo que B20 seusa para aplicaciones en las que no se requiere selección dinámica de zonas,como estaciones con una barra y con interruptor de seccionamiento de barras osin él, disposiciones de interruptor y medio o de dos interruptores. Estos tresIED ofrecen soluciones rentables para tales disposiciones de subestacionessimples con hasta doce entradas de TC.

• La versión B21 se usa para aplicaciones en subestaciones en las que serequiere selección dinámica de zonas o mayor cantidad de entradas y salidasbinarias. Estas estaciones, por ejemplo, son estaciones con dos barras, conbarra de transferencia o sin ella, con hasta doce entradas de TC. Observe quelas entradas binarias se pueden compartir entre fases mediante la inclusión delmódulo de comunicación LDCM. Esto simplifica el cableado del armario yahorra tarjetas de E/S.

1MRK 505 181-UES C Sección 6Configuración


• Esta versión se puede utilizar con transformadores de corriente de sumamonofásicos o trifásicos, auxiliares y externos, con diferente relación deespiras para cada fase.

6.2.4 Descripción variante de B31 monofásicoVersión monofásica del IED con dos zonas de protección diferencial de bajaimpedancia y veinticuatro entradas de TC (B31).

• El IED está diseñado para aplicaciones de protección de barras en grandessubestaciones, en las que se necesita selección dinámica de zonas, unacantidad bastante grande de entradas y salidas binarias, y muchas entradas delos TC. El IED incluye dos zonas diferenciales y veinticuatro entradas de TC.Observe que las entradas binarias se pueden compartir entre fases mediante lainclusión del módulo de comunicación LDCM. Esto simplifica el cableado delarmario y ahorra tarjetas de E/S.

• Esta versión se puede utilizar con transformadores de corriente de sumamonofásicos o trifásicos, auxiliares y externos, con diferente relación deespiras para cada fase.

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

• completamente configurado para la cantidad total de bahías disponibles encada versión de REB670;

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

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

• funcionalidad para bloquear todos los disparos de bahía a través de la HMIlocal o de manera externa a través de una entrada binaria, pero dejando enservicio todas las demás funciones (es decir, zonas BBP, BFP y OCP segúncorresponda);

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

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

• funcionalidad para conectar señal de disparo de bahía externa

6.2.6 Configuración #1 denominada X01• Esta configuración incluye solo protección de barras para disposiciones de

estaciones simples (es decir, estaciones con interruptor y medio, dos

Sección 6 1MRK 505 181-UES CConfiguración


interruptores o un solo interruptor). Además, se puede utilizar para estacionescon dos barras y un interruptor, en las que la réplica del seccionador se realizausando solo el contacto auxiliar b de cada seccionador o interruptor. Comoconsecuencia, no se encuentra disponible la supervisión del seccionador/interruptor. También es posible adaptar esta configuración con la herramientade matriz de señales para utilizarla como sustitución directa de terminalesRED521 · 1.0. Esta configuración está disponible para las cinco versiones deREB670 (es decir, A20, A31, B20, B21 y B31). Hay que tener en cuenta quelas funciones opcionales de protección de fallo de interruptor CCRBRF,protección de zona muerta y protección de sobreintensidad PH4SPTOC sepueden pedir junto con esta configuración, pero no están preconfiguradas. Porlo tanto, estas funciones opcionales deben ser configuradas por el usuario final.

6.2.7 Configuración #2 denominada X02• Esta configuración incluye solo protección de barras para estaciones con dos

barras y un interruptor, en las que la selección de zonas se realiza utilizandolos contactos auxiliares a y b de cada seccionador o interruptor. Por lo tanto, seencuentra disponible la supervisión completa del seccionador/interruptor. Estaconfiguración solo está disponible para tres versiones de REB670 (es decir,A31, B21 y B31). Hay que tener en cuenta que las funciones opcionales deprotección de fallo de interruptor CCRBRF, protección de zona muerta yprotección de sobreintensidad PH4SPTOC se pueden pedir junto con estaconfiguración, pero no están preconfiguradas. Por lo tanto, estas funcionesopcionales deben ser configuradas por el usuario final.

6.2.8 Configuración #3 denominada X03• Esta configuración incluye BBP con protección de fallo de interruptor

CCRBRF, protección de zona muerta y protección de sobreintensidadPH4SPTOC para estaciones con dos barras y un interruptor, en las que laselección de zonas se realiza utilizando los contactos auxiliares a y b de cadaseccionador o interruptor. Por lo tanto, se encuentra disponible la supervisióncompleta del seccionador/interruptor. Esta configuración solo está disponiblepara tres versiones de REB670 (es decir, A31, B21 y B31).

1MRK 505 181-UES C Sección 6Configuración


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 505 181-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 505 181-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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