Sistema de Protecciones Generador Central Diesel AGG · el equipo, el tamaño del generador no es...

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERÍA INDUSTRIAL

PROYECTO FIN DE CARRERA

SISTEMA DE PROTECCIONES

GENERADOR CENTRAL DIESEL

ÁLVARO GARCÍA GARCÍA

MADRID, septiembre de 2007

Autorizada la entrega del proyecto al alumno:

Álvaro García García

EL DIRECTOR DEL PROYECTO

Juan Carlos Larrañaga Horna

Fdo: Fecha:

Vº Bº del Coordinador de Proyectos

Tomás Gómez San Román

Fdo: Fecha:

Resumen iii

Resumen

El presente proyecto es un sistema de protecciones para un generador de una

central diesel. Las protecciones eléctricas constituyen un sistema indispensable para

todo tipo de instalación eléctrica, en el caso que nos ocupa de un sistema de

protecciones para un generador, la protección de generadores supone la consideración

de las máximas posibilidades de condiciones de funcionamiento anormal en el

generador, en comparación con la protección de cualquier otro elemento de sistema.

Los generadores representan el equipo con uno de los costes mas elevados en un

sistema eléctrico de potencia y se encuentran sometidos, más que ningún otro equipo

del sistema, a los más diversos tipos de condiciones anormales, de ahí el especial

cuidado que había que prestar para la realización del sistema de protecciones

necesarias a aplicar al generador.

Una de las consideraciones más importante a tener en cuenta al analizar las

protecciones de un generador y que no se manifiesta en los restantes equipos que

conforman un sistema eléctrico, es el hecho de que la apertura de su interruptor

principal es condición necesaria, pero no suficiente para evitar la prolongación de

ciertos daños tanto en el sistema como en el generador.

Para proteger el generador se utilizaron equipos de protección multifunción que

permiten duplicar las funciones de protección principales de tal forma que un eventual

fallo en uno de los equipos no deja desprotegido el sistema.

En nuestro caso, para la protección del generador se utilizaron dos equipos REG

316*4 de ABB en configuración redundante (CANAL A, CANAL B), dejando la

protección tierra-rotor y de vigilancia de fallo de fusibles en dos relés independientes,

así como la protección diferencial de bloque y sobreintensidad del transformador

principal, que se incorporaran en el SPAD 346 C2-AA.

En cuanto a la REG 316*4 pertenece a la generación de los dispositivos de protección

de generador enteramente numéricos, es decir emplean la conversión

analógica/numérica de los valores de entrada inmediatamente después de los

transformadores de entrada y procesan posteriormente todas las señales numéricas a

través de microprocesadores, de forma que las señales binarias de la conversión se

Resumen iv

derivan a las entradas correspondientes de la unidad de entrada/salida y de esta

manera controlan los relés auxiliares de salida y las señales de los LED.

Generalmente es satisfactorio que un sistema bien diseñado y con buen

funcionamiento sea capaz de soportar una corta salida imprevista de la unidad de

generación sin necesidad de disparo de las protecciones mientras no se ponga en riesgo

el equipo, el tamaño del generador no es el que determina de manera necesaria la

calidad de la protección; lo importante es el efecto de una falta prolongada en el

generador, en el resto del sistema, así en nuestro caso se trabajó con el supuesto de que

nos encontrabamos en lo que es conocido en el argot técnico, como una isla energética,

es decir, que el lugar donde se encuentre la central, cuenta con un solo punto

generador de electricidad y no está conectada a la red general del resto del país. Si en

un punto de la red general se cae una central, la falta de energía se suple con las otras

adyacentes que están conectadas a la misma red, situación imposible de realizar en el

supuesto anterior. Todo esto hace de especial importancia una instalación correcta del

sistema de protecciones al generador para que no ocurra una innecesaria eliminación

del mismo por un disparo en las protecciones, pero esto no se debe tratar de evitar

mediante la omisión de la protección automática indispensable, sino con unos ajustes

que nos ayuden a mantener simultáneamente la seguridad de que no le ocurra ningún

daño al equipo protegido y evitar esos disparos innecesarios por tener unos ajustes

excesivamente estrictos.

Las principales características que se debían tener presentes para la realización del

proyecto y de todo sistema de protección son esencialmente:

- Fiabilidad: Capacidad de operar correctamente cuando es necesario y

evitar la operación incorrecta del sistema.

- Velocidad: Deben operar lo más rápido posible, cuando ello es

necesario.

- Selectividad: Capacidad de un relé de discriminar entre una falta en la

sección protegida y condiciones normales o faltas en cualquier otra

parte del circuito.

- Simplicidad: Aumenta la fiabilidad ya que disminuye el numero de

elementos que pueden fallar.

- Economía: Máxima protección al mínimo costo.

Resumen v

- Robustez: Capacidad de soportar durante años las condiciones

ambientales y de trabajo al que el sistema es sometido.

Una vez hemos tenido presentes las características anteriores para la realización del

proyecto, y partiendo de unos datos iniciales como la disposición existente de los

transformadores auxiliares y de protección en el unifilar facilitado, se estudió la posible

disposición de todos los aparatos dentro del mismo y las necesidades de cada uno de

estos transformadores para la instalación de los aparatos y de las distintas funciones de

protección que fueron implantadas en el mismo. Conocido esto se comenzó con el

diseño de la ingeniería que en el presente proyecto se encuentra en el segundo tomo

del mismo y en la cual se pueden apreciar todas las conexiones necesarias desde el

unifilar, al trifilar, a un desarrollo mas completo para poder apreciar el sistema de

alarmas, relés de disparo del sistema etc… Para su realización fue utilizado el

programa de diseño CIM-Team Dos C-Guide.

En este punto del proyecto, el paso siguiente fue el desarrollo de otros apartados,

tales como el listado del cableado necesario para el armario y poder así ayudar al

operario a realizar el montaje del mismo y en caso de existencia de algún tipo de

problema en el momento de la realización de pruebas en fábrica éste se pueda

solventar de manera rápida y eficaz sabiendo el cable que estaría erróneo puesto que

en estas pruebas se prueban cada uno de los cables del armario.

A continuación lo que se hizo fue el cálculo de ajustes de cada una de las funciones

de protección del sistema, para llevarlo a cabo, se partían de datos tales como

intensidades máximas de cortocircuito, datos relativos al generador como las

reactancias, o las curvas de calentamiento del mismo etc... Una vez finalizados cada

uno de los ajustes de las distintas funciones, hubo que programarlas en las REG 316*4,

para llevar a cabo dicha programación se utilizó el software CAP2_316, versión 6.5b de

ABB, ésta programación se facilita en el anexo C del tomo I del proyecto, dónde se

encuentra tanto la programación del canal A como la del canal B. Para realizar el ajuste

del resto de aparatos del sistema tales como la SPAD o el ITE 60, no fueron necesarios

la programación mediante software de ningún tipo, si no que para ellos dichos ajustes

se introducen manualmente y son mostrados en los displays de los propios aparatos.

Una vez conocidos todos los datos anteriores el último paso llevado a cabo fue la

realización del estudio económico del proyecto y los distintos ensayos sobre el armario

en el que se comprobó el correcto funcionamiento del armario y de los correctos

disparos de cada una de las funciones de protección implantadas en el mismo.

Summary vi

Summary

This project refers to a system for the protection of a generator in a diesel station.

The electrical protections represent an essential system for any kind of electrical

installation, in this case, a system for the protection of a generator. The protection of

generators constitutes the maximum possibilities of abnormal operation conditions in

the generator in comparition to the protection of any other system. The generators are

equipments with one of the highest costs in a electric power system and are subject,

more than any other equipment of the system, to many different kinds of abnormal

conditions. Thus, the special care to be taken for the performance of a system that

renders the necessary protection to a generator.

One of the most significant considerations to bear in mind when analysing the

protections of a generator (which are not applicable to the remaining equipments

forming the electric system) is the fact that the opening of the main interruptor is a

condicion precedent, but not sufficient, to avoid the extension of certain damages both

in the system and in the generator.

To protect a generator, multi-funtion protection equipments are used. These

equipments allow the duplication of the main protection functions so that should any

fail occur in any equipment, the system does not become unprotected.

In this project, two ABB equipments REG 316* in redundant configuration

(CHANNEL A, CHANNEL B) are used for the protection of the generator.

Additionally, the land-rotor protection and the protection to watch over any eventual

fail in the fuses are left in two independent relays, as well as the block differential

protection and the overcurrent in the main generator, which are incorporated in SPAD

346 C2-AA.

REG 316*4 pertains to the generation of entirely numeric devices for the protection

of generators. It means that they use the analogical/numeric conversion of the input

values inmediately after the input transformer and process then all the numeric signal

through microprocessors, so that the binary signals of conversion are derived to the

relevant input which correspond to the input/output unit so that they control the

auxilary relays of output and the LED signals.

Summary vii

It is generally satisfactory that a system properly designed and with a good

operation is able to bear an unexpected short output from the generator unit without

triggering the protections as far as the equipment is not seriously affected. The

generator's size does not necessarily determine the quality of the protection; what it is

really important is the effect of a prolonged lack in the generator, in the rest of the

system. Our project is based on what it is known (under technical jargon) as an

"energetic island", which means that the place in which the station is located counts

with a single point for the generation of electricity and it is not connected to the general

net of the country. If in a specific point of the general net the station breaks down, the

lack of energy is replaced with other adjacents that are connected to the same net. This

situation cannot be analised under the former scenerio. All the above makes a proper

installation of the protection system of the generator be extremely important, so that an

unnecessarily suppression of the same does not occur as a result of the triggering of the

protections. However, this cannot be avoided by the suppresion of the essential

automatic protection but with some adjustments that allow to maintain the certainty

that no damage will affect the protected equipment and at the same time avoid

unnecessary triggers due to very strict adjustments.

The main characteristics to be taken into account in the execution of the project and

in any other protection system are essentially the following:

- Reliability: Capacity to properly operate when necessary and avoid the

unproper operation of the system.

- Velocity: It must operate as fast as possible, when necessary.

- Selectivity: Relay's capacity to distinguish between a failure in a

protected section and normal conditions or failures in any other part of

the circuit.

- Simplicity: Increase the reliability since the number of elements that

might fail decreases.

- Economy: Maximum protection at the minimum cost.

- Robustness: Capacity to bear the environmental and working

conditions under which the system is subjected through the years.

Once we have taken into account the above mentioned characteristics for the

execution of the project, on the basis of initial data as the existing disposition of the

auxiliary and protection transformers in the provided single wire line, we studied an

eventual disposition of all the equipments within the same and the needs of all these

Summary viii

transformers for the installation of the equipments, as well as the different protection

funtions implemented in the same. Being aware of this, we initiated the engineering

design, as described in the second volume of this project, in which all the necessary

connections from the single wire line to the three wire line, until a more defined

description showing the alarm system, relays for the triggering of the system, etc… can

be noted. For that purposes, the design program CIM-Team Dos C-Guide was used.

In this point of the project, the following step was the performance of other

paragraph, such as the list of the necessary wiring for the locker and in order to assist

the operator to carry out the assembly, so that in the event of any problem when

carrying out the testing in the plant, he is able to solve it quickly and efficiently as he is

aware that the wire is not the correct one, since in the testing all the wires of the locker

are tested.

Then, the calculation of the adjustment of every protection function of the system

was carried out on the basis of some data such as the maximum intensity of the

shortcircuit, the data related to the generators as the reactances or the heating curves of

the same, etc... Once completed the adjustments of the different functions, they were

programmed in the REG 316*4. For such purposes, ABB software CAP2_316, version

6.5b was used. The details in connection with the programming of channel A and

channel B are included in annex C volume I of this project. To execute the adjustment

of the remaining equipments of the system such as SPAD or ITE 60, no programming

through any kind of software was necessary, since the adjustments are manually made

and appear in the displays of the equipments.

Being aware of the above, the last step to carry out was the economic study of the

project and the testing of the locker to check the proper operation of the same as well

as of the triggers of every protection function implemented in the same.

Índice ix

Índice

1 CARACTERÍSTICAS DE UN SISTEMA DE PROTECCIONES ............................................... 2

1.1 Objeto de las protecciones................................................................................. 2

1.2 Características de las protecciones................................................................... 4

1.3 Zonas de protección. .......................................................................................... 6

1.4 Algunas clasificaciónes de las protecciones. .................................................. 8

1.4.1 Clasificación según su tiempo de actuación 9

1.4.1.1 Relé instantáneo y relé temporizado ...................................................................................... 9

1.4.2 Clasificación según su magnitud de medida. 12

1.4.2.1 Relé de sobreintensidad. ........................................................................................................ 12

1.4.2.2 Relé direccional ....................................................................................................................... 13

1.4.2.3 Relé de mínima impedancia. ................................................................................................. 16

1.4.2.4 Relé de sobretensión. .............................................................................................................. 17

1.4.2.5 Relé diferencial. ....................................................................................................................... 18

1.4.2.6 Relé de frecuencia. .................................................................................................................. 20

1.5 Tipos de defectos. ............................................................................................. 20

1.6 Actuación de las protecciones. ....................................................................... 21

1.7 Distribución de actuaciones. ........................................................................... 24

2 PROTECCIÓN DE GENERADORES ........................................................................................... 28

2.1 Regulación y funcionamiento generador...................................................... 29

2.2 Defectos en el generador. ................................................................................ 30

2.3 Descripción de los equipos de protección utilizados para la protección

del generador. ................................................................................................... 30

2.3.1 Faltas a tierra en el estator (F11). 30

2.3.2 Faltas a tierra en el rotor (F14) . 33

2.3.3 Faltas entre fases (F10 y F11). 35

2.3.4 Sobrecargas en estator y rotor (F10 y F11). 38

2.3.5 Carga desequilibrada (F10 y F11). 39

2.3.6 Sobretensiones (F10 y F11). 40

2.3.7 Pérdida de excitación (F10 y F11). 41

2.3.8 Sobreexcitación (F10 y F11). 43

2.3.9 Retorno de energía (F10 y F11). 43

2.3.10 Sobrefrecuencia y subfrecuencia (F10 y F11). 44

2.3.11 Corrientes en el eje F10 y F11. 45

2.3.12 Fallo de interruptor (F10 y F11). 45

Índice x

2.3.13 Pérdida de sincronismo. 47

2.3.14 Desequilibrio de tensiones (F13). 48

3 PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR PRINCIPAL ......................................................... 50

3.1 Defectos en el transformador.......................................................................... 50

3.1.1 Causas externas. 50

3.1.2 Causas internas. 51

3.2 Descripción de los equipos de protección utilizados para la protección

del transformador. ........................................................................................... 52

3.2.1 Protecciones propias del transformador. 52

3.2.1.1 Protecciones térmicas. ............................................................................................................ 52

3.2.1.2 Indicador del nivel de aceite.................................................................................................. 53

3.2.1.3 Liberador de presión............................................................................................................... 53

3.2.1.4 Relé Buchholz. ......................................................................................................................... 53

3.2.1.5 Relé Buchholz Jansen.............................................................................................................. 54

3.2.2 Protecciones eléctricas incluidas en los equipos de protección. 54

3.2.2.1 Protección diferencial (F12).................................................................................................... 54

3.2.2.2 Protección de sobreintensidad (F12)..................................................................................... 56

3.2.2.3 Protección tierra trafo 15 kV (F11). ....................................................................................... 56

4 CÁLCULO DE AJUSTES ................................................................................................................ 59

4.1 Objeto cálculo de ajustes ................................................................................. 59

4.2 Datos de entrada............................................................................................... 59

4.3 Ajustes protecciones eléctricas. ...................................................................... 63

4.3.1 Cálculo de los valores de referencia. 63

4.3.1.1 Valores de referencia de las intensidades. ........................................................................... 64

4.3.1.2 Valores de referencia de las tensiones. ................................................................................. 65

4.3.2 Cálculo de corrientes de cortocircuito. 66

4.3.2.1 Cortocircuito en el punto A ................................................................................................... 67

4.3.2.2 Cortocircuito en el punto B. ................................................................................................... 68

4.4 Ajustes protecciones generador ..................................................................... 70

4.4.1 Protección diferencial generador (87G) 70

4.4.2 Protección sobreintensidad temporizada generador (51V) 72

4.4.3 Protección sobreintensidad instantánea generador (51V) 72

4.4.4 Protección secuencia negativa (46G). 73

4.4.5 Protección sobrecarga térmica (49G) 75

4.4.6 Protección retorno de energía (32G). 76

4.4.7 Protección sobretensión (59G) 77

4.4.8 Pérdida de excitación (40G) 78

Índice xi

4.4.9 Protección tierra estator 95% (59NG 95%). 79

4.4.10 Protección de sobreexcitación (24) 80

4.4.11 Protección sobrefrecuencia generador (81M) 81

4.4.12 Protección subfrecuencia generador (81m) 82

4.4.13 Protección faltas a tierra zona 15 kV (64T) 83

4.4.14 Protección fallo interruptor (62). 83

4.5 Protecciones transformador principal (50TP) .............................................. 84

4.5.1 Protección sobreintensidad instantánea transformador principal (50TP). 84

4.5.2 Protección sobreintensidad temporizada transformador principal (51TP) 85

4.5.3 Protección diferencial de bloque (87GT) 86

4.6 Desequilibrio de tensiones (60) ...................................................................... 88

4.7 Protección tierra rotor (64R)............................................................................ 88

5 CABLEADO PROTECCIONES ..................................................................................................... 90

5.1 Objetivo listas de cableado............................................................................. 90

5.2 Nomenclatura utilizada................................................................................... 90

5.3 Cableado planos. .............................................................................................. 91

6 PLIEGO DE CONDICIONES....................................................................................................... 104

6.1 Introducción .................................................................................................... 104

6.2 Descripción técnica......................................................................................... 104

6.2.1 Descripción sistema de excitación 104

6.2.1.1 Introducción........................................................................................................................... 104

6.2.1.2 Regulación y control ............................................................................................................. 105

6.2.1.3 Transformador de excitación ............................................................................................... 105

6.2.1.4 Compundaje serie ................................................................................................................. 105

6.2.1.5 Desexcitación ......................................................................................................................... 106

6.2.2 Descripción técnica sistema de protección 106

6.2.2.1 Introducción........................................................................................................................... 106

6.2.2.2 Descripción de equipos. ....................................................................................................... 107

6.2.3 Características constructivas. 109

6.3 Alcance del suministro. ................................................................................. 110

6.3.1 Armario de sistemas de protección y excitación. 110

6.3.1.1 Sistema de excitación. ........................................................................................................... 110

6.3.1.2 Sistema de protección ........................................................................................................... 113

6.3.2 Ingeniería. 115

6.4 Ensayos en fábrica. Recepción. ..................................................................... 116

6.5 Hojas de datos................................................................................................. 117

Índice xii

6.6 Repuestos recomendados.............................................................................. 118

6.6.1 Repuestos sistema de excitación. 118

6.6.2 Repuestos sistemas de protección. 118

6.7 Plazo de entrega.............................................................................................. 119

6.8 Garantías.......................................................................................................... 119

6.9 Limitación de la responsabilidad. ................................................................ 119

6.10Resto condiciones. .......................................................................................... 119

7 ESTUDIO ECONÓMICO ............................................................................................................. 121

7.1 Coste Materiales ............................................................................................. 121

7.1.1 Materiales Protección 121

7.1.2 Materiales Excitación 122

7.1.3 Coste Armario 123

7.1.4 Coste Total Materiales 123

7.2 Coste Armario Completo .............................................................................. 124

7.3 Coste total armario y Repuestos................................................................... 125

7.4 Coste total proyecto incluyendo el margen bruto ..................................... 126

7.5 Coste total proyecto después de Impuestos ............................................... 126

A UNIFILAR INSTALACIÓN ......................................................................................................... 130

A.1 Condiciones iniciales...................................................................................... 131

A.2 Condiciones finales. ....................................................................................... 131

B CURVAS CARACTERÍSTICAS .................................................................................................. 132

B.1 Capacidad Térmica Estator. .......................................................................... 133

B.2 Capacidad Térmica Rotor. ............................................................................ 133

B.3 Curva de Calentamiento................................................................................ 133

B.4 Diagrama de Potencia. ................................................................................... 133

B.5 Datos Generador............................................................................................. 133

B.6 Curvas Características. .................................................................................. 133

C PARAMETRIZACIÓN EQUIPOS............................................................................................... 134

C.1 Programación CANAL A .............................................................................. 135

C.2 Programación CANAL B............................................................................... 135

D APARATOS UTILIZADOS .......................................................................................................... 136

D.1 Protección numérica generador 316*4......................................................... 136

Índice xiii

D.2 Circuit shield type 60. .................................................................................... 136

D.3 Field ground detector relay 64F. .................................................................. 136

D.4 SPAD 346C. ..................................................................................................... 136

D.5 Fieldbus Adapter with DC-Drives. .............................................................. 136

D.6 Trip circuit Supervision relay SPER 1B1 C4. .............................................. 136

D.7 Miniature circuit-breakers S280 UC series.................................................. 136

D.8 Relés Arteche................................................................................................... 136

D.9 Relés auxiliares biestable BF. ........................................................................ 136

D.10 Relés instantáneos RF......................................................................... 136

Índice de Figuras xiv

Índice de Figuras

Figura 1. Zonas de actuación de las Protecciones de forma ideal. ..................................................... 7

Figura 2. Características relés temporizados ....................................................................................... 10

Figura 3. Relé direccional ....................................................................................................................... 14

Figura 4. Actuación relé direccional ..................................................................................................... 14

Figura 5.Características relé distancia Mho y Ohm............................................................................ 17

Figura 6. Esquema protección diferencial ............................................................................................ 19

Figura 7. Sistema de desexcitación........................................................................................................ 23

Figura 8. Relé Maestro ............................................................................................................................ 25

Figura 9. Matriz de programación de disparos ................................................................................... 26

Figura 10.Relación intensidad de Falta daños provocados a la máquina........................................ 31

Figura 11. Relé corriente continua 64 ................................................................................................... 34

Figura 12. Esquema protección diferencial 87G.................................................................................. 36

Figura 13. Característica actuación protección diferencial ................................................................ 36

Figura 14. Variaciones temperatura en función de la carga .............................................................. 38

Figura 15.Característica de relé de imagen térmica............................................................................ 39

Figura 16. Escalones discretos ............................................................................................................... 40

Figura 17. Ejes P-Q subexcitación y sobrexcitación ............................................................................ 42

Figura 18. Característica pérdida de excitación................................................................................... 43

Figura 19. Característica potencia inversa ........................................................................................... 44

Figura 20. Lógica fallo interruptor ........................................................................................................ 47

Figura 21. Característica pérdida de sincronismo............................................................................... 48

Figura 22. Puntos estudio cortocircuitos .............................................................................................. 67

Figura 23. Corrientes de cortocircuito .................................................................................................. 70

Figura 24. Ajustes protección diferencial ............................................................................................. 71

Figura 25.Característica Secuencia Negativa....................................................................................... 74

Figura 26. Característica sobrecarga térmica ....................................................................................... 75

Figura 27. Característica retorno de energía........................................................................................ 76

Figura 28. Característica pérdida de excitación................................................................................... 79

Figura 29. Lógica fallo de interruptor...................................................................................................84

Figura 30. Característica diferencial de bloque ...................................................................................88

Índice de Tablas xv

Índice de Tablas

Tabla 1. Hoja de Datos excitación ....................................................................................................... 117

Tabla 2.Coste materiales Protecciones................................................................................................ 121

Tabla 3. Coste materiales Excitación................................................................................................... 122

Tabla 4. Coste Armario......................................................................................................................... 123

Tabla 5. Coste Total Materiales............................................................................................................ 123

Tabla 6. Coste Armario Completo....................................................................................................... 124

Tabla 7. Coste Total Armario y Repuestos......................................................................................... 125

Tabla 8. Coste Total incluyendo Margen Bruto................................................................................. 126

Tabla 9. Coste Total Después de Impuestos ...................................................................................... 126

1Características de un sistema de

Protecciones

Características de un sistema de protecciones 2

1 Características de un sistema de Protecciones

1.1 Objeto de las protecciones

La calidad de servicio en el suministro se mide básicamente en términos de número

de las interrupciones en el suministro, así como por el mantenimiento de las

magnitudes de tensión y de frecuencia dentro de los límites prefijados o nominales.

Pero aún en los casos en que los sistemas eléctricos estén óptimamente

proyectados, explotados y conservados, siempre existe la posibilidad de que se

produzcan averías y, en tal caso, estas deben ser eliminadas de forma que las

consecuencias y daños que puedan causar sean los mínimos posibles y además, quede

desconectada del sistema la menor parte de la instalación, a fin de que ésta siga

funcionando en la mayor proporción posible. Esto se logra mediante la implantación

generalizada de equipos de protección.

La misión de un sistema de protecciones eléctricas consiste, por tanto en:

- Identificar y localizar el defecto o falta en cuanto a su tipo y lugar.

- Poner en práctica automáticamente las actuaciones y desconexiones necesarias

para aislar la falta de la manera más rápida, reduciendo los efectos destructivos de la

falta, y poniendo fuera de servicio la parte más pequeña de la instalación que basta

para dejar la falta aislada y al equipo fuera de peligro.

- Señalizar el defecto detectado y las actuaciones efectuadas, suministrando la

información necesaria para la operación segura y el análisis posterior de la incidencia.

Desarrollo histórico para lograr tales fines fue que con la irrupción hacia finales del

siglo XIX, de los primeros sistemas eléctricos de corriente alterna, empezaba una etapa

entonces apenas insospechable para el desarrollo de la energía eléctrica. El

descubrimiento del transformador permitió alrededor de 1885, vislumbrar la

posibilidad de expansión a grandes áreas geográficas del transporte y distribución de

la energía eléctrica.


El crecimiento de los sistemas eléctricos fue generando unas necesidades

auxiliares, entre las cuales se incluyen los sistemas de protección.

Los relés se pueden clasificar de distintas maneras. Como presentación vamos a

elegir una general en base a la función que realizan:

Relés de protección: Detectan alternaciones de las condiciones normales de los

equipos que la protegen, indicando o permitiendo disparos y/o activando alarmas.

Relés de supervisión: Verifican condiciones del sistema, en su zona asignada. Las

condiciones que no implican disparo pueden ser monitorizadas por este tipo de relés.

Relés de Angulo: Establecen o detectan secuencias desfases entre magnitudes

eléctricas.

Relés de regulación: Se activan cuando una variable supera un rango previsto.

Operan sobre equipos auxiliares para devolver la variable a su valor de consigna.

Relés auxiliares: Se utilizan para multiplicar señales y activar equipos. Responden a

la apertura o cierre de contactos de los relés principales y equipos diversos.

En cuanto a los sistemas de protección podemos distinguir dos a grandes rasgos los

sistemas de protección directos e indirectos, los primeros se basan en los que el

elemento de medida es, generalmente, el mismo que el de corte, o está incorporado a

él, y la magnitud que hay que controlar, normalmente la intensidad, se aplica a la

protección sin ningún tipo de protección, este tipo de sistema de protecciones hoy por

hoy está casi en desuso.

Mientras los sistemas de protección indirectos, son aquellos en los que las

magnitudes que hay que controlar (tensión, intensidad, frecuencia, temperatura…) se

transforman en valores normalizados antes de inyectarse al relé de protección. En

general estos sistemas son más costosos pero son donde el concepto de protección

alcanza su plenitud, y los que mayoritariamente se utilizan en la actualidad. En este

tipo de protecciones se usan distintos tipos de relés en los que podemos distinguir:

Relés de atracción electromagnética: Responden instantáneamente al valor eficaz

de la tensión que se les aplica, intensidad o tensión, que es convertida en una fuerza

capaz de cerrar un par de contactos.


Relés electromagnéticos de inducción: Responden de forma temporizada al valor

eficaz de la magnitud que se les aplica. En estos relés, el campo magnético generado en

una bobina produce un par proporcional en un disco o copa, que son los que cierran

los contactos. El tiempo de actuación es inversamente proporcional a la magnitud

medida, o al producto vectorial de las dos, en el caso de copa de inducción.

Relés de cuadro móvil: Son el primer paso hacia los relés estáticos. El valor medio

de la magnitud de entrada se mide por integración y se rectifica. El resultado alimenta

un cuadro móvil que cierra contactos.

Relés estáticos: Son relés totalmente electrónicos. Existen dos tipos principalmente:

- Analógicos: Son estáticos con elementos convencionales. Son el primer tipo de

relés estáticos y su construcción es generalmente modular. Tienen una gran fiabilidad,

duración y precisión

- Digitales: Están dotados de microprocesador, y encaminados a la utilización de

fibra óptica, lo que garantiza la transmisión de gran cantidad de información a alta

velocidad. Incorporan funciones de autodiagnóstico, mejoran las características de

software, tiene mayor flexibilidad, menor mantenimiento y reducen el conexionado.

1.2 Características de las protecciones.

Un sistema de protecciones debidamente concebido debería poseer en la mayor

medida posible, las siguientes características:

Sensibilidad: Capacidad de detectar las variaciones mas pequeñas en los

parámetros medidos, dentro de una zona o elemento protegido. El sistema de

protecciones debe disponer de la suficiente sensibilidad para la detección rápida y

segura de todos los defectos o faltas que puedan existir en la zona protegida.

Selectividad: Capacidad de discriminar cuando se debe actuar, esperar o

bloquearse, en función del lugar y del tipo de falta sucedida, con objeto de originar la

desconexión de la parte de la instalación afectada por la avería y evitar la puesta fuera

de servicio de la parte no afectada.


Rapidez: Se persigue el tiempo mínimo en el proceso detección-selección-actuación,

tratando de minimizar los posibles daños en la instalación, producidos por la falta. En

cualquier caso debe de tenerse en cuenta que al aumentar la velocidad puede

disminuir la fiabilidad y elevar el precio de los equipos de protección, y debe ser

estimada para cada aplicación.

Fiabilidad: Nivel de confianza en el comportamiento correcto:

Seguridad: Probabilidad de no actuar cuando no tiene que hacerlo. Ante la

existencia de las faltas localizadas fuera de la zona protegida, el sistema de

protecciones no debe activarse; es decir, no deben producirse disparos indeseables por

esta causa que reducirían la disponibilidad de la instalación.

Obediencia: Probabilidad de actuación cuando si tiene que hacerlo. Ante la

existencia de un determinado defecto o falta dentro de la zona protegida, el sistema de

protecciones deberá detectarlo e iniciar las acciones oportunas de las protecciones, de

forma que se eviten daños en la instalación.

La operación incorrecta puede ser motivada por una de las siguientes causas, diseño

incorrecto para una aplicación concreta, instalación incorrecta de una protección,

ajustes incorrectos de los valores de operación, deterioro de equipos en servicio por

falta de un adecuado mantenimiento, manipulación indebida etc…

Robustez: Capacidad de soportar durante años las condiciones ambientales y de

trabajo a que son sometidos.

Autonomía: El fallo de cualquier otro elemento de la instalación, ajeno al sistema de

protección, no debe afectar a ésta. El sistema de protección debe ser independiente, en

sus funciones primordiales, del resto de sistemas, con el objeto de que las

consecuencias de la propia avería no afecten a la capacidad para despejarla.

Simplicidad: Un sistema de protección simple es la prueba de un buen diseño. La

simplicidad de un sistema aumenta la fiabilidad, porque el número de elementos que

puede fallar es menor, y se produce un menor número de funcionamientos anómalos.

Economía: Un sistema debe proporcionar la máxima protección al mínimo costo. A

la hora de elegir un sistema o elementos en concreto, debe sopesarse su precio entre los


demás factores de decisión como fiabilidad, selectividad, etc, ya que se deben tener

muy en cuenta que los equipos de protección suponen una inversión inicial muy

elevada en cualquier proyecto.

1.3 Zonas de protección.

Para obtener a la determinación de las protecciones necesarias en una instalación

cualquiera, es preciso disponer de una información completa de ésta. Y conocer

debidamente la influencia de la misma sobre el resto del sistema eléctrico al que está

conectada. Por tanto, será preciso hacer una definición concreta de las zonas de

influencia de la protección, que puede entenderse bajo dos puntos de vista:

Desde el punto de vista de maniobra, se define la zona de protección como la parte

más pequeña de la instalación, delimitada por los interruptores, que debe quedar

aislada cuando en algún punto de ella se produce un defecto.

De cara a la medida, se define como la parte de la instalación donde una protección

es capaz de localizar una falta, con un determinado ajuste.

Las protecciones muy selectivas tales como diferenciales, distancia, etc… sólo

actúan para faltas dentro de un tramo de la instalación delimitado. Sin embargo, las

protecciones menos selectivas actúan al superarse su ajuste, independientemente de la

situación de la falta; y por tanto será necesaria la definición concreta de los márgenes y

zonas de solapamiento, es decir, aquellas zonas de la instalación en las cuales existe la

posibilidad de actuación de varias protecciones, de cada sistema de protección.


Figura 1. Zonas de actuación de las Protecciones de forma ideal.

Por razones prácticas, lo normal es encontrarse transformadores de intensidad a un

solo lado de cada interruptor, a veces, en el lado de la línea. Esta disposición deja una

zona en la que la falta localizada entre el transformador de intensidad y el interruptor

no es despejada por la protección que la detecta. Por este motivo es necesario ampliar

el concepto de zona de protección.

Por otro lado, los interruptores, o las propias protecciones pueden fallar en el

despeje de una falta. Esto motiva la necesidad de dotar a las protecciones de una

segunda o incluso de una tercera zona que cubra los riesgos mas arriba descritos. Esta

operación esta normalmente temporizada para permitir la operación en la zona 1 de las

protecciones. Aunque una operación en las zonas 2 y 3 implica el disparo de más

interruptores, y la puesta fuera de servicio de un mayor número de equipos, siempre es

más deseable que mantener una falta en el sistema.

La fiabilidad de un sistema eléctrico depende siempre de sus protecciones. Muchos

factores pueden causar un fallo de protecciones, o el fallo de un interruptor. Por esta

razón, es usual suplementar la protección principal con otros sistemas para “apoyar” la

operación de una falta del sistema. A este sistema redundante se le llama protección de

reserva, y puede cumplir las funciones encomendadas a la protección principal,

teniendo las mismas características o no.


1.4 Algunas clasificaciónes de las protecciones.

Dispositivo que provoca un cambio brusco en uno o varios circuitos de control

cuando la cantidad de control o cantidades a las que responden cambian de

determinada manera.

Se establecen varias clasificaciones, atendiendo a distintos conceptos, que llevan a

dar diferentes denominaciones a los equipos de protección:

Según su función:

• Sobreintensidad

• Sobrefrecuencia

• Máxima ó mínima tensión etc…

Según su magnitud de entrada o medida:

• Intensidad

• Relés de intensidad o máxima intensidad

• Relés de mínima intensidad

• Tensión

• Relés de sobretensión o de máxima tensión

• Relés de subtensión o de mínima tensión

• Relés de tensión nula o falta de tensión

• Impedancia

• Relé de impedancia

• Frecuencia

• Relé de frecuencia


• Potencia ó producto

• Relé vatimétrico

Según su conexionado de medida

• Fase

• Neutro

Según su actuación sobre el interruptor:

• Directos

• Indirectos o secundarios.

Relés directos e indirectos:

Relés directos son aquellos que actúan directamente sobre le dispositivo de

disparo del interruptor. Casi todos ellos son relés primarios o sea que no utilizan

transformadores de alimentación intermedios y por lo tanto son accionados por la

misma corriente que circula por el elemento a proteger. También existen relés directos

secundarios, que son aquellos que están alimentados desde la corriente secundaria de

un transformador de intensidad.

Mientras entendemos por relés indirectos aquellos que actúan a través de sus

contactos sobre la bobina de apertura de los interruptores. Todos los relés indirectos

son secundarios pues toman su alimentación del secundario de los transformadores de

intensidad.

1.4.1 Clasificación según su tiempo de actuación

1.4.1.1 Relé instantáneo y relé temporizado

El relé de protección puede actuar instantáneamente o después de un cierto tiempo,

aunque la decisión la toma en el momento inicial.

Se entiende por relé instantáneo aquel cuyo tiempo de operación, ot es lo más

rápido posible, atendiendo a las limitaciones técnicas y constructivas del propio relé.


Hoy en día se consideran relés de alta velocidad aquellos que actúan dentro de los dos

primeros ciclos desde la ocurrencia de la falta.

Los relés temporizados tienen un retardo añadido, tras la decisión, para realizar

la actuación. Hay dos tipos de temporizaciones:

1.- De tiempo fijo o independiente. El tiempo es independiente del valor de la

magnitud de entrada; una vez se decide actuar, tarda en hacerlo un tiempo que

siempre es fijo, de acuerdo a un ajuste determinado.

2.- De tiempo inverso o dependiente. Los retardos son inversamente

proporcionales al valor de la magnitud de entrada. Las curvas que representan el valor

del retardo en función de la entrada suelen ser similares a hipérbolas, con una asíntota

paralela al eje de tiempos definida por el valor de arranque del relé.

Existen varias familias de curvas de actuación caracterizadas por tener

pendientes más o menos acusadas, y que se agrupan bajo las denominaciones de

tiempo inverso, muy inverso o extremadamente inverso.

Figura 2. Características relés temporizados


Se definen a continuación algunas magnitudes en relación a la actuación del relé en

función del tiempo:

Arranque del relé o relé arrancado: Se dice que un relé arranca cuando se supera el

nivel mínimo de la magnitud de actuación o ajuste. Una vez que el relé ha arrancado.

Se producirá su actuación dependiendo de la temporización de que se disponga, o el

cumplimiento de otros criterios adicionales cuya suma determina el disparo.

Actuación del relé o relé actuado: Un relé actúa cuando posteriormente el arranque

se dan los condicionantes necesarios para dar una señal de salida.

Recaída del relé o relé recaído: Una vez el relé ha arrancado, si desaparece la

condición que determinó dicho arranque, el relé recae y no da señal de salida. Como

ejemplo puede hablarse de las situaciones transitorias que en un instante dado

provocan el arranque del relé, pero se restablece la normalidad y el relé no actúa.

Relación de recaída: En ciertos casos el valor de la magnitud de arranque de un relé

no coincide con el valor de recaída, de tal modo que existe una cierta histéresis, que

puede incluso ser deseable en unos casos e indeseables en otros. Como indicador de

esta circunstancia se define la relación de recaída del relé como el cociente:

%100_

___Re ⋅=

recaidaMagnitud

arranqueMagnitudrecaidadelación

Tiempo de recaída: Es el tiempo que transcurre desde que la magnitud de entrada

desaparece hasta que el relé deja de dar señal de salida de arranque o disparo. Se suele

definir en las siguientes condiciones:

Se excita el relé con una magnitud de entrada un 50% superior al valor de arranque

o de disparo.

Se anula la entrada de forma instantánea.

Se mide el tiempo que transcurre desde que se anula la entrada hasta que

desaparece la señal de arranque o disparo en su salida.

Esta magnitud puede ser importante frente al tiempo de temporización del relé.


1.4.2 Clasificación según su magnitud de medida.

1.4.2.1 Relé de sobreintensidad.

El objeto de la protección de sobreintensidad es detectar toda elevación anormal de

la intensidad del elemento protegido, ordenando la desconexión de la red, en el

momento que por cortocircuito o sobrecarga se sobrepasan los límites máximos

tolerables de intensidad.

En principio, las protecciones de sobreintensidad admiten una clasificación en

dos grandes grupos, en función del tiempo de operación:

a) Instantáneos

b) Temporizados

b.1) A tiempo independiente: un relé de este tipo operará siempre en el mismo

tiempo para todo valor de intensidad superior al ajustado en el propio relé.

b.2) A tiempo dependiente o tiempo inverso: en este caso el relé operará en un

tiempo que es función del valor de la corriente, de forma que cuanto mayor sea esta,

menor será el tiempo de actuación. Los fabricantes pueden suministrar relés con

distintas características de operación:

• Tiempo normal inverso (N.I)

• Tiempo muy inverso (M.I)

• Tiempo extremadamente inverso (E.I)

El tiempo de operación y la intensidad están relacionados por una ecuación que

define la curva de operación característica del relé:

1−⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛= α

a

p

I

I

Kt

Donde:


pI = Intensidad de paso

aI = Intensidad de ajuste

α = Constante de diseño que define el tipo de característica

K = Constante de diseño que define el tipo de actuación

Lo normal es que un relé de sobreintensidad, dentro de su característica, el

fabricante ofrezca una familia de curvas de actuación, fe forma que se puede acceder a

diferentes curvas comprendidas entre los límites superior e inferior de la familia,

adecuándose así la protección a las necesidades particulares de la instalación.

Casi todos los relés de sobreintensidad incorporan una unidad instantánea,

colocada en serie con el relé de sobreintensidad a tiempo independiente, de forma que

ambas están recorridas por la misma corriente. Usualmente esta unidad se ajusta a un

valor muy superior al de la intensidad de arranque del relé a tiempo independiente.

1.4.2.2 Relé direccional

El relé direccional actúa para las mismas faltas que el anterior, contra cortocircuitos

y sobrecargas, pero con la diferencia de hacerlo cuando la intensidad de falta forma un

ángulo determinado en relación a una magnitud de referencia o polarización,

normalmente la tensión. De esta forma, el criterio de actuación no solo depende del

valor de la intensidad, sino también del ángulo por el vector de la intensidad y la

magnitud de polarización.

Esta protección es más selectiva que la de sobreintensidad, por ejemplo:


Figura 3. Relé direccional

Si ocurre una falta en 1 el relé la detectara, pero si la falta tiene lugar en 2, aún

siendo mayor la intensidad de falta, el relé estará bloqueado y no la verá.

Una protección de sobreintensidad direccional suele dividirse en dos

elementos:

Un elemento direccional, que controla el ángulo formado por la magnitud a medir

con la magnitud de polarización.

Un elemento de sobreintensidad, que controla la magnitud de la corriente.

El elemento direccional permite la actuación del elemento de sobreintensidad

cuando esta forma un ángulo determinado con la magnitud de polarización. Esto se

puede representar en un diagrama, según se indica en la figura siguiente:

Figura 4. Actuación relé direccional


El ángulo φ es el ángulo característico o ángulo de máximo par. Su valor esta

comprendido normalmente entre 0 y 90º. A la hora de ajustar el relé para una falta

determinada, el ángulo φ que interesa es el de la impedancia equivalente del esquema

de avería. Para faltas a tierra tiene una especial relevancia la impedancia de puesta a

tierra del sistema.

La magnitud más crítica para un relé direccional es la magnitud de polarización

o referencia. Interesa que en cualquier caso llegue a polarizarse el relé con, al menos,

un valor mínimo de dicha magnitud para asegurar la correcta direccionalidad. En este

sentido se define la sensibilidad direccional del relé como el valor mínimo de la

magnitud de polarización que asegura el funcionamiento correcto del relé.

Algunos relés estáticos disponen de un sistema de memoria de tensión que

permite la comparación de la intensidad con la tensión que había en el circuito de

polarización un instante antes. Así por ejemplo, en caso de un cortocircuito en el que la

tensión se hace nula, se mantendría la direccionalidad porque el relé haría la

comparación con la tensión existente antes de que ocurra la falta, teniendo en cuenta,

por supuesto, la variación del argumento de la tensión en relación a la intensidad

durante ese tiempo.

En el caso de una protección direccional de fases, si el relé controla la corriente

de la fase R y esta polarizado con la tensión R-tierra, al producirse una falta en bornes

del transformador de tensión que alimenta la protección, es posible que la tensión

aplicada al relé no sea suficiente para garantizar su actuación adecuada. Por tanto, en

este caso se utilizan tensiones de fase para polarizar. Los posibles tipos de conexión se

definen por el desfase existente entre la tensión aplicada y la tensión de la fase a la que

se conecta el elemento de sobreintensidad.

Por los relés direccionales de tierra, la tensión que se utiliza para polarizar es la

homopolar del sistema, que puede obtenerse por medio de la conexión en triangulo

abierto de los secundarios de los transformadores de tensión. En aquellos casos en que

no sea posible polarizar el relé de esta forma, se puede tomar como magnitud de

referencia la corriente del neutro de la puesta a tierra de un transformador o

transformadores de potencia próximos.


1.4.2.3 Relé de mínima impedancia.

La protección de distancia o de impedancia, engloba toda una gama de relés cuya

unidad de medida actúa en función del valor de la impedancia por fase del elemento

protegido. Normalmente el objeto de la protección de distancia es desconectar rápida y

selectivamente las faltas de líneas, haciendo que el tiempo de disparo dependa de la

dirección y distancia del punto de localización de la falta, el cual se determina

mediante la medida de las corrientes y tensiones en el extremo de la línea.

Las protecciones de sobreintensidad, tanto las simples como las direccionales,

seleccionan su actuación por medio de un escalonamiento progresivo en el tarado de

las intensidades y tiempos de actuación. Para sistemas mallados, este método selectivo

presenta dificultades para su correcta aplicación. Además, estos relés tienen una

sensibilidad muy limitada. Estos inconvenientes se solucionan mediante los relés de

distancia.

Estos relés miden la relación entre intensidad y tensión:

Presentan distancias características de actuación, dependiendo del tipo de

defecto para que se utilicen. A continuación vemos algún ejemplo de ellas:

Característica de mínima impedancia: Se ajusta el relé según el valor de una

impedancia Zm, de forma que si se produce un cortocircuito aumenta la intensidad y

disminuye la tensión, con lo cual la impedancia medida es menor que la ajustada y el

relé actúa. La característica de actuación del relé de mínima impedancia en el plano R-

X, responde a una circunferencia centrada en el origen y de radio el valor la

impedancia ajustada Zm. Siempre que se presenten situaciones en las que el cociente

entre tensión e intensidad sea inferior al valor de impedancia ajustada el relé actuara.

Característica de mínima impedancia direccional: El relé de mínima impedancia no

es direccional y, por tanto, ante una falta externa si el valor de la impedancia que mide

es inferior a la de ajuste se producirá una actuación incorrecta del relé. Si se añade a la

unidad de mínima impedancia una unidad direccional que la controle, el relé no

actuara en caso de que la dirección de la falta no sea la correcta.

I

VZ =


Característica Mho: Los relés de distancia con característica Mho, combinan las

características de los elementos de mínima impedancia y direccional. La característica

que se obtiene en el plano R-X es un círculo que pasa por el origen y de diámetro el

valor de la impedancia de ajuste. En función del argumento de la impedancia de falta

se obtiene la línea de máximo par del relé y, dependiendo del argumento entre la

diferencia de la impedancia ajustada y de la falta, el relé actuara o no.

Característica Mho-Offset: La característica de este relé es igual a la del anterior

pero desplazada sobre el eje de reactancias un valor Zr, que se ajusta en el relé. Este

desplazamiento se consigue normalmente, añadiendo la impedancia Zr al circuito de

medida del relé.

Figura 5.Características relé distancia Mho y Ohm

1.4.2.4 Relé de sobretensión.

La tensión junto con la frecuencia, es una característica nominal de un sistema

eléctrico. Por tanto, los diferentes equipos conectados a dicho sistema se diseñan para

una tensión nominal determinada y soportan sobretensiones de un cierto porcentaje sin

averiarse.

Los generadores, son elementos muy sensibles a sobretensiones, mientras que

los motores, reguladores etc. No deben funcionar con tensiones muy inferiores a la

nominal.


Los relés que se utilizan para sobre y subtensión deben ser temporizados para

que operen dentro de un tiempo prudencial que permita la posible corrección de la

desviación de la magnitud nominal que intentaran realizar los dispositivos

reguladores. Normalmente se usan relés de tiempo inverso o de tiempo independiente

con tiempos de operación comprendidos entre 2 y 20 s. A veces incorporan uno o dos

elementos de disparo instantáneo.

1.4.2.5 Relé diferencial.

La protección diferencial tiene por objeto detectar faltas internas al objeto protegido

(cortos entre fases de un transformador o generador, desviaciones a tierra…) así como

las faltas que se encuentren dentro de la zona de protección definida como todo objeto

eléctricamente comprendido entre dos transformadores de intensidad, utilizados por la

medida de protección. Se utilizan preferentemente para proteger sistemas donde la

cualidad de selectividad y rapidez es muy necesaria, y la distancia entre los

transformadores utilizados en la medida no es excesiva.

Su funcionamiento se basa en la comparación de las intensidades en los dos

extremos a proteger, aunque puede hacerse de dos formas distintas:

a) Relés diferenciales simples.

La protección diferencial solo ve faltas en el interior de la zona de protección debido

a que si la falta es externa, la intensidad que circula a ambos lados del diferencial es la

misma y por lo tanto Id=0. Los transformadores de intensidad deben ser idénticos para

evitar posibles apariciones de intensidad diferencial que provocaría disparos

intempestivos.


Figura 6. Esquema protección diferencial

b) Relés diferenciales a porcentaje o con frenado.

En la práctica, los transformadores de intensidad no son idénticos por razones

constructivas, y por tanto las intensidades secundarias tienen un cierto error entre sí.

Así, en condiciones normales la bobina de operación detecta una pequeña intensidad,

la intensidad error, que constituye una componente diferencial. Por otro lado, en el

caso de producirse una falta externa a la zona de protección, de tipo cortocircuito, se

establecen fuertes corrientes que pueden saturar los núcleos magnéticos de los

transformadores de medida utilizados por el diferencial, y que acentúan la diferencia

de intensidades secundarias propiciando un funcionamiento incorrecto de la

protección.

También hay que tener en cuenta que en los primeros ciclos de una falta no sólo

puede producirse una fuerte intensidad, sino además de una fuerte asimetría en la

forma de onda de la corriente, lo que favorece aún en mayor medida la saturación de

los transformadores de medida. Para tratar de paliar estos inconvenientes se utiliza el

relé diferencial de tanto por ciento.

Dispone de una bobina de retención o frenado conectada en serie con los

transformadores de intensidad, a cuya toma intermedia se conecta la bobina de

operación, de forma que la mitad la atraviesa I1 y la otra I2, siendo el esfuerzo de

retención proporcional a (I1+I2)/2

Se denomina (I1+I2)/2 corriente de paso o frenado.


I1-I2 corriente de operación.

Es necesario que la intensidad de operación alcance una cierta proporción de la de

frenado para que el relé actúe. Normalmente se considera entre el 5% y el 50%.

1.4.2.6 Relé de frecuencia.

En los sistemas eléctricos de corriente alterna la frecuencia es una de las magnitudes

que definen la calidad del servicio, y para mantener estable su valor nominal es

necesario permanentemente, un equilibrio, es necesario tomar acciones inmediatas

sobre la red, empleándose para ello relés de sobre o subfrecuencia.

Por otro lado, en caso de sistemas no conectados a la red previamente a su

acoplamiento, es necesario vigilar la frecuencia del sistema en vacío o en isla, de modo

que la frecuencia se mantenga dentro de unos ciertos límites.

Por razones de utilización, los relés de frecuencia suelen bloquearse cuando la

tensión de medida disminuye por debajo del 50% de su valor nominal.

Normalmente se utilizan relés temporizados que permiten un cierto régimen

transitorio, y en algunos casos permiten un disparo rápido cuando la pendiente df/dt

de la bajada de la frecuencia supera un valor determinado.

1.5 Tipos de defectos.

CORTOCIRCUITOS

- A tierra

- Entre fases (bifásicos y trifásicos)

FUNCIONAMIENTOS PELIGROSOS PARA EL ALTERNADOR

- Errores de regulación del alternador

- Perdidas de excitación.


- Sobretensiones, etc…

FUNCIONAMIENTO PELIGROSO PARA LA TURBINA O MOTOR PRIMARIO.

Además de la protección mecánica se incluye protección eléctrica de la turbina

cuando los defectos son:

- Detectables eléctricamente.

- Producidos por causas eléctricas.

PERTURBACIONES DE RED O FUNCIONAMIENTO ANÓMALOS DEL

ALTERNADOR COMO ELEMENTO CONECTADO A LA RED.

- Pérdida de sincronismo.

- Pérdida de estabilidad.

- Desequilibrio de carga etc…

Es necesario señalar que desde le punto de vista mecánico, generalmente el

alternador es mas robusto que la turbina o el grupo diesel, este último, caso que

estamos tratando. Para el alternador, el funcionar como motor no le afecta, pero para la

turbina que lleva acoplada, y dependiendo del tipo de turbina, puede ser

extremadamente peligroso. Este problema se puede solucionar con un relé direccional

de potencia.

1.6 Actuación de las protecciones.

Una vez que la protección opera, se desencadenan una serie de actuaciones que van

desde la alarma hasta la parada de emergencia de un grupo y la actuación contra

incendios. La mayor o menor medida en que la falta sea perjudicial para el sistema

determinará las diversas actuaciones que se llevaran a cabo, entre las cuales podemos

distinguir:

a) Alarma y/o señalización. Cuando el defecto no repercute en la continuidad de la

operación del generador, basta con avisar al operador de que existe dicho defecto para


que sea reparado, mediante alarmas y señalizaciones oportunas. El concepto de

señalización es más amplio que el de alarma. Las alarmas pueden ser:

a.1) Según su situación:

- Locales: Aparecen de la propia protección, y normalmente precisan reposición

manual.

- A distancia: Se sitúa en un panel de alarmas, en la misma instalación o en otra,

facilitando una visualización rápida.

a.2) Según su naturaleza:

- Preventivas: Detectan un defecto que no es traumático para el sistema, o bien,

permiten tomar una decisión en el tiempo que la alarma pueda estar mantenida. No

hay peligro inmediato para la instalación. Ej.: un relé que detecta sobretemperatura

puede dar alarma de forma que avise al operador cuando se alcanza un valor todavía

no peligroso, y este baje carga para evitar un posible defecto. Si no se corrige la causa

de la alarma, la protección disparará.

- De Actuación: La alarma indica cuales fueron las protecciones que dispararon, una

vez que hayan actuado. Dan idea de la parte de la instalación en la que tuvo lugar el

defecto y el tipo de defecto.

b) Disparo del interruptor de grupo o desconexión de la red. En la mayoría de los

casos en los que aparece una falta, es necesario proceder al desacoplo del grupo tanto

para eliminar la aportación de corriente de la red al defecto, en el caso de que sea

interno, como para eliminar la aportación del generador cuando la falta es externa. Si la

falta es externa al generador o está motivada por un funcionamiento anormal de la red,

bastará con desconectar el generador de la red para eliminar ese funcionamiento

defectuoso, y de algún otro interruptor más, si no existe seguridad de donde ocurrió el

defecto.

c) Desexcitación o disparo de campo. Si se produce una falta dentro de la zona de

generación, no bastará con disparar el interruptor de acoplamiento a red, ya que la

maquina quedará alimentando la falta. Será necesario anular la tensión generada por el

alternador, para lo que hay que anular la excitación abriendo el interruptor de campo.


Debido a la autoinducción del arrollamiento rotórico, al abrir el interruptor de campo

se producira una sobretensión (E= - L di/dt), y para evitarla, generalmente, se conecta

en paralelo al arrollamiento de campo una resistencia antes de abrir el interruptor de

desexcitación. En otras situaciones se dispone de un sistema activo para desexcitar el

alternador.

Figura 7. Sistema de desexcitación

d) Parada mecánica. En todos los defectos graves que se producen en un generador

es necesario parar la máquina para aislar el defecto y pones éste fuera de peligro.

Dependiendo de la naturaleza y magnitud del defecto se puede proceder a distintos

tipos de paradas, dentro de las cuales la diferencia mas significativa la constituye la

posibilidad o no de bajar carga antes de proceder a la parada de grupo. Podemos

distinguir las siguientes:

- Parada normal:

- Bajada de carga.

- Desacoplo de red.

- Desexcitación.

- Cierre de válvulas.


- Actuación de frenos mecánicos o eléctricos.

- Parada rápida: Desacoplo de red sin bajar carga. Se producen sobrevelocidades

que el alternador debe soportar. Consiste en:

- Desacoplo de red.

- Desexcitación.

- Actuación de frenos.

- Cierre de válvulas.

- Parada de emergencia: Sigue la misma secuencia básica que la anterior, pero con

algunas diferencias mecánicas tales como cierres de compuertas de seguridad, válvulas

esféricas… etc.

e) Actuación contra incendios. Ciertos tipos de defectos que tienen lugar dentro

del generador, como un cortocircuito entre fases del estator, pueden provocar un

incendio dentro del generador. Para evitarlo, en el momento en que las protecciones

detectan estos defectos, además de iniciarse otras actuaciones, se inunda la sala del

alternador con CO2 o algún otro gas inerte. Algunos alternadores no disponen de

actuación contra incendios porque los tiempos de despeje son cada vez menores (el

calor que se produce es función de la intensidad al cuadrado por el tiempo, y con t

pequeño la energía producida también lo será), y los aislantes soportan mayores

temperaturas antes de iniciar su combustión.

No siempre es necesario desencadenar una parada mecánica. Por ejemplo, en caso

de sobretemperatura basta con disminuir la intensidad para eliminar el foco de calor.

Además el que la máquina este girando supone mayor ventilación y en este caso es

favorable.

1.7 Distribución de actuaciones.

Cuando un Relé dispara, debe desencadenar una serie de actuaciones que, por un

lado, no son las mismas para todos los Relé y, por otro lado precisan para su mando un

número elevado de contactos libres de potencial, de los cuales el Relé no dispone. Por


tanto, es preciso recurrir a sistemas que multipliquen y distribuyan las señales de

salida de los elementos de protección. Son dos principalmente:

- Relés maestros: Son relés multicontactos, multiplicadores de órdenes al exterior.

Pueden ser de disparo y reposición manual, disparo y reposición eléctrica y disparo y

reposición automática.

El número de relés maestros necesarios queda determinado por el número de

conjuntos de actuaciones diferentes que pueden darse en un disparo.

El número de contactos que deberá tener el Relé maestro quedara definido por el

número de elementos a actuar por el mismo.

Figura 8. Relé Maestro

- Matrices de programación de actuaciones:

Se componen de una serie de barras verticales a cada una de las cuales se asigna una

protección, y de unas barras horizontales que tienen asignadas una acción cada una,

mediante un contacto. Las barras están unidas a través de diodos para evitar retornos

de los canales horizontales a los verticales. Las barras verticales se asocian a

señalizaciones para saber que la protección ha actuado.


Figura 9. Matriz de programación de disparos

Sus principales ventajas son:

- Simplifican el cableado

- Evitan elementos intermedios

- Son fáciles de modificar y variar la programación.

2Protección del generador

Protección del generador 28

2 Protección de generadores

En un sistema eléctrico, los grupos generadores constituyen un elemento

claramente diferenciado del resto de equipos que forman el sistema. Ante una

situación de perturbación provocada por causas diversas, los grupos generadores han

de mantenerse en servicio, siempre que sea posible, para evitar mayores consecuencias

para el sistema. Esto no se consigue siempre debido principalmente a las limitaciones

eléctricas, mecánicas y térmicas tanto de la turbina como del alternador o de los

servicios auxiliares de la central, frente a unas solicitaciones demasiado severas

impuestas por propia avería.

Por otra parte, los alternadores al ser maquinas rotativas, se ven afectados por

las perturbaciones de la red de forma muy distinta al resto de los equipos no rotativos.

También pueden producirse averías internas en sus arrollamientos rotórico y

estatórico, que pueden ser muy dañinas para la maquina. La detección de este tipo de

faltas precisa en ocasiones de sistemas de cierta sofisticación.

El sistema de protección de un grupo generador debe diseñarse en consonancia

con su potencia nominal. Conforme aumenta la potencia de las maquinas, aumenta los

requerimientos cualitativos sobre sus sistema de protección, haciéndose estos,

normalmente mas complejos.

El nivel de protección que se les da a los generadores varía según la filosofía del

fabricante. Es importante mencionar que tanto el costo de los generadores como el de

las puestas fuera de servicio, son generalmente muy altos, por lo que se necesita

proteger correctamente este tipo de máquinas. Por otro lado, aumentar demasiado el

número de protecciones incrementa la probabilidad de salidas de servicio no deseadas,

lo cual muestra que solo la experiencia puede indicar el grado de protección más

optimizado.

Los sistemas de protección son también dependientes de la forma de conexión

del generador a la red. En centrales con varios generadores como es el caso de la

central de Ceuta, es relativamente frecuente encontrarse con los generadores operando,


a través del interruptor, sobre unas barras a tensión de generación, desde las que se

conectan los transformadores elevadores.

2.1 Regulación y funcionamiento generador.

Maniobra de acoplamiento

Condiciones iniciales

- Maquina de parada 0=w

- Interruptor de campo abierto, 0=excU , 0=genU .

- Interruptor de grupo abierto, 0=I , P=0, Q=0

Maniobra

1º.- Admisión turbina %D [RT] nomww =

2º.- Excitación, Interruptor de campo excU , genU .

3º.- Sincronización redU , redf

Cierre interruptor grupo I=0, P=0, Q=0

4º. - Reg. Carga I, P, Q.

Maniobra de desacoplamiento

Maniobra

1º.- Bajar Carga I=0, P=0, Q=0

2º Abrir interruptor grupo I=0, genU , redf

w

3º.- Desexcitación, abrir interruptor de campo 0=excU , 0=genU , w


4º.- Parada máquina w=0

2.2 Defectos en el generador.

En el presente proyecto el generador se protegerá para las siguientes faltas, faltas a

tierra en el estator, faltas a tierra en el rotor, faltas entre fases, sobrecargas en el rotor y

en el estator, carga desequilibrada, sobretensiones, pérdida de excitación, retorno de

enrgía, sobrefrecuencia y subfrecuencia, corrientes en el eje, fallo de interrutor, pérdida

de sincronismo y desequilibrio de tensiones. Dichas faltas se desarrollan mas

concretamente a continuación indicando ademas el aparato encargado de proteger al

sistema de dichas faltas.

2.3 Descripción de los equipos de protección utilizados para la protección del

generador.

2.3.1 Faltas a tierra en el estator (F11).

A pesar de las mejoras introducidas en la elaboración de aislamientos de las

maquinas eléctricas, el contacto con tierra sigue siendo una de las averías mas

frecuentes. Los contactos entre espiras y entre devanados se inician, en la mayoría de

los casos, como consecuencia de una previa falta a tierra en el estator seguida de una

segunda falta. Además estas faltas se producen a través del circuito magnético, que

puede quedar seriamente dañado por la circulación de la intensidad de falta.

Por estas razones debe intentarse detectar las faltas a tierra en el 100% del devanado

estatórico, limitar las intensidades de falta para evitar daños en la chapa magnética e

insensibilizar la protección frente a tierra de la red exterior.

El sistema de generación presenta una particularidad, consistente en que el

transformador de acoplamiento a red se conecta en triangulo-estrella con neutro y esto

supone el aislamiento del sistema homopolar del grupo respecto del lado de red. Esta

característica es importante porque implica una selectividad intrínseca del sistema de

generación frente a las faltas a tierra que tiene lugar fuera de él.

La problemática ligada a las faltas a tierra en el estator se estudia atendiendo a dos

factores fundamentalmente:


- La intensidad de falta.

- Las sobretensiones que aparecen en los arrollamientos estatóricos a

consecuencia de la falta.

En cuanto a la intensidad de falta, estudios experimentales ponen de manifiesto la

relación entre la importancia de los daños ocasionados a la máquina y la magnitud y

duración de dicha falta, suele ser aconsejable limitar el valor de la intensidad de falta

por debajo de 20 A.

Figura 10.Relación intensidad de Falta daños provocados a la máquina

Por otro lado las sobretensiones que aparecen se producen debido a dos causas

principalmente:

Una sobretensión permanente, que se produce al poner una fase a tierra puesto que

las otras dos fases sanas se ponen a tensión compuesta.


Los arrollamientos de los alternadores son circuitos inductivos y, por tanto, la

variación súbita de intensidad en el instante que tiene lugar la falta a tierra producen

sobretensiones transitorias de pico que se suman a la tensión compuesta.

El valor de la intensidad de falta y las sobretensiones dependen, en gran proporción,

del modo de puesta a tierra del generador. En principio, el objetivo de la puesta a tierra

de los generadores es conseguir una protección adicional del alternador y, por tanto,

del sistema eléctrico, sin introducir con ello riesgos desproporcionados. Todo sistema

de puesta a tierra debe cumplir las siguientes condiciones básicas:

- Disponer una forma rápida, segura y fiable de detectar una falta a tierra en el

sistema de generación.

- Evitar sobretensiones que pueden dañar el aislamiento de la máquina.

- Reducir las corrientes de falta a valores no destructivos.

En el modelo de puesta a tierra elegido para el generador de la central diesel es una

puesta a tierra mediante transformador de potencia, de este modo se evitan utilizar

resistencias óhmica de valores elevados y aislada para la tensión de fase del generador.

Las ventajas que podemos obtener mediante este modo de puesta a tierra son las

siguientes:

- El valor óhmico de la resistencia es menor porque el transformador sirve de

amplificador de dicho valor proporcionalmente al cuadrado de su relación de

transformación.

- El propio transformador proporciona el aislamiento de la resistencia.

- Se consigue una mayor facilidad para la medida de la tensión en el neutro.

- El sistema es mejor también desde el punto de vista económico ya que la

fabricación de resistencias con nivel de aislamiento era, hasta tiempos recientes, poco

habitual y eso repercutía en su coste. Por el contrario, el transformador de potencia

necesario es igual a los que se suele utilizar en distribución (15,8 kV./ 220V), y se

fabrican en mayor serie.


Para la protección contra este tipo de faltas utilizaremos un relé de máxima tensión,

que mide la tensión homopolar en el neutro de la máquina. Al producirse la falta

circula una intensidad por el neutro y se eleva la tensión de este respecto de tierra,

utilizándose esta tensión para detectar la falta a tierra. Además se suele utilizar con

filtro del tercer armónico para evitar que el relé sea sensible a tensiones de esta

frecuencia.

La tensión del neutro cuando se produce una falta a tierra es proporcional al

número de espiras de las bobinas de la fase respecto al neutro desde le punto del

devanado donde ocurre la falta. La máxima tensión será para faltas en bornes o fuera

del estator, mientras que si se produce en las proximidades del neutro la tensión es

prácticamente nula. Además se pueden producir pequeños desequilibrios en las

tensiones de generación que provocarían la aparición de tensión homopolar en el

neutro, aún cuando no se ha producido una falta real. Para conseguir proteger el 100%

del arrollamiento, el ajuste del relé debería ser muy bajo y por tanto, podría provocar

disparos intempestivos, por ello el ajuste del mismo se realiza al 95% del arrollamiento

estatórico, contando a partir de las bornas de salida a línea, del alternador.

El aislamiento galvánico entre el lado de alta tensión y el lado de generación evitará

la aparición de tensiones homopolares en el lado de generación para faltas en el lado

de alta tensión de modo permanente. Transitoriamente y debido al acoplamiento

capacitivo entre ambos arrollamientos del transformador, aparecen tensiones

homopolares. La capacidad existente entre ambos devanados del transformador,

permite en esta situación la aparición de una componente homopolar en el lado de

generación. La duración de este transitorio depende del valor de las constantes de

tiempo de los elementos del circuito, y será necesario temporizar el relé para evitar que

actúe como consecuencia de este fenómeno.

2.3.2 Faltas a tierra en el rotor (F14) .

El arrollamiento de campo es un circuito alimentado en corriente continua sin

puesta a tierra, por tanto, si existe un punto de éste que se pone a tierra no ocurrirá

nada, ya que no hay camino para la circulación de la corriente de falta. En cambio, si

son dos los puntos de puesta a tierra se cortocircuitará parte del arrollamiento,

circulando una intensidad de falta, y aparte de los daños que produce la intensidad de


falta, mecánicamente se crea un desequilibrio magnético que puede hacer vibrar la

máquina.

La probabilidad de que ocurra una doble falta a tierra simultánea en el rotor es

pequeña, pero la posibilidad de que ocurra una segunda falta después de que haya

tenido lugar la primera, si esta no ha sido detectada, es muy probable y los daños que

puede ocasionar son importantes.

Existen varios métodos para detectar la aparición de un punto de contacto con tierra

en el arrollamiento, todos ellos basados en el hecho de que antes de aparecer la falta

existe una capacidad entre el rotor y tierra que se anula al aparecer el defecto.

En el caso que nos ocupa el método utilizado para la detección de este tipo de faltas

es el de relé de corriente continua, el cual consiste en que la fuente alterna auxiliar se

rectifica y el positivo de la tensión rectificada se conecta al polo negativo de la

excitación mediante una resistencia limitadora R. El negativo de la tensión rectificada

se conecta a tierra a través del relé 64.

En condiciones normales de funcionamiento, la corriente que circula por el relé es

muy pequeña y proporcional al grado de aislamiento del arrollamiento, pero cuando

ocurre la falta el aumento de la corriente hará actuar el relé 64.

Figura 11. Relé corriente continua 64


2.3.3 Faltas entre fases (F10 y F11).

Las faltas entre fases del estator son de carácter grave, ya que pueden provocar

daños serios en aislamientos, arrollamientos y chapa magnética del estator y esfuerzos

mecánicos de torsión en el rotor.

Se necesita un sistema de protección que sea muy selectivo dado que el sistema de

generación no tiene zonas definidas de por sí contra faltas entre fases, como ocurre en

el caso de las faltas a tierra. Además debe ser muy rápido, ya que las intensidades de

falta son bastante elevadas porque no hay impedancias adicionales que las limiten y

conviene despejarlas cuanto antes. Dada la importancia de estas faltas se dispondrá en

general de una protección primaria (con redundancia o no) y otra de reserva.

La protección primaria que se utiliza son los relés diferenciales de alta velocidad.

La intensidad de falta lleva asociada una componente continua que puede saturar

los transformadores de intensidad, introduciendo errores en la medida. Si la falta es

interna, los errores no afectan porque la intensidad es suficientemente grande para que

la protección actúe. Las faltas externas, teóricamente deberían producir una corriente

diferencial nula. Debido a los errores de medida de los transformadores de intensidad

y principalmente debido a los fenómenos de saturación, se producen en la práctica

corrientes diferenciales que pueden ser mayores que el umbral de ajuste del relé y

hacerlo actuar. Para evitar este problema se utilizan relés diferenciales de pendiente

porcentual que son muy sensibles a intensidades débiles y poco sensibles a

intensidades grandes.


Figura 12. Esquema protección diferencial 87G

Figura 13. Característica actuación protección diferencial

La figura anterior muestra las características de actuación para el caso de un valor

diferencial de transformador. En los generadores se utilizan curvas similares pero el

valor de g es inferior, normalmente entre el 5% y 10% de la intensidad nominal, y no se

requieren pendientes de frenado tan fuertes. Se utilizan características quebradas

porque los para valores de intensidad próximos a la nominal los transformadores de

intensidad no se saturan, mientras que para valores superiores se va aumentando la

pendiente, es decir, insensibilizando el relé.


Siempre conviene que los transformadores de intensidad sean idénticos, como

ocurre en nuestro caso y podemos apreciar en el unifilar de la instalación, lo que si es

realmente imposible es que a pesar de tener las mismas relación de transformación es

que ambos transformadores saturen a la vez.

Como protecciones de reserva utilizaremos varios sistemas como:

- Relé de sobreintensidad.

- Relé de mínima impedancia.

La protección de sobreintensidad se coloca en el neutro de la máquina, porque

interesa medir la aportación del generador a la falta y no la de la red. No es una

protección selectiva, ve las faltas en cualquier parte. Es una protección temporizada y

que en nuestro caso existirá tanto de tiempo inverso como instantánea para corrientes

muy elevadas.

La principal ventaja de la protección de sobreintensidad es su sencillez, pero

presenta un inconveniente en el caso de las máquinas autoexcitadas en el que hubiera

sido necesario un relé de sobreintensidad con memoria de tensión.

Por otro lado, la protección de mínima impedancia es mucho mas selectiva y rápida,

y por tanto, como la intensidad no tiene tiempo de recaer, no presenta el inconveniente

de las maquinas autoexcitadas que se presentaba para el caso anterior. Este tipo de

protección de reserva, se encarga de evaluar la impedancia de la línea entre dos puntos

y si esta cae por debajo del ajustado significa que existe una falta ya que

I

UZ =

Si I ↑↑ Z ↓↓ y nos encontramos en falta. El temporizado de esta protección no

hay que coordinarlo con las protecciones externas, sino solamente con las de la propia

central.


2.3.4 Sobrecargas en estator y rotor (F10 y F11).

Una situación de sobrecarga es aquella en que existe un régimen de carga superior

al nomina, no provocado por un cortocircuito. Esta sobrecarga estará motivada no solo

porque el alternador esté suministrando la máxima potencia activa que le permite su

accionamiento (ya que el alternador está suficientemente dimensionado para hacerlo)

sino porque además esté consumiendo o generando una cantidad muy importante de

potencia reactiva.

Un alternador puede sufrir daños serios en el estator por efectos térmicos debidos a

intensidades elevadas durante tiempos cortos, o a intensidades superiores a la

nominal, funcionando en régimen permanente.

Se definen en general tres zonas del margen de temperaturas en el que puede

funcionar un alternador:

- Funcionamiento nominal: En un régimen de corrientes igual o menor a la

nominal.

- Sobrecarga admisible en régimen permanente: En este rango se producen

temperaturas no peligrosas para el alternador, pero que no debe ser utilizado en la

explotación normal ya que acorta la vida del alternador por envejecimiento de los

compuestos aislantes.

- Sobrecarga transitoria: Aún sobrepasando el valor límite de la intensidad que

para tiempos largos daría lugar a temperaturas inadmisibles, si la sobrecarga se

produce durante un corto periodo, no se llegan a temperaturas peligrosas.

Figura 14. Variaciones temperatura en función de la carga


Para proteger el alternador contra las sobrecargas existen distintos métodos, el

utilizado por la REG316*4 es el de imagen térmica, estoes que se construye un modelo

con la misma constante de calentamiento que el generador, con un elemento que se

alimenta con la intensidad del generador. Se mide la temperatura en el modelo que se

ha construido de forma que sea uniforme en él.

Figura 15.Característica de relé de imagen térmica

2.3.5 Carga desequilibrada (F10 y F11).

Las intensidades desequilibradas en un alternador pueden aparecer por diversas

causas, entre las cuales podemos señalar:

- Asimetrías de reactancias en el sistema de transporte

- Cargas desequilibradas.

- Faltas desequilibradas.

- Fases abiertas, por aperturas de conexiones.

Las intensidades inversas de la descomposición en componentes simétricas del

sistema desequilibrado, inducen intensidades de frecuencia doble en el rotor. Estas

corrientes inducidas provocan pérdidas que, por efecto Joule, calientan el rotor en poco

tiempo.


Además del problema térmico, otro de los problemas que conlleva este tipo de fallos

es el de vibraciones en el conjunto rotórico, debidos al campo magnético giratorio de

100 Hz. Producido por el sistema inverso. Al ser las frecuencias propias próximas a

esta frecuencia, las amplitudes de vibración pueden ser grandes y muy peligrosas,

provocando la aparición de grietas por fatiga. Por tanto a la hora de realizar el ajuste de

esta protección vamos que tener en cuenta la posible aparición de este fenómeno,

además del límite térmico impuesto por el fabricante.

El sistema de protección empleado por la REG 316*4 contra este tipo de faltas es, un

relé de sobreintensidad temporizado con escalones discretos, el cual habrá que ajustar

siguiendo determinadas especificaciones. Este tipo de relé, mide la intensidad de

secuencia negativa y dispone de dos escalones de temporización. El primero ajustado

al valor de la intensidad máxima de secuencia inversa en régimen permanente, actuará

dando alarma para que el operador pueda bajar la carga y corregir el defecto. El

segundo temporizado mas corto, estará ajustado a un valor mayor de intensidad

inversa y su actuación provocará el disparo de las protecciones.

Figura 16. Escalones discretos

2.3.6 Sobretensiones (F10 y F11).

Dos son los tipos de sobretensiones que pueden afectar al funcionamiento normal

del alternador:


- Sobretensiones transitorias. Son tensiones transitorias rápidas. Pueden ser:

- Sobretensiones de maniobra.

- Sobretensiones de origen atmosférico.

- Defectos de regulación. Son de origen interno, producidas por un

funcionamiento anómalo del regulador de tensión por avería o por ineficacia, o por

falsa maniobra del mismo en modo manual. Este fenómeno es mas importante en

grupos hidráulicos que en térmicos.

En el sistema de protecciones para este tipo de faltas, se utilizarán relés de

sobretensión con dos escalones de actuación. El primero instantáneo y el segundo de

tiempo fijo o definido según se convenga.

Estos relés deberán mantener sus características de forma insensible al valor de la

frecuencia.

2.3.7 Pérdida de excitación (F10 y F11).

La pérdida de excitación en los generadores puede producirse por diversos motivos:

apertura accidental del interruptor de excitación, fallo en el sistema de regulación,

pérdida de la alimentación de la excitación, etc. Esta situación puede provocar daños

serios en el alternador y en el sistema eléctrico, en especial en aquellas condiciones de

funcionamiento en las que el alternador se encontraba trabajando a plena carga antes

de producirse el defecto.

Al perder excitación, el grupo generador consume potencia reactiva de la red, para

absorber de ésta su excitación, lo cual puede desestabilizarlo. La magnitud de potencia

reactiva consumida esta próxima al valor de la potencia nominal de la máquina.


Figura 17. Ejes P-Q subexcitación y sobrexcitación

Además un grupo que ha perdido su excitación tiende a embalarse y a trabajar

asíncronamente.

La protección mas sencilla contra este tipo de defecto es un relé de mínima

intensidad en el rotor, pero en el caso de la REG 316*4, el tipo de protección empleado

contra este tipo de faltas, es un relé sensible al aumento de la corriente reactiva ó

potencia reactiva que consume el generador.

Lo más práctico es medir la impedancia del sistema en bornas del generador,

detectando cuando la impedancia del sistema es tal que se está consumiendo reactiva,

es decir, cuando el generador se comporta como una reactancia capacitiva.

El relé de impedancia se ajusta siguiendo la siguiente característica:


Figura 18. Característica pérdida de excitación

Hacer notar que además de por perdida de excitación, el relé podría actuar en caso

de oscilaciones de la potencia de la máquina. Para evitar esta actuación incorrecta se

temporiza, de forma que le de tiempo a recaer en caso de una oscilación.

2.3.8 Sobreexcitación (F10 y F11).

Esta falta produce en el generador un excesivo flujo magnético que podría causar

daños a los núcleos de hierro de las máquinas.

Para su protección, no mide el flujo directamente, sino que lo calcula por medio de

la relación U/f. La función 24 está incorporada en las protecciones F10 y F11.

2.3.9 Retorno de energía (F10 y F11).

La protección contra retorno de energía tiene como finalidad separar el generador

de la red cuando falle su energía motriz, es decir, cuando éste pase a funcionar como

motor síncrono para mover la turbina.

Esta protección es, en realidad, una protección de la turbina, ya que es esta la que

puede estar sometida a esfuerzos anormales de presión en los alabes bajo estas

condiciones de funcionamiento, tales como calentamientos por ausencia de ventilación,


dilataciones e incluso rozamientos de la corona fija con la móvil, además en el caso que

nos encontramos de un generador diesel el peligro es aún mayor, puesto que existe en

caso de funcionamiento incorrecto y no disparar ante este tipo de fallos, el riesgo de

explosión del generador.

Para proteger el generador ante este tipo de faltas, utilizamos un relé direccional de

potencia, el cual debe ser muy sensible. Se ajusta a un valor inferior al correspondiente

de la suma de las pérdidas mecánicas y eléctricas de la máquina, y poseerá dos tipos de

actuaciones diferentes:

Actuación rápida, condicionada al estado de cierre del distribuidor o inyector de la

turbina.

Actuación lenta, con una temporización más lenta que permite un cierto régimen de

oscilaciones de potencia y evita disparos intempestivos, como podría ocurrir durante el

instante de sincronización de la máquina.

Figura 19. Característica potencia inversa

2.3.10 Sobrefrecuencia y subfrecuencia (F10 y F11).

Es una protección de uso muy limitado dado que las variaciones de frecuencia no

suele darse normalmente, salvo cuando se producen deslastres bruscos en los cuales


los transitorios pueden ser muy fuertes, como por ejemplo, en una parada de

emergencia en la cual no da tiempo a bajar carga.

La protección de variación de frecuencia de un generador no debe confundirse con

la protección de sobrevelocidad que puede ser mecánica o eléctrica.

2.3.11 Corrientes en el eje F10 y F11.

La circulación de corrientes en el eje de la máquina es un problema ligado al campo

magnético que crea el rotor del alternador. En condiciones de funcionamiento ideales,

este campo magnético es radial, y no induce fuerzas electromotrices sobre el eje. Sin

embargo, son muchas las causas que pueden producir un desequilibrio de este campo,

como pueden ser errores constructivos, magnetización de la turbina por rozamiento,

imantación de los materiales, etc… Como consecuencia de estos desequilibrios aparece

una fuerza electromotriz inducida que provoca la circulación de corrientes en el eje.

El eje de la máquina se conecta a tierra generalmente por medio de una escobilla de

puesta a tierra en la zona de acoplamiento turbina-alternador, mientras que el cojinete

que esta al otro lado del rotor se deja aislado. En caso de que tengan lugar los

desequilibrios señalados anteriormente, se produce la circulación de corrientes

inducidas por el eje, que provocan un chisporroteo continuo en el material de fricción

del cojinete, deteriorándolo en poco tiempo.

2.3.12 Fallo de interruptor (F10 y F11).

Se considera fallo de un interruptor la no obediencia a la orden de apertura de una o

varias fases del interruptor principal o de grupo. El fallo puede deberse a dos tipos de

causas:

- Mecánicas: Rotura de varillas, falta de presión del aire comprimido en

interruptores de este tipo, etc…


- Eléctricas: El arco no se extingue completamente.

En caso de que ocurra una falta, ya sea dentro o fuera de la zona de generación, es

imprescindible desacoplar el grupo de la red para evitar, por un lado, que el grupo

sufra daños provocados por una falta externa a él, y por otro, que la red siga

alimentando la falta cuando se produce dentro de la zona de generación.

Además, debe vigilarse el fallo de interruptor en condiciones de funcionamiento

normal, sin que la apertura este motivada por una falta, ya que si se inicia la secuencia

de parada del grupo y no abre el interruptor principal, puede abrir el interruptor de

campo y quedarse el grupo sin excitación, en funcionamiento asíncrono, pudiendo ser

el desencadenare de un problema eléctrico posterior en la máquina.

Por tanto, se trata de un problema grave por lo que resulta necesario prever

actuaciones alternativas de otros interruptores, y además en un periodo de tiempo

muy corto.

El tipo de protección que se unirá es el de un relé de sobreintesidad, cuya actuación

esta condicionada a que exista una orden previa de disparo sobre la bobina que

controla la apertura del interruptor.

Una vez que se da la orden de apertura del interruptor, son dos las condiciones que

deben cumplirse para que la protección de fallo de interruptor actúe:

- Debe transcurrir el tiempo máximo de apertura del interruptor

- El relé detecta paso de corriente una vez ha transcurrido este tiempo.

La actuación del relé debe ser muy fiable, de forma que debe ajustarse a un valor tal

que asegure la no actuación de la protección en funcionamiento normal. Este

requerimiento obliga a vigilar la intensidad de las tres fases y la del neutro, porque en

caso de que se produzca el fallo en una o dos fases del interruptor, la intensidad que

circula por dichas fases puede ser inferior a la de ajuste, pero la circulación de corriente

por el neutro provocaría la actuación de la protección.


Figura 20. Lógica fallo interruptor

Por ultimo indicar que en algunas ocasiones el fallo no se produce en el interruptor

sino en los contactos de señalización de la posición del interruptor. De esta forma

puede ocurrir que los contactos indiquen un fallo en la apertura o una apertura

correcta de manera errónea. El haber condicionado la actuación de la protección de

fallo de interruptor a los dos criterios mencionados anteriormente, tiempo máximo de

apertura y circulación de intensidad, evita que se produzcan fallos derivados de una

señalización incorrecta de la posición de interruptor.

2.3.13 Pérdida de sincronismo.

Una red eléctrica funcionando en condiciones estables se caracteriza por mantener

equilibrado el balance de energía. Sin embargo, son muchos los fenómenos que pueden

ocurrir en la red, como cortocircuitos, variaciones bruscas de carga, cierres asíncronos,

etc…, que introducen desequilibrios en el balance potencia generada-carga y provocan

oscilaciones de potencia. Estas oscilaciones pueden evolucionar hacia un nuevo estado

estable del sistema eléctrico, o por el contrario producir la perdida de sincronismo de

uno o varios generadores conectados a la red. De esta forma la máquina síncrona pasa

a funcionar a velocidad distinta a la síncrona con sucesivos deslizamientos o pérdidas

de polos con ángulos de carga superiores a 90º, con la excitación conectada. Esta

situación produce fuertes oscilaciones de potencia, tanto activa como reactiva, que

afectan negativamente por un lado mecánicamente al grupo generador y por otro a la

estabilidad de la red. En el primer caso las consecuencias se deben a los pares de

aceleración y freno muy fuertes a los que se somete el generador, mientras que en la

red aparecen oscilaciones de potencia y el fenómeno de colapso de tensiones.

La importancia de este fenómeno es muy significativa ya que parte de la dinámica

de los grandes incidentes que pueden tener lugar en la red. Por tanto, es necesario


disponer de un sistema de protección que detecte la pérdida de estabilidad e inicie las

acciones oportunas para evitar graves consecuencias en el sistema.

Además, el sistema de protección que detecta este fenómeno deberá ser capaz de

distinguir si las oscilaciones son estables, en cuyo caso tendrá que actuar.

La protección de perdida de estabilidad se realiza mediante relés de impedancia

cuya característica R-X tiene en cuenta la evolución de la impedancia durante el

proceso de un deslizamiento polar, que veremos más claramente cuando se realicen los

ajustes pertinentes para este tipo de protección.

Figura 21. Característica pérdida de sincronismo

2.3.14 Desequilibrio de tensiones (F13).

Esta falta, ocurre por la caída de la señal de tensión, detectada por las protecciones a

fin de dar alarma y bloquear los disparos de las funciones de pérdida de excitación (40)

y la de sobreintensidad controlada por tensión (50V) en ambos canales.


3Protección del transformador

principal

Protección del transformador principal 50

3 Protección del transformador principal

Teniendo en cuenta los elevados costes de reparación de los transformadores y las

consecuencias de su indisponibilidad sobre el servicio, aspectos como rapidez,

sensibilidad y selectividad de los equipos de protección resultan esenciales a la hora de

definir el sistema de protección, particularmente en transformadores de gran tamaño.

Una alta sensibilidad es necesaria puesto que a menudo se producen faltas internas

que conducen a valores de corrientes de falta muy por debajo de la intensidad nominal

del transformador.

Relés de protección rápidos pueden reducir los daños y por lo tanto el coste de su

reparación.

Protecciones de reserva o “backup” son igualmente importantes ya que el fallo de

un relé o de interruptor en una falta puede causar tal daño al transformador que si

reparación no sea viable.

3.1 Defectos en el transformador.

3.1.1 Causas externas.

Muchas de las averías de los transformadores tienen un origen externo como:

- Sobretensiones: Pueden ser transitorias, producidas por descargas

atmosféricas o por maniobra.

- Sobrecargas: Dan lugar a calentamientos excesivos.

- Cortocircuitos en la red: Dan lugar a fuertes solicitaciones térmicas y

dinámicas.

- Sobreexcitación: El aumento del flujo magnético en el núcleo puede tener

lugar por sobretensión o subfrecuencia. Los aumentos de tensión y disminuciones de

frecuencia respecto a los valores normales conducen a la rápida saturación del núcleo


del hierro y, con ello, a pérdidas altas por pérdidas de Foucault. Ello puede provocar

calentamiento excesivo en ciertas partes, como piezas de sujeción, y en consecuencia el

deterioro del aislamiento adyacente y de las bobinas. En el caso que nos ocupa, los

transformadores conectados directamente a unidades generadoras, suelen estar sujetas

a este tipo de solicitaciones.

3.1.2 Causas internas.

Las posibles causas de averías de este tipo, son muy diversas. A continuación se

relacionan las mas comunes dependiendo de la parte constitutiva donde se producen.

- Núcleo magnético: Esto da lugar a la formación de puntos calientes que inician un

proceso de deterioro del transformador, acortando la vida del mismo.

- Falta de aislamientos entre chapas y entre chapas y piezas de sujeción.

- Existencia de entrehierros.

- Falta de aislamiento entre chapas y bobinas.

- Circuito eléctrico:

- Cortocircuitos entre espiras.

- Cortocircuitos entre conductores y cuba o núcleo magnético.

- Corte de arrollamientos.

- Contorneo de bornas por contaminación.

- Dieléctrico: Las causas de falta de aislamiento del transformador suelen ser debidas

a sobretensiones y a efectos de calentamiento. En la mayoría de los casos, las faltas o

deterioro de aislamiento las provocan los demás efectos.

- Circuito de refrigeración:

- Pérdida de aceite por evaporación u oxidación.


- Obstrucción del circuito de circulación del aceite o fallo de la ventilación.

- Contracciones del volumen por bajadas bruscas de temperatura.

3.2 Descripción de los equipos de protección utilizados para la protección del

transformador.

El objeto de las protecciones es aislar el transformador de la red ante la detección de

averías para minimizar el daño y a la vez evitar la pérdida de otros elementos de la red

por actuación de sus protecciones.

Se suelen considerar dos tipos básicos de protecciones:

- Protecciones propias: Son de tipo termo-mecánico y forma parte integrante del

transformador. Detectan averías producidas dentro de la cuba en su fase inicial y

suelen ser por ello insustituibles.

- Protecciones externas: Son protecciones eléctricas y no forman parte del

transformador. Normalmente utilizan otros elementos diferentes de los constitutivos

del transformador (transformadores de tensión, intensidad, etc…).

3.2.1 Protecciones propias del transformador.

3.2.1.1 Protecciones térmicas.

Un calentamiento excesivo acorta la vida del aislamiento en función de la

sobretemperatura y su duración. Temperaturas severas pueden desencadenar fallos

inmediatos de aislamiento o incendio al alcanzarse la temperatura de encendido del

refrigerante. Sin embargo, el transformador debe ser capaz de soportar sobrecargas

durante periodos de tiempo para poder obtener la máxima utilización y asegurar la

continuidad de la explotación.


Con el fin de controlar la temperatura dentro de unos márgenes admisibles, se

utilizan protecciones térmicas y elementos de control de la temperatura del aceite

como:

- Termómetro.

- Termostato.

Miden la temperatura de la capa superior del aceite, utilizándose el termómetro

normalmente para el control de ventilación, circulación del aceite y alarmas, y el

termostato para el disparo.

3.2.1.2 Indicador del nivel de aceite.

Sirve para controlar el nivel del aceite en los transformadores. Este indicador se

monta, generalmente, en uno de los laterales del deposito conservador, existiendo

modelos que disponen de contactos para dar una alarma o disparo cuando el nivel de

aceite alcance un nivel tan bajo que dificulte el buen funcionamiento del

transformador.

3.2.1.3 Liberador de presión.

Sirve para controlar el nivel del aceite en los transformadores. Este indicador se

monta, generalmente, en uno de los laterales del deposito conservador, existiendo

modelos que disponen de contactos para dar una alarma o disparo cuando el nivel de

aceite alcance un nivel tan bajo que dificulte el buen funcionamiento del

transformador.

3.2.1.4 Relé Buchholz.

La importancia del relé Buchholz estriba en que es más sensible para determinadas

faltas internas que los relés que dependen de magnitudes eléctricas y contribuye a

minimizar los daños en el transformador debido a estas faltas.

Cualquier anormalidad magnética o eléctrica que se presenta en el interior del

transformador da origen a calentamientos locales que descomponen el aceite o dan


lugar a la combustión de los aislantes, produciéndose por dichas causas un

desprendimiento más o menos importante de gas. El relé Buchholz detecta este

desprendimiento y señala su presencia. El relé es capaz de detectar pequeños

volúmenes de gas, y por tanto, puede detectar arcos de baja energía. El

desprendimiento de gases es proporcional a la importancia de la avería,

estableciéndose por ello niveles de actuación: alarma y disparo.

3.2.1.5 Relé Buchholz Jansen.

Los reguladores de tensión, según el sistema Jansen, tienen el aceite independiente

del que baña al transformador.

Este relé tiene por misión proteger el conmutador de tomas del regulador y también

al transformador en el caso de un fallo en el dispositivo del regulador. Este relé de

protección va montado dentro de una caja de metal ligero, con bridas en ambos lados,

en los que se montará la tubería de aceite.

3.2.2 Protecciones eléctricas incluidas en los equipos de protección.

Son protecciones que no vienen incorporadas en el transformador. La más eficaz de

las protecciones instaladas por su selectividad, sensibilidad y estabilidad es la

protección diferencial, mientras como protecciones de reserva a la diferencial

utilizaremos las protecciones de sobreintensidad tanto instantánea como de tiempo

definido.

3.2.2.1 Protección diferencial (F12).

Generalmente se instala en transformadores de potencia igual o superior a 10 MVA,

come es en este caso. Esta protección detecta los cortocircuitos y las derivaciones a

masa producida dentro de la cuba del transformador y también, como el relé Buchholz,

detecta los cortocircuitos entre espiras. Actúa rápida y selectivamente ante los defectos

producidos en el transformador.

La protección diferencial no la constituye tanto el constructivo del relé como la

forma en que es conectado este al circuito que protege.


El relé se conecta a los secundarios de los T/i de cada lado del circuito a proteger, en

nuestro caso el transformador, de modo que la corriente neta de operación es la

diferencia entre las corrientes entrantes y salientes al circuito.

El relé actuara cuando dicho corriente de operación supera un valor determinado.

Sin embargo, en la aplicación de la protección diferencial al transformador, se dan

varias circunstancias que dificultan su planteamiento:

- Las corrientes a uno y otro lado del transformador son de distinta magnitud.

Para conectar directamente el relé a los secundarios de los t/i se deberán elegir éstos

con relaciones de transformación tales que igualen las intensidades entrantes al relé

ante faltas externas o condiciones de carga. Ello, sin embargo, no es viable en la

práctica debido al uso de los t/i de relaciones de transformación normalizadas y, en

general, no dedicados. Por ello, es preciso recurrir a T/i´s auxiliares o, de forma mas

generalizada, a relés que dispongan de tomas de igualación de corrientes y la

eliminación completa del error.

- El grupo de conexión del transformador introduce un desfase entre las

corrientes primarias y secundarias que obliga a conectar los secundarios del T/i de

forma adecuada. Hoy en día, los fabricantes incorporan T/i internos en sus diseños

para la compensación de fase.

- Si uno de los arrollamientos puede dar corriente de falta a tierra y el otro no,

para evitar la actuación del relé ante faltas a tierra externas es preciso filtrar las

componentes homopolares del circuito diferencial mediante conexiones en triangulo de

los T/i, o bien con un filtro de intensidad homopolar cuya función es facilitar un

camino de mínima impedancia a la intensidad homopolar.

- En la energización del transformador se establece una corriente magnetizante

transitoria. Esta corriente de inserción aparece como falta interna para un relé

diferencial.

En la insensibilidad del relé se debe tener en cuenta:

- El efecto producido por la regulación en carga (si existe).

- El error de igualación de las tomas de corriente del eje.


Los errores de transformación de los T/i´s (relación y ángulo) sobre todo en

condiciones transitorias (errores de saturación, magnetismo remanente, etc.)

El tipo de relé que emplearemos para la protección contra este tipo de faltas será el

relé estabilizado SPAD 346C2, con este tipo de relés varias de los problemas antes

mencionados son solucionados automáticamente, como es el caso de los

transformadores auxiliares, puesto que el modulo relé diferencial permite la

adaptación del grupo vector, la corriente de relación del TC y la eliminación del

componente de secuencia cero de las corrientes de fase que se implementan

digitalmente en el lado de AT y/o BT.

3.2.2.2 Protección de sobreintensidad (F12).

Se utilizará un relé de sobreintensidad para aislar el transformador de faltas en

barras o en línea antes que pueda resultar dañado. La protección de sobreintensidad

constará de unidades temporizadas e instantánea y van conectadas a las tres fases de

los T/i de cada lado.

La unidad temporizada proporcionará protección limitada ante faltas internas

debido a su actuación retardada. Por otro lado la corriente mínima de operación debe

insensibilizarse con el fin de admitir la capacidad de sobrecarga del transformador y la

corriente de inserción en la energización. La característica de tiempo, deberá

coordinarse con las protecciones instaladas aguas abajo sin llegar por ello a tiempos de

actuación que superen los límites del transformador ante faltas externas.

La unidad instantánea deberá ajustarse por encima de la máxima corriente de falta

externa al transformador y siempre que pueda detectar faltas internas.

3.2.2.3 Protección tierra trafo 15 kV (F11).

Generalmente, en redes de tensión inferior a 30 kV como en la del presente

proyecto, los secundarios de los transformadores son de conexión triángulo. En un

sistema que funciona con el neutro aislado se producen sobretensiones mayores que en

las de neutro puesta a tierra y las faltas a tierra no pueden ser despejadas

adecuadamente por protecciones de sobreintensidad, el tipo de protección que se va a

emplear para estos elementos es de protección del neutro, consistente en un relé de


sobreintensidad conectado al secundario del T/i de puesta a tierra. Provee protección

de apoyo a las protecciones de sobreintensidad de tierra del transformador y de las

líneas, coordinándose con ellas, así como a la protección diferencial.

La coordinación con otras protecciones no debe, sin embargo, dar lugar a tiempos

de actuación que superen el límite térmico de la reactancia.


4Cálculo de Ajustes

Cálculo de ajustes 59

4 Cálculo de ajustes

4.1 Objeto cálculo de ajustes

Este es un documento que tiene por objeto hacer el cálculo de los valores de ajuste

de las protecciones eléctricas del generador del presente proyecto.

En el anexo A del tomo I, se muestra el diagrama unifilar de la instalación.

Para el cálculo, se han utilizado los datos del alternador y del transformador

principal, así como las curvas características de estos, que se recogen en el anexo B.

El sistema de protecciones eléctricas está constituido por los siguientes equipos:

Protección de Generador ABB tipo REG316*4 SR200 para el Canal A, a la que

denominaremos en adelante según denominación en unifilar, esto es, F10.

Protección de Generador ABB tipo REG316*4 SR400 para el Canal B, a la que


Protección de Bloque Transformador-Generador ABB SPAD 346C2, a la que


Adicionalmente existe una protección ITE60 que efectuará la función de

desequilibrio de tensiones a la que denominaremos en adelante según denominación

en unifilar, esto es, F13.

Finalmente hay una protección para detectar faltas a tierra en el rotor, a la que


Los datos de parametrización de los equipos de protección se encuentran

contenidos en el anexo C.

4.2 Datos de entrada.

- Red 15 kV


Tensión........................................................................................15 kV

Corriente cortocircuito trifásica máxima.............................9,96 kA

Corriente cortocircuito trifásica mínima................................... 2 kA

- Alternador:

Potencia nominal…………………….…………………..14500 KVA

Tensión nominal………………………….…………..……...10000 V

Intensidad nominal…………………………………………837,15 A

Cos Fi………………………………………………………………0.85

Reactancia síncrona directa Xd no saturada………….… 2,075 p.u

Reactancia transitoria directa X’d no saturada………… 0,423 p.u.

Reactancia Subtransitoria directa X’’d no saturada….... 0,277 p.u.

Reactancia síncrona directa Xd saturada……………...... 1,781 p.u

Reactancia transitoria directa X’d saturada………….... 0,401 p.u.

Reactancia Subtransitoria directa X’’d saturada… 0,222 p.u.

Reactancia Transversal no saturada................................. 1,231 p.u.

Reactancia de secuencia inversa saturada........................ 0,287 p.u.

- Trafo principal TP

Potencia nominal………………………………….……..15500 KVA

Tensión nominal……………...………………. 15800 ± 2,5/10000 V

Intensidad nominal……………………………… 566,39 / 849,89 A

Impedancia cortocircuito …………………………………..…9,94%

Impedancia homopolar............................................... 9% (estimada)

Grupo de conexión……………………………..……………. YNd11


- Datos Transformadores de medida

Trafos Intensidad lado neutro Generador… 900/5A 30 VA 5P20

Trafos Intensidad lado salida Generador….. 900/5A 30 VA 5P20

Trafos Intensidad lado alta Trafo Principal..600/5A 30 VA 5P20

Trafo Tensión neutro trafo principal…………….. 15000:∨3/100 V

Trafos de tensión medida……... 10000:∨3/110:∨3 V 30 VA

- Datos Transformador de Puesta a Tierra Generador

Trafo de tensión…………………………...…10000/173 V 30 KVA

Resistencia de PAT…………………. 0,35 Ohms, 289 A 2 minutos

- Funciones protección Generador REG316*4 PG1-SIST A (F10)

Diferencial Generador (87G)

Sobreexcitación Generador(24G)

Retorno de Energía (32G)

Sobretensión (59G)

Pérdida de excitación (40)

Secuencia Negativa (46G)

Sobrecarga térmica (49G)

Máxima Frecuencia (81M)

Mínima Frecuencia (81m)


Sobreintensidad Inst. Generador controlada por tensión (50V)

Sobreintensidad Generador (51G)

Fallo Interruptor (62)

Registrador oscilográfico

- Funciones protección Generador REG316*4 PG2-SIST B (F11)

Tierra Estator 95% (59NG 95%)

Tierra Trafo 15 kV (64T)

Sobreexcitación Generador (24G)




Sobretensión (59G)


Sobreintensidad Inst.Generador controlada por tensión (50V)


Sobrecarga Térmica (49G)


Sobreintensidad Generador (51V)


- Funciones protección Trafo TP SPAD 346C2 (F12)

Diferencial de bloque (87GT)


Sobreintensidad Temporizada trafo principal 51TP

Sobreintensidad Instantánea trafo principal 50TP

- Función Tierra Rotor ITE 64F (F14)

- Función Desequilibrio de tensiones ITE60 (F13)

4.3 Ajustes protecciones eléctricas.

Para el cálculo de los ajustes de las diversas funciones de protección eléctrica, se han

seguido la metodología, recomendaciones, fórmulas y ábacos contenidos en los

manuales de instrucciones para las protecciones REG316 y SPAD346C.

Para la obtención del fichero de parametrización de los equipos de protección

eléctrica, se han empleado el CAP2_316 software, versión 6.5b de ABB para las

protecciones REG316*4.

En este apartado se recogen los cálculos principales que han servido para

determinar los valores para parametrizar las funciones de protección.

Esta parametrización se recoge en el anexo C

4.3.1 Cálculo de los valores de referencia.

A fin de evitar tener que repetir en cada función de protección los ajustes a los

valores secundarios de tensión e intensidad proporcionados por los trafos de medida

del alternador y del transformador, vamos a proceder a calcular el valor por unidad de

las tensiones e intensidades secundarias nominales del alternador y de los

transformadores, en función de los valores nominales de los equipos: 5A y 100V

Una vez establecido el valor de referencia de una entrada de tensión o corriente,

todos los ajustes de las funciones de protección que empleen dicha medida quedan

referidos automáticamente a los valores nominales del alternador o del trafo de grupo,

según proceda.


4.3.1.1 Valores de referencia de las intensidades.

- Lado del neutro del generador = 900/5 A

El trafo de entrada es de 5 A

Valor de referencia:

65,4900

5

103

14500 =×x

Luego el valor a ajustar en la protección es:

93,05

65,4 =

- Lado de salida del generador = 900/5 A



65,4900

5

103

14500 =×x

Luego el valor a ajustar en la protección es:

93,05

65,4 =

- Lado de alta del Trafo Principal = 600/5 A



65,4600

5

153

14500 =×x

Luego el valor a ajustar en la protección sería:


93,05

65,4 =

4.3.1.2 Valores de referencia de las tensiones.

- Lado de bornas de salida del alternador:

VV3

110/

3

10000

En conexión estrella-estrella.


11010000

11010000 =× V

- Luego el valor a ajustar en la protección es:

10,1100

110 =

- Transformador de PAT del trafo principal:

100

8660 V

Se ha adoptado 1 como valor de referencia por lo que los valores de ajuste de la

función 64T se referirán a los valores de nominales del equipo de protección (100V).

Transformador de PAT:

173

10000 V

Se ha adoptado 1 como valor de referencia por lo que los valores de ajuste de la

función 59NG (95%), se referirá a los valores de nominales del equipo de protección

(100V).


4.3.2 Cálculo de corrientes de cortocircuito.

Para el cálculo nos pondremos en la situación más desfavorable, es decir, aquella

que provocaría la mayor corriente de cortocircuito.

Para el generador usaremos la reactancia subtransitoria saturada, y despreciaremos

las impedancias de los contactos de interruptores, barras etc...

Todos los cálculos se harán para cortocircuitos trifásicos y en el caso que hubiera

protecciones de faltas a tierra por sobreintensidad se hará el cálculo para cortocircuitos

monofásicos.

Para el análisis de la saturación de los T’is utilizaremos la impedancia mínima de la

red y para el ajuste de las protecciones la máxima.

Todas las reactancias se darán en valores por unidad siendo la potencia base de 14,5

MVA.

Reactancia del generador:

Zg = x”d =0,277

Reactancia del transformador principal:

p.u0,092 = 15,5

14,5 x 0,099=TPZ

Reactancia de la red: Según datos de Endesa, la intensidad de cortocircuito máxima

a 15 kV es de 9,96 kA, por lo que la potencia de cortocircuito:

MVAIccPcc 7,258153max =×××=

Luego

Zminred = =7,258

5,140,056 p.u.

Que es la reactancia mínima a la tensión de 15 kV.


Asimismo la intensidad de cortocircuito mínima es de 2 kA, por lo que la potencia

será

MVAIccPcc 96,51153min =×××=

Luego

Zmaxred = 96,51

5,14=0,28 p.u.

Que es la reactancia máxima a la tensión de 15 kV.

Figura 22. Puntos estudio cortocircuitos

4.3.2.1 Cortocircuito en el punto A

Potencia base 14,5 MVA

Tensión base 15 kV

En este caso calcularemos en base a la máxima corriente de cortocircuito aportada

desde la red.

La reactancia del generador más el transformador hasta un cortocircuito trifásico en

punto A después de los TI’s, es de

0,277+0,092 =0,369 p.u.


El paralelo de esta reactancia con la mínima de la red es:

=+×

056,0369,0

056,0369,00,047 p.u.

Por lo tanto

==047,0

5,14'' 15max kVkS 308,12 MVA

De donde

=×××=

3

6

15max10153

1012,308'' kVkI 11,85 kA

Luego la aportación del generador es de

11,85 x 056,01369,0/1

369,0/1

+ = 1,56 kA

Así pues, la aportación máxima desde la red al cortocircuito es de

11,85-1,56= 10,29 kA

4.3.2.2 Cortocircuito en el punto B.

Potencia base 14,5 MVA

Tensión base 10 kV

La reactancia total será el paralelo de la reactancia del generador (0,277 p.u.), y la de

la red más el transformador, que será en un caso de

0,056+0,092=0,148 p.u.

Y en el caso de la máxima

0,28+0,092=0,372 p.u.


Así pues tendremos

Ztotal max = 372,0277,0

372,0277,0

+×

=0,158 p.u.

Y

Ztotal min = 148,0277,0

148,0277,0

+×

=0,096 p.u.

MVAS kVk 3,150096,0

5,14'' 10max ==

Y

MVAS kVk 77,91158,0

5,14'' 10min ==

, de donde

3

6

10min10103

1077,91''

×××=kVkI = 5,29 kA

Y

3

6

10max10103

103,150''

×××=kVkI = 8,67 kA

Aportación del generador a un cortocircuito trifásico en punto B después de los

TI’s.:

MVAS kG 3,52277,0

5,143 ==

De donde

=××

×=3

6

310103

103,52kI 3,02 kA

De donde la contribución máxima de la red es de 8,67-3,02 =5,65 kA


Y la mínima de 5,29-3,02 = 2,27 kA

Figura 23. Corrientes de cortocircuito

4.4 Ajustes protecciones generador

4.4.1 Protección diferencial generador (87G)

Esta función está incorporada en la protección F10.

Protege la zona comprendida entre el neutro del generador y los TIs de salida del

generador.

La función de protección se comporta como una diferencial de generador de baja

impedancia con frenado.

Para calcular los ajustes del disparo diferencial y de la pendiente (relación entre la

corriente de operación y la de frenado), hemos de saber la máxima falta pasante.

Esta se produciría a la salida del generador, después de los TI’s.

En el punto 4.2 vimos que la máxima falta que aportaría el generador en este caso

sería de 3,02 kA.


Este valor es menos de cuatro veces la In de los TI’s, y siendo estos de clase 5P20,

siempre trabajarían en la zona lineal, por lo que no habría problemas de saturación; así

la pendiente se podría ajustar al 25% v = 0,25.

Sensibilidad para faltas internas g = Id / In = 0,1

Se adjunta la característica de operación y frenado.

Los valores de ajuste de esta función se referirán a los valores nominales del

alternador, ya que emplea los valores de referencia calculados según el punto 4.3.1.

Valores de ajuste:

g...................................... 0,1 In

v................................... 0,25 In

Figura 24. Ajustes protección diferencial


4.4.2 Protección sobreintensidad temporizada generador (51V)

Esta función tiene como objeto proteger al generador contra sobrecargas.

Esta función está incorporada en las protecciones F10 y F11

Según las curvas de selectividad del generador, ajustaremos la sobreintensidad a

tiempo inverso que dispare antes de llegar a la capacidad térmica del estator. Así

ajustaremos una sobreintensidad de 1,25xIn con una temporización de 6,5 s.



Esta función actúa aunque el generador no pueda suministrar la corriente, ya que

tiene memoria de tensión.

Valores de ajuste:

Intensidad de arranque............. .........1,25 In

Temporización...................... ...................6,5 s

Tensión.................................................. 0,7 Un

4.4.3 Protección sobreintensidad instantánea generador (51V)

Esta función tiene como objeto proteger al generador contra cortocircuitos.

Esta función está incorporada en las protecciones F10 y F11.

En caso de una falta en la S/E, o en las líneas, la máxima corriente que aportaría el

generador sería de 1,56 kA según se deduce del punto 4.3.2.

En 10 kV esto supone 1,56x10

15 =2,34 kA


Y como en caso de falta en la zona de 10 kV, la aportación del generador es de 3,02

kA según vimos en el punto 4.3.2, el ajuste debería estar entre 2,34 y 3,02 kA, por lo que

la podríamos ajustar a 2,5 kA, lo que sería 3xIn.



Esta función actúa aunque el generador no pueda suministrar la corriente, ya que

tiene memoria de tensión.

Valores de ajuste:

Intensidad de arranque...............................................3 In

Temporización............................................................0,5 s

Tensión........................................................................0,7 Un

4.4.4 Protección secuencia negativa (46G).

El objeto de esta función es proteger al rotor del alternador del excesivo

calentamiento provocado por la circulación de corrientes de secuencia negativa debido

a un reparto asimétrico de cargas.

Esta función está incorporada en las protecciones F10 y F11.

Es una función de protección trifásica siendo su característica de operación de

tiempo inverso según el algoritmo siguiente:

Siendo k1= Máxima energía de secuencia negativa permisible I22t

k2 = Intensidad de secuencia negativa permisible de modo permanente

t = Tiempo de disparo


I2 = Intensidad de secuencia negativa

IB = Intensidad nominal del alternador

La curva característica es la siguiente:

Figura 25.Característica Secuencia Negativa

De acuerdo a las curvas características suministradas por el fabricante (anexo B) la

máxima I2

admisible es de 0,12 p.u., por lo que podemos ajustar k 2 a 0,12 p.u. y la

k 1 que mejor se ajusta a la curva es de 30 s.

Valores de Ajuste:

k1 30 s

k 2 0,12 p.u.

Tmin 10 s

Tmax 2000 s

Reset Time 30 s




4.4.5 Protección sobrecarga térmica (49G)

Esta función protege al estator del generador contra una sobrecarga y está

incorporada a las protecciones F10 y F11.

Esta función crea una imagen térmica basada en la proporcionalidad entre la

intensidad y la temperatura. Es trifásica y está basada en la siguiente curva:

Figura 26. Característica sobrecarga térmica

Tomando como base las curvas de sobrecarga térmica del estator (anexo B),

podemos ajustarla más bajo, según los siguientes valores:

Valores de Ajuste:

I start: 1,1 In

k1 setting 60 s

t min 10 s

t max: 1000 s


4.4.6 Protección retorno de energía (32G).

Esta función protege al alternador de comportarse como motor, al recibir potencia

activa en lugar de entregarla.

Es una función direccional de mínima potencia, monofásica y que está incorporada

en las protecciones F10 y F11.

Se ajustará de modo que arranque con un retorno de potencia del 2% de la potencia

activa nominal del alternador.

El ángulo se ajustará a 30º, dado que la función calcula la potencia sobre la base de

la tensión URS y la intensidad IR lo que significa que se alcanzará el arranque antes para

Q=0

Figura 27. Característica retorno de energía

Valores de Ajuste:

Potencia activa de actuación: -2% Sn

Ángulo: 30º

Potencia de reposición: 60% de la potencia de actuación

Tiempo de operación: 10 s

F d



alternador, ya que emplea los valores de referencia calculados según los puntos 4.3.1.

4.4.7 Protección sobretensión (59G)

El objeto de esta función es proteger al alternador contra sobretensiones.

Es una función trifásica de dos escalones y está incorporada en las protecciones F10

y F11 Se ha ajustado la función instantánea para una sobretensión del 135% de la

tensión nominal del grupo.

Valores de Ajuste:

Valor de Arranque: 1,35xUn


Frecuencia Mínima: 40 Hz



Se ha ajustado la función temporizada para una sobretensión del 115% de la tensión

nominal del grupo con una temporización de 2 segundos.

Valores de Ajuste:

Valor de Arranque: 1,15xUn


Frecuencia Mínima: 40 Hz




4.4.8 Pérdida de excitación (40G)

El objeto de esta función es proteger a la máquina de daños mecánicos y eléctricos

producidos por una pérdida repentina de la excitación, pasando a recibir energía

reactiva de la red para poder mantener la tensión y pudiendo incluso perder el

sincronismo.

Esta función está incorporada en las protecciones F10 y F11

Es una función de protección trifásica cuya característica de operación es circular en

el plano R/X.

Los puntos de corte con el eje de las X , XB y XA, corresponden a los valores de

reactancia para grupo subexcitado y para grupo totalmente desexcitado,

respectivamente.

El punto XB corresponde al 50% de la reactancia transitoria del alternador, en tanto

que el punto XA se definirá para que la característica se coordine con la curva límite de

estabilidad práctica según el diagrama de flujo de carga del alternador.

Teniendo en cuenta que se han programado los valores de referencia de tensión e

intensidad, de acuerdo con los apartados 4.3.1, los ajustes en la protección son directos

en valores p.u., es decir:

XA = -2,07 .

XB = 211,02

423,0

2

'−==dX

Ya que compara intensidades con tensiones compuestas (IR con URS) el ángulo será

30º.


Figura 28. Característica pérdida de excitación

Valores de Ajuste:

Ajuste XA = -2,07

Ajuste XB = -0,21

Ángulo = 30º

Tiempo operación = 2 s

4.4.9 Protección tierra estator 95% (59NG 95%).

Esta función protege de una falta a tierra en el estator, en la zona comprendida entre

el 5% y el 100%.

Esta función es monofásica y está incorporada en la protección F11.

La tensión máxima en el neutro para una falta a tierra en una fase a la salida del

alternador es:


V3

10000

La relación del transformador de puesta a tierra es de 10000/173 V.

La resistencia de carga del transformador de puesta a tierra del neutro del

generador es de 0,35 ohmios, por lo que la tensión para una falta a tierra en el 5% del

devanado estatórico será:

U= 0,05 =100

1

10000

173

3

100000,05 UN

En este caso, la tensión nominal es la del equipo de protección, es decir 100 V.

Valores de ajuste:

Arranque V:...............0,05

Temporización...........0,5 s

4.4.10 Protección de sobreexcitación (24)

Esta función protege al generador de un excesivo flujo magnético que podría causar

daños a los núcleos de hierro de las máquinas.

Esta función no mide el flujo directamente, sino que lo calcula por medio de la

relación U/f. La función 24 está incorporada en las protecciones F10 y F11.

En esta función se mide la característica de operación por medio de 10 puntos

discretos.



No disponemos de datos del alternador, pero sí del trafo principal (anexo B), por lo

que se admite una sobreexcitación del 1,05 U/f en permanencia, por lo que ajustaremos

una curva inversa según lo siguiente:


Valores de Ajuste:

Ajuste UB: 1 p.u.

Arranque U/f: 1,06 p.u.

T mínimo: 0,01 min

T máximo: 60 min

T Reset: 60 min

T (U/f = 1,05): 70 min

T (U/f = 1,10): 60 min

T (U/f = 1,15): 6 min

T (U/f = 1,20): 1 min

T (U/f = 1,25): 0,4 min

T (U/f = 1,30): 0,1 min

T (U/f = 1,35): 0,1 min

T (U/f = 1,40): 0,1 min

T (U/f = 1,45): 0,1 min

T (U/f = 1,50): 0,1 min

4.4.11 Protección sobrefrecuencia generador (81M)

El objeto de esta función es proteger al grupo turbina-generador contra un

funcionamiento en sobrefrecuencia, como puede suceder por ejemplo, ante variaciones

bruscas de carga.




La función 81MG está incorporada en las protecciones F10 y F11.

Según máquinas similares, podemos ajustar a 52 Hz con una temporización de 2,5 s.

Valores de Ajuste:

Frecuencia de arranque.................................... 52 Hz

Temporización...................................................... 2,5 s

Tensión bloqueo..............................................20% Un

4.4.12 Protección subfrecuencia generador (81m)

El objeto de esta función es proteger al grupo turbina-generador contra un

funcionamiento en condiciones de subfrecuencia.



La función 81mG está incorporada en las protecciones F10 y F11.

Ya que la frecuencia nominal es de 50Hz, ajustaremos esta función a 47,5 Hz con

una temporización de 3 s.

Valores de Ajuste:

Frecuencia de arranque.................................. 47,5 Hz

Temporización.......................................................... 3 s

Tensión bloqueo.............................................. 20% Un


4.4.13 Protección faltas a tierra zona 15 kV (64T)

Esta función tiene por objeto detectar faltas a tierra en 15 kV

La medida de tensión para esta función procede del trafo de tensión situado en el

neutro de la estrella del trafo principal.

La función 64T está incorporada en la protección F11.

La tensión secundaria para una falta a tierra franca en la zona de 15 kV es de 100

según vimos en el apartado 4.3.1.

Ajustaremos la función para detectar faltas a tierra en barras, en la zona

comprendida entre el 10% y el 100%, con una temporización de 1,5 s, por lo tanto:

U = 10 V.



Valores de ajuste:

Arranque U =...................................0,1 Un

Temporización.................................1,5 s

4.4.14 Protección fallo interruptor (62).

El objeto de esta función es proteger a la máquina contra el fallo de apertura por

disparo del interruptor de grupo, enviando el disparo hacia otros interruptores aguas

arriba.

La función 50BF está incorporada en las protecciones F10 y F11

La lógica empleada se muestra a continuación:


Figura 29. Lógica fallo de interruptor

Valores de ajuste:

Arranque función sobreintensidad................................0,2 In

Temporización función sobreintensidad....................... 0,1 s

Temporización final función FI .................................... 0,2

4.5 Protecciones transformador principal (50TP)

4.5.1 Protección sobreintensidad instantánea transformador principal (50TP).

El objeto de esta función es proteger al transformador de una sobreintensidad

instantánea, producida por una falta interna.

La función 50TP es una función trifásica de sobreintensidad y está incorporada a la

protección F12.

Se tomará como valores nominales los del relé, es decir, 600 A primarios (5 A

secundarios)

El ajuste ha de ser de forma que no dispare ante faltas externas en la subestación o

las líneas.

Ante falta aguas abajo, la aportación máxima de la red es de 5,65 kA según vimos en

punto 4.2, lo que en 15 kV se traduce en

5,65x15

10= 3,76 kA


Como los trafos de intensidad son de 600/5 A 5P20, esta intensidad supone 6,2xIn,

por lo que los trafos de intensidad estarían trabajando en la zona lineal de su

característica.

Para el ajuste tendremos en cuenta la aportación mínima de la red, que es de 2,27

kA, según punto 4.2, por lo que en 15 kV será de

2,27x15

10= 1,51 kA

En el apartado 4.1 hemos visto que la aportación del grupo a una falta en la S/E es

de 1,56 kA.

Con estos datos, la selectividad se puede conseguir prácticamente con 1,6 kA

Valores de ajuste:

Intensidad nominal ........................................ 600 A

Intensidad de arranque................................. 2,66 In

Temporización................................................. 0,05 s

4.5.2 Protección sobreintensidad temporizada transformador principal (51TP)

El objeto de esta función es proteger al transformador de una sobreintensidad,

producida por una sobrecarga.

La función 51TP es una función trifásica de sobreintensidad y está incorporada a la

protección F12.

Según los datos de la capacidad térmica del transformador, este puede aguantar una

sobrecarga de un 25% durante una hora por lo que ajustaremos a un 20% de la

intensidad nominal del trafo.

Valores de ajuste:

Intensidad nominal ................................................... 600 A


Intensidad de arranque............................................ 1,2 In

Temporización..............................................Curva VI k 0,7

4.5.3 Protección diferencial de bloque (87GT)

El objeto de esta función es proteger toda la zona comprendida entre el neutro del

generador y los trafos de intensidad del lado de alta del transformador principal.

Esta función está incorporada a la protección F12 .

La función de protección se comporta como una diferencial de transformador de

baja impedancia con frenado.

Para calcular la pendiente (relación entre la corriente de operación y la de frenado),

hemos de saber la máxima falta pasante, ya que la corriente de inserción no representa

ningún problema porque frenará el disparo al detectar componente de segundo

armónico.

En el apartado 4.3.2 vimos que si la falta es aguas arriba del transformador, la Icc =

1,56 kA

ya que los TI’s son de 600/5 A 5P20, estarían trabajando en la zona lineal.

En 10 kV esta corriente sería de

1560x10

15 = 2,34 kA

y ya que los trafos son de 900/5 A 5P20, estarían trabajando en la zona lineal.

Tanto en alta como en baja se estaría trabajando en la característica lineal, por lo que

la pendiente se podría ajustar al 30% v = 30%

Los valores de ajuste de esta función hay que referirlos a los valores nominales de la

máquina.


Así pues, los ajustes para igualar el módulo de ambas intensidades a la protección

serán:

In lado alta trafo:

A1,558153

14500 =×

luego I1 = 558,1/In= 558,1/ 600 = 0,93

In lado generador:

103

14500

× =837,1 A

luego I2= 837,1/In = 837,1/ 900= 0,93

Valores de ajuste:

g.................................................... 0,2 In

v………………………………... 0,30 In

b…………………………………. 1,5 In

Iinst……………………………… 10 In

a1..................................................... 0,93

a2..................................................... 0,93

Grupo......................................... Ynd11


Figura 30. Característica diferencial de bloque

4.6 Desequilibrio de tensiones (60)

Esta función tiene por objeto detectar la caída de la señal de tensión para

protecciones a fin de dar alarma y bloquear los disparos de las funciones de pérdida de

excitación (40) y la de sobreintensidad controlada por tensión (50V) en ambos canales.

Está incorporada a un relé ABB tipo ITE60, y se puede ajustar a un 24%.

4.7 Protección tierra rotor (64R)

Esta función viene ajustada de fábrica para disparar ante faltas tierra inferiores a 5

kohms.


5Cableado protecciones

Cableado protecciones 90

5 Cableado protecciones

5.1 Objetivo listas de cableado.

El objetivo de este documento, es de reflejar en él todo el cableado interno del

sistema de protecciones y servir al operario de fábrica donde se realizarán, como

instrumento de guía para la realización del mismo evitando así, posibles mal

interpretaciones por parte del operario de los distintos planos del sistema, y en caso de

error de montaje en el momento de la correspondiente prueba en fábrica del armario,

tener rápidamente el cable o conjunto de cables mal conectados, y poder solventarlo de

la manera más rápida posible ya que todos y cada uno de los cables son etiquetados en

la instalación .

5.2 Nomenclatura utilizada.

La nomenclatura utilizada en el cableado es, para los cables que no forman ningún

tipo de nudo, es decir que son cables sueltos e individuales no interconectados a

ningún otro cable, simplemente un punto de origen identificado por el tipo de aparato

y su terminal correspondiente y su punto de destino, igualmente identificado por su

aparato y su terminal correspondiente, adicionalmente se tiene en cuenta la sección de

dicho cable y el punto en el que se encuentre dentro de los planos, identificado por la

página y el cuadrante de la cuadricula del plano en el que se encuentra.

Por otro lado para los distintos nudos, o lo que es lo mismo cables que tienen

puntos en común, la forma empleada es la de en primer lugar poner el primer cable de

origen desde el aparato y terminal correspondiente que este salga y en su misma fila y

en la columna del circuito, indicar el nombre del circuito que a este le corresponda

señalizándolo del siguiente modo #NºCircuito, a continuación se ponen debajo de este

el resto de cables que comparten este mismo punto en común, adicionalmente también

se indicará la sección de cada uno de los cables, y el punto donde estos se encuentran

dentro de los planos.


5.3 Cableado planos.

Plano nº 59706306 Instalación: C.D. CEUTA G11 Equipo: CUADRO PROTECCIONES GENERADOR Realizado AGG Aprobado JCL Revisión 1 (20-03-07)

DESDE

HASTA

Aparato Terminal Aparato Terminal Circuito Secc. Páginas

F10 H3 XUA+ 1 1,5 20.E1 F10 T1 X103 2 2,5 11.D6 F10 T11 X104 6 2,5 11.A6 F10 T3 X103 4 2,5 11.D6 F10 T5 X103 6 2,5 11.D6 F10 T7 X104 2 2,5 11.A6 F10 T9 X104 4 2,5 11.A6 F10*E1 Cd10 X12 17 1,5 30.D1 F10*E1 Cd12 XUC- 4 1,5 30.D1 F10*E1 Cd18 X12 19 1,5 30.D1 F10*E1 Cd2 X12 15 1,5 30.D1 F10*E1 Cd20 XUC- 6 1,5 30.D1 F10*E1 Cd28 F11*E1 Cd26 1,5 44.B1 F10*E1 Cd30 X11 1 1,5 44.B1 F10*E1 Cd32 F11*E1 Cd30 1,5 44.B1 F10*E1 Cd4 XUC- 2 1,5 30.D1 F10*E1 Cz10 XUC- 3 1,5 30.D1 F10*E1 Cz14 X12 18 1,5 30.D1 F10*E1 Cz16 XUC- 5 1,5 30.D1 F10*E1 Cz2 X12 14 1,5 30.D1 F10*E1 Cz20 F13 12 1,5 30.D1 F10*E1 Cz22 XUC- 7 1,5 30.D1 F10*E1 Cz4 XUC- 1 1,5 30.D1 F10*E1 Cz8 X12 16 1,5 30.D1 F10*E1 Dd14 X13 28 1,5 51.C1 F10*E1 Dd16 X13 27 1,5 51.C1 F10*E1 Dz12 X12 20 1,5 30.D1 F10*E1 Dz14 XUC- 8 1,5 30.D1 F10*E1 Dz4 F11*E1 Dz2 1,5 45.B2 F10*E1 Dz6 X11 6 1,5 45.B2 F10*E1 DZ8 F11*E1 Dz6 1,5 45.B2 F10*F1 Ad10 X12 24 1,5 31.D1 F10*F1 Ad12 XUC- 12 1,5 31.D1 F10*F1 Ad18 X12 26 1,5 31.D1 F10*F1 Ad2 X12 22 1,5 31.D1 F10*F1 Ad20 XUC- 14 1,5 31.D1 F10*F1 Ad28 F11*F1 Ad26 1,5 46.B2 F10*F1 Ad30 X11 11 1,5 46.B2 F10*F1 Ad32 F11*F1 Ad30 1,5 46.B2 F10*F1 Ad4 XUC- 10 1,5 31.D1 F10*F1 Az10 XUC- 11 1,5 31.D1 F10*F1 Az14 X12 25 1,5 31.D1 F10*F1 Az16 XUC- 13 1,5 31.D1 F10*F1 Az2 X12 21 1,5 31.D1


F10*F1 Az22 XUC- 15 1,5 31.D1 F10*F1 Az4 XUC- 9 1,5 31.D1 F10*F1 Az8 X12 23 1,5 31.D1 F10*F1 Bd4 F11*F1 Bd2 1,5 47.B3 F10*F1 Bd6 X11 16 1,5 47.B3 F10*F1 Bd8 F11*F1 Bd6 1,5 47.B3 F10*F1 Bz12 S100 h 1,5 31.D1 F10*F1 Bz14 XUC- 16 1,5 31.D1 F10*F1 Bz2 K3 B1 1,5 42.B5 F11 H3 XUB+ 1 1,5 20.E7 F11 T1 X102 2 2,5 10.A6 F11 T13 X108 2 2,5 10.E6 F11 T14 X108 4 2,5 10.E6 F11 T15 X108 6 2,5 13.D6 F11 T16 X108 8 2,5 13.D6 F11 T3 X102 4 2,5 10.A6 F11 T5 X102 6 2,5 10.A6 F11*E1 Cd10 X12 17 1,5 32.D1/30.C4F11*E1 Cd12 XUC- 20 1,5 32.D1 F11*E1 Cd18 X12 19 1,5 32.D1/30.C6F11*E1 Cd2 X12 15 1,5 32.D1/30.C2F11*E1 Cd20 XUC- 22 1,5 32.D1 F11*E1 Cd4 XUC- 18 1,5 32.D1 F11*E1 Cz10 XUC- 19 1,5 32.D1 F11*E1 Cz14 X12 18 1,5 32.D1/30.C5F11*E1 Cz16 XUC- 21 1,5 32.D1 F11*E1 Cz2 X12 14 1,5 32.D1/30.C1F11*E1 Cz20 F13 9 1,5 32.D1 F11*E1 Cz22 XUC- 23 1,5 32.D1 F11*E1 Cz4 XUC- 17 1,5 32.D1 F11*E1 Dd14 X13 30 1,5 51.C2 F11*E1 Dd16 X13 29 1,5 51.C2 F11*E1 Dz12 X12 20 1,5 32.D1/30.C7F11*E1 Dz14 XUC- 24 1,5 32.D1 F11*F1 Ad12 XUC- 28 1,5 33.D1 F11*F1 Ad20 XUC- 30 1,5 33.D1 F11*F1 Ad4 XUC- 26 1,5 33.D1 F11*F1 Az10 XUC- 27 1,5 33.D1 F11*F1 Az16 XUC- 29 1,5 33.D1 F11*F1 Az22 XUC- 31 1,5 33.D1 F11*F1 Az4 XUC- 25 1,5 33.D1 F11*F1 Bz14 XUC- 32 1,5 33.D1 F11*F1 Bz2 K6 B1 1,5 43.B5 F12 X0/1 X105 2 2,5 13.B6 F12 X0/13 X101 2 2,5 10.C6 F12 X0/16 X101 4 2,5 10.C6 F12 X0/19 X101 6 2,5 10.C6 F12 X0/4 X105 4 2,5 13.B6 F12 X0/7 X105 6 2,5 13.B6 F12 X2/12 X13 51 1,5 52.C7 F12 X2/13 X13 52 1,5 52.C7 F12 X2/14 X13 49 1,5 52.C7


F12 X2/15 X13 50 1,5 52.C7 F14 2 X109 4 2,5 14.D4 F14 4 X109 2 2,5 14.D4 H11 1 S11 2 1,5 21.D4 K1 1 K2 3 1,5 42.D2 K1 10 X11 22 1,5 48.C2 K1 14 X11 21 1,5 48.C2 K1 6 X11 23 1,5 48.C2 K2 12 X11 24 1,5 48.C3 K2 4 X11 26 1,5 48.C3 K2 8 X11 25 1,5 48.C3 K27 10 X12 50 1,5 54.C5 K27 5 X13 15 1,5 50.C5 K27 6 X12 37 1,5 54.C5 K27 9 X13 16 1,5 50.C5 K28 10 X12 51 1,5 54.C6 K28 5 X13 17 1,5 50.C6 K28 6 X12 38 1,5 54.C6 K28 9 X13 18 1,5 50.C6 K29 10 X12 52 1,5 54.C6 K29 5 X13 19 1,5 50.C6 K29 6 X12 39 1,5 54.C6 K29 9 X13 20 1,5 50.C6 K3 1 K3 4 1,5 42.D4 K3 10 X11 31 1,5 48.C4 K3 13 X11 27 1,5 48.C4 K3 14 X11 30 1,5 48.C4 K3 5 X11 29 1,5 48.C4 K3 6 X11 32 1,5 48.C4 K3 9 X11 28 1,5 48.C4 K30 10 X12 53 1,5 54.C7 K30 5 X13 21 1,5 50.C7 K30 6 X12 40 1,5 54.C7 K30 9 X13 22 1,5 50.C7 K31 10 X12 54 1,5 54.C8 K31 5 X13 23 1,5 50.C8 K31 6 X12 41 1,5 54.C8 K31 9 X13 24 1,5 50.C8 K32 10 X12 55 1,5 54.C8 K32 5 X13 25 1,5 50.C8 K32 6 X12 42 1,5 54.C8 K32 9 X13 26 1,5 50.C8 K4 1 K5 3 1,5 43.D2 K4 10 X11 34 1,5 48.C5 K4 14 X11 33 1,5 48.C5 K4 6 X11 35 1,5 48.C5 K5 12 X11 36 1,5 48.C5 K5 4 X11 38 1,5 48.C5 K5 8 X11 37 1,5 48.C5 K6 1 K6 4 1,5 43.D5 K6 10 X11 43 1,5 48.C7 K6 13 X11 39 1,5 48.C6


K6 14 X11 42 1,5 48.C7 K6 5 X11 41 1,5 48.C6 K6 6 X11 44 1,5 48.C7 K6 9 X11 40 1,5 48.C6 Q10 1 X90 1 1,5 20.B1 Q10 2 V1 A 1,5 20.B1 Q11 1 X90 3 1,5 20.B7 Q11 2 V2 A 1,5 20.B7 Q12 2 V3 A 1,5 20.B3 Q13 2 V4 A 1,5 20.B4 Q14 1 X90 5 1,5 21.B3 Q14 3 X90 6 1,5 21.B3 R1 2 X11 3 1,5 44.D1 R2 2 X11 8 1,5 45.D2 R3 2 X11 13 1,5 46.D2 R4 2 X11 18 1,5 47.D3 X108 1 X8 1 2,5 10.E5 X108 3 X8 2 2,5 10.F5 X1 2 X101 3 2,5 10.C5 X1 3 X101 5 2,5 10.D5 X1 4 X101 7 2,5 10.D5 F11*E1 Cz32 #121 1,5 43.B2 F12 X1/15 1,5 43.B3 K40 7 1,5 43.B2 F11*E1 Cz28 #124 1,5 43.B2 F12 X1/16 1,5 43.B3 K40 3 1,5 43.B2 F11*F1 Bz4 #133 1,5 43.B5 F12 X1/12 1,5 43.B6 KRB 9 1,5 43.B5 F11*F1 Bz8 #135 1,5 43.B5 F12 X1/11 1,5 43.B6 KRB 5 1,5 43.B5 F11*E1 Cd32 #141 1,5 44.B2 F12 X1/17 1,5 44.B3 K1 7 1,5 44.C3 K4 7 1,5 44.C4 X11 4 1,5 44.B2 F10*E1 Cd26 #142 1,5 44.B1 R1 1 1,5 44.D1 X11 2 1,5 44.B1 F11*E1 Cd28 #144 1,5 44.B2 F12 X1/18 1,5 44.B3 K1 3 1,5 44.C3 K4 3 1,5 44.C4 X11 5 1,5 44.B2 F11*F1 Ad32 #154 1,5 46.B3 F12 X2/3 1,5 46.B4 K1 8 1,5 46.B4 K12 11 1,5 46.B5 K4 8 1,5 46.B5 X11 14 1,5 46.B3


F11*F1 Ad28 #156 1,5 46.B3 F12 X2/4 1,5 46.B4 K1 4 1,5 46.B4 K12 21 1,5 46.B5 K4 4 1,5 46.B5 X11 15 1,5 46.B3 F10*F1 Bd2 #157 1,5 47.B3 R4 1 1,5 47.D3 X11 17 1,5 47.B3 F11*F1 Bd8 #160 1,5 47.B4 F12 X1/13 1,5 47.B4 K3 7 1,5 47.B5 K6 7 1,5 47.B5 X11 19 1,5 47.B4 F11*F1 Bd4 #162 1,5 47.B4 F12 X1/14 1,5 47.B4 K3 3 1,5 47.B5 K6 3 1,5 47.B5 X11 20 1,5 47.B4 F11*E1 Dz4 #164 1,5 45.B3 F12 X2/6 1,5 45.B4 K1 5 1,5 45.B4 K11 21 1,5 45.B5 K4 5 1,5 45.B5 X11 10 1,5 45.B3 F11*E1 DZ8 #165 1,5 45.B3 F12 X2/5 1,5 45.B4 K1 9 1,5 45.B4 K11 11 1,5 45.B5 K4 9 1,5 45.B5 X11 9 1,5 45.B3 F10*E1 Dz2 #168 1,5 45.B2 R2 1 1,5 45.D2 X11 7 1,5 45.B2 F12 X0/14 #17 2,5 10.C6 F12 X0/17 2,5 10.C6 F12 X0/20 2,5 10.C6 X101 8 2,5 10.C6 F10*F1 Ad26 #170 1,5 46.B2 R3 1 1,5 46.D2 X11 12 1,5 46.B2 F10 T2 #22 2,5 11.D6 F10 T4 2,5 11.D6 F10 T6 2,5 11.D6 X103 8 2,5 11.D6 X103 1 X3 1 2,5 11.E5 X103 3 X3 2 2,5 11.E5 X103 5 X3 3 2,5 11.E5 X103 7 X3 4 2,5 11.F5 F10*E1 Cz32 #286 1,5 42.B2 F10*F1 Bz6 1,5 42.B2 F12 X2/9 1,5 42.B3


K40 8 1,5 42.B3 X104 1 X4 1 2,5 11.A5 X104 3 X4 2 2,5 11.A5 X104 5 X4 3 2,5 11.A5 X104 7 X4 4 2,5 11.B5 F10 T10 #34 2,5 11.A6 F10 T12 2,5 11.A6 F10 T8 2,5 11.A6 X104 8 2,5 11.A6 K2 11 #348 1,5 42.C1 K3 12 1,5 42.C4 S100 c 1,5 42.C1 K5 11 #352 1,5 43.C2 K6 12 1,5 43.C4 S101 c 1,5 43.C2 F11 T12 #37 2,5 12.A6 F11 T7 2,5 12.A6 F13 1 2,5 12.C6 X106 2 2,5 12.A6 F11 T8 #38 2,5 12.A6 F11 T9 2,5 12.A6 F13 2 2,5 12.C6 X106 4 2,5 12.A6 F11 T10 #39 2,5 12.A6 F11 T11 2,5 12.A6 F13 3 2,5 12.C6 X106 6 2,5 12.A6 F10 T13 #40 2,5 12.D6 F10 T18 2,5 12.D6 F13 4 2,5 12.D6 X107 2 2,5 12.C4 F10*E1 Dz18 #408 1,5 51.C2 F11*E1 Dz18 1,5 51.C3 X13 32 1,5 51.C2 F10*E1 Dz20 #409 1,5 51.C2 F11*E1 Dz20 1,5 51.C3 X13 31 1,5 51.C2 F10 T14 #41 2,5 12.D6 F10 T15 2,5 12.D6 F13 5 2,5 12.D6 X107 4 2,5 12.C4 F10*E1 Dd24 #410 1,5 51.C4 F11*E1 Dd24 1,5 51.C4 X13 33 1,5 51.C4 F10*E1 Dd22 #411 1,5 51.C4 F11*E1 Dd22 1,5 51.C4 X13 34 1,5 51.C4 F10*E1 Dd28 #412 1,5 51.C5 F11*E1 Dd28 1,5 51.C6 X13 36 #412 1,5 51.C5 F10*E1 Dd32 #413 1,5 51.C5 F11*E1 Dd32 1,5 51.C6


X13 37 1,5 51.C5 F10*E1 Dz30 #414 1,5 51.C7 F11*E1 Dz30 1,5 51.C8 X13 39 1,5 51.C7 F10*E1 Dz28 #415 1,5 51.C7 F11*E1 Dz28 1,5 51.C8 X13 38 1,5 51.C7 F10*E1 Dd30 #416 1,5 51.C5 F11*E1 Dd30 1,5 51.C6 X13 35 1,5 51.C5 F10*F1 Bd14 #417 1,5 52.C1 F11*F1 Bd14 1,5 52.C2 X13 41 1,5 52.C1 F10*F1 Bz18 #418 1,5 52.C2 F11*F1 Bz18 1,5 52.C3 X13 43 1,5 52.C2 F10*F1 Bd22 #419 1,5 52.C4 F11*F1 Bd22 1,5 52.C4 X13 45 1,5 52.C4 F10 T16 #42 2,5 12.D6 F10 T17 2,5 12.D6 F13 6 2,5 12.D6 X107 6 2,5 12.C4 F10*F1 Bd28 #421 1,5 52.C5 F11*F1 Bd28 1,5 52.C6 X13 47 1,5 52.C5 F10*F1 Bd32 #422 1,5 52.C5 F11*F1 Bd32 1,5 52.C6 X13 48 1,5 52.C5 F10*F1 Bd16 #423 1,5 52.C1 F11*F1 Bd16 1,5 52.C2 X13 40 1,5 52.C1 F10*F1 Bz20 #424 1,5 52.C2 F11*F1 Bz20 1,5 52.C3 X13 42 1,5 52.C2 F10*F1 Bd24 #425 1,5 52.C4 F11*F1 Bd24 1,5 52.C4 X13 44 1,5 52.C4 F10*F1 Bd30 #426 1,5 52.C5 F11*F1 Bd30 1,5 52.C6 X13 46 1,5 52.C5 X107 5 #43 2,5 12.C4 X7 3 2,5 12.C4 X7 7 #43 2,5 12.E4 X107 7 #44 2,5 12.C4 X7 4 2,5 12.C4 X7 8 2,5 12.E4 F10*F1 Bz30 #448 1,5 53.B7 F11*F1 Bz30 1,5 53.B7 F12 X2/18 1,5 53.B8 X13 60 1,5 53.B7 F10*F1 Bz32 #449 1,5 53.B7


F11*F1 Bz32 1,5 53.B7 F12 X2/17 1,5 53.B8 X13 59 1,5 53.B7 X107 1 #45 2,5 12.C4 X7 1 2,5 12.C4 X7 5 2,5 12.D4 K11 16 #450 1,5 53.B2 K12 16 1,5 53.B3 X13 56 1,5 53.B3 K11 17 #451 1,5 53.B2 K12 17 1,5 53.B3 X13 55 1,5 53.B3 Q10 21 #452 1,5 53.B5 Q11 21 1,5 53.B5 Q12 21 1,5 53.B5 Q13 21 1,5 53.B6 X13 57 1,5 53.B5 Q10 22 #453 1,5 53.B5 Q11 22 1,5 53.B5 Q12 22 1,5 53.B5 Q13 22 1,5 53.B6 X13 58 1,5 53.B5 Q14 4 #459 1,5 21.B3 S11 1 1,5 21.C4 X01 N 1,5 21.B3 X107 3 #46 2,5 12.C4 X7 2 2,5 12.C4 X7 6 2,5 12.D4 H11 2 #460 1,5 21.D4 Q14 2 1,5 21.B3 X01 L 1,5 21.B3 X106 5 X6 3 2,5 12.B4 X106 7 X6 4 2,5 12.B4 F10*E1 Cz28 #481 1,5 42.B2 F12 X2/10 1,5 42.B3 K40 4 1,5 42.B2 F10*F1 Bz8 #482 1,5 42.B5 F12 X2/7 1,5 42.B5 KRA 5 1,5 42.B5 F10*F1 Bz4 #483 1,5 42.B5 F12 X2/8 1,5 42.B5 KRA 9 1,5 42.B5 X106 1 X6 1 2,5 12.B4 X102 1 X2 1 2,5 10.A5 X106 3 X6 2 2,5 12.B4 KRA 6 #524 1,5 52.C8 KRB 6 1,5 52.C8 X13 53 1,5 52.B8 KRA 10 #525 1,5 52.C8 KRB 10 1,5 52.C8 X13 54 1,5 52.D8 X102 3 X2 2 2,5 10.A5


X105 7 X5 4 2,5 13.C4 X105 5 X5 3 2,5 13.B4 X105 3 X5 2 2,5 13.B4 X105 1 X5 1 2,5 13.B4 X102 5 X2 3 2,5 10.A5 X108 5 X8 3 2,5 13.D4 X108 7 X8 4 2,5 13.E4 F12 X0/2 #76 2,5 13.B6 F12 X0/5 2,5 13.B6 F12 X0/8 2,5 13.B6 X105 8 2,5 13.B6 X102 7 X2 4 2,5 10.B5 X1 #9 2,5 10.C4 X1 1 2,5 10.C5 X101 1 2,5 10.C4 Q10 3 125- 1,5 20.B1 Q11 3 1,5 20.B7 X90 2 1,5 20.B1 X90 4 1,5 20.B7 F10*F1 Az20 64R 1,5 31.D1 F11*F1 Az20 1,5 33.D1 F14 11 1,5 14.C7 K40 2 1,5 14.C7 KRA 1 1,5 36.E3 KRB 1 1,5 36.E3 F11*F1 Ad2 F10D10 1,5 33.D1/31.C2K28 1 1,5 35.E3/31.C2X12 22 1,5 33.D1/31.C2F11*F1 Az8 F10D11 1,5 33.D1/31.C3K29 1 1,5 35.E4/31.C3X12 23 1,5 33.D1/31.C3F11*F1 Ad10 F10D12 1,5 33.D1/31.C4K30 1 1,5 35.E5/31.C4X12 24 1,5 33.D1/31.C4F11*F1 Az14 F10D13 1,5 33.D1/31.C5K31 1 1,5 36.E1/31.C5X12 25 1,5 33.D1/31.C5F11*F1 Ad18 F10D14 1,5 33.D1/31.C6K32 1 1,5 36.E2/31.C6X12 26 1,5 33.D1/31.C6F10*E1 Cz26 F10D3 1,5 42.B2 F11*E1 Cz26 1,5 43.B2 F11*E1 Cz8 1,5 32.D1/30.C3K1 B1 1,5 42.B2 K2 2 1,5 42.D3 K4 B1 1,5 43.B2 K5 2 1,5 43.D3 X12 16 1,5 32.D1/30.C3F11*F1 Az2 F10D9 1,5 33.D1/31.C1K27 1 F10D9 1,5 35.E3/31.C1X12 21 1,5 33.D1/31.C1F11 T2 IN1 2,5 10.A6


F11 T4 2,5 10.A6 F11 T6 2,5 10.A6 X102 8 2,5 10.A6 F11*F1 Bz12 RB 1,5 33.D1 F12 X1/1 1,5 34.E2 S101 h 1,5 33.D1 F10 MASA TIERRA 1,5 60.C7 F11 MASA 1,5 63.C7 F12 MASA 1,5 66.B6 F13 G 1,5 67.C5 X01 MASA 1,5 21.E5 F10 H2 UA- 1,5 20.E1 K1 2 1,5 42.D2 K2 1 1,5 42.D3 K3 2 1,5 42.D4 Q10 4 1,5 20.E1 Q12 3 1,5 20.B3 F10*E1 Cz30 UA+ 1,5 42.B2 Q12 1 1,5 20.B3 S100 e 1,5 42.B1 V1 K 1,5 20.C1 XUA+ 1,5 20.E1 XUA+ 1 1,5 20.C1 F11 H2 UB- 1,5 20.E7 K4 2 1,5 43.D2 K5 1 1,5 43.D3 K6 2 1,5 43.D5/20.B7Q11 4 1,5 43.D5/20.B7Q13 3 1,5 20.B4 F11*E1 Cz30 UB+ 1,5 43.B2 F11*F1 Bz6 1,5 43.B5 Q13 1 1,5 20.B4 S101 e 1,5 43.B1 V2 K 1,5 20.C7 XUB+ 1,5 20.E7 XUB+ 1 1,5 20.C7 F12 X1/2 UC- 1,5 34.E2 F12 X2/2 1,5 20.E2 F13 8 1,5 20.E3 K11 28 1,5 20.E5 K12 28 1,5 20.E5 K27 2 1,5 35.E3 K28 2 1,5 35.E3 K29 2 1,5 35.E4 K30 2 UC- 1,5 35.E5 K31 2 1,5 36.E1 K32 2 1,5 36.E2 K40 1 1,5 14.D7 KRA 2 1,5 36.E3 KRB 2 1,5 36.E3 Q12 4 1,5 20.E3 Q13 4 1,5 20.B4


XUC- 1 1,5 30.D2 XUC- 10 1,5 31.D2 XUC- 11 1,5 31.D3 XUC- 12 1,5 31.D4 XUC- 13 1,5 31.D5 XUC- 14 1,5 31.D6 XUC- 15 1,5 31.D7 XUC- 16 1,5 31.D7 XUC- 17 1,5 32.D2 XUC- 18 1,5 32.D2 XUC- 19 1,5 32.D3 XUC- 2 1,5 30.D2 XUC- 20 1,5 32.D4 XUC- 21 1,5 32.D5 XUC- 22 1,5 32.D6 XUC- 23 1,5 32.D7 XUC- 24 1,5 32.D7 XUC- 25 1,5 33.D2 XUC- 26 1,5 33.D2 XUC- 27 1,5 33.D3 XUC- 28 1,5 33.D4 XUC- 29 1,5 33.D5 XUC- 3 1,5 30.D3 XUC- 30 1,5 33.D6 XUC- 31 1,5 33.D7 XUC- 32 1,5 33.D7 XUC- 4 1,5 30.D4 XUC- 5 1,5 30.D5 XUC- 6 1,5 30.D6 XUC- 7 1,5 30.D7 XUC- 8 1,5 30.D7 XUC- 9 1,5 31.D2 F12 X2/1 UC+ 1,5 20.E2 F13 10 1,5 32.B7 F13 13 1,5 30.B7 F13 7 1,5 20.E3 F14 12 1,5 14.C7 K11 18 1,5 20.E5 K12 18 1,5 20.E5 S100 f UC+ 1,5 31.B7 S101 f 1,5 33.B7 V3 K 1,5 20.E3 V4 K 1,5 20.C4 X12 1 1,5 30.B1 X12 10 1,5 31.B3 X12 11 1,5 31.B4 X12 12 1,5 31.B5 X12 13 1,5 31.B6 X12 2 1,5 30.B2 X12 3 1,5 30.B3 X12 4 1,5 30.B4 X12 5 1,5 30.B5


X12 6 1,5 30.B6 X12 7 1,5 30.B7 X12 8 1,5 31.B1 X12 9 1,5 31.B2 F14 7 X7 5 UR 2,5 14.A3 X109 1 X9 1 Urot1 2,5 14.C2 X109 3 X9 2 Urot2 2,5 14.C2 F14 8 X7 6 US 2,5 14.A3


6Pliego de Condiciones

Pliego de condiciones 104

6 Pliego de condiciones

6.1 Introducción

El presente pliego de condiciones contempla el suministro de los sistemas de

excitación indirecta y protección para el generador de la central diesel.

6.2 Descripción técnica

6.2.1 Descripción sistema de excitación

6.2.1.1 Introducción

Se trata de un sistema de excitación indirecta mediante excitatríz acoplada sobre el

mismo eje del alternador. La alimentación al campo de excitación de la excitatriz se

realizará mediante un puente rectificador trifásico totalmente controlado, alimentado a

su vez de bornes de máquina a través del transformador de excitación. El puente está

controlado por un regulador de tensión digital.

En condiciones normales de funcionamiento, el regulador automático de tensión

compara la tensión de referencia con la de bornas de máquina (valor real), elaborando

una tensión de salida que se transforma en un ángulo de encendido para la etapa de

potencia. Se controla la corriente de excitación de la excitatriz y, por consiguiente, la

del alternador.

El sistema de excitación puede dividirse en los siguientes grupos:

- Regulación y control

- Equipo de des-excitación y cebado

- Transformador de excitación

- Compundaje serie


6.2.1.2 Regulación y control

El regulador Automático de tensión (AVR) propuesto es del tipo UNICONTROL F,

está basado en una tecnología probada y fiable y puede utilizarse con cualquier tipo de

máquina síncrona. Se trata de un regulador digital, de acción continua, basado en

microprocesador. El sistema permite un fácil mantenimiento y disponible de gran

flexibilidad para futuras ampliaciones.

6.2.1.3 Transformador de excitación

El objeto del transformador de excitación es adaptar la tensión de alimentación al

puente de tiristores y aislar el devanado del campo con respecto a la red de

alimentación. La tensión secundaria del transformador dependerá de la tensión de

techo requerida.

El transformador es tipo seco monofásico, de aislamiento clase F, para servicio

interior. Esta equipado con pantalla entre airamientos.

6.2.1.4 Compundaje serie

Dado que el transformador de excitación se alimenta directamente del generador, se

ha previsto un círculo de compundaje en el sistema de excitación para poder mantener

la corriente de excitación en caso de una caída de tensión considerable en bornas del

generador, lo cual puede ocurrir durante faltas o por un gran pico de carga en el

generador (p.e. en sistemas industriales durante el arranque de grandes motores

asíncronos).

El circuito de compundaje serie requiere, básicamente tres transformadores de

corriente de potencia instalados en bornas de generador (T40, T41, T42) con el

secundario conectado a tres transformadores monofásicos (transformadores

tensión/corriente T43, T44, T45) ubicados en el armario de excitación. Estos

transformadores se conectan trifásicamente a un puente de diodos (V40) que está en

serie con el convertidor de tiristores. De este modo, la tensión de excitación durante la

operación normal es el resultado de la suma de la tensión del puente de tiristores

(totalmente controlado por el AVR) y de la tensión del puente de diodos (que depende

de la corriente del generador).


Los transformadores especiales T43, T44 y T45 tienen una reactancia principal y una

característica de saturación calculada de tal modo que proporcionan la tensión de

excitación necesaria a la salida del puente de diodos para mantener una determinada

corriente de cortocircuito. No se requieren fusibles en primario del puente del

compundaje, ya que la reactancia de los transformadores de compundaje limita la

corriente en caso de cortocircuito en un diodo del puente de compundaje.

6.2.1.5 Desexcitación

El proceso de desexcitación se inicia mediante al orden de apertura del interruptor

de campo.

El proceso consta de los siguientes pasos:

1.- Antes de que abran los contactos principales, el convertidor de potencia se

lleva a modo inversor, recuperando de este modo parte de la energía almacenada en el

campo de la excitatriz.

2.- Se cierra el contacto de desexcitación del interruptor de campo.

3.- Finalmente abren los contactos principales del interruptor de campo y la

corriente es conmutada al circuito de desexcitación, integrado por el contacto de

desexcitación y la resistencia de descarga, donde se disipa la energía de campo.

6.2.2 Descripción técnica sistema de protección

6.2.2.1 Introducción

Para proteger el generador se utilizan equipos de protección del tipo multifunción,

que permiten duplicar las funciones de protección principales de tal forma que un

eventual fallo en un equipo no deja desprotegido al sistema.

Para las protecciones del generador se utilizan dos equipos REG316*4 en

configuración redundante, CANAL A y CANAL B, dejándose las protecciones tierra-

rotor y de vigilancia de fallo de fusibles en dos relés independientes, así como las


protecciones diferencial de bloque y de sobreintensidad del transformador principal,

que se incorporan en el SAPD 346 C2-AA.

Todos los equipos de protección ofertados incorporan puertos de conexión, con

excepción de los relés 60 y 64F. Si se quieren enviar vía enlace serie las salidas de

disparo de estos dos últimos relés, deberán cablearse éstas como entradas digitales a

los equipos RE_316.

6.2.2.2 Descripción de equipos.

REG 316*4

Seguidamente se describen las posibilades funcionales de la protección numérica

del generador REG316*4. La asignación de funciones concretas se detalla en el alcance,

no obstante los precios incluyen la disponibilidad de la librería funcional completa del

terminal según el catalogo. Sin otro límite que el hardware asignado en esta oferta y la

capacidad de CPU máxima de los equipos, puede personalizarse un alcance funcional

diferente.

El equipo REG 316*4 presenta las siguientes características principales:

- Equipo para aplicaciones de unidades de generador, motor y

transformador.

- Procesamiento de señales completamente numérico.

- Diseño modular.

- Funciones de protección seleccionables.

- Posibilidad de activar una función de protección repetidamente.

- Programable desde ordenador.

- Auto supervisión continua del hardware.

- Cuatro grupos de ajustes independientes seleccionables por el

usuario y activables desde entradas binarias.


Configuración hardware:

El equipo de protección comprende cuatro unidades enchufables, una tarjeta

madre de conexión y la caja.

- El módulo de entradas analógicas tiene 9 transformadores.

Dependiendo del modelo que se escoja, se dispone de diferentes

configuraciones para los transformadores de entrada, combinando

transformadores de protección de tensión e intensidad y

transformadores de medida.

- El equipo puede incorporar desde una hasta cuatro tarjetas de

entradas y siete salidas binarias.

- Se puede formar un sistema descentralizado mediante la conexión a

un bus de unidades de entradas/salidas remotas. Estas unidades

tienen capacidad para señales binarias y analógicas, pudiendo estas

últimas recogerse directamente desde sondas de temperatura.

- Interfaz hombre-máquina CAP 216/316 para programación, pruebas,

mantenimiento y puesta en servicio.

- Funciones lógicas.

- Registro de eventos con capacidad de hasta 256 señales binarias,

incluyendo marcado de tiempos con una resolución del orden de

milésimas de segundo.

- Registro osciloperturbográfico con monitorización de hasta 9 señales

analógicas y hasta 16 señales binarias y resultados internos de las

funciones de protección. El tiempo máximo total de registro de

perturbaciones es aproximadamente de 5 segundos.

- Puerto de comunicación RS 232 con accesorio para comunicación a

bus de fibra óptica (opcional) en protocolo SPA o IEC 60870-5-103.

- Interfaces PCC (opcionales) con fibra óptica con protocolos LON y

MVB.


Este equipo presenta funciones de protección tales como tierra-estator 100%, un

algoritmo especial para la función diferencial, que le hace altamente estable ante faltas

externas, o una función de deslizamiento de polo con capacidad para discriminar la

zona de oscilación etc.

6.2.3 Características constructivas.

Los equipos de excitación y protección ofertados irán montados en un armario

metálico de doble cuerpo de dimensiones 2200x1600x800 mm, con iluminación interior

y calefacción, grado de protección IP-22, Ver plano de dimensiones generales ETP-

ZU6A05501.

Uno de los paneles del armario albergará al sistema de excitación y el otro al sistema

de protección.

Los dos paneles serán de apertura delantera, teniendo el panel de protección marco

pivotante y puerta de cristal, instalándose los equipos de protección en dicho

pivotante, mientras que el panel de excitación contendrá en su interior el equipo de

regulación de tensión UNICONTROL F, montándose sobre la puerta los instrumentos

de medida y el panel de control.

La ejecución será la adecuada para que todo el aparellaje, cableado y regletas de

bornes sean suficientemente accesibles.

El conexionado se realizará con cable no propagador del fuego y baja emisión de

humos, tipo Pirepol para secciones de hasta 24mm . Para secciones superiores el cable

será tipo Piprepol de PVC.

Los circuitos correspondientes a mandos, señales, alarmas, medidas, etc.,

dispondrán de una sección ampliamente dimensionada por las intensidades que por

ellos circularán, superando en todo momento el mínimo establecido por el vigente

reglamento.


Las terminales de conexión se marcarán con el nombre de aparato y número de

borna al que están conectados, a fin de facilitar labores de mantenimiento. Todo

nuestro suministro finaliza en bornas, no estado incluido el cable exterior.

La llegada de cables se realizará por la parte inferior del armario.

Todos los paneles y manipuladores exteriores dispondrán de su correspondiente

rótulo. Los aparatos montados tendrán su número de posición que corresponderá con

el que tengan los esquemas realizados según normas DIN.

La ejecución de estos paneles cumplirá con las prescripciones de las normas CEI, así

como con la legislación vigente para este tipo de material.

La pintura del equipo se realizará según especificación Jufansa, modalidad I.

El color será el mismo que el del armario de las otras protecciones de los

generadores, salvo indicación expresa de otro color.

El grado de protección mecánica es IP-22.

Se incluye bancada en perfil UPN de 80x45 mm.

6.3 Alcance del suministro.

El alcance del suministro comprende un sistema de excitación indirecta y un sistema

de protección, incluyendo los siguientes equipos y servicios:

6.3.1 Armario de sistemas de protección y excitación.

6.3.1.1 Sistema de excitación.

6.3.1.1.1 Regulación y excitación.

El sistema de excitación esta basado en el regulador digital de tensión

UNICONTROL F, contiene los siguientes módulos electrónicos:

- 1 Módulo de excitación montado en una caja metálica.


- 1 Módulo de alimentación UNS 0868.

- 1 Módulo de medida UNS 0862.

- 1 Módulo de entradas y salidas UNS 0863.

El software de regulación incluye las siguientes funciones:

Control Automático

- Regulador automático de tensión.

- Consigna de tensión de máquina.

- Influencia de corriente reactiva ajustable.

- Influencia de corriente activa ajustable.

- Arranque suave.

- Filtro PID ajustable.

- Limitador de sobre-excitación.

- Limitador voltios/Hercios.

- Limitador de subexcitación.

- Regulador de factor de potencia.

Control manual electrónico

- Regulación de corriente de excitación.

- Seguimiento automático entre canales.

6.3.1.1.2 Funciones de protección y vigilancia

- Tiempo de cebado.

- Sobrecorriente.


- Pérdida de excitación.

- Temperatura del convertidor de potencia.

- Vigilancia de conducción de los tiristores.

- Subtensión de la alimentación principal.

- Subtensión de la alimentación auxiliar.

- Sobreexcitación V/Hz.

- Relé de protección de tierra rotor.

6.3.1.1.3 Elementos auxiliares.

- Relés auxiliares de mando y control.

- Transformador de alimentación a la electrónica.

- Interruptores magnetotérmicos.

- Módulo de operación para mando local, ajuste de parámetros y

visualización de valores, UNS 0874.

6.3.1.1.4 Desexcitación y cebado.

Incluye los siguientes elementos:

- 1 Interruptor de campo.

- 1 Resistencia de desexcitación.

- 1 Circuito de cebado.

6.3.1.1.5 Circuito de compundaje.

Incluye los siguientes elementos:

- 1 Puente rectificador de diodos trifásico.

- 3 Transformadores tensión/corriente.


6.3.1.1.6 Transformadores de corriente para el compundaje (suministro suelto).

Tres transformadores de corriente de potencia, monofásicos, como suministro suelto

para instalar por otros en la cabina de neutro del generador.

6.3.1.1.7 Opciones incluidas

Adicionalmente al alcance anteriormente descrito se incluyen las siguientes

funciones y prestaciones:

- Estabilización del deslizamiento UNS 0869.

- Vigilancia de diodos rotativos.

- Comunicación serie.

6.3.1.2 Sistema de protección

Una protección numérica de generador CANAL A tipo REG 316*4 K63 SR200 con

dos tarjetas de entradas/salidas 316DB61, cada una con 4 contactos de salida de

disparo, 8 entradas binarias optoacopladas y 6 contactos de salida de señalización,

prevista para las siguientes funciones de protección:

Diferencial Generador (87G)



Sobretensión (59G)



Sobrecarga térmica (49G)




Sobreintensidad Inst. Generador controlado por tensión (50V)

Sobreintensidad Generador (51G)



Una protección numérica de generador CANAL B tipo REG 316*4 K63 SR200 con

dos tarjetas de entradas/salidas 316DB61, cada una con 4 contactos de salida de

disparo, 8 entradas binarias optoacopladas y 6 contactos de salida de señalización,

prevista para las siguientes funciones de protección:

Tierra Estator 95% (59NG 95%)

Tierra Trafo 15 kV (64T)





Sobretensión (59G)


Sobreintensidad Inst.Generador controlada por tensión (50V)


Sobrecarga Térmica (49G)


Sobreintensidad Generador (51V)



Un relé SPAD 346 C2-AA con osciloperturbografía para protección del

transformador principal, con las siguientes funciones:

Diferencial de bloque 6 entradas (87GT)

Sobreintensidad transformador (50/51T)

Un relé 60 para la función de protección 60 de fallo de fusible.

Un relé 64F para la función de protección 64R de falta tierra-rotor del generador.

Cuatro relés de supervisión de circuito de disparo de ABB tipo SPER 1B1C4-AA

Un juego de relés biestables rápidos de disparo.

Un juego de relés auxiliares.

Un juego de bornas de prueba.

Un juego de magnetotérmicos.

Un juego de elementos auxiliares (diodos, resistencias, lámparas, pulsadores, etc.)

Un convertidor 125VDV/24VDV, 30W para la señalización.

Una licencia de software CAP 216/316 y CAP 540 Basic para realizar funciones de

parametrización de los terminales RE_316, pruebas, mantenimiento, puesta en marcha

y visualización de registros de oscilopertubografía.

Dos cables para conexión de los equipos RE_316 a un PC.

Los equipos se entregarán con embalaje marítimo.

6.3.2 Ingeniería.

Se suministrará la siguiente documentación.

- Planos de dimensiones generales de los equipos.

- Planos de fundación y anclaje.

- Esquemas eléctricos y listas de aparatos.


- Manual de instrucciones.

- Protocolos de ensayos.

- Cálculo de ajustes de protecciones.

No se incluyen en nuestra ingeniería la relacionada con la adaptación de estos

equipos al resto de la instalación, que entendemos será realizada por terceros.

6.4 Ensayos en fábrica. Recepción.

Terminada la construcción y completado el montaje y cableado de los aparatos, se

realizarán en nuestros talleres los siguientes ensayos:

- Examen general de los equipos.

- Control de calidad.

- Comprobación del funcionamiento de aparatos de medida,

dispositivos de accionamiento, etc. En condiciones de servicio

simuladas.

- Ensayos de rigidez dieléctrica.

- Control de funcionamiento de las etapas de electrónica.

En caso de asistir el cliente a las pruebas de recepción, los ensayos de rigidez y

aislamiento se realizarán por una sola vez y en presencia del cliente, salvo indicación

expresa en otro sentido.


6.5 Hojas de datos.

Tabla 1. Hoja de Datos excitación

EQUIPO DE EXCITACIÓN Celdas metálicas del Sistema de Excitación Fabricante ABB Tipo SFE 30 Dimensiones Plano de dimensiones Nº ETP-ZU6A05501 Diagrama de unifilar Nº ETP-ZU6A05510 Grado de Protección mecánica IP-22 Datos generales del sistema de excitación Tipo de Sistema SFE-30 Tensión Nominal 77 VCD Corriente Nominal 14,3 ACD Intensidad máxima permanente 15,7 ACD Intensidad de Techo (10s) 26 A Tensión de Techo 164 VCD Transformador de excitación monofásico Aislamiento clase F Refrigeración Natural Interruptor de Campo Marca ABB Control Tensión Nominal 400 V Intensidad Nominal 30 A Sistema de Excitación Inicial Tensión en las baterías 125 Vcc Corriente durante la excitación inicial 2A Tiempo <10s Puente de Tiristores Monofásico Marca y Tipo ABB Industrie Número de Puentes en Paralelo 1 Número de tiristores en cada rama del Puente 1 Capacidad máxima permanente 30A Redundancia Sin Redundancia Tipo de Refrigeración Convección Natural Temperatura máxima admisible del aire a la entrada 45 ºC


Regulador de Tensión Marca y Tipo ABB Industrie Unicontrol FClase de regulación empleada Digital

6.6 Repuestos recomendados.

6.6.1 Repuestos sistema de excitación.

Se recomienda la adquisición de los siguientes repuestos:

- Un interruptor de campo.

- Un transformador de excitación.

Puente de tiristores

- Un módulo de tiristores para el puente rectificador.

Elementos de mando

- Un juego de relés auxiliares.

Etapa de regulación

- Un juego de tarjetas para el regulador

6.6.2 Repuestos sistemas de protección.

- Una unidad de entradas analógicas 316GW61*K63 para REG 316*4.

- Una unidad de entradas analógicas 316GW61*K64 para REG 316*4.

- Una unidad CPU 316VC61b para RE_316*4.

- Una unidad de entradas/salidas 316DB61/82-312V para RE_316*4.

- Una unidad de alimentación 316NG65*DC 36-312V 33W para

RE_316*4.

- Un relé SPAD 346 C2-AA


- Un relé 60 412ª1105.

- Un relé 64F 430F0261.

6.7 Plazo de entrega.

Los equipos se entregarán seis meses después de la recepción del pedido en firme.

El mes de agosto no contabilizará a efectos de plazo de entrega.

6.8 Garantías.

La garantía de los equipos es de doce meses desde su puesta en servicio, pero no

más de 18 meses desde la entrega para los equipos de excitación de ABB y de cinco

años desde la fecha de fabricación para los equipos de protección de ABB.

6.9 Limitación de la responsabilidad.

En ningún caso será el vendedor responsable de los daños y perjuicios,

consecuentes o indirectos tales como, entre otros, lucro cesante, cargas financieras,

pérdida de beneficio, pérdida de contratos, reclamaciones de clientes por

interrupciones de servicio o suministro o cualquier otro gasto en que se pueda incurrir

relacionado con la sustitución de instalaciones industriales o fuentes de

aprovisionamiento.

La responsabilidad total del vendedor derivada del suministro queda limitada al

valor del suministro que ha originado la reclamación.

6.10 Resto condiciones.

Cualquier variación en el alcance de suministro, implicará un nuevo estudio para

adaptar la oferta a las necesidades requeridas.

Las condiciones de pago son el 100% a la entrega de los equipos, en todos los casos

los pagos se efectuarán a 60 días fecha factura.


7Estudio Económico

Estudio económico 121

7 Estudio económico

7.1 Coste Materiales

7.1.1 Materiales Protección

Tabla 2.Coste materiales Protecciones

NUMERO COMPOENTE IMPORTE IMPORTE UNIDADES EUROS/u. EUROS

2 REG 316*4 9607.13 \u 19214.25 2 Converter cable HMI PC-USB 136.13 \u 272.25 1 SPAD 346 C2-AA 2627.63 \u 2627.63 4 SPER 1B1 C4-AA 144.38 \u 577.50 4 Terminal socket for Sper 1B1 C4 13.75 \u 55.00 1 60 Voltage Balance Relay 125 VDC 1306.11 \u 1306.11 1 64F Field Ground Relay 1163.66 \u 1163.66 3 Relé Auxiliar Rápido de Arteche RF4-R 105.26 \u 315.77 3 Base FN con tomas delanteras por tornillo 18.95 \u 56.84 2 Pulsador EA0+Marco+Lente 59.55 \u 119.10 9 Relé Auxiliar Rápido de Arteche RD2R 49.09 \u 441.79 9 Base DN con tomas delanteras por tornillo 14.08 \u 126.72 4 Relé Basculante Arteche Tipo BF4R 208.15 \u 832.59 4 Base FN con tomas delanteras por tornillo 18.95 \u 75.79 4 Interruptor magnetotérmico bipolar S282 78.18 \u 312.73 4 Contactos Auxiliares 1NA+1NC 18.00 \u 72.00 4 Diodo SKN 70/12 20.93 \u 83.71 4 Conjunto radiador K5A + Soporte + Aislador 8.75 \u 34.98

TOTAL 27688.41


7.1.2 Materiales Excitación

Tabla 3. Coste materiales Excitación

Nº U. COMPONENTE IMPORTE IMPORTE /u. EUROS 1 UNF Excitation Module 7514.37 \u 7514.37 1 Interface with 1 UNS0862 and 1 UNS0863 2930.12 \u 2663.75 1 Power Supply 110-220V 1938.75 \u 1762.5 1 Service control Panel for CON-2 CPU 361.62 \u 328.75 1 Modbus Adapter Module 1065.62 \u 968.75 1 Diode Failure Relay type UNS 0864B-P 858 \u 780 1 Power System Stabilizer UNS 0869A 1027.12 \u 933.75 3 Compounding Transformer T43 T44 T45 1292.5 \u 3525 1 DiodeBridge for Compounding V40 654.5 \u 595 8 Relé Auxiliar tipo C3-A30DX de Releco 14.72 \u 107.1 8 Base Tipo SB3 de Releco 5.03 \u 36.6 1 Unidad de Control de Temperatura Tipo UDM 40 250.93 \u 228.12 1 Resistencia Bobinada vitrificada tipo TVK 75.62 \u 68.75 1 Resistencia Bobinada vitrificada tipo TVR 79.75 \u 72.5 1 Convertidor de media tensión para tensión continua tipo KSG 456.5 \u 415 1 Convertidor de media tensión para tensión continua tipo KSG 517 \u 470 1 Shunt de 25A/150 mV clase 0.5 SACI 43.91 \u 39.92 1 Amperímetro de corriente continua tipo CC3C marca SACI 188.45 \u 171.32 1 Voltímetro de corriente alterna tipo EC3CE marca SACI 261.36 \u 237.6 1 Amperímetro de corriente alterna tipo EC3CE marca SACI 260.50 \u 236.82 1 Transformador monofásico encapsulado serie N 73.30 \u 66.63 2 Relé Auxiliar tipo C3-A30DX de Releco 13.97 \u 25.4 3 Current Transformer Type CB 243-A2 713.62 \u 1946.25 1 Interruptor magnetotérmico bipolar tipo S202P-B16 66.50 \u 60.46 5 Contactos Auxiliares 1NA+1NC 18.72 \u 85.12 1 Interruptor magnetotérmico bipolar tipo S282 UCK de ABB 64.83 \u 58.93 1 Interruptor magnetotérmico bipolar tipo S282 UCB 6 de ABB 57.91 \u 52.65 1 Interruptor magnetotérmico bipolar tipo S202P-K de ABB 61.21 \u 55.65 1 Interruptor magnetotérmico bipolar tipo S202P-K1 de ABB 61.21 \u 55.65 1 Guardametor trifásico tipo MS 450-25 de ABB 89.11 \u 81.011 Con dos contactos auxiliares 1NA+1NC HKS4-11 6.33 \u 5.76 1 Contactor tetrapolar con retención magnética tipo AM 373.23 \u 339.3 1 Contactor auxiliar tripolar tipo AL 34.76 \u 31.6 1 Varistor tipo RV-5/250 6.97 \u 6.33 TOTAL 24026.4


7.1.3 Coste Armario

Tabla 4. Coste Armario

NUMERO COMPONENTE IMPORTE IMPORTE UNIDADES /UNIDAD EUROS

1 Armario EX-42 Bancada+Embalaje marítimo 16693.74 \u 16693.73

TOTAL 16693.738

7.1.4 Coste Total Materiales

Tabla 5. Coste Total Materiales

COMPONENTE IMPORTE Materiales Protección 27688.41 Materiales Excitación 24026.40 Armario 16693.73 TOTAL 68408.54


7.2 Coste Armario Completo

Tabla 6. Coste Armario Completo

NUMERO COMPONENTES IMPORTE SECUENCIA EUROS

110 Materiales 68408.54 120 Transportes 2261,59 210 Mano de obra 10180,42 410 Trabajos Subcontratados 0 420 Ingeniería Subcontratada 0 510 Canones y Licencias 0 560 Gastos de viaje 0 580 Ajustes Extraordinarios 0 143 Absorción compras 1270,75

TOTAL 82121.30


7.3 Coste total armario y Repuestos

Tabla 7. Coste Total Armario y Repuestos

DESCRIPCIÓN PRECIO ARMARIO SISTEMAS DE PROTECCIÓN Y EXCITACIÓN 82121.3 ENSAYOS 0 TOTAL ARMARIO 82121.3 REPUESTOS SISTEMA EXCITACIÓN 1 Interruptor de campo 628.25 1 Transformador de excitación 4016.25 1 Modulo de tiristores para el puente rectificador 224 1 Juego de relés auxiliares 101.5 1 Modulo de alimentación UNS 0868 4369.75 1 Módulo de medida UNS 0862 1925 1 Modulo de control UNS 0874 1104.25 1 Módulo de entradas y salidas UNS 0863 4550 1 Módulo de control CON-2 6301.75 1 Procesador de señales UNS 1860 4375 1 Fuente de alimentación interna POW-1 1330 1 Módulo de vigilancia de diodos rotativos UNS 0864 1169 1 Módulo para OSS UNS 0869 2425.5 1 Modulo de interfaz de potencia PIN 11 3123.75 TOTAL REPUESTOS EXCITACIÓN 35644 REPUESTOS SISTEMA DE PROTECCIÓN 1 Unidad de entradas analógicas 316GW61*K63 para REG 2448.25 1 Unidad de entradas analógicas 316GW61*K64 para REG 2507.75 1 Unidad CPU 316VC61b para RE_316*4 4922.75 1 Unidad de entradas/salidas 316DB61* 82-312V para REG 1274 1 Unidad de alimentación 316NG65*DC 36-312V para REG 1851.5 1 Relé 60 412A1105 2178.75 1 Relé 64F 430F0261 2012.5 1 Relé SPAD 346 C2-AA 4921 1 Juego de relés auxiliares 159.25 TOTAL REPUESTOS PROTECCIONES 22275.75 TOTAL PROYECTO 140041.1


7.4 Coste total proyecto incluyendo el margen bruto

Tabla 8. Coste Total incluyendo Margen Bruto

Total Precio de Costo 140,041.1Margen Bruto (25%) 35,010.2 Coste Final (Sin IVA) 175,051.3

7.5 Coste total proyecto después de Impuestos

Aplicando el IVA el resultado y coste total del armario de protecciones y excitación

resulta.

Tabla 9. Coste Total Después de Impuestos

Coste Final IVA Incluido 203,059.59

Anexos

A,B,C,DAnexos

A Unifilar instalación 130

A Unifilar instalación

Este anexo nos muestra el unifilar de la instalación, tanto en condiciones iniciales o

de lo que partíamos a las condiciones finales del mismo una vez instaladas el sistema

de protecciones para el generador

A Unifilar instalación 131

A.1 Condiciones iniciales.

A.2 Condiciones finales.

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B

B Curvas características 132

B Curvas características

Curvas características utilizadas en el cálculo de ajustes de las protecciones y datos

nominales de generador y ensayos del transformador.

B Curvas características 133

B.1 Capacidad Térmica Estator.

B.2 Capacidad Térmica Rotor.

B.3 Curva de Calentamiento.

B.4 Diagrama de Potencia.

B.5 Datos Generador.

B.6 Curvas Características.

C Parametrización Equipos 134

C Parametrización Equipos

Para la obtención del fichero de parametrización de los equipos de protección

eléctrica, se han empleado el CAP2_316 software, versión 6.5b de ABB para las

protecciones REG316*4.

C Parametrización Equipos 135

C.1 Programación CANAL A

C.2 Programación CANAL B

D Aparatos Utilizados 136

D Aparatos Utilizados

Este anexo tiene como finalidad mostrar los distintos manuales y características de

los distintos aparatos utilizados en el sistema de protecciones.

D.1 Protección numérica generador 316*4.

D.2 Circuit shield type 60.

D.3 Field ground detector relay 64F.

D.4 SPAD 346C.

D.5 Fieldbus Adapter with DC-Drives.

D.6 Trip circuit Supervision relay SPER 1B1 C4.

D.7 Miniature circuit-breakers S280 UC series.

D.8 Relés Arteche.

D.9 Relés auxiliares biestable BF.

D.10 Relés instantáneos RF.

Características • Funciones de protección seleccionables

• Aplicaciones múltiples

• Ajuste asistido por un menú con un compu-tador personal con el programa CAP2/316 que está basado en sistema Windows

• Procesamiento de señales completamente numérico

• Autosupervisión continua del hardware

• Rutinas de ensayo ejecutadas cíclica-mente, mayormente por software

• Ajuste de los parámetros y registro de los ajustes

• Despliegue de los valores medidos

• Despliegue de los eventos, su aceptación e impresión

• Registro de fallas

• Autodocumentación

• Estabilidad de larga duración

• Puerta serial para comunicación

• Tres versiones de diseño disponibles: rack de 19" para montaje en panel, montaje saliente o embutido

• Cuatro grupos de ajustes independientes-seleccionables por el usuario y activables a través de entradas binarias del relé

• Posibilidad de activar varias veces las fun-ciones disponibles

Aplicación Las áreas principales de aplicación del sis-tema REG316*4 son la protección de unida-des de generadores, motores y transformado-res.

El diseño modular hace que la unidad sea ex-tremadamente flexible y fácil de adaptar al ta-maño del sistema primario de la instalación y al esquema de protección que se desea imp-lementar. Se pueden alcanzar entonces solu-ciones económicas dentro del rango completo de aplicaciones, para el cual se ha diseñado.

Son posibles diferentes grados de redundan-cia, la disponibilidad y la confiabilidad de la protección pueden elegirse de manera de adaptarse a la aplicación, duplicando las uni-dades REG316*4 y también por medio de la parametrización múltiple de las funciones de protección.

La utilización de interfaces estándar hace que el REG316*4 sea compatible con los sistemas de control de proceso. Son posibles diferentes formas de intercambio de datos con niveles de control de proceso superiores, p.e. reporte en un solo sentido de estados digitales y eventos, valores medidos y parámetros de protección.

Protección numérica de generador

REG316*4

1MRK502004-Bes

Edición: Febrero 2002Modificación de la versión de: Diciembre 1999

Nos reservamos el derecho de introducircambios técnicos sin notificación

Protección numérica de generadorABB Suiza SAUtility Automation

REG316*41MRK502004-Bes

Página 2

Aplicación (continua-ción)

Funciones de protecciónSe incluyen todas las funciones de protección importantes requeridas para la protección de unidades de generadores, motores y transfor-madores. El sistema puede por lo tanto reem-plazar varios relés en un esquema de protec-ción convencional. La siguiente tabla nos en-trega una tabla de las funciones de protección más importantes.

Las funciones de protección deseadas para adaptarse a una aplicación particular, se pue-den simplemente seleccionar de la biblioteca completa, utilizando el computador personal. No se requiere ningún conocimiento de pro-gramación.

Todos los rangos de ajuste son extremada-mente amplios para hacer que las funciones de protección se aducen a múltiples aplicacio-nes. Entre otros, pueden ajustarse los siguien-tes parámetros principales:

• entrada del canal o canales• ajuste de operación• temporización• definición de la característica de operación• lógica de disparo• lógica de la señal de control

El ajuste de un parámetro correspondiente permite que la función de protección „se conecte“ a un canal de entrada particular.

Las señales digitales de entrada y salida tam-bién pueden conectarse lógicamente:

• Las salidas de disparo de cada función de protección pueden ser asignadas a los ca-nales del conjunto de relés auxiliares de disparo en forma matricial.

• Las señales de operación y disparo pueden asignarse a los canales del conjunto de re-lés auxiliares de señalización.

• Puede bloquearse cada función de protec-ción con una señal digital (es decir entra-das digitales o señales de disparo de otras funciones de protección).

• Las señales externas aplicadas a las entra-das digitales pueden procesarse de la ma-nera más conveniente.

• Las señales digitales pueden combinarse para realizar funciones lógicas, p.e. señales de habilitación o bloqueo externas con las señales de salida de una función de protec-ción interna y luego utilizada para bloque-ar una de las otras funciones de protección.

Diseño del dispositivo

El REG316*4 pertenece a la generación de los dispositivos de protección de generador enteramente numéricos, es decir que emplean la conversión analógica/numérica de los valo-res de entrada inmediatamente después de los transformadores de entrada y procesan poste-riormente todas las señales numéricas a través de microprocesadores.

Las interfaces estándar permiten al REG316*4 comunicarse con otros sistemas de control. De ésta manera puede realizarse el intercambio de datos tales como, por ejemplo, estados binarios, eventos, mediciones y pa-rámetros de protección o la activación de dis-tintos juegos de ajustes de parámetros desde un sistema de control de nivel jerárquico superior.

Funciones de protecciónDiferencial de generadorDiferencial de transformador

Sobrecorriente de tiempo inverso (subcorriente)(opcionalmente con detección de corriente de energización)

Sobrecorriente instantánea (subcorriente)

Sobrecorriente controlada por tensión

Sobrecorriente de tiempo inverso

Protección direccional de sobrecorriente de tiempo inverso y definido

Corriente de secuencia de fase negativa

Sobretensión de tiempo definido (subtensión)Falla a tierra estatórica (95%)Falla a tierra rotóricaSobretensión instantánea (subtensión) con eva-luación del valor picoBalanceo de tensión

Falla a tierra estatórica del 100% (+ falla a tierra rotórica)

Subimpedancia

Reactancia mínima (pérdida de excitación)

Potencia

Sobrecarga

Corriente de secuencia de fase negativa de tiempo inverso

Sobretemperatura

Frecuencia

df/dt

Sobreexcitación

Funciones lógicas

Protección de deslizamiento de polos



Página 3

Debido a su diseño compacto, la pequeña cantidad de unidades de hardware que re-quiere, su software modular y sus funciones integradas de auto-diagnóstico continuo y supervisión, el REG316*4 cumple en forma ideal las expectativas del usuario sobre un dispositivo moderno de protección a un pre-cio beneficioso. La disponibilidad del dispo-sitivo, es decir la relación entre el tiempo medio de operación correcta y su ciclo de vida total, es seguramente su característica más importante. Como consecuencia de la supervisión continua de sus funciones, este cociente en el caso del REG316*4 es un valor prácticamente igual a 1.

La comunicación hombre/máquina (IHM = Human Machine Interface) basada en un menú y el tamaño reducido del dispositivo,

hacen que las tareas de conexión, configura-ción y ajustes se realicen por sí mismas con simplicidad. El REG316*4 provee el máximo de flexibilidad, es decir la habilidad de adap-tar la protección a la aplicación particular del sistema de potencia o de coordinar con, o re-emplazar unidades en un esquema de protec-ción existente con funciones de software aux-iliares y asignando las señales de entrada y salida a través del IHM.

La confiabilidad, selectividad y estabilidad del REG316*4 está respaldada con décadas de experiencia en la protección de generado-res y motores en sistemas de distribución y transmisión. El procesamiento numérico ase-gura precisión y sensibilidad estables durante todo su ciclo de vida.

Hardware El concepto del hardware del equipo de la protección de línea REG316*4 comprende cuatro unidades enchufables, una tarjeta de circuito impreso madre de conexión y la caja (Fig. 1):

• unidad de entrada analógica• unidad de procesamiento central• 1 a 4 unidades de entrada/salida binarias• unidad de alimentación de potencia• tarjeta de circuito madre de conexión

• caja con terminales de conexión

En la unidad de entrada analógica un transfor-mador de entrada provee aislamiento eléc-trico y estático entre las variables de entrada analógicas y los circuitos electrónicos inter-nos y ajusta las señales al nivel adecuado para el procesamiento. La unidad del transforma-dor de entrada puede contener un máximo de nueve transformadores de entrada (transfor-madores de protección de tensión, corriente, o de medición).

Fig. 1 Hardware de la plataforma (RE.316*4)

HMI

TripOutputs

Sign.Outputs

Bin.Inputs

Remote I/O

PCMCIA

a

b

c

d

DC

DC+5V

+15V

-15V+24V

Aliment. de

potencia

A/D DSP

CPU486

Controladorserial

RS232

FLASHEPROM

Tranceiver

RAM

SW-Key

PCC

LONMVB

SPA / IEC870-5-103

LED'sSCSSMS

Controladorserial

RS232

DPM

TripOutputs

Sign.Outputs

Bin.Inputs

I / OPorts

PCC

MVBBus del proceso

TripOutputs

Sign.Outputs

Bin.Inputs

Remote I/O

TripOutputs

Sign.Outputs

Bin.Inputs

Remote I/O

TripOutputs

Sign.Outputs

Bin.Inputs

I / OPorts

TripOutputs

Sign.Outputs

Bin.Inputs

I / OPorts

Salidas dedeseng.

Salidas de señaliz.

Entrad.binaria

I / OPorts (MVB)

Protección numérica de generador REG316*41MRK502004-Bes

Página 4

Hardware (continua-ción)Hardware (continua-ción)

ABB Suiza SAUtility Automation

Cada variable analógica pasa a través de un filtro de primer orden R/C de pasa bajos en el microprocesador principal para eliminar lo que se conoce como efecto Alias y suprimir las componentes de alta frecuencia (Fig. 2). Las variables son muestradas 12 veces por ciclo y convertidas a señales numéricas. La conversión analógica/numérica se realiza en un convertidor de 16 Bit.

Un DSP realiza una parte del filtrado numé-rico y asegura que los datos para los algorit-mos de protección estén disponibles en la memoria del procesador principal.

El procesador principal comprende esencial-mente el microprocesador principal para los algoritmos de protección y las memorias de compuerta dual (DPM’s) para la comunica-ción entre los convertidores A/D y el procesa-dor principal. El procesador principal realiza los algoritmos de protección y controla el IHM local y las interfaces al sistema de con-trol de la estación. Las señales binarias del procesador principal se derivan a las entradas correspondientes de la unidad de entrada/salida y de ésta manera controlan los relés auxiliares de salida y las señales de los diodos de emisión luminosa (LED). La unidad del procesador principal está equipada con una interfaz serial RS232C a través de la cual, entre otras cosas, se realizan los ajustes de la protección, se leen los eventos y se transfie-ren los datos de la memoria del registrador de fallas a un PC local o remoto.

Sobre esta unidad de procesamiento principal se encuentran dos ranuras PCC y una interfaz RS232C. Estas interfaces seriales proveen comunicación remota con el sistema de moni-toreo de la estación (SMS) y el sistema de control de la estación (SCS), así como a las unidades de entrada/salida remotas.

El REG316*4 puede tener desde una hasta cuatro unidades de entradas/salidas binarias. Estas unidades están disponibles en tres ver-siones:

a) dos relés de disparo con dos contactos de servicio pesado cada uno, 8 entradas de optocopladores y 6 relés de señalización tipo 316DB61.

b) dos relés de disparo con dos contactos de servicio pesado cada uno, 4 entradas de optocopladores y 10 relés de señalización tipo 316DB62.

c) 14 entradas de optocopladores y 8 relés de señalización tipo 316DB63.

Cuando se realiza el pedido de un REC316*4 con más de 2 unidades de entrada/salida se debe seleccionar la caja N2

Según esté equipado el relé, con una o dos unidades de entradas/salidas, se dispone de 8 o 16 señales LED’s sobre el frente del dispo-sitivo.



Página 5

Software Ambas señales de entrada analógicas y bina-rias se condicionan antes de ser procesadas en el procesador principal: Tal como se describe en el capítulo de hardware anterior, las seña-les analógicas pasan a través de los transfor-madores de entrada, shunt, filtro pasa bajos (filtro anti-alias), multiplexer y convertidor A/D. Una vez en la forma numérica, se sepa-

ran a través de filtros numéricos en compo-nentes reales e imaginarias, antes de ser apli-cadas al procesador principal. Las señales binarias en las entradas de los optoacoplado-res se llevan en forma directa al procesador principal. Se produce entonces el procesa-miento efectivo de las señales en relación con los algoritmos de protección y la lógica.

Fig. 2 Flujo de datos

Lenguaje de programación gráfica

El lenguaje de programación gráfica usado por la herramienta CAP316 hace de ella una poderosa herramienta de ingeniería para las unidades de control y protección RE.216/316. Está basada en IEC 1131. CAP316 permite que los bloques funcionales que representan la aplicación a ser directamente trasladada en un programa de aplicación (FUPLA) puedan correr sobre los procesadores de las unidades de control y protección RE. 316*4. El pa-quete del programa posee una biblioteca extensa de bloques de función. En el RE.316*4 pueden correr simultáneamente hasta 8 proyectos (FUPLAs creados con CAP316).

Lista de funcionesFunciones binarias:AND Puerta ANDASSB Señal binariaB23 Selector 2 de 3B24 Selector 2 de 4BINEXTIN Entrada binaria externaBINEXTOUT Salida binaria externaCOUNTX Cambiar registroCNT ContadorCNTD Contador decreciente

OR Puerta ORRSFF Flip-flop RSSKIP Omitir segmentoTFF Flip-flop T con resposi-

ciónTMOC Constante monostableTMOCS, TMOCL Constante monostable

corta, largaTMOI Constante monostable

con interrupciónTMOIS, TMOIL Constante monostable

con interrupción corta, larga

TOFF Temporización desco-nectada

TOFFS, TOFFL Temporización desco-nectada corta, larga

TON Temporización conec-tada

TONS, TONL Temporización conec-tada corta, larga

XOR Puerta OR exclusiva

Funciones analógicas:ABS Valor absolutoADD Adicionar / Substraer

etc.

Trip

MUX

I>U<Z<

etc.

Conversiónanalógica anumérica

Procesam.de la señalnumérica

Procesam.de la señal

binariaB/O

A/I

B/I

Flujo de datos

A/DS

H

DSP

1 DiffGen on2 Current on3 BinInp 2 off

COM IHM

COMSCS/SMS



Página 6

Lenguaje de progra-mación gráfica (conti-nuación)

ADDL Adicionar / Substraer número entero largo

ADMUL Adicionar / MultiplicarCNVIL Convertidor enteros a

enteros largosCNVLBCD Número entero largo al con-

vertidor BCDCNVLI Número entero largo al con-

vertidor de números enterosCNVLP Número entero largo al con-

vertidor de porcentajeCNVPL Porcentaje al convertidor de

números enteros largosDIV DivisorDIVL Divisor de números enteros

largosFCTL Función linealFCTP Función polinómicaFILT FiltroINTS, INTL IntegradorKMUL Factor multiplicadorLIM Limitador

LOADS Función de deslastrado de carga

MAX Detector de valor máximoMIN Detector de valor mínimoMUL MultiplicadorMULL Multiplicador de números

enteros largosNEGP Porcentaje negativoPACW Convertir las señales BINA-

RIAS en NUMEROS ENTEROS

PDTS, PDTL DiferenciadorPT1S, PT1L Temporización aproximadaSQRT Raiz cuadradaSWIP Conmutación de porcentajeTHRLL Umbral límite inferiorTHRUL Umbral límite superiorTMUL Multiplicador de tiempoUPACW Convertir en señales BINA-

RIAS a partir de NUME-ROS ENTEROS

Ejemplo:

DPMIN_Q0_CLOSEDDPMIN_Q0_OPEN

Q0_SEL_DRIVE_Q0GEN_REQUEST_ON

GEN_REQUES_ON

GEN_SYNCQ1_Q1_OPENQ2_Q2_OPEN

GEN_REQUEST_EXE

Parte de la aplicación FUPLA (Q0: lógica de enclavamiento y control para tresobjetos Q0, Q1, Q2. B_DRIVE es un macro basado en bloques de funcionesbinarias)

B_DRIVECLOP

SELRQONRQOF

SYNCRQEX

T:SYT:RT

CLOP

POK

GONGOFGEXEXE

GOONGOOFSYSTSREL

ALSYBKS

KDOF

Q0_CLQ0_OPQ0_Q0_POK

Q0_Q0_CLOSED

Q0_Q0_OPEN

Q0_GUIDE_ONQ0_GUIDE_OFFQ0_GUIDE_EXEQ0_EXE

Q0_GOON_Q0Q0_GOOFF_Q0Q0_Q0_SYSTDPMOUT_Q0_SEL_REL

Q0_SUP_SEL_REL_Q0

Q0_ALSYQ0_BLOCK_SELECTQ0_KDO_FAIL

1&

2>=1

6=1

5&

4&

3

301



Página 7

Funciones A continuación se puede ver una lista de las funciones de protección posibles según las variantes de hardware. Estas funciones pue-den activarse dentro de los límites de la capa-cidad del CPU. Una u otra función puede

aplicarse de acuerdo con las conexiones de los transformadores de tensión (p.e. trifásicos para impedancia mínima o monofásica para la protección de falla a tierra rotórica y estató-rica).

Versión

Fig. 3 Versiones principales

* Requiere un resistor de estabilización externo y VDR** Requiere una unidad de inyección REX010 y un bloque transformador de inyección REX011*** Requiere un puente de medición externo YWX111-.. y condensadores de acoplamiento1 ajuste mínimo: > 2%.

Función de protección 1 2 3 4 5 6 7Sobrecorriente de tiempo definido (51)Sobrecorriente con evaluación del valor pico (50)Sobrecorriente de tiempo inverso (51)Protección direccional de sobrecorriente de tiempo definido (67)Protección direccional de sobrecorriente de tiempo inverso (67)Protección controlada por tensión (51-27)Sobretemperatura (49)Sobrecarga estatórica (49S)Sobrecarga rotórica (49R)Secuencia de fase negativa de tiempo inverso (46)Corriente de secuencia de fase negativa (46)Diferencial de generador (87G)Diferencial de transformador (87T)Diferencial de transformador de 3 arrollamientos (87T)REF de alta impedancia *Sobretensión de tiempo definido (27, 59)Sobretensión instantánea con evaluación del valor pico (59, 27)Subtensión (27)Sobreexcitación con temporización de tiempo inverso (24)Sobreexcitación (24)Frecuencia (81)df/dt (81)Falla a tierra estatórica del 80-95%Falla a tierra estatórica del 100 % (64S) **Deslizamiento de polos (78)Falla a tierra rotórica (64R) ***Falla a tierra rotórica con principio de inyección **Reactancia mínima (40)Falla entre espirasSubimpedancia (21)Potencia inversa (32) 1 1 1Comparación de tensión (60)Plausibilidad de tensónPlausibilidad de corrienteMediciónRetardoContadoresLógicaLógica específica del proyectoRegistrador de fallas


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Funciones (continua-ción)Funciones (continua-ción)


Fig. 4 Entradas analógicas (máx. 9 canales)

Protección direccional de sobrecorrienteLa función de sobrecorriente direccional está disponible con característica de tiempo inver-sa o de tiempo definido. Esta función com-prende una memoria de tensión para fallas cercanas a la ubicación del relé. La respuesta de la función después que el tiempo ha trans-currido se puede seleccionar (disparo o blo-queo).

Función de frecuenciaLa función de frecuencia está basada sobre la medición de una tensión. Esta función puede configurarse como función de máxima o mí-nima y se aplica como una función de protec-ción y para deslastrado de carga. A través de una configuración múltiple de ésta función, pueden realizarse un número casi ilimitado de escalones.

Velocidad de cambio de frecuenciaEsta función ofrece una alternativa a la acti-vación por frecuencia absoluta. Contiene una facilidad de bloqueo por baja tensión. La con-figuración repetida de esta función asegura un ajuste de múltiples pasos.

MediciónAmbas funciones de medición miden los va-lores rms monofásicos o trifásicos de la ten-sión, corriente, frecuencia, potencia activa y potencia reactiva para el display sobre el IHM local o para transferir al sistema de control de la estación. En el caso de las entradas de ten-sión, puede elegirse entre las tensiones fase-neutro o fase-fase. La medición de las poten-cias trifásicas activas y reactivas se realiza a través de la función de potencia.

Funciones auxiliaresLas funciones auxiliares tales como una ló-gica y un temporizador/integrador permiten al usuario crear combinaciones lógicas de las señales y temporizaciones de operación y reposición.

La característica de supervisión de tiempo de carrera permite la comprobación de la aper-tura y cierre de toda clase de elementos de maniobra (interruptores, seccionadores, cu-chillas de puesta a tierra…). La falla de un interruptor para abrir o cerrar dentro de un tiempo ajustable resulta en la creación de la señal correspondiente para su posterior proce-samiento.

Control de plausibilidadLas funciones de plausibilidad de la corriente y la tensión facilitan la detección de asime-trías en el sistema, p.e. en los circuitos secun-darios de los t.c.’s y t.p.’s.

Registrador secuencial de eventosLa función del registrador de eventos tiene capacidad para registrar hasta 256 señales binarias incluyendo el registro del tiempo con una resolución en el orden de los milisegun-dos e indica la distancia a la falla expresada como un porcentaje de una reactancia de refe-rencia especificada, p.e. la reactancia de la línea protegida.

Registrador de fallasEl registrador de fallas supervisa hasta 9 en-tradas analógicas y 16 entradas binarias y re-sultados internos de las funciones de protec-ción. La capacidad de registro de fallas de-pende de la duración de la falla, según se de-terminen la duración de la pre-falla y la dura-ción de la falla por sí misma. Esta función re-quiere la unidad opcional de memoria y co-municación 316CS61, la cual incluye la me-moria para el registro de la falla. El tiempo total de registro es de aproximadamente 5 s.

Versión 1 2 3 4 5 6 7T.c.’s característica deprotección 9 6 3 3 6 3 3 1A, 2A o 5AT.c.’s característica demedición - - 3 - 1 1 - 1A, 2A o 5AT.p.'s - 3 3 6 2 5 2 100 V o 200 VT.p.’s - - - - - - 4 solamente para protección de falla a

tierra de estator y rotor del 100 % y protección de falla a tierra de estatordel 95 %



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Interfaz Hombre Máquina (IHM) - CAP2/316La comunicación local con el REG316*4 se efectúa con el software CAP2/316, el cual corre está disponible en Windows. Este soft-ware corre en los siguientes sistemas operati-vos:

• Windows NT 4.0• Windows 2000

Esta excelente herramienta de programación está disponible para ingeniería, pruebas, pu-esta en marcha y operación.

El software puede ser utilizado en línea o fuera de línea y adicionalmente posee un modo Demo.

Para cada función de protección se despliega la característica de disparo. Además del en-tendimiento básico de las funciones de pro-tección, el despliegue gráfico de estas funcio-nes también hace que el ajuste de parámetros sea mas claro.

Cualquier función de protección puede ser seleccionada de la biblioteca de las funciones de protección disponibles por medio de la técnica de arrastre y liberación con el ratón.

Unidad de despliegue local (IHM)La unidad de despliegue local sirve primaria-mente para señalizar los eventos presentes, mediciones y datos de diagnóstico. Los ajus-tes no se visualizan.

Características:

• Display de mediciones- Amplitud, ángulo y frecuencia de los

canales analógicos- Mediciones funcionales- Señales binarias

• Lista de eventos• Instrucciones de operación• Información del registrador de fallas• Información de diagnóstico• Funciones de aceptación de señales

- Reseteo de LED's- Reseteo de salidas bloqueadas- Borrado de eventos- Arranque en caliente

Comunicación remotaEl REG316*4 puede comunicarse con el sis-tema de monitoreo y evaluación de la esta-ción (SMS) o el sistema de control de la es-tación (SCS) a través de un enlace de fibra óptica. La interfaz serial correspondiente per-mite leer eventos, mediciones, datos del re-gistrador de fallas y ajustes de la protección y ajustar los juegos de parámetros a conmutar.


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Funciones (continua-ción)Funciones (continua-ción)


Utilizando el bus LON se puede adicional-mente intercambiar información entre los controladores de campo individuales, p.e. señales para los enclavamientos de la esta-ción.

Entradas y salidas remotas (RIO580)Utilizando el bus de proceso tipo MVB pue-den conectarse a los terminales RE.316*4 las unidades de entradas y salidas remotas 500RIO11. Los canales de entrada y salida pueden extenderse en gran número utilizando el sistema de entradas y salidas remotas RIO580. La instalación de las unidades de entrada y salida 500RIO11 cerca del proceso reduce dramáticamente el cableado, dado que son accesibles a través de fibra óptica desde los terminales RE.316*4.

Las señales análogas se pueden conectar ala sistema a través del 500AXM11 de la familia RIO580:

• Corriente continua CC 4 a 20 mA0 a 20 mA-20 a 20 mA

• Tensión continua CC 0 a 10 mA-10 a 10 V

• Sensores de temperatura Pt100, Pt250, Pt1000, Ni100, Ni250, Ni1000.

Auto-diagnóstico y supervisiónLas funciones de auto-diagnóstico y supervi-sión del REG316*4 aseguran una máxima disponibilidad no solo del dispositivo de pro-tección por sí mismo, sino también del sis-tema de potencia que está protegiendo. Las fallas en el hardware se indican inmediata-

mente con un contacto de alarma. En particu-lar, se supervisan en forma continua la ali-mentación externa e interna. La función cor-recta y tolerancia del convertidor A/D se en-sayan cíclicamente convirtiendo dos tensio-nes de referencia. Algoritmos especiales con-trolan regularmente las memorias de los pro-cesadores (funciones de fondo). Un watchdog supervisa la ejecución de los programas.

Una ventaja importante de las funciones ex-tendidas de auto-diagnóstico y supervisión es que el ensayo y el mantenimiento rutinario periódico se reducen.

Software de apoyoEl programa de operación permite la configu-ración y ajuste de la protección, listado pa-rámetros, leyendo eventos y listado los diver-sos datos de diagnóstico internos.

Se dispone de los programas de evaluación REVAL y WINEVE (MS Windows/Win-dows NT) para visualizar y evaluar las fallas almacenadas en el registrador de fallas. Cuan-do se transfieren los datos de falla a través del sistema de comunicaciones a la estación de evaluación del registrador de fallas, también se utiliza el programa de transferencia de ar-chivos EVECOM (MS Windows/Windows NT).

El programa XSCON (MS Windows) está disponible para convertir los datos del regis-trador de fallas del REG316*4 al formato usado por el equipo de pruebe ABB tipo XS92b. Con esto se reproducen las magnitu-des eléctricas registradas durante la falla.



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Datos técnicosHardware

Tabla 1: Variables de entrada analógica

Tabla 2: Datos de los contactos

Número de entradas de acuerdo a la versión, máx. 9 entradas analógicas (tensiones y corrientes, termi-nales de 4 mm2)

Frecuencia nominal fN 50 Hz o 60 Hz

Corriente nominal IN 1 A, 2 A o 5 A

Carga máxima del circuito de corrientecontinuadurante 10 seg. durante 1 seg.dinámica (medio ciclo)

4 x IN30 x IN100 x IN250 x IN (valor pico)

Tensión nominal UN 100 V o 200 V

Carga máxima del circuito de tensióncontinua 2.2 x UN

Consumo por faseentradas de corriente

con IN = 1 Acon IN = 5 A

entradas de tensióncon UN

<0.1 VA<0.3 VA

<0.25 VA

Característica del fusible del t.p. Z de acuerdo con DIN/VDE 0660 o equivalente

Relés de disparoNo. de contactos 2 relés por unidad de entrada/salida 316DB61 o 316DB62,

cada uno con 2 contactos NA, terminales de 1.5 mm2.

Tensión máxima de operación 300 V CA o V CC

Continua 5 A

Trabajo y conducción para 0.5 s 30 A

Impulso para 30 ms 250 A

Potencia de trabajo con 110 VCC 3300 W

Capacidad de apertura para L/R = 40 msCorriente de apertura con 1 contacto

con U <50 V CCcon U <120 V CCcon U <250 V CC

1.5 A0.3 A0.1 A

Corriente de apertura con 2 contactos en serie

con U <50 V CCcon U <120 V CCcon U <250 V CC

5 A1 A0.3 A

Contactos de señalizaciónNo. de contactos 6, 10 u 8 de acuerdo con la unidad de entrada/salida

(316DB61, 316DB62 o 316DB63), con 1 contacto por relé de señalización, terminales de 1.5 mm2.Cada unidad equipada con 1 contacto de conmutación y todos los contactos restantes normalmente abierto.

Tensión máxima de operación 250 V CA o CC

Continua 5 A

Trabajo y conducción para 0.5 s 15 A

Impulso para 30 ms 100 A

Potencia de trabajo con 110 VCC 550 W

Capacidad de apertura para L/R = 40 ms con U <50 V CCcon U <120 V CCcon U <250 V CC

0.5 A0.1 A0.04 A

El usuario puede asignar los contactos de disparo y señalización a las funciones de protección.


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Datos técnicos Hard-ware (continuación)Datos técnicos Hard-ware (continuación)


Tabla 3: Entradas de optoacopladores

Tabla 5: Configuración y ajustes

Tabla 6: Comunicación remota

No. de optoacopladores 8, 4 o 14 de acuerdo con la unidad de entrada/salida (316DB61, 316DB62 o 316DB63)

Tensión de entrada 18 a 36 V CC/ 36 a 75 V CC / 82 a 312 V CC / 175 a 312 V CC

Umbral de tensión 10 a 17 V CC / 20 a 34 V CC / 40 a 65 V CC / 140 a 175 V CC

Corriente máxima de entrada <12 mA

Tiempo de operación 1 ms

El usuario puede asignar las entradas a las funciones de protección.

Tabla 4: Diodos de emisión luminosa (LED’s)Modos de indicación seleccionables: Acumulación de cada nueva perturbación Retención con reposición al aparecer una nueva indicación Retención solamente si se produce un disparo y reseteo al aparecer una nueva indicación Señales sin auto-retención

Colores 1 verde (disponibilidad)1 rojo (desenganche)6 o 14 amarillo (otras señales)

El usuario puede asignar los LED’s a las funciones de protección.

Localmente a través de una interface de comunicación sobre el conector del frente utilizando una PC IBM o compatible con Windows NT 4.0 o Windows 2000. El programa de operación puede también ser operado a control remoto a través de un modem.

Programa de operación En Inglés o Alemán

Interfaz RS232CVelocidad de transferencia de datosProtocoloConvertidor eléctrico/óptico (opcio-nal)

9 pin hembra D-sub9600 Bit/sSPA o IEC 60870-5-103316BM61b

Interface PCCNúmero 2 zócalos enchufable para tarjetas del tipo III

Tarjeta PCC (opcional)Bus entre camposBus de proceso(el bus de proceso y entre campos puede utilizarse al mismo tiempo)

Protocolo LON o MVB (parte de IEC 61375)Protocolo MVB (parte de IEC 61375)

Bus LON Velocidad de transferencia de datos

PCC con puerta de fibre óptica, conectores ST1.25 MBit/s

Bus MVB

Velocidad de transferencia de datos

PCC con puerta de fibra óptica redundante, conectores ST1.5 Mbit/s

Memoria de eventosCapacidad

Registro de tiempoResolución

256 eventos

1 ms

Desviación del tiempo sin sincronización remota

<10 s por día

Interfaz de ingeniería Interfaz de software integrada para la ingeniería de señales con SigTOOL



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Tabla 7: Alimentación auxiliar

Tabla 8: Datos generales

Tensión de alimentación

Rangos de tensión 36 a 312 V CC

Duración permitida para la interrupción de tensión 50 ms

Valor nominal del fusible 4 A

Carga sobre la batería de la estación en operación normal (1 relé energizado) <20 W

durante una falla (todos los relés energizados)con 1 unidad entrada/salidacon 2 unidades entrada/salidacon 3 unidades entrada/salidacon 4 unidades entrada/salida

<22 W<27 W<32 W<37 W

Carga adicional para las opcionesSPA, IEC 60870-5-103 o interfaz LON interfaz MVB

1.5 W2.5 W

Tiempo de almacenamiento de la lista de eventos datos del registrador de fallas, en caso de pérdida de tensión auxiliar.

>2 días (típico 1 mes)

Rango de temperaturaoperaciónalmacenamiento

-10° C a +55° C-40° C a +85° C

EN 60255-6 (1994),IEC 60255-6 (1988)

Humedad 93 %, 40° C, 4 días IEC 60068-2-3 (1969)

Prueba sísmica 5 g, 30 s, 1 a 33 Hz (1 octava/min)

IEC 60255-21-3 (1995),IEEE 344 (1987)

Prueba de aislación 2 kV, 50 Hz, 1 min1 kV a través de contactos abiertos

EN 60255-5 (2001),IEC 60255-5 (2000)

Resistencia de aislación >100 M, 500 V CC EN 60255-5 (2001),IEC 60255-5 (2000),EN 60950 (1995)

Ensayo de tensión de impulso 5 kV, 1.2/50 s EN 60255-5 (2001),IEC 60255-5 (2000) *

Ensayo de interferencia de 1 MHz 1.0/2.5 kV, Cl. 3; 1MHz,respuesta de frec. 400 Hz

IEC 60255-22-1 (1988),ANSI/IEEE C37.90.1 (1989)

Ensayo de transitorio rápido 2/4 kV, Cl. 4 EN 61000-4-4 (1995), IEC 61000-4-4 (1995)

Ensayo de descarga electrostá-tica (ESD)

6/8 kV (10 intentos), Cl. 3 EN 61000-4-2 (1996),IEC 61000-4-2 (2001)

Immune a la interferencia magne-tica a las frecuencias del sistema de potencia

300 A/m; 1000 A/m; 50/60 Hz EN 61000-4-8 (1993),IEC 61000-4-8 (1993)

Ensayo de interferencia de radio frecuencia (RFI)

• 0.15-80 MHz, 80% modulado en amplitud10 V, cl. 3

• 80-1000 MHz, 80% modulado en amplitud10 V/m, cl. 3

• 900 MHz, modulado en pulsos10 V/m, cl. 3

EN 61000-4-6 (1996)EN 61000-4-6 (1996),EN 61000-4-3 (1996),IEC 61000-4-3 (1996),ENV 50204 (1995)

Emisión Cl. A EN 61000-6-2 (2001),EN 55011 (1998),CISPR 11 (1990)

* Si los ensayos se repiten, se aplican valores reducidos según la publicación IEC 255-5, Cláusulas 6.6 y 8.6.


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Datos técnicos Hard-ware (continuación)Datos técnicos Hard-ware (continuación)


Tabla 9: Diseño mecánicoPeso

Tamaño N1Tamaño N2

aproximadamente 10 kgaproximadamente 12 kg

Métodos de montaje semi-empotrado con terminales posteriores saliente con terminales posterioresen rack de 19", altura 6U, ancho N1: 225.2 (1/2 rack de 19"). Ancho N2: 271 mm.

Clase de protección de la caja IP 50 (IP 20 cuando se usan MVB PCC)

IPXXB para los terminales



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Datos técnicosFunciones

Tabla 10: Función de sobrecarga térmica (49)Imagen térmica de un modelo de primer orden.Medición mono o trifásica con detección del valor máximo de fase.

Ajustes:

Corriente de base IB 0.5 a 2.5 IN en escalones de 0.01 INEscalón de alarma 50 a 200% N en escalones de 1% N

Escalón de disparo 50 a 200% N en escalones de 1% N

Constante térmica de tiempo 2 a 500 min en escalones de 0.1 min

Precisión de la imagen térmica ±5% N (a fN) con t.i.’s de protección ±2% N (a fN) con t.i.’s de medición

Tabla 11: Función de corriente de tiempo definido (51DT)Detección de sobre y subcorriente. Medición mono o trifásica con detección de la corriente de fase más alta, o más baja respectivamente. Restricción de 2da armónica para corrientes de energización elevadas.

Ajustes:

Corriente de operación 0.02 a 20 IN en escalones de 0.01 INTemporización 0.02 a 60 s en escalones de 0.01 s

Precisión del ajuste de operación (a fN) ±5% o ±0.02 INRelación de reposiciónsobrecorrientesubcorriente

>94 % (para función de máx.)<106 % (para función de mín.)

Tiempo de operación max. sin temporización intencional

60 ms

Bloqueo de la corriente de conexiónajuste de operaciónrelación de reposición

opcional0.1 I2h/I1h0.8

Tabla 12: Función de tensión de tiempo definido (27/59) Detección de sobre y subtensiónMedición mono o trifásica con detección de la tensión de fase más alta, o más baja respectivamente.

Ajustes:

Tensión de operación 0.01 a 2.0 UN en escalones de 0.002 UN

Temporización 0.02 a 60 s en escalones de 0.01 s

Precisión del ajuste de operación (a fN) ±2% o ±0.005 UN

Relación de reposición (U 0.1 UN)sobretensiónsubtensión

>96% (para función de máx.)<104% (para función de mín.)

Tiempo de operación max. sin temporización intencional

60 ms


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Datos técnicos Funcio-nes (continuación)Datos técnicos Funcio-nes (continuación)


Tabla 13: Protección direccional de sobrecorriente de tiempo definido (67)Protección direccional de sobrecorriente con detección de la dirección de la potenciaProtección de respaldo para el esquema de protección de distancia

Medición trifásicaSupresión de componentes CC y de alta frecuenciaCaracterística de tiempo definidoFunción de memoria de tensión para fallas cercanas

Ajustes:

Corriente 0.02 a 20 IN en escalones de 0.01 INÁngulo -180° a +180° en escalones de 15°

Retardo 0.02 s a 60 s en escalones de 0.01 s

t espera 0.02 s a 20 s en escalones de 0.01 s

Duración de memoria 0.2 s a 60 s en escalones de 0.01 s

Precisión del ajuste de activación (a fN)Relación de reposiciónPrecisión de la medición de ángulo(de 0.94 a 1.06 fN)

±5% o ±0.02 IN>94%

±5°Rango de entrada de tensiónRango de memoria de tensiónPrecisión de la medida de ángulo a la tensión de memoriaDependencia de la medida de ángulo a la tensión de memoria con la frecuencia.Máxima respuesta de tiempo sin retardo

0.005 a 2 UN<0.005 UN

±20°

±0.5°/Hz60 ms

Tabla 14: Protección direccional de sobrecorriente de tiempo inverso (67)Protección direccional de sobrecorriente con detección de la dirección de la potenciaProtección de respaldo para el esquema de protección de distancia

Medición trifásicaSupresión de componentes CC y de alta frecuenciaCaracterística de tiempo inversaFunción de memoria de tensión para fallas cercanas

Ajustes:

Corriente I-arranque 1 a 4 IB en escalones de 0.01 IBÁngulo -180° a +180° en escalones de 15°

Característica de tiempo inversa(según BS 142 con rango extendido)

normalmente inversamuy inversaextremadamente inversafalla a tierra de larga duración

t = k1 / ((I/IB)C- 1)

c = 0,02c = 1c = 2c = 1

Ajuste - k1 0.01 a 200 s en escalones de 0.01 s

t -mín 0 a 10 s en escalones de 0.1 s

Valor - IB 0.04 a 2.5 IN en escalones de 0.01 INt espera 0.02 s a 20 s en escalones de 0.01 s



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Tabla 15: Función de medición UIfPQ

Duración de memoria 0.2 s a 60 s en escalones de 0.01 s

Precisión del ajuste de activación (a fN)Relación de reposiciónPrecisión de la medición de ángulo (de 0.94 a 1.06 fN)Clase de exactitud de la característica de opera-ción según British Standard 142

±5%>94%

±5°

E 10

Rango de entrada de tensiónRango de memoria de tensiónPrecisión de la medida de ángulo a la tensión de memoriaDependencia de la medida de ángulo a la tensión de memoria con la frecuencia.Máxima respuesta de tiempo sin retardo

0.005 a 2 UN<0.005 UN

±20°

±0.5°/Hz60 ms

Medición monofásica de tensión, corriente, frecuencia, potencia real y potencia aparente. Selección de medición de tensiones fase - tierra o fase - fase.Supresión de componentes CC y armónicas en corriente y tensión Compensación de errores de fase en t.c.’s y t.p.’s principales y de entrada.

Ajustes:

Ángulo de fase -180° a +180° en escalones de 0.1°

Valor de referencia de la potencia SN 0.2 a 2.5 SN en escalones de 0.001 SN

Para la precisión referirse a la Tabla 46

Tabla 16: Módulo de medición trifásicaMedición de tensión trifásica (estrella o delta), corriente, frecuencia, potencia real y aparente y factor de

potencia.Dos entradas para contadores de pulsos independientes para cálculos de intervalo y de energía acumu-

lada. La medición trifásica y los contadores de impulso se pueden usar independientemente y se pue-den inhabilitar.

Esta función se puede configurar cuatro veces.

Ajustes:

Ángulo -180° a +180° en escalones de 0.1°

Valor de referencia para potencia 0.2 a 2.5 SN en escalones de 0.001 SN

Intervalo - t1 1 min., 2 min., 5 min., 10 min., 15 min., 20 min., 30 min., 60 min. o 120 min.

Factor de escala de potencia 0.0001 a 1

Máxima frecuencia de impulso 25 Hz

Mínima duración de impulsoPrecisión del intervalo de tiempo

10 ms±100 ms

Para la precisión referirse a la Tabla 46


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Tabla 17: Función diferencial de generador (87G)Características: Función trifásica Característica de corriente adaptable Alta estabilidad ante fallas externas y saturación de los transformadores de corriente

Ajustes:

Ajuste - g (sensibilidad básica) 0.1 a 0.5 IN en escalones de 0.05 INAjuste - v (pendiente) 0.25 o 0.5

Tiempo máx. de disparo- para I >2 IN- para I 2 IN

30 ms50 ms

Precisión del valor de operación de g ±5% IN (a fN)

Tabla 18: Función diferencial de transformador (87T)Características: Para transformadores de dos y tres arrollamientos Función trifásica Característica de corriente adaptable Alta estabilidad ante fallas externas y saturación de los transformadores de corriente No son necesarios transformadores intermedios para la compensación del grupo de conexión y la rela-ción del transformador de corriente

Restricción de la corriente de energización utilizando la segunda armónica

Ajustes:

Ajuste - g 0.1 a 0.5 IN en escalones de 0.1 INAjuste - v 0.25 o 0.5

Ajuste - b 1.25 a 5 en escalones de 0.25 INTiempo máx. de disparo(con el transformador protegido en carga)- para I >2 IN- para I2 IN

30 ms50 ms

Precisión del valor de operación ±5% IN (a fN)

Condición para el reposición I <0,8 ajuste de g

Definiciones de la protección diferencial:

I = I1+ I2 + I3

0

= arg (I1'; - I2')

2-arrollamientos: I1' = I1, I2' = I23-arrollamientos: I1' = MAX (I1, Ì2, Ì3)

I2' = I1 + I2 + I3 - I1'

Fig. 5 Característica de la protección diferencial

1IObjetoprotegido

3I

2I

IH I1 I2 cos =

3

2

1

1 2 3b

vg

CARACTERISTICA

para

bloqueo

I1'/IN < boI2'/IN < b

disparo

disparo

I

IN

IHIN

para cos 0para cos 0



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Tabla 19: Función de sobrecorriente instantánea (50)Características: Función de máxima o mínima (sobre o subcorriente) Medición mono o trifásica Rango de frecuencia amplio (0.04 a 1.2 fN) Evaluación del valor pico

Ajustes:

Corriente 0.1 a 20 IN en escalones de 0.1 INTemporización 0 a 60 s en escalones de 0.01 s

Precisión del valor de operación (con 0.08 a 1.1 fN) ±5% o ±0.02 INRelación de reposición >90% (para función de máx)

<110% (para función de mín)

Tiempo máx. de disparo sin temporización (a fN) 30 ms (para función de máx) 60 ms (para función de mín)

Tabla 20: Función de sobrecorriente controlada por tensión (51-27)Características: Valor de la corriente máxima memorizado después del arranque Reposición de la función después de que vuelve la tensión o después de un disparo Medición mono o trifásica para la corriente Evaluación de la tensión de secuencia positiva

Ajustes:

Corriente 0.5 a 20 IN en escalones de 0.1 INTensión 0.4 a 1.1 UN en escalones de 0.01 UN


Tiempo de retención 0.1 a 10 s en escalones de 0.02 s

Precisión del valor de operación ±5% (a fN)

Relación de reposición >94%

Tiempo de arranque 80 ms

Tabla 21: Función de sobrecorriente de tiempo inverso (51)Medición mono o trifásica con detección de la corriente de fase más alta.Respuesta estable a los transitorios

Característica de tiempo inverso (de acuerdo con B.S. 142 con rango de ajuste extendido)

normal inversamuy inversaextremadamente inversainversa de larga duración

t = k1 / ((I/IB)C- 1)

c = 0.02c = 1c = 2c = 1

o característica RXIDG t = 5.8 - 1.35 · In (I/IB)

Ajustes:

Número de fases 1 o 3

Corriente de base IB 0.04 a 2.5 IN en escalones de 0.01 INCorriente de operación Istart 1 a 4 IB en escalones de 0.01 IBAjuste mínimo de tiempo tmin 0 a 10 s en escalones de 0.1 s

Ajuste de k1 0.01 a 200 s en escalones de 0.01 s

Clases de precisión para el tiempo de operación de acuerdo con British Standard 142característica RXIDG

E 5.0±4% (1 - I/80 IB)



Página 20



Tabla 22: Función de sobrecorriente de tiempo inverso de falla a tierra (51N)Medición de corriente de neutro (derivada en forma externa o interna)Respuesta estable a los transitorios

Característica de tiempo inverso(de acuerdo con B.S. 142 con rango de ajuste extendido)

normal inversamuy inversaextremadamente inversainversa de larga duración

t = k1 / ((I/IB)C - 1)

c = 0.02c = 1c = 2c = 1

o característica RXIDG t = 5.8 - 1.35 · In (I/IB)

Ajustes:


Corriente de base IB 0.04 a 2.5 IN en escalones de 0.01 INCorriente de operación Iarranque 1 a 4 IB en escalones de 0.01 IBAjuste mínimo de tiempo tmin 0 a 10 s en escalones de 0.1 s

Ajuste de k1 0.01 a 200 s en escalones de 0.01 s

Clases de precisión para el tiempo de operación de acuerdo con British Standard 142característica RXIDG

E 5.0±4% (1 - I/80 IB)

Relación de resposición >94%

Tabla 23: Corriente de secuencia de fase negativa (46)Características: Protección contra carga desbalanceada Temporización de tiempo definido Medición trifásica

Ajustes:

Corriente de secuencia de fase negativa (I2) 0.02 a 0.5 IN en escalones de 0.01 INTemporización 0.5 a 60 s en escalones de 0.01 s

Precisión del valor de operación ±2% IN (at fN, I IN (con transform. de medición)

Relación de reposiciónI2 0.2 INI2 <0.2 IN

>94%>90%




Página 21

Tabla 25: Subimpedancia (21)

Tabla 24: Función de protección de sobretensión instantánea (59,27) con evaluación del valor pico

Características: Evaluación de los valores instantáneos, por lo tanto extremadamente rápido e independiente de la fre-

cuencia dentro de un amplio rango Almacenamiento del valor instantáneo más alto, luego del arranque Sin supresión de las componentes de c.c. Sin supresión de las armónicas Mono- o trifásico Detección del valor máximo para funciones multifásicas Frecuencia límite inferior fmin variable

Ajustes:

Tensión 0.01 a 2.0 UN en escalones de 0.01 UN


Fmin límite 25 a 50 Hz en escalones de 1 Hz

Precisión del valor de operación (con 0.08 a 1.1 fN)±3% o ±0.005 UN

Relación de reposición >90% (para función de máx)<110% (para función de mín)

Tiempo de disparo mín. sin temporización (con fN) <30 ms (para función de máx) <50 ms (para función de mín)

Características: Detección de cortocircuitos bifásicos y trifásicos (protección de respaldo) Medición monofásica o trifásica Característica circular centrada al origen del diagrama R-X Evaluación del valor de fase menor para la medición trifásica

Fig. 6 Característica de la función de protec-ción de subimpedancia

Ajustes:

Impedancia 0.025 a 2.5 UN/lN en escalones de 0.001 UN/lNTemporización 0.2 a 60 s en escalones de 0.01 s

Relación de reposición <106%

Tiempo de arranque <50 ms (a fN)

Precisión del valores de operación ±5%

X

Z

Z R

Desenganche

Bloqueo


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Tabla 26: Reactancia mínima (40)Características: Detección de la perdida de excitación en máquinas sincrónicas Medición monofásica o trifásica Detección de fuera de paso con temporización adicional o lógica con contador Característica circular Disparo posible dentro o fuera del círculo

Fig. 7 Característica de la función de protección de reactancia mínima

Ajustes:

Reactancia XA -5 a 0 UN/lN en escalones de 0.01 UN/lNReactancia XB -2.5 a + 2.5 UN/lN en escalones de 0.01 UN/lNTemporización 0.2 a 60 s en escalones de 0.01 s

Ángulo -180° a +180° en escalones de 5°

Precisión de los valores de operación ±5% del valor absoluto mayor de XA, XB (con fN)

Relación de reposición (referido al origen del círculo),105% para función de mín. 95% para función de máx.

Tiempo de arranque <50 ms

Desenganche

Bloqueo

ET9005AD

XB

XA

R

X



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Tabla 27: Sobrecarga estatórica (49S)

Tabla 28: Sobrecarga rotórica (49R)

Características: Medición monofásica o trifásica Característica de operación según ASA-C50.13 Valor de fase mayor para medición trifásica Amplio ajuste del multiplicador de tiempo

Fig. 8 Característica de la función de pro-tección de sobrecarga estatórica

Ajustes:

Corriente de base (IB) 0.5 a 2.5 IN en escalones de 0.01 INMultiplicador de tiempo k1 1 a 50 s en escalones de 0.1 s

Corriente de operación (arranque) 1.0 a 1.6 IB en escalones de 0.01 IBtmín 1 a 120 s en escalones de 0.1 s

tg 10 a 2000 s en escalones de 10 s

tmáx 100 a 2000 s en escalones de 10 s

treposición 10 a 2000 s en escalones de 10 s

Precisión en la medida de la corriente ±5% (a fN), ±2% (a fN) con transformador de medida


Características:Igual a la función de sobrecarga estatórica, pero con medición trifásica

Ajustes:Igual a la función de sobrecarga estatórica


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Tabla 30: Función de frecuencia (81)

Tabla 29: Corriente de secuencia de fase negativa de tiempo inverso (46)Características: Protección contra carga desbalanceada Temporizador de tiempo inverso Medición trifásica

Fig. 9 Característica de la función de protec-ción de corriente de secuencia de fase negativa de tiempo inverso

Ajustes:

Corriente de base (IB) 0.5 a 2.5 IN en escalones de 0.01 INMultiplicador de tiempo k1 5 a 30 s en escalones de 0.1 s

Factor k2 (operación) 0.02 a 0.20 en escalones de 0.01

tmín 1 a 120 s en escalones de 0.1 s

tmáx 500 a 2000 s en escalones de 1 s

treposición 5 a 2000 s en escalones de 1 s

Precisión en la medición de corriente NPS (I2) ±2% (con fN) con transformadores de medición


Características: Función de máxima o mínima (sobre-, subfrecuencia) Bloqueo por tensión mínima

Ajustes:

Frecuencia 40 a 65 Hz en escalones de 0.01 Hz


Tensión mínima 0.2 a 0.8 UN en escalones de 0.1 UN

Precisión del valor de operación ±30 mHz con UN y fNRelación de reposición 100%




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Tabla 32: Función de sobreexcitación (24)

Tabla 31: Velocidad de cambio de frecuencia df/dt (81) Características: Arranque combinado con criterio de frecuencia Bloqueo por baja tensión

Ajustes:

df/dt -10 a +10 Hz/s en pasos de 0.1 Hz/s

Frecuencia 40 a 55 Hz en pasos de 0.01 Hz de fN = 50 Hz50 a 65 Hz en pasos de 0.01 Hz de fN = 60 Hz

Retardo 0.1 a 60 s en pasos de 0.01 s

Tensión mínima 0.2 a 0.8 UN en pasos de 0.1 UN

Exactidud de df/dt (de 0.9 a 1.05 fN) ±0.1 Hz/s

Exactidud de la frecuencia (de 0.9 a 1.05 fN) ±30 mHz

Relación de reposición df/dt 95% para función máxima105% para función mínima

Características: Medición de U/f Bloqueo de tensión mínima

Ajustes:

Valor de operación 0.2 a 2 UN/fN en escalones de 0.01 UN/fNTemporización 0.1 a 60 s en escalones de 0.01 s

Rango de frecuencia 0.5 a 1.2 fNPrecisión (a fN) ±3% o ±0.01 UN/fNRelación de reposición >97% (máx.), <103% (mín.)


Tabla 33: Función de sobreexcitación con temporización de tiempo inverso (24)Características: Medición monofásica Temporización de tiempo inverso según IEEE Guía C37.91-1985 Ajustes realizados con ayuda de la tabla de ajustes

Ajustes:

Tabla de ajustes valores U/f: (1.05; 1.10 a 1.50) UN/fNValor de arranque U/f 1.05 a 1.20 UN/fN en escalones de 0.01 UN/fNtmín 0.01 a 2 min en escalones de 0.01 min

tmáx 5 a 100 min en escalones de 0.1 min

Tiempo de reposición 0.2 a 100 min en escalones de 0.1 min

Tensión de referencia 0.8 a 1.2 UN en escalones de 0.01 UN

Precisión del valor de operación ±3% UN/fN (a fN)

Rango de frecuencia 0.5 a 1.2 fNRelación de reposición 100%



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Tabla 34: Función de comparación de tensión (60)Características: Comparación de las amplitudes de tensión de dos grupos de entradas de tensión (línea 1, línea 2) Medición de tensión monofásica y trifásica Señalización del grupo con tensión más baja Evaluación de las diferencias de tensión por fase, para la función trifásica y conexión lógica OR para la

decisión del disparo Disparo variable y reposición de la temporizador Supresión de las componentes de c.c Supresión de las armónicas

Fig. 10 Característica de disparo de la comparación de tensión (ejemplo para las fases R y el valor de ajuste de la diferencia de tensión = 0.2 . UN)

Ajustes:

Diferencia de tensión 0.1 a 0.5 UN en escalones de 0.05 UN

Temporización del disparo 0.00 a 1.0 s en escalones de 0.01 s

Temporización de la reposición 0.1 a 2.0 s en escalones de 0.01 s


Precisión del valor de operación (a fN) ±2% o ±0.005 UN


Tiempo máximo de disparo sin temporización 50 ms

U1R:U2R:

amplitud de tensión de fase R canal de tensión 1 (línea 1)amplitud de tensión de fase R canal de tensión 2 (línea 2)

Para la función trifásica: la característica es valida respectivamente para las fases S y T

Bloqueo

U2R

0,2

0,8

1 x UN

0,80,20 1 x UNU 1R

DesengancheLínea 1(U2 < U1)

DesengancheLínea 2(U2 < U1)



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Tabla 35: Protección de máquina muerta (51, 27)Características: Rápida separación de la red ante una energización accidental del generador (por ejemplo con la máquina parada o en movimiento) Medición de sobrecorriente instantánea Función de sobrecorriente controlada por la tensión, por ejemplo bloqueada con valores de tensión

>0.85 UN

Esta función no existe en la biblioteca, tiene que combinarse la corriente, la tensión y la función de tiempo

Ajustes:

Tensión 0.01 a 2 UN en escalones de 0.002 UN

Temporización 0 a 60 s en escalones de 0.01 s

Corriente 0.02 a 20 IN en escalones de 0.02 INTemporización 0.02 a 60 s en escalones de 0.01 s

Tabla 36: Protección de falla a tierra estatórica del 100% (64S)Características: Protección completa del arrollamiento del estator, incluyendo el punto estrella, incluso con la máquina

parada. Funciona además para la mayoría de las condiciones de operación También adecuado cuando existen 2 conexiones a tierra, en la zona de protección Supervisión continua del nivel de aislamiento del estator Basado en el principio de desplazamiento de tensión a tierra y el cálc. de la resistencia de falla a tierra Los valores de alarma y disparo son entrados, medidos y visualizados en k

Tipo de puestas a tierra: Puesta a tierra del punto estrella con resistencias (requiere REX 011) Puesta a tierra del punto estrella con transformador de puesta a tierra (requiere REX 011-1) Transformadores de puesta a tierra sobre los terminales del generador (requiere REX 011-2)

Ajustes:

Escalón de alarma 100 a 20 k en escalones de 0.1 k

Temporización 0.2 s a 60 s en escalones de 0.1 s

Escalón de disparo 100 a 20 ken escalones de 0.1 k


RES 400 a 5 ken escalones de 0.01 k

Número de puntos estrella 2

Punto estrella RES-2. 900 a 30 ken escalones de 0.0 1k

Relación de reposición 110% para valores de ajuste de10 k

Precisión 0.1 k a 10 k: <±10%

Tiempo de arranque 1.5 s

Requerimientos funcionales:

- máxima corriente de puesta a tierra I0 <20A (recomendado I0 = 5A)

- capacidad a tierra del estator 0.5 F a 6 F

- resistencia a tierra del estator RPS 130 a 500

- resistencia a tierra del estator RES 700 a 5 k (4.5 x RPS)

(Todos los valores están dados desde el lado del punto estrella)

Las resistencias a puesta a tierra RES + RPS deben calcularse de acuerdo con la Guía del Usuario:La función de protección de falla a tierra estatórica del 100%, siempre requiere una unidad de inyección tipo REX 010, un transformador de inyección tipo REX 011 y una función de protección de falla a tierra estatórica del 95%.


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Tabla 37: Protección de falla a tierra rotórica del 100% (64R)Características: Supervisión continua del nivel de aislamiento y cálculo de la resistencia de puesta a tierra Los valores de alarma y disparo son entrados, medidos y visualizados en k

Ajustes:

Escalón de alarma 100 a 25 ken escalones de 0.1 k


Escalón de disparo 100 a 25 ken escalones de 0.1 k


RER 900 a 5 ken escalones de 0.01 k

Capacidad de acoplamiento 2F a 10 F

Relación de reposición 110%

Precisión 0.1 k a 10 k <10%

Tiempo de arranque 1.5 s

Requerimientos funcionales:

- capacidad a tierra rotórica total 200 nF a 1F

- resistencia a tierra rotórica RPR 100 a 500

- resistencia a tierra rotórica RER 900 a 5 k

- capacidad de acoplamiento 4 F a 10 F

- constante de tiempo T = RER, x C = 3 a 10 ms

La resistencia a tierra RER + RPR debe calcularse de acuerdo a la Guía del Usuario.La función de protección de falla a tierra rotórica del 100%, siempre requiere una unidad de inyección del tipo REX 010 y un bloque de transformador de inyección del tipo REX 011 que se conectan a la planta por medio de condensadores de acoplamiento.

Tabla 38: Protección de deslizamiento de polos (78)Características: Registro de los movimientos de los polos desde 0.2 Hz hasta 8 Hz Diferenciación del centro pendular dentro o fuera de la zona del bloque generador - transformador por

medio de dos escalones de disparo independientes. Ángulo de alerta ajustable para los movimientos de los polos. Número de deslizamientos ajustable antes del disparo

Fig. 11 Característica de la función

Ajustes:

ZA (impedancia del sistema) 0 a 5.0 UN/lN en escalones de 0.001

Angulo dedesenganche

Angulo dealerta Alerta



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Tabla 39: Función de potencia (32)

ZB (impedancia del generador) -5.0 a 0 UN/lN en escalones de 0.001

ZC (escalón 1 de impedancia) 0 a 5.0 UN/lN en escalones de 0.001

Phi 60° a 270° en escalones de 1°

ángulo de alerta 0° a 180° en escalones de 1°

ángulo de disparo 0° a 180° en escalones de 1°

n1 0 a 20 en escalones de 1

n2 0 a 20 en escalones de 1

t-reposición 0.5 s a 25 s en escalones de 0.01 s

Medición de potencia real o aparente. Función de protección basada ya sea en la medición de potencia real o aparente.Protección de potencia inversa.Función de mínima y de máxima.Medición mono o trifásica Supresión de componentes de CC y armónicas en la corriente y la tensión Compensación de los errores de fase en los t.c.’s y t.p.’s principales y de entrada

Ajustes:

Potencia de energización -0.1 a 1.2 SN en escalones de 0.005 SN

Ángulo característico -180° a +180° en escalones de 5°


Compensación del error de fase -5° a +5° en escalones de 0.1°

Potencia nominal SN 0.5 a 2.5 UN IN en escalones de 0.001 UN INRelación de reposición 30 % a 170 % en escalones de 1 %

Precisión del ajuste de operación núcleos del t.i. de protección ±10% del ajuste o como mínimo 2% UN IN núcleos del t.i. toroidal ±3% del ajuste o como mínimo 0.5% UN IN

Tiempo de operación máx. sin temporización intencional 70 ms

Tabla 40: Protección de falla interruptor (50BF)CaracterísticasReconocimiento individual de corrientes de faseOperación mono o trifásicaEntrada externa de bloqueoDos pasos independientes de tiempoDisparo remoto ajustable simultáneamente con el segundo disparo o el disparo de respaldo Posibilidad de activación / desactivación segregada de cada disparo (disparo redundante, segundo dis-

paro, disparo de respaldo y disparo remoto).

Ajustes

Corriente 0.2 a 5 IN en escalones de 0.01 INRetardo t1 (disparo repetido) 0.02 a 60 s en escalones de 0.01 s

Retardo t2 (disparo de respaldo) 0.02 a 60 s en escalones de 0.01 s

Retardo tPZM (protección de zona muerta) 0.02 a 60 s en escalones de 0.01 s

Tiempo de reposición para el segundo disparo 0.02 a 60 s en escalones de 0.01 s

Tiempo de reposición para el disparo de res-paldo

0.02 a 60 s en escalones de 0.01 s


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Tabla 41: Registrador de fallas

Funciones auxiliaresTabla 42: Lógica

Tabla 43: Temporización/Integrador

Pulso de tiempo para el disparo remoto 0.02 a 60 s en escalones de 0.01 s

Cantidad de fases 1 o 3

Precisión de la corriente de activación (a fN)Relación de reposición de la medición de corriente

±15%

>85%

Tiempo de reposición (para constantes de tiempo del sistema de potencia hasta 300 ms y corrientes de corto circuito de 40 · IN)

28 ms (con CTs principales TPX)28 ms (con CTs principales TPY y

ajuste de corriente 1,2 IN38 ms (con CTs principales TPY y

ajuste de corriente 0,4 IN

Máx. 9 canales de transformador CT/VTMáx. 16 canales binariosMáx. 12 canales de función analógica con valores medidos internos

12 muestras por período (frecuencia de muestreo 600 o 700 Hz con una frecuencia nominal de 50/60 Hz).

Tiempo de registro disponible para 9 señales CT/VT y 8 señales binarias aproxim. 5 s. Registro iniciado por cualquier señal binaria, p.e. la señal de disparo general.

Formato EVE

Rango dinámico 70 x IN, 2.2 x UN

Resolución 12 bit

Ajustes:

Periodos de registro Pre-falla FallaPost-falla

40 a 400 ms en escalones de 20 ms100 a 3000 ms en escalones de 50 ms40 a 400 ms en escalones de 20 ms

Lógica para 4 entradas binarias con las 3 configuraciones siguientes:1. puerta OR2. puerta AND3. Flip-flop bi-estable con 2 entradas de ajuste y dos entradas de reposición (ambas puertas OR), con

prioridad para la reposición.

Todas las configuraciones tienen una entrada de bloqueo adicional.Se pueden invertir todas las entradas.

Para temporización, reposición o para integrar 1 señal binaria.Se puede invertir la entrada.

Ajustes:

Tiempo de operación o reposición 0 a 300 s en escalones de 0.01 s

Integración si/no



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Tabla 44: Control de plausibilidadSe provee la función de control de plausibilidad para cada entrada de corriente trifásica y tensión trifásica que realiza lo siguiente: Determinación de la suma y secuencia de fases de las 3 corrientes y tensiones de fase Posibilidad de comparación de la suma de los valores de fase con la suma de las corrientes o la suma

de las tensiones aplicadas a una entrada Bloqueos de función para corrientes que exceden 2 x IN, o para tensiones que exceden 1.2 x UN

Precisión de los ajustes de operación con frecuencia nominal

±2% IN en el rango 0.2 a 1.2 IN±2% UN en el rango 0.2 a 1.2 UN

Relación de reposición >90% en el rango completo>95% (con U >0.1 UN o I >0.1 IN)

Ajuste de la plausibilidad de la corriente:Valor de operación diferencial para la suma de las corrien-tes internas o entre la sumatoria de las corrientes inter-nas-externas 0.05 a 1.00 IN en escalones de 0.05 INCompensación de la amplitud para la sumatoria del t.c. -2.00 a +2.00 en escalones de 0.01


Ajuste de la plausibilidad de la tensión:Valor de operación diferencial para la suma de las tensio-nes internas o entre la sumatoria de las tensiones inter-nas-externas 0.05 a 1.2 UN en escalones de 0.05 UN

Compensación de la amplitud para la sumatoria del t.p. -2.00 a +2.00 en escalones de 0.01


Tabla 45: Supervisión de tiempo de carreraLa característica de supervisión de tiempo de carrera permite la comprobación de la apertura y cierre de toda clase de elementos de maniobra (interruptores, seccionadores, cuchillas de puesta a tierra…). La falla de un interruptor para abrir o cerrar dentro de un tiempo ajustable resulta en la creación de la señal correspondiente para su posterior procesamiento.

Ajustes

Ajuste de tiempo 0 a 60 s en escalones de 0.01 s

Precisión de la supervisión del tiempo de carrera ±2 ms


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SN = 3 UN IN (trifásico)SN = 1/3 3 UN IN (monofásico)

Tabla 46: Precisión de la función de medición UIfPQ y el módulo de medición trifásica (incluyendo los t.i.’s y t.t.’s de entrada)

Variables de entrada

Precisión Condicionest.i.'s de medicióncon compensaciónde error

t.i.'s de protecciónsin compensaciónde error

Tensión ±0,5% UN ±1% UN 0,2 a 1,2 UNf = fN

Corriente ±0,5% IN ±2% IN 0,2 a 1,2INf = fN

Potencia activa ±0,5% SN ±3% SN 0,2 a 1,2 SN0,2 a 1,2 UN0,2 a 1,2 INf = fN

Potencia reactiva ± 0,5% SN ± 3% SN

Factor de potencia ±0.01 ±0.03 S = SN, f = fNFrecuencia ±0,1% fN ±0,1% fN 0,9 a 1,1 fN

0,8 a 1,2 UN



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Diagrama de cab-leado

Fig. 12 Diagrama de cableado típico del REG316*4 en caja tamaño N1 con dos tarjetas de entrada/salida 316DB62

ENTRADAS DECORRIENTE Y TENSIONSEGÚN EL CÓDIGO K

PUERTA DE COMUNI-CACIÓN (PC IHM LO-CAL)

COMUNICACIÓN SERIALCON EL CONTROL DELA ESTACIÓN

TERMINAL A TIERRASOBRE LA CAJA

ENTRADAS DEOPTOACOPLADOR

ALIMENTACIÓN DE CC

SEÑALIZACION

DISPARO



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Pedido del relé Especificar:- Cantidad- Número del pedido- Código ADE + llavePueden ordenarse las siguientes versiones básicas:

Unidades autónomas REG316*4 con IHM incorporado HESG448750M0003(ver tabla abajo)

Leyenda

* sub-códigos requeridos en la Tabla 48OCDT(REF) función de sobrecorriente de tiempo definido para la protección diferencial de alta

impedanciaOCDT Dir Protección direccional de sobrecorriente de tiempo definidoOCInv Dir Protección direccional de sobrecorriente de tiempo inversoVTDT función de tensión de tiempo definidoVTDT(EFStat) función de tensión de tiempo definido para la protección de falla a tierra estatóricaVTDT(EFRot) función de tensión de tiempo definido para la protección de falla a tierra rotóricaVTInst función de sobretensión instantánea con evaluación del valor pico>I<U sobrecorriente y subtensión combinadasFreq protección de frecuencia (mínima, máxima)df/dt Tasa de variación de frecuenciaU/f(inv) protección de sobreexcitación con temporización de tiempo inversoVbal protección de balance de tensiónPower función de potenciaLossEx protección de reactancia mínimaUZ protección de impedancia mínimaPolsl protección de deslizamiento de polosDiffT protección diferencial de transformadorDiffG protección diferencial de generadorEFStat100EFRot100 protección de falla a tierra estatórica / rotórica del 100%

Tabla 47: Versiones básicas del REG316*4

Pedi

do N

o.H

ESG

4487

50M

0003

Código ID del reléO

CD

T (R

EF)

OC

DT

Dir

OC

Inv

Dir

VTD

TVT

DT(

EFSt

at)

VTD

T(EF

rot)

VTIn

st >

I<U

Freq

df/d

tU

/f(in

v)

Vbal

Pow

er

Loss

ExU

ZPo

lsl

Diff

TD

iffG

EFSt

at10

0

EFR

ot10

0Ba

sic-

SW

A*B0C*D*U0K65E*I*F*J*Q*V*R*W*Y* N*M*SR100 T*** X X X

A*B0C*D0U*K63E*I*F*J*Q*V*R*W*Y* N*M*SR200 T*** X X X X X X X X X X X X X X X X X

A*B*C0D0U*K66E*I*F*J*Q*V*R*W*Y* N*M*SR300 T*** X X X X X X X X X X X X X X X X

A*B0C0D0U*K64E*I*F*J*Q*V*R*W*Y* N*M*SR400 T*** X X X X X X X X X X X X X X X X X

A*B*C*D0U*K61E*I*F*J*Q*V*R*W*Y* N*M*SR500 T*** X X X X X X X X X X X X X X X X X

A*B*C0D0U*K62E*I*F*J*Q*V*R*W*Y* N*M*SR600 T*** X X X X X X X X X X X X X X X X X

A*B0C0D0U*K67E*I*F*J*Q*V*R*W*Y* N*M*SR700 T*** X X X X X X X X X X X X X X X X X X



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Basic-SW Software básico que incluye las siguientes funciones:OCDT sobrecorriente de tiempo definidoOCInst protección de sobrecorriente con evaluación del valor picoIoInv función de sobrecorriente de tiempo inverso de falla a tierraTH sobrecarga térmicaOCInv protección de sobrecorriente de tiempo inversoUcheck plausibilidad de la tensiónIcheck plausibilidad de la corrienteUIfPQ mediciónMeasMod módulo de medición trifásicaDelay temporizador / IntegradorCount contadorLogic puerta AND, puerta OR o flip-flop bi-estableNPSDT protección de corriente de secuencia de fase negativaNPSInv protección de corriente de secuencia de fase negativa de tiempo inversoOLStat sobrecarga estatóricaOLRot sobrecarga rotóricaCAP316 lógica de control específica del proyectoDRec registrador de fallasBFP Protección de falla interruptorRTS Supervisión de tiempo de carrera

Todas las funciones de las versiones básicas pueden aplicarse en cualquier combinación, siempre que no se exceda la capacidad máxima del procesador, ni la cantidad de canales analógicos.


Página 36

Pedido del relé (conti-nuación)Pedido del relé (conti-nuación)


Tabla 48: Definiciones de los códigos ID del relé en la Tabla 47Sub-código Significado Descripción ObservacionesA- A0

A1A2A5

ninguno1A2A5A

Corriente nominal definir

B- B0B1B2B5

ninguno1A2A5A


C- C0C1C2C5

ninguno1A2A5A


D- D0D1D2D5

ninguno1A2A5A


U- U0U1U2

ninguno100 V CA200 V CA

Tensión nominal definir

K- K61 3 t.i.’s (3f, Código A-)3 t.i.’s (3f, Código C-)1 t.m. (1f, Código B-)1 t.t. (1f, Código U-)1 t.t. (1f, Código U-)

t.i. = transformador de corrientet.t. = transformador de ten-siónt.m. = transformador de medida

K62 3 t.i.’s (3f, Código A-)1 t.m. (1f, Código B-)1 t.t. (1f, Código U-)1 t.t. (1f, Código U-)3 t.t.’s (delta 3f, Código U-)

K63 3 t.i.’s (3f, Código A-)3 t.i.’s (3f, Código C-)3 t.t.’s (delta 3f, Código U-)

K64 3 t.i.’s (3f, Código A-)3 t.t.’s (delta 3f, Código U-)3 t.t.’s (delta 3f, Código U-)

K65 3 t.i.’s (3f, Código A-)3 t.i.’s (3f, Código C-)3 t.i.’s (3f, Código D-)

K66 3 t.i.’s (3f, Código A-)3 t.m.’s (3f, Código B-)3 t.t.’s (delta 3f, Código U-)

K67 3 t.i.’s (3f, Código A-)1 t.t. (1f, Código U-)1 t.t. (1f, Código U-)1 t.t. (1f, Código U-)3 t.t.’s (especial para 100% EFP)

E- E1 8 optoacopladores6 relés de señalización2 relés de disparo8 LED's

1ra. unidad de entrada/salidatipo 316DB61

Ver tabla previa

E2 4 optoacopladores10 relés de señalización2 relés de disparo8 LED's


E3 14 optoacopladores8 relés de señalización8 LED's




Página 37

I- I3I4I5I9

82 a 312 V CC36 a 75 V CC18 a 36 V CC175 a 312 V CC

1ra. unidad de entrada/salidatensión de entrada deloptoacoplador

definir

F- F0 ninguna

F1 8 optoacopladores6 relés de señalización2 relés de disparo8 LED's

2da. unidad de entrada/salida tipo 316DB61

Ver tabla previa

F2 4 optoacopladores10 relés de señalización2 relés de disparo8 LED's


F3 14 optoacopladores8 relés de señalización8 LED's


J- J0 ninguna

J3J4J5J9


2da. unidad de entrada/salidatensión de entrada deloptoacoplador

definir

Q- Q0 ninguna

Q1 8 optoacopladores6 relés de señalización2 relés de disparo

3ra. unidad de entrada/salida tipo 316DB61

Ver tabla previa

Q2 4 optoacopladores10 relés de señalización2 relés de disparo


Q3 14 optoacopladores8 relés de señalización


V- V0 ninguna

V3V4V5V9


3ra. unidad de entrada/salidatensión de entrada deloptoacoplador

definir

R- R0 ninguna

R1 8 optoacopladores6 relés de señalización2 relés de disparo

4ta. unidad de entrada / salida tipo 316DB61

Ver tabla previa

R2 4 optoacopladores10 relés de señalización2 relés de disparo


R3 14 optoacopladores8 relés de señalización


W- W0W3W4W5W9

ninguna82 a 312 V CC36 a 75 V CC18 a 36 V CC175 a 312 V CC

4ta. unidad de entrada/salidatensión de entrada deloptoacoplador

definir

Y- Y0Y1Y2Y3Y41)

sin protocolo de com.SPA IEC 60870-5-103LONMVB (parcialmente IEC 61375)

N- N1N2

caja de ancho 225.2 mmcaja de ancho 271 mm

Ver tabla previa


Página 38

Pedido del relé (conti-nuación)Pedido del relé (conti-nuación)


1) La interfaz versión MVB (para bus del proceso o entre bahías) no es aplicable para la versión de montaje saliente.

El número de pedido ha sido definido para la versión básica como se indico arriba y los acceso-rios requeridos pueden ser ordenados de acuerdo con la siguiente Tabla.

M- M1M51)

Montaje semi-empotradoMontaje saliente, terminales standard

Ordenar M1 y sepa-radamente el juego para montaje en rack de 19"

S- SX000aSY990

Versiones básicas REG316*4 Ver tabla previa

SZ990 pedido fuera de hoja de datos técnicos

T- T0000T0001xaT9999x

ningunalógica FUPLA

Lógica específica del cliente x = Versión de la lógicaFUPLA

Definido por ABB Suiza SA

T0990x Lógica FUPLA escrita por otros


Página 39


Tabla 49: AccesoriosJuego de montajeÍtem Descripción Pedido No.

Placa de montaje de 19" para marcospivotantes, color beige claro para usarcon:

1 REG316*4 (caja tamaño 1) 2 REG316*4 (caja tamaño 1) 1 REG316*4 (caja tamaño 2)

1 REG316*4 (caja tamaño 1, accesorios para montaje sobre puesto)1 REG316*4 (caja tamaño 2, accesorios para montaje sobre puesto)

HESG324310P1HESG324310P2HESG324351P1

HESG448532R0001HESG448532R0002

Interface tarjeta PCCTipo Protocolo Conector Fibra óptica* Calibre ** Pedido No.

Para el bus entre campos:PCCLON1 SET

LON ST (bayoneta) G/G 62.5/125 HESG 448614R0001

500PCC02 MVB ST (bayoneta) G/G 62.5/125 HESG 448735R0231

Para el bus del proceso:500PCC02

MVB ST (bayoneta) G/G 62.5/125 HESG 448735R0232

Interface del bus de entre campos RS232CTipo Protocolo Conector Fibra óptica* Calibre ** Pedido No.

316BM61b SPA ST (bayoneta) G/G 62.5/125 HESG448267R401

316BM61b IEC 60870-5-103 SMA (tornillo) G/G 62.5/125 HESG448267R402

316BM61b SPA Enchufe/enchufe

P/P HESG448267R431

* Rx receptor / Tx transmisor, G = vidrio, P = plástico ** calibre del conductor de fibra óptica en mm

Interfaz hombre máquina Tipo Descripción Pedido No.

CAP2/316 CD instalación alemán / inglés 1MRB260030M0001

** A menos que se especifique expresamente se suministra la última versión

Cable de fibra óptica para conexión de PCTipo Pedido No.

Cable de comunicación para equipo con LDU 500CC02 1MRB380084-R1

Programa de evaluación del registrador de fallasTipo, descripción Pedido No.

REVAL Inglés disco 3½“ 1MRK000078-A

REVAL Alemán disco 3½ 1MRK000078-D

WINEVE Inglés/ Alemán Versión básica

WINEVE Inglés/ Alemán Versión completa

Módulo SMS-BASE para el RE.316*4Pedido No.

SM/RE.316*4 HESG448645R1



Página 40

Planos de dimen-siones

Fig. 13 Montaje semi-empotrado con conexiones posteriores, caja tamaño N1


Página 41


Fig. 14 Montaje semi-empotrado con conexiones posteriores, caja tamaño N2


Página 42

Planos de dimensio-nes (continuación)Planos de dimensio-nes (continuación)


Fig. 15 Montaje saliente, la caja puede pivotar hacia la izquierda, conexiones posteriores, caja tamaño N1


Página 43


Fig. 16 Montaje saliente, la caja puede pivotar hacia la izquierda, conexiones posteriores, caja tamaño N2



Página 44

Ejemplo de un pedido

• Corriente nominal 1 A, tensión nominal 100 VCA

• 3 tensiones de fase, 6 corrientes de fase• Tensión auxiliar 110 VCC• 4 relés de servicio pesado (3 disparo, 1 cie-

rre del interruptor), 20 relés de señaliza-ción

• 8 entradas de optoacoplador (110 VCC)• 1 relé para montaje en rack de 19"• Comunicación con el sistema de control de

la estación (por ejemplo LON)• Programa de operación sobre un CD

El pedido correspondiente es como sigue:

• 1 REG316*4, 1MRK000809-BA• Tensión auxiliar 110 VCC• Tensión de entrada del optoacoplador 110

VCC• Corriente nominal 1 A• Tensión nominal 100 VCA

• 1 juego de montaje HESG324310P1• 1 tarjeta PC LON • 1 CD RE.216 / RE.316*4

1MRB260030M0001• 1 cable de conexión de la PC (si no estu-

viera disponible) 1MRB380084-R1

Alternativamente, pueden indicarse en su lugar los códigos ID del relé. En éste caso el pedido será:

• 1 REG316*4, A1B0C1D0U1K63E2I3F2J3Q0V0R0W0Y1N1M1SR200T0

• 1 juego de montaje HESG324310P1• 1 CD RE.216 / RE.316*4

1MRB260030M0001• 1 tarjeta PC HESG448614R1• 1 cable de conexión de la PC (si no estu-

viera disponible) 1MRB380084-R1

Los códigos ID del relé están marcados en todos los relés. El significado de los sub-códi-gos pueden verse en la Tabla 48.

Otros docu-mentos rele-vantes

Instrucciones de operación (impresas) 1MRB520049-UenInstrucciones de operación (CD) 1MRB260030M0001Lista de referencias REG316/REG316*4 1MRB520210-RenDescripción técnica CAP316 1MRB520167-BenDescripción técnica REX 010/011 1MRB520123-BesDescripción técnica Dispositivo de ensayo XS92b 1MRB520006-BesDescripción técnica SIGTOOL 1MRB520158-BenDescripción técnica RIO580 1MRB520176-Bes

ABB Suiza SAUtility AutomationBrown-Boveri-Strasse 6CH-5400 Baden/SuizaTeléfono +41 58 585 77 44Telefax +41 58 585 55 77E-mail: [email protected]

www.abb.com/substationautomation

Impreso en Suiza (0205-0500-0)

SGR

SGB

SGF

SPCD 3D53

TRIP

RESETSTEP

0021

A

PROGRAM

IRFL3L2L1

3 >I∆

n1 II /

n2 II /

nd II /

d1fd5f II / %> [ ]

d1fd2f II / %> [ ]

S %[ ]

nI/P %[ ]

n2tp II /

2IdI1I

>>

d1fd5f II / %[ ]>>

SGR

SGB

SGF

SPCD 2D55

TRIP

PROGRAM

RESETSTEP

0029

A

>I∆ 01>I∆ 02

1 n/

2 n/

>2f 1f/ %[ ]( )01

>2f 1f/ %[ ]( )02

IRFd1I01I d2I 02IΣ 1I Σ 2I

n/ %[ ]2 IP

n/ %[ ]1 IP

I I

I I

01 n/I I

02 n/I I

I I I

I I I

01 s[ ]>t

02 s[ ]>t

01 / Σ 1 %[ ]I I

02 / Σ 2I I %[ ]

SGR

SGB

SGF

SPCJ 4D28

TRIP

PROGRAM

RESETSTEP

L1 L2 L3 o IRF

3 >II

IIII

> nI I/

k

n>>I I/

k 0

n0 >I I/

0023

A

nI/I >>>

>>t [ ]s

st >>> [ ]

s0 >t [ ]

0t s[ ]n0I I/>>

>t [ ]s

>t [ ]s∆>I∆

>>

%[ ]

RS 621 Ser.No.

SPAD 346 C

2

5

0199

A

18...80 V –

80...265 V ~–

fn = 50Hz

60Hz

U1

0

SPCD 3D53

123

45678A

/

BS1

BS2

BS3

BS4

BS5

0 00

nI = 1A 5A

nI = 1A 5A ( )02I

nI = 1A 5A

nI = 1A 5A ( )2I( )1I

( )01I

0

SPCD 2D55

000

1234567890IIA

BS1

BS2

U3

SPCJ 4D28

CBFP Trip

I > Start

I 0 > Start

I > Trip∆

1234567890IIA

I 0 > Trip

I > Trip

>>I Start

>>I Trip

>>>I Start

>>>I Trip

>>I 0 Start

>>I 0 Trip

OPERATION INDICATORS

U2

0 000

BS4CBFP Trip

BS5

CBFP Trip

I 01 > Start∆I 01 > Trip∆


BS3

I 2f ( )I 02 >Block

I 2f ( )I 01 >Block

3 I > Trip∆>>

I d2f > Block

3 I Trip∆

I d5f > Block

auxU

SPAD 346 CRelé Diferencial Estabilizado

Manual del usuario y descripción técnica

2

SPAD 346 CRelé Diferencial

Estabilizado

Índice Características ................................................................................................................. 3Aplicación ....................................................................................................................... 4Descripción de función ................................................................................................... 4

Módulo relé diferencial estabilizado trifásico SPCD 3D53 ........................................ 4Módulo relé de fallo de tierra SPCD 2D55 ............................................................... 6Módulo relé combinado de fallo de tierra y sobrecorriente SPCJ 4D28..................... 8

Esquemas de conexiones ................................................................................................. 9Conexiones ................................................................................................................... 10Módulo de relé de entrada y salida de control ............................................................... 11Señales intermodulares .................................................................................................. 12Módulo de alimentación de corriente ........................................................................... 13Indicadores de operación .............................................................................................. 14Datos técnicos .............................................................................................................. 15Recomendaciones para transformadores de corriente .................................................... 18Control del interruptor de circuito ............................................................................... 20Ejemplos de aplicación ................................................................................................. 21Instrucciones de ajuste .................................................................................................. 25Puesta a punto .............................................................................................................. 28Prueba .......................................................................................................................... 29Mantenimiento y servicio ............................................................................................. 34Piezas de recambio ........................................................................................................ 34Alternativas de entrega .................................................................................................. 34Números de pedido ...................................................................................................... 35Información requerida con el pedido ............................................................................ 35Planos de dimensiones y montaje.................................................................................. 36

Además de esta parte general, el manual completo del relé diferencial estabilizado incluyelos documentos individuales siguientes:

Módulo relé diferencial estabilizado SPCD 3D53 1MRS 752189-MUM ESMódulo relé fallo de tierra SPCD 2D55 1MRS 752190-MUM ESMódulo relé combinado de fallo de tierra ysobrecorriente SPCJ 4D28 1MRS 752191-MUM ESCaracterísticas generales de los módulos de relé tipo D 1MRS 750205-MUM ES

1MRS 752188-MUM ES

Publicado 2001-09-10Versión AComprobado EPAprobado RH

Datos sujetos a modificaciones sin previo aviso

3

Características Relé diferencial trifásico integrado, relé de fallode tierra y relé de sobrecorriente

El relé diferencial trifásico estabilizado propor-ciona protección contra cortocircuito de fallointerespiral del devanado a los transformadoresde doble devanado y a las unidades generador-transformador y protección contra cortocircuitosdel devanado a los generadores.

Protección de fallo de tierra para los devanadosdel lado de AT (alta tensión) y BT (baja tensión)del transformador de acuerdo con el principiodeseado: principio de corriente diferencialestabilizada, principio de alta impedancia, prin-cipio de corriente residual calculada o medida oprincipio de corriente de neutro.

Protección contra sobrecorriente trifásica paratransformadores y generadores y protección desoporte de doble fase para protección contrafallo de tierra.

Las características de operación del relé diferen-cial se adaptan fácilmente a distintas aplicacio-nes.

Tiempos cortos de maniobra, incluso con trans-formadores de corriente parcialmente satura-dos.

La estabilización impide operaciones no desea-das en fallos fuera del área protegida y en co-rrientes de avalancha en el transformador.

Bloqueo basado en la relación del segundo ar-mónico y el componente fundamental de lacorriente diferencial que impide operaciones nodeseadas en corrientes de avalancha del transfor-mador.

Bloqueo basado en la relación del quinto armó-nico y el componente de frecuencia básico de lacorriente diferencial que previene el funciona-miento en situaciones no dañinas de sobre-

excitación del transformador - que se podráneliminar cuando la relación del quinto armónicoy el componente de frecuencia básico aumente asobretensiones elevadas.

No se necesitan transformadores de interposi-ción para la protección de los transformadoresde dos devanados - de adaptación del grupo devector numérico en el lado AT y BT.

Amplia gana de corrección de relación del TC(transformador de corriente) - conexión precisafacilitada por el ajuste digital.

Visualización de la corriente de fase sensible ydel ángulo de fase que facilita la comprobaciónde la conexión del circuito de medición y de laadaptación del grupo vector.

Salidas de relé para cuatro desconexiones y cua-tro señales a disposición del ingeniero de diseñode protección.

Cinco entradas de control externo programablesprevistas para la indicación y retransmisión delas señales de alarma y desconexión de los relésde gas, sensores de temperatura del aceite y otrossensores de los dispositivos auxiliares del trans-formador.

Tiempo ajustable de maniobra CBFP para me-jorar la fiabilidad de funcionamiento.

Registrador de perturbaciones integrado capazde registrar señales de corriente y digitales -señales que se utilizarán para disparo seleccion-able.

Alta inmunidad a la interferencia eléctrica yelectromagnética que permite usar el relé enentornos severos.

Alta disponibilidad y fiabilidad del sistema debi-das a la supervisión continua del hardware y delsoftware.

4

Aplicación El relé diferencial estabilizado SPAD 346 C estádiseñado para utilizarse en la protección detransformadores de dos devanados y en las uni-dades generador-transformador contra loscortocircuitos del devanado, fallos interespirales,fallos de tierra y cortocircuitos y para proteger a

los generadores contra los cortocircuitos de de-vanado y cortocircuitos. El relé se puede utilizartambién para proteger transformadores de tresdevanados siempre que el 75% de la potencia decortocircuito se alimente en la misma dirección.

Descripción deoperación

El relé diferencial integrado SPAD 346 C inclu-ye tres módulos de relé independientes: unmódulo relé diferencial estabilizado trifásicoSPCD 3D53, un módulo relé de fallo de tierraSPCD 2D55 y un módulo relé combinado defallo de tierra y sobrecorriente SPCJ 4D28. Lascorrientes nominales del relé son 1 A y 5 A. El

lado AT y BT puede utilizar las mismas odistintas corrientes nominales.

A continuación se proporciona una breve des-cripción de las características de los módulos derelé de protección. Los manuales de cada módu-lo de relé los describen con más detalle.

En la protección del transformador de potencia,la corriente diferencial está causada por erroresen el TC, fluctuación de las posiciones delvariador de transformación, corriente sin cargadel transformador, corrientes de avalancha en eltransformador, sobreexcitación por sobretensióny situaciones de baja frecuencia en el transfor-mador y saturación del TC por las altas corrien-tes que pasan por el transformador. La corrientediferencial causada por los errores en el TC y porla posición del variador de transformación creceal mismo porcentaje de relación que seincrementa la corriente de carga. En la protec-ción de generadores, la corriente diferencial estácausada por los errores en el TC y la saturaciónde los TCs en situaciones en las que corrienteselevadas pasan a través del transformador.

Las corrientes elevadas que pasan por el elemen-to que se va a proteger pueden ser producidaspor cortocircuitos que están fuera de la zonaprotegida, por corrientes importantes alimenta-

El módulo de relé diferencial SPCD 3D53proporciona protección contra cortocircuitosdel devanado y fallos interespirales. El relé dife-rencial compara las corrientes de fase de amboslados del elemento que se va a proteger. Si lacorriente diferencial de las corrientes de fase deuna de las fases supera el valor de ajuste de lacaracterística de funcionamiento estabilizado ola fase de protección instantánea del módulo, elmódulo proporciona una señal de maniobra.Las distintas amplitudes o diferencias de fase delas corrientes pueden ser la causa de la corrientediferencial.

Normalmente se han venido utilizando trans-formadores de corriente de interposición en laprotección diferencial de transformadores para

obtener la adaptación del grupo vector y paraigualar las corrientes del secundario de los trans-formadores principales. Los transformadores decorriente de interposición se han empleado tam-bién para eliminar los componentes de secuen-cia cero de las corrientes de fase en fallos de tierraque se producen fuera de la zona protegida. Elrelé de corriente diferencial SPAD 346 C elimi-na el uso de transformadores de interposiciónpara proteger transformadores de dos devana-dos puesto que el módulo de relé diferencialpermite la adaptación del grupo vector, la co-rrección de relación del TC y la eliminación delcomponente de secuencia cero de las corrientesde fase que se implementan digitalmente en ellado de AT y/o BT.

Módulo de relédiferencialestabilizadoSPCD 3D53

Fase de corrientediferencialestabilizada

das por el transformador o por el generador enel arranque del motor o por situaciones decorriente de avalancha en el transformador.Debido a estas circunstancias, la operación delrelé diferencial se ha estabilizado con relación ala corriente de carga. Con un relé diferencialestabilizado, la corriente diferencial que se re-quiere para la operación del relé es tal alta comoalta sea la corriente de carga. La característica deoperación estabilizada del módulo de relé dife-rencial y la gama de ajuste de característicasestán presentes en la descripción del módulo derelé diferencial SPCD 3D53.

La operación del módulo de relé diferencialSPCD 3D53 se basa en los componentes defrecuencia fundamentales. La operación basadaen componentes de frecuencia fundamentales esprecisa y estable: el componente de CC y losarmónicos de la corriente no causan operacionesno deseadas en la fase de protección.

5

Bloqueo basado enel segundo armónicode la corrientediferencial

El bloqueo previene también un funcionamien-to no deseado con corrientes de avalancha demagnetización de recuperación y por simpatía.En avalancha de recuperación, la corriente demagnetización del transformador que se va aproteger aumenta momentáneamente cuandola tensión vuelve a normal después de la elimina-ción de un fallo en el exterior de la zona prote-gida. La avalancha por simpatía está producidapor un transformador que, trabajando en para-lelo con el transformador protegido ya conecta-do a la red, está siendo activado de corriente.

La conexión del transformador de potencia a unfallo dentro de la zona protegida no retarda elfuncionamiento del módulo de relé, puesto queen esta situación, el bloqueo basado en el segun-do armónico de la corriente diferencial se inhibepor medio de un algoritmo independiente quese basa en la forma de la onda y en la tasa decambio de la corriente diferencial.

Las corrientes de avalancha de magnetizacióndel transformador ocurren cuando se activa decorriente el transformador tras un periodo deinactividad de corriente. La corriente de avalan-cha puede ser muchas veces la corriente nominaly el tiempo de partición puede llegar a ser devarios segundos. Para el relé diferencial, la co-rriente de avalancha representa la corriente dife-rencial, que haría que el relé funcionara casisiempre cuando el transformador estuviera co-nectado a la red eléctrica. Normalmente, lacorriente de avalancha contiene una gran canti-dad de segundos armónicos. El bloqueo delfuncionamiento de la fase estabilizada del relécon corriente de avalancha de magnetización sebasa en la relación de las amplitudes del segundoarmónico filtrado digitalmente de la corrientediferencial y la frecuencia fundamental Id2f/Id1f.

La inhibición del funcionamiento del relé ensituaciones de sobreexcitación está basada en larelación del quinto armónico y el componentefundamental de la corriente diferencial Id5f/Id1f. En niveles peligrosos de sobretensión, quepuedan causar daño al transformador, se podrá

eliminar automáticamente el bloqueo por me-dio de un bloqueo independiente que inhibe elajuste Id5f/Id1f>>. Siempre que se requiera, sepodrá desactivar el bloqueo basado en el segun-do y quinto armónico de la corriente diferencia.

Además de la fase estabilizada, el módulo de relédiferencial SPCD 3D53 tiene una fase instantá-nea ajustable independiente cuya operación noestá estabilizada. La fase de corriente diferencialinstantánea opera cuando el componente fun-damental, calculado cuando la corriente dife-rencial supera el límite de maniobra establecidoId/In>> o cuando el valor instantáneo de lacorriente diferencial supera el nivel 2,5 x Id/

In>>. La gama de ajuste de la fase instantánea Id/In>> es 5...30.

Si la corriente de estabilización es inferior al30% de la corriente diferencial, hay casi conseguridad un fallo en la zona protegida. En estecaso, el valor de maniobra establecido Id/In>>será dividido en dos y los bloqueos de la faseestabilizado serán inhibidos automáticamente.

El módulo de relé diferencial SPCD 3D53 estáprovisto de un registrador de perturbacionesintegrado que es capaz de registrar seis corrientesde fase, las señales de desconexión interna y debloqueo del módulo y las señales de entrada decontrol. El registro se puede disparar por laelevación o caída del límite de estas señales. La

longitud de registro es de 38 ciclos. La memoriade registro tiene la capacidad de almacenar unregistro cada vez. La frecuencia de muestreo esde 40 muestras/ciclo. El registro se puede des-cargar utilizando un programa de PC. La me-moria de registro debe ser restablecida antes deque sea posible un nuevo registro

Bloqueo basado en elquinto armónico de lacorriente diferencial

IFase de corrientediferencialinstantánea

Registrador deperturbaciones

6

Módulo de reléde fallo de tierraSPCD 2D55

Cuando se producen fallos de tierra de una o dedos fases en la zona a proteger, puede no sersuficiente la sensibilidad de la protección dife-rencial que mide las corrientes de fase, en espe-cial, cuando el punto neutro del transformadorestá puesto a tierra con una resistencia.

El módulo de relé de fallo de tierra SPCD 2D55protege los devanados del lado de AT y BT de untransformador de dos devanados. La protección

de fallo de tierra se puede implementar pormedio de cuatro principios: el principio de altaimpedancia, el principio de corriente diferencialestabilizada numérica, el principio de sobre-corriente residual o el principio de sobrecorrientedel neutro. La protección de fallo de tierra dellado AT y BT es totalmente independiente entresi, por lo que el principio de protección para ellado de AT no tiene por que ser el mismo que eldel lado de BT.

La fase de corriente diferencial numérica funcio-na exclusivamente en los fallos de tierra que seproducen en la zona protegida, es decir, entre losTCs de fase y el TC de conexión al neutro. Unfallo de tierra en esta zona aparece como unacorriente diferencial entre la corriente residualde las corrientes de fase y la corriente de neutrodel conductor entre el punto del neutro deltransformador y tierra. El relé mide una corrien-te diferencial como la diferencia entre la corrien-te residual de las corrientes de fase y la corrientede neutro. No es necesario un resistor de estabi-lización externo. (Consulte el ejemplo de aplica-ción I)

Cuando hay un fallo de tierra en la zona prote-gida, la diferencia de fase entre la corrienteresidual de las corrientes de fase y la corriente deneutro es superior a 90°, es decir, las direccionesde la corriente residual y la corriente de neutroson hacia la zona protegida. En el cálculo de lacorriente diferencial, las direcciones de la co-rriente residual y de la corriente de neutro estánsopesadas de forma tal que la operación solo esposible cuando la diferencia de fase entre lacorriente residual de la corriente de fase y lacorriente de neutro supera los 90°. Cuantomenor sea la diferencia de fase, es decir, cuandoesté lo más cerca posible de 90°, mayor corrientediferencial se requerirá para operación.

Las características de operación del principiodiferencial están presentes en el documento quedescribe el módulo de relé de fallo de tierraSPCD 2D55. La gama de ajuste de los ajustebásicos P1/In y P2/In es 5...50%. El funciona-miento del principio de corriente diferencialnumérica está estabilizado con respecto a lascorrientes de fase (corriente de carga) en el ladodel devanado que debe protegerse, de forma talque cuanto más alto sea el promedio de lascorrientes de fase del lado correspondiente, mayorserá la corriente diferencial requerida para arran-car.

Cuando la corriente residual de las corrientes defase es cero, la corriente del neutro excede el

límite de maniobra y se ha producido un fallo detierra en la zona protegida, el relé operará cuan-do el tiempo de maniobra preseleccionado hayatranscurrido. Una situación así puede producir-se cuando el transformador esté conectado a lared en el lado de AT con un fallo de tierra internoen el lado de BT. En consecuencia, en estasituación funcionará la protección del lado deBT.

Cuando se utiliza el principio de corriente dife-rencial estabilizada numérica, la relación de lacorriente del neutro y de la corriente residual delas corrientes de fase debe ser superior al ajusteI01/∑I1 del lado de AT y superior al ajuste I02/∑I2 del lado de BT para permitir el arranque dela protección de fallo de tierra en el lado respec-tivo. Los ajustes aseguran la selectividad de laprotección teniendo en cuenta la distribuciónde la corriente con fallo de tierra entre el neutrodel transformador y la red. La distribución de lacorriente con fallo de tierra depende de la rela-ción de las impedancias de secuencia cero deltransformador y la red de suministro y tambiénde la posición del fallo de tierra en el devanado.Por otra parte, el número y ubicación del restode puntos neutros de la red influyen en ladistribsÓión del fallo de tierra.

Los ajustes I01/In y I1/In de corrección de rela-ción de transformación permiten corregir lasrelaciones de los TC con conexión al neutro yTC de fase en el lado de AT, mientras que losajustes I02/In y I2/In se usan para las correccionesde relación correspondientes en el lado de BT.

Cuando se utiliza el principio de corriente dife-rencial estabilizada, la saturación de los transfor-madores de corriente en situaciones de avalan-cha asimétrica no produce ningún problema si elfuncionamiento del relé de fallo de tierra seajusta para se bloqueado en situaciones de ava-lancha. Este bloqueo está basado en la relacióndel segundo armónico y del componente defrecuencia fundamental de la corriente de neu-tro I01 o I02.

Principio decorriente diferencialestabilizada numérica

7

Protección del tipode alta impedancia

La protección de fallo de tierra restringida (pro-tección REF) se implementa a menudo pormedio del principio de alta impedancia. Cuan-do se utiliza este principio, el relé funcionaexclusivamente en los fallos que se producendentro de la zona protegida. En los fallos exter-nos, el funcionamiento del relé es inhibido porun resistor de estabilización montado en el cir-cuito en serie de corriente diferencial con eltransformador de adaptación del relé (consultelos ejemplos de aplicación 2 y 3).

El funcionamiento de la protección del tipo dealta impedancia, cuando se produce un fallo enla zona protegida, se basa en el hecho de que laimpedancia del transformador de corriente dis-minuye rápidamente cuando se satura el trans-formador de corriente. La reactancia del circuitode magnetización de un transformador plena-mente saturado es cero y la impedancia se formapor la resistencia del devanado. Debido al resistormontado en el circuito de corriente diferencial,la corriente del secundario de una transforma-dor no saturado fluye a través del circuito secun-

dario del transformador no saturado. El valor dearranque de la protección de fallo de tierra seajusta lo suficientemente alto como para preve-nir el funcionamiento debido a las corrientes delcircuito de corriente diferencial causadas porfallos en el exterior de la zona protegida. Losajustes básicos P1/In y P2/In se utilizan paraajustar los valores de arranque del lado de AT ydel lado de BT cuando se utilizada el principiode alta impedancia. El relé arranca cuando elflujo de corriente diferencial que llega al reléexcede el valor de ajuste. La operación no estáestabilizada en el relé.

Cuando se producen fallos dentro de la zonaprotegida, los transformadores de corriente tra-tan de alimentar la corriente dentro del circuitode corriente diferencial, en cuyo caso, el reléfunciona. Para mantener la resistencia del cir-cuito del secundario lo más baja posible, elpunto de totalización de corrientes debe situarselo más cerca posible de los transformadores decorriente.

El método de sobrecorriente residual se puedeutilizar para la protección contra fallo de tierrade devanados conexionados en delta conectadosa la red que incluyen puntos de neutro puestosa tierra. Se utilizan transformadores de corrientetrifásica. La suma de las corrientes de fase, esdecir, la suma de corrientes de secuencia cero delas fases, se calcula en el módulo de relé en basea las corrientes de fase vinculadas al relé. Lascorrientes trifásicas no totalizarán cero en fallosde tierra internos. Se ha de prestar atenciónespecial a los ajustes de tiempo de maniobra a finde evitar operaciones no deseadas cuando losTC de fase se saturan por fallos externos o porsituaciones de corriente de avalancha.

La protección de fallo de tierra basada en lacorriente del neutro se puede utilizar comoprotección de apoyo de la protección de fallo detierra.

La protección de fallo de tierra basada en estosprincipios arranca cuando la corriente residual ola corriente de neutro superan el límite de arran-ca establecido P1/In o P2/In. La operación tienela característica de tiempo diferido.

La función de bloqueo, basada en el segundoarmónico de la corriente del neutro I01 o I02, sepuede utilizar en combinación con el principiode corriente del neutro. Este bloqueo se puedeutilizar también cuando la corriente residual delas corrientes de fase de forma a través de unaconexión externa conectando los terminales delneutro de los devanados de los transformadoresde adaptación de corriente de fase del relé alterminal de 5A o 1A del transformador deadaptación de corriente del neutro I01 o I02. Sila corriente residual se forma numéricamentedentro del módulo de relé, no se puede utilizaresta función de bloqueo.

Principio desobrecorrienteresidual y principiode sobrecorriente deneutro

El tiempo de maniobra diferido t01> y t02> sepuede ajustar, por separado, para el lado de ATy para el lado de BT en la gama 0,03...100s.

El módulo de relé de fallo de tierra SPCD 2D55está provisto de un registrador de perturbacio-nes integrado capaz de registrar seis corrientes defase, dos corrientes de neutro, las señales dearranque interno y bloqueo del módulo y lasseñales de entrada de control. El registro sepuede disparar cuando se eleva o cae el límite deestas señales. La longitud del registro es de 30

ciclos aproximadamente y la capacidad de lamemoria de registro es de un registro cada vez.La frecuencia de muestreo del registrador deperturbaciones es de 40 muestras/ciclo. Un pro-grama de PC se puede utilizar para descargar elregistro de la memoria. Es preciso restablecer lamemoria de registro antes que sea posible unnuevo registro.

Tiempo de maniobra

Registrador deperturbaciones

8

Módulo de relécombinado desobrecorriente y fallode tierra SPCJ 4D28

La unidad de sobrecorriente del módulo SPCJ4D28 de relé combinado de sobrecorriente yfallo de tierra está diseñada para utilizarse en laprotección de transformadores y generadorescontra cortocircuitos de una fase, dos fases y tresfases. La protección de sobrecorriente incluyetres fases de protección de sobrecorriente: faseI>, fase I>> y fase I>>>. Una fase de sobrecorrientese inicia cuando la corriente de una de las fasessupera el valor de ajuste de la fase. Si la situaciónde sobrecorriente dura lo bastante como parasuperar el tiempo de maniobra establecido parael módulo, la fase que arrancó proporcionaráuna señal de desconexión al interruptor delcircuito.

La unidad de fallo de tierra del módulo SPCD4D28 de relé combinado de sobrecorriente yfallo de tierra está prevista para que se utilice enla protección de fallo de tierra no direccional yes bastante idónea como protección de apoyo defallo de tierra en transformadores de potencia.La unidad de fallo de tierra está provista de dosfases de protección: una fase de ajuste bajo I0> yuna fase de ajuste alto I0>>. El inicio de la faseproporciona una señal de inicio que se puedevincular a la señal de salida deseada. Si el fallo detierra continuara persistiendo, una vez transcur-rido el tiempo de maniobra establecido, la fasecorrespondiente proporcionará una señal demaniobra.

Las fases de ajuste bajo (I> y I0>) pueden teneruna característica de funcionamiento a tiempodiferido o a tiempo inverso, mientras que lasfases de ajuste alto tienen únicamente un modode funcionamiento de tiempo diferido. Se pue-de inhibir totalmente el funcionamiento de lasdistintas fases seleccionando el ajuste adecuadoen los interruptores de configuración.

Por otra parte, el módulo de relé combinado desobrecorriente y de fallo de tierra SPCJ 4D28proporciona protección contra la discontinui-dad de fase ∆I>. La protección contra disconti-nuidad de fase controla la corriente mínima ymáxima y calcula la corriente diferencial ∆Ientre las fases. La unidad de protección contradiscontinuidad de fase se puede utilizar paramonitorizar el estado de la red. En la protecciónde transformadores de potencia conectados enYy, la protección contra la discontinuidad defase puede tener una función de señalización,como mínimo. En ciertos casos, la proteccióncontra la discontinuidad de fase se puede utilizarpara la protección sin carga de generadorespequeños.

El módulo de relé combinado de sobrecorrientey de fallo de tierra SPCJ 4D28 mide las corrien-tes aplicadas a las entradas IL1, IL2 y IL3 decorriente de fase del lado de AT y a la entrada I02de corriente del neutro del lado de BT del relé.

Los módulos de relés SPCD 3D53, SPCD2D55 y SPCJ 4D28 están provistos de protec-ción contra fallo del interruptor del circuito

integrada (CBFP), que permite la implantaciónde un sistema seguro de desconexión del inte-rruptor de circuito.

Protección contrafallo del interruptorde circuito

9

Esquema deconexiones

Fig. 1. Esquema de conexiones del relé diferencial estabilizado SPAD 346 C.

Uaux Tensión auxiliarTS1...TS4 Relé de salida (tipos de alto rendimiento)SS1...SS4 Relé de salidaIRF Relé de salida de auto-supervisiónBS1...BS5 Entradas de control externasU1 Módulo relé diferencial estabilizado trifásico SPCD 3D53U2 Módulo relé fallo de tierra SPCD 2D55U3 Módulo relé combinado de sobrecorriente y fallo de tierra SPCJ 4D28U4 Módulo de relé E/S SPTR 9B31U5 Módulo de alimentación de corriente SPGU 240A1 o SPGU 48B2U6 Módulo de entrada de activación de corriente SPTE 8B18TS1...TS4 Señales de salida (para relés de salida de alto rendimiento)SS1...SS4 Señales de salidaSERIAL PORT Puerto serie de comunicaciónSPA-ZC_ Módulo de conexión del busRx/Tx Receptor (Rx) y transmisor (Tx) para la conexión de fibra óptica

X1/18

L1

L2

L3

P1P2

S1S2 S2S1

P2P1

U1 IRF

+ -

U5

+

-

(~)

(~)Uaux

U6

BS1BS2BS3BS4BS5

S1

S2

P1

P2

S1

S2

P1

P2

SS1SS2SS3SS4TS1TS2TS3TS4

SPAD 346 C

SS2

SS1

SS3

SS4

TS1

TS2

TS3

IRF

TS4

I / O

∆∆∆∆I >01

BS1

BS2

BS3

BS4

BS5

X1/1

X1/2

X1/3

X1/4

X1/5

X1/6

X1/7

X1/8

X1/9

X1/10

IRFX2/18X2/17X2/16

X2/14X2/15

X2/10X2/9

X2/13

X2/11X2/12

X2/8X2/7

X2/5X2/6

X2/3X2/4

+

+

+

+

+

+

+

+X1/14X1/13X1/12X1/11

TRIP

+

TRIP

TRIP

3∆∆∆∆I>

U4

X2/

1

X2/

2

X0/

1

X0/

2X

0/3

X0/

4

X0/

5X

0/6

X0/

7

X0/

8X

0/9

X0/

13X

0/14

X0/

15X

0/16

X0/

17X

0/18

X0/

19X

0/20

X0/

21

5 AN

X0/

25X

0/26

X0/

27

X0/

37

X0/

38X

0/39

I / O

Y / ∆

Y / ∆

U2 IRFSS1SS2SS3SS4TS1TS2TS3TS4I / O

U3

BS1BS2BS3BS4BS5

BS2BS1

1 A

5 AN

1 A

5 AN 1 A

5 AN

1 A

5 AN 1 A

5 AN 1 A

5 AN 1 A

5 AN 1 A

3∆∆∆∆I>>

∆∆∆∆I >02

≅≅≅≅

SP

A-Z

C_

Rx Tx

X1/17X1/16X1/15

TRIP

SERIALPORT

3I>I

∆∆∆∆I>BS3

IRFSS1SS2SS3SS4TS1TS2TS3TS4I / O

10

Terminales Los terminales del relé diferencial SPAD 346 Cson los siguientes:

Grupo Intervalo Funciónterminales de contacto

X0 1-2 Corriente de fase lado AT o lado punto neutro estátor IL1 (5 A)X0 1-3 Corriente de fase lado AT o lado punto neutro estátor IL1 (1 A)X0 4-5 Corriente de fase lado AT o lado punto neutro estátor IL2 (5 A)X0 4-6 Corriente de fase lado AT o lado punto neutro estátor IL2 (1 A)X0 7-8 Corriente de fase lado AT o lado punto neutro estátor IL3 (5 A)X0 7-9 Corriente de fase lado AT o lado punto neutro estátor IL3 (1 A)X0 13-14 Corriente de fase lado BT o lado red del estátor IL1’ (5 A)X0 13-15 Corriente de fase lado BT o lado red del estátor IL1’ (1 A)X0 16-17 Corriente de fase lado BT o lado red del estátor IL2’ (5 A)X0 16-18 Corriente de fase lado BT o lado red del estátor IL2’ (1 A)X0 19-20 Corriente de fase lado BT o lado red del estátor IL3’ (5 A)X0 19-21 Corriente de fase lado BT o lado red del estátor IL3’ (1 A)X0 25-26 Corriente de neutro del lado de AT I01 (5 A)X0 25-27 Corriente de neutro del lado de AT I01 (1 A)X0 37-38 Corriente de neutro del lado de BT I02 (5 A)X0 37-39 Corriente de neutro del lado de BT I02 (1 A)

X1 1-2 Entrada de control exterior BS1X1 3-4 Entrada de control exterior BS2X1 5-6 Entrada de control exterior BS3X1 7-8 Entrada de control exterior BS4X1 9-10 Entrada de control exterior BS5X1 11-12-13-14 Relé de salida TS4 (relé bipolar de alto rendimiento,

consulte "control del Interruptor de Circuito").X1 15-16-17-18 Relé de salida TS3 (relé bipolar de alto rendimiento,

consulte "control del Interruptor de Circuito").

X2 1-2 Alimentación auxiliar de corriente. El polo positivo de la alimenta-ción está conectado al terminal 1. La gama de potencia auxiliar estámarcada en la placa de características nominales.

X2 3-4 Relé de salida TS2 (tipo alto rendimiento)X2 5-6 Relé de salida TS1 (tipo alto rendimiento)X2 7-8 Relé de salida SS4X2 9-10 Relé de salida SS3X2 11-12-13 Relé de salida SS2X2 14-15 Relé de salida SS1X2 16-17-18 Relé de salida de auto-supervisión (IRF)

El relé de protección está conectado al bus defibra óptica a través del módulo de conexión debus, tipo SPA-ZC 17 o SPA ZC 21, acoplado alconector D en el panel trasero del relé. Las fibras

ópticas están conectadas a contactos contadoresRx y Tx del módulo por medio de conectores deresorte. Los interruptores selectores están colo-cados en la posición "SPA"

11

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

18 17 16 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1

X2

X1

Serial Port

SPA

TS4BS2 BS3 BS4 BS5BS1

IRF SS1 SS2 SS3 SS4 TS1 U

Made in Finland

- +TS2

X0

1

I'L1

I'L2

I'L3

IL1

IL2

IL3

TS3

I01 I02

2

3

4

5

6

7

8

9

25

26

27

13

14

15

16

17

18

19

20

21

37

38

39

aux

El módulo de relé de entrada y salida de controldel relé diferencial SPAD 346 C está fijado en elpanel trasero del relé en la misma dirección quela placa madre. Para desmontar el módulo, sedeben retirar los tornillos de fijación y el cable deprotección de tierra del módulo además dedesconectar el cable liso que conecta la placamadre al módulo.

El módulo de relé de entrada y salida de controlcontiene los relés de salida (8 unidades + el IRF),los circuitos de control de los relés, los circuitoselectrónicos de las entradas de control exteriores(5 unidades) y el conector D necesario para lacomunicación serie. Un cable liso une las señalesde salida y entrada del módulo a la placa madre.Las ubicaciones de los módulos de relés U1, U2y U3 son idénticas.

Las señales de salida SS1...SS4 y TS1...TS4 de laplaca madre controlan un relé de salida que tengala misma designación. La operación de las fases deprotección del módulo de relé no se fija a ningúnrelé de salida específico, sino que las fases sepueden vincular con las señales de salida deseadas.Por el contrario, los relés de salida TS1, TS2, TS3y TS4 son los únicos relés de salida capaces decontrolar el interruptor de circuito (véase "con-trol del Interruptor de Circuito") La configura-ción de los grupos de conmutación matricial delos relés de salida de los módulos de relés sedescribe en los manuales de módulos de relés.

Se dispone de cinco entradas exteriores BS1,BS2, BS3, BS4 y BS5 en el relé diferencial SPAD

346 C. Por ejemplo, las señales de alarma ydesconexión del relé de gas del transformador depotencia y el sensor de temperatura del devana-do se pueden vincular a las entradas de controlexteriores. Estas entradas se pueden utilizar para:

- bloqueo de una o varias fases de protección delos módulos de relés

- control directo del relé de salida- la indicación de las señales del relé de protec-

ción primaria o de las operaciones- restablecimiento de los indicadores de opera-

ción, de los relés enganchados de salida, de losregistros y de la memoria de registro

- modificación de los valores actuales de ajustede los módulos de relés, es decir, cambio devalores de ajuste principales a valores de ajustesecundarios y viceversa.

Los grupos de conmutación de los módulos derelés se utilizan para especificar la influencia delas entradas de control exteriores BS1...BS5 en elfuncionamiento del relé y en el estado activo delas entradas de control.

La activación de una fase de protección, de unafunción de bloqueo y de una entrada de controlexterior está indicada en la pantalla del módulo derelé por el código rojo que represente el suceso.Los códigos se explican en los manuales de losmódulos de relés. La información del suceso serecibe también en el bus serie cuando una fase deprotección, una función de bloqueo, una entradade control exterior o una señal de salida sonactivadas.

Fig. 2. Vista trasera del relé diferencial estabilizado SPAD 346 C.

Módulo de reléde entrada ysalida de control

12

Señalesintermodulares

Las señales BS INT1, BS INT2 y BS INT3 sonseñales de bloqueo para los módulos de relésSPCD 3D53 y SPCD 2D55. Estas señales debloqueo permiten a un módulo de relé impedirel funcionamiento de otro módulo de relé mon-tado en otra ubicación del módulo de relé. Seactiva una señal de bloqueo intermodular cuan-do se activa la señal de bloqueo correspondientede un módulo de relé. Las señales de bloqueo BSINT1...3 no pueden controlar los relés de salidani se pueden utilizar para bloquear el módulo de

relé SPCJ 4D28. La figura de más abajo muestrala forma en que se pueden configurar las entra-das de control exteriores, las señales de inicio,maniobra y bloqueo de los módulos de relés paraconseguir las funciones deseadas de los módulosde relés. Se han omitido los interruptores que sedeben utilizar para seleccionar el estado activode las señales y para configurar la característicade enganche de los relés de salida y el funciona-miento de la protección contra fallo del inter-ruptor de circuito.

Fig. 3. Entradas de activación de corriente, entradas de control exteriores, señales intermodulares,señales de salida y relés de salida del relé diferencial SPAD 346 C.

23

45

67

8

3∆I>

3∆I>

>

12

34

56

78

SG

B2

SG

B3

2nd

or 5

thha

rmon

icbl

ocki

ng

SG

F6

SG

F7

SG

F8

SG

F9

SG

F10

SG

F11

SGR1

SGR2

SGR3

SGR4

SGR5

SGR6

SGR7

SGR8

AR

1

∆I

>01

∆I

>02

t >

01t

>02

1 1 1 1 1 1

SG

F6

SG

F7

SG

F8

SG

F9

SG

F10

SG

F11

SGR1

2 2 2 2 2 2 SGR2

3 3 3 3 3 3 SGR3

4 4 4 4 4 4 SGR4

SG

B2

2nd

harm

.bl

ocki

ng(H

V s

ide)

5 5 5 5 5 5 SGR5

2nd

harm

.bl

ocki

ng(L

V s

ide)

6 6 6 6 6 6 SGR6

7 7 7 7 7 7

SGR7

8 8 8 8 8 8

SGR8

SGR9

SGR10

SGR11

SS

2S

S1

SS

3S

S4

TS

1T

S2

TS

3T

S4

X2/14X2/15

X2/10X2/9

X2/13

X2/11X2/12

X2/8X2/7

X2/5X2/6

X2/3X2/4

++

++

++

+

X1/18X1/17

+

X1/14X1/13

X1/12X1/11

X1/16X1/15

I ,

I ,

IL1

L2L3

I' ,

I' ,

I'L1

L2L3 I 01

I 02

BS

1

SPCD 2D55 (U2)

AR

1

AR

2

AR

3

SS

1

SP

AD

346

C

BS

2B

S3

BS

4B

S5

AR

2

AR

3

BS

INT

1

BS

INT

2

BS

INT

3

TS

1

SS

2

TS

2

SS

3

TS

3

SS

4

TS

4

SS

1

TS

1

SS

2

TS

2

SS

3

TS

3

SS

4

TS

4

AR

1

AR

2

AR

3

BS

INT

1

BS

INT

2

BS

INT

3

SG

B3

1 1 1 1 1 1

2 2 2 2 2

3 3 3 3 3

4 4 4 4 4

5 5 5 5 5

6 6 6 6 6

7 7 7 7 7

8 8 8 8 8

12

34

56

78

12

34

56

78

12

34

56

78

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

I>I>

>

SPCJ 4D28 (U3)

I>>

>∆I

>

SG

F7

12

34

56

SG

F8

12

34

SGB1 1 2 3 4 6

SGB2 1 2 3 4

SGB3 1 2 3 4

I >

0I

>>

0

t>t>

>t>

>>

∆t>

t >

0t

>>

0

SGR1

SGR2

SGR3

SGR4

SGR5

SGR6

SGR7

SGR8

SGR9

SGR10

SGR11

SS

1

TS

1

SS

2

TS

2

SS

3

TS

3

SS

4

TS

4

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

56

78

SG

F6

12

34

56

SG

F8

SS

1 TS

1 SS

2 TS

2

SS

3 TS

3

SS

4 TS

4

AR

2

AR

1

AR

3

13

Módulo dealimentación decorriente

El módulo de alimentación de corriente consti-tuye las tensiones requeridas por los módulos derelés. El módulo de alimentación de corriente,que es una unidad separada, está ubicado detrásdel panel frontal del sistema. Esté módulo sepuede extraer después de que haya sido desmon-tado el panel del sistema.

El módulo de alimentación de corriente estádisponible en dos versiones, SPGU 240A1 ySPGU 48B2, que tienen distintas tensiones deentrada:

SPGU 240A1- tensión nominal

Un = 110/120/230/240 V caUn = 110/125/220 V cc

- gama de operaciónU = 80...265 V ca/cc

SPGU 48B2- tensión nominal

Un = 24/48/60 V cc- gama de operación

U = 18...80 V cc

Se puede utilizar el tipo de módulo de alimenta-ción de corriente SPGU 240 A1 para tensionesde ca y tensiones de cc, mientras que el tipoSPGU 48 B2 está diseñado para tensiones ccúnicamente. La gama de tensiones del módulode alimentación de corriente del relé está marca-da en el panel del relé del sistema.

El módulo de alimentación de corriente es untransformador conectado, es decir, lado del pri-mario y secundario aislados galvánicamente,convertidor cc/cc de tipo de retracción. El ladodel primario del módulo de alimentación decorriente está protegido por un fusible F1, ubi-cado en el tablero de PVC del módulo. Lapotencia del fusible del SPGU 240A1 es de 1 A(lento) y la del SPGU 48B2 es de 4 A (lento).

Fig. 4. Niveles de tensión del módulo de alimentación de corriente.

Un indicador Uaux LED se ilumina cuando elmódulo de alimentación de corriente está fun-cionando. La supervisión de las tensiones quealimentan la electrónica está integrada en losmódulos de relés. Si una tensión de secundariose desvía de su valor nominal en más de un 25%,

se obtendrá una alarma de supervisión. Se reci-birá también una señal de alarma si se ha des-montado el módulo de alimentación de corrien-te o si se ha interrumpido la alimentación decorriente al módulo.

1 A lento +8V

+12V

-12V

+24V

Uaux

80...265 V c.a. & c.c.18...80 V c.c.

Tensiones lógicasno estabilizadas

Tensión de operacióndel amplificador

Tensión de la bobinadel relé de salida

14

Indicadores deoperación

SGR

SGB

SGF

SPCD 3D53

TRIP

RESETSTEP

0021

A

PROGRAM

IRFL3L2L1

3 >I∆

n1 II /

n2 II /

nd II /

d1fd5f II / %> [ ]

d1fd2f II / %> [ ]

S %[ ]

nI/P %[ ]

n2tp II /

2IdI1I

>>

d1fd5f II / %[ ]>>

SGR

SGB

SGF

SPCD 2D55

TRIP

PROGRAM

RESETSTEP

0029

A

>I∆ 01>I∆ 02

1 n/

2 n/

>2f 1f/ %[ ]( )01

>2f 1f/ %[ ]( )02


n/ %[ ]2 IP

n/ %[ ]1 IP

I I

I I

01 n/I I

02 n/I I

I I I

I I I

01 s[ ]>t

02 s[ ]>t

01 / Σ 1 %[ ]I I

02 / Σ 2I I %[ ]

SGR

SGB

SGF

SPCJ 4D28

TRIP

PROGRAM

RESETSTEP

L1 L2 L3 o IRF

3 >II

IIII

> nI I/

k

n>>I I/

k 0

n0 >I I/

0023

A

nI/I >>>

>>t [ ]s

st >>> [ ]

s0 >t [ ]

0t s[ ]n0I I/>>

>t [ ]s

>t [ ]s∆>I∆

>>

%[ ]

RS 621 Ser.No.

SPAD 346 C

2

5

0199

A

18...80 V –

80...265 V ~–

fn = 50Hz

60Hz

U1

0

SPCD 3D53

123

45678A

/

BS1

BS2

BS3

BS4

BS5

0 00

nI = 1A 5A

nI = 1A 5A ( )02I

nI = 1A 5A

nI = 1A 5A ( )2I( )1I

( )01I

0

SPCD 2D55

000

1234567890IIA

BS1

BS2

U3

SPCJ 4D28

CBFP Trip

I > Start

I 0 > Start

I > Trip∆

1234567890IIA

I 0 > Trip

I > Trip

>>I Start

>>I Trip

>>>I Start

>>>I Trip

>>I 0 Start

>>I 0 Trip

OPERATION INDICATORS

U2

0 000

BS4CBFP Trip

BS5

CBFP Trip



BS3

I 2f ( )I 02 >Block

I 2f ( )I 01 >Block

3 I > Trip∆>>

I d2f > Block

3 I Trip∆

I d5f > Block

auxU

Fig. 5. Panel frontal del relé diferencial estabilizado SPAD 346 C.

1. Se iluminará el LED Uaux en el panel delsistema cuando el módulo de alimentación decorriente esté en funcionamiento.

2. Las pantallas de los módulos de relés indicandatos medidos, valores de ajuste e informa-ción registrada. Los indicadores de funciona-miento de los módulos relés consisten en undígito o código rojo en la pantalla y en unindicador LED de "TRIP". Los indicadoresde funcionamiento, sus prioridades internasy los medios de restablecimiento se explicanen los manuales de los módulos de relés.

3. Un valor medido o un valor de ajuste que estésiendo presentado en la pantalla está recono-cido por indicadores LED amarillos en elpanel frontal y por códigos rojos en la panta-lla. Los valores medidos y los valores de ajustese explican en los manuales de los módulos derelés.

4. Un fallo permanente detectado por el sistemade auto supervisión es mostrado por losindicadores de IRF en los módulos de relésseparados. El código de fallo que aparece en lapantalla del módulo cuando se produce unfallo, deberá ser estipulado cuando se ordeneel servicio. Los códigos de fallo se explican enlos manuales de los módulos de relés.

15

Datos técnicos Medición de entradasCorriente nominal In 1 A 5 ANúmeros de terminales X0/1-3, 4-6, 7-9 X0/1-2, 4-5, 7-8

X0/13-15, 16-18 X0/13-14, 16-17X0/19-21, 25-27 X0/19-20, 25-26X0/37-39 X0/37-38

Resistencia térmica de corriente- continuamente 4A 20 A- durante 10 s 25 A 100 A- durante 1 s 100 A 500 AResistencia dinámica a la corriente- valor de semionda 250 A 1250 AImpedancia de entrada <100 mΩ <20 mΩFrecuencia nominal fn 50 Hz o 60 Hz

Relés de salidaRelés de salida de alto rendimientoNúmeros de terminales X1/11-12-13-14, 15-16-17-18

X2/3-4, 5-6Tensión nominal 250 V ca/ccCapacidad de transporte de corriente continua 5 AApertura y portadora durante 0.5 s 30 AApertura y portadora durante 3 s 15 ACapacidad de interrupción para cc con la constanteL/R ≤40 ms de tiempo del circuito de control a nivelesde control 48/110/220 V cc

5 A/3 A/1 A

Relés de señalNúmeros de terminales X2/7-8, 9-10, 11-12-13, 14-15

16-17-18Tensión nominal 250 V ac/ccCapacidad de transporte de corriente continua 5 AApertura y portadora durante 0.5 s 10 AApertura y portadora durante 3 s 8 ACapacidad de interrupción para cc con la constanteL/R ≤40 ms de tiempo de circuito de control a losniveles de control 48/110/220 V cc 1 A/0.25 A/0.15 A

Entradas de controlNúmeros de terminales X1/1-2, 3-4, 5-6, 7-8, 9-10Tensión de control- tensiones nominales Un = 24/48/60/110/220 V cc

Un = 110/220 V ac- gama de operación 18...265 V cc y 80...265 V caDrenaje de corriente 2...20 mAModo seleccionable de activación en los módulos de relés- entrada activada cuando Corriente activada- entrada activada cuando Corriente no activadaTiempo entre activación de entrada de controly operación del relé (entrada de control activa cuandocorriente activada a ser programada en el módulo de relé <30 msTiempo entre activación de la entrada de controly operación del relé (entrada de control activa cuandocorriente no activada a ser programada en el módulo de relé <50 ms

16

Módulo de alimentación de corrienteNúmeros de terminales X2/1-2Tipo SPGU 240A1- Tensiones nominales Un = 110/120/230/240 V ca

Un = 110/125/220 V cc- gama de operación 80...265 V ca/ccTipo SPGU 48B2- tensión nominal Un = 24/48/60 V cc- gama de operación 18...80 V ccConsumo de corriente bajo condiciones inactivas/de funcionamiento aprox. 10 W/15 W

Módulo relé diferencial trifásico estabilizado SPCD 3D53- consulte "datos técnicos" del manual S 750097-MUM EN.

Módulo relé de fallo de tierra SPCD 2D55-consulte "datos técnicos" del manual 1MRS 750098-MUM EN.

Módulo relé combinado de sobrecorriente y fallo de tierra SPCJ 4D28- consulte"datos técnicos" del manual 1MRS 750093-MUM EN.

Transmisión de datosModo de transmisión Bus serie de fibra ópticaCódigo ASCIIVelocidad de transferencia de datos 4800 o 9600 BdMódulo de conexión de bus de fibra óptica- para cables con núcleo de plástico SPA-ZC 21 BB- para cables de fibra de cristal SPA-ZC 21 MMCorriente de módulo de conexión del bus defibra óptica de fuente interna de alimentación- para cables con núcleo de plástico SPA-ZC 17 BB- para cables con fibra de cristal SPA-ZC 17 MM

Soporte de software para SPAD 346 CPrograma monitorización subestación SMS 010Programa de PC para registrador perturbaciones DR-COM

Tensiones de prueba *)Tensión de prueba dieléctrica (IEC 60255-5) 2.0 kV, 50 Hz, 1 minTensión de prueba de impulsos (IEC 60255-5) 5 kV, 1.2/50 µs, 0.5 JResistencia de aislamiento (IEC 60255-5) >100 MΩ, 500 V cc

17

Pruebas de perturbación *)Prueba de perturbación de alta frecuencia (IEC 60255-22-1)- modo común 2.5 kV, 1 MHz, 2 s- modo diferencial 1.0 kV, 1 MHz, 2 sPrueba de descarga electroestática(IEC 60255-22-2 y IEC 61000-4-2)- descarga de aire 8 kV- descarga de contacto 6 kVSobrevoltajes momentáneos(IEC 60255-22-4 y IEC 61000-4-4)- entradas de alimentación de corriente 4 kV- otras entradas/salidas 2 kV

Condiciones medioambientalesTramos de temperatura de servicio -10...+55°CTramos de temperatura para transporte yalmacenamiento(IEC 60068-2-8) -40...+70°CInfluencia de la temperatura 0.1%/°CHumedad relativa (IEC 60068-2-30) 93...95%, +55°, 6 ciclosGrado de protección de la envoltura de la carcasadel relé montada a ras (IEC 60529) IP 54Peso del relé totalmente equipado 6 kg aprox.

*) Las pruebas de aislamiento e interferencia no se aplican al puerto serial, éste se utiliza únicamentepara el módulo de conexión del bus.

18

Recomendacionespara lostransformadoresde corriente

Cuanto más importante sea el elemento a prote-ger, más atención se debe prestar a los transforma-dores de corriente. Normalmente, no es posibledimensionar los transformadores de corrientepara que repitan corrientes con componentes deCC elevada sin saturación, cuando el flujo resi-dual del transformador de corriente es elevado. Elrelé diferencial SPAD 346 C funciona con fiabi-

lidad, a pesar de que los transformadores decorriente estén parcialmente saturados. El propó-sito de las recomendaciones siguientes para trans-formadores de corriente es asegurar la estabilidaddel relé con corrientes de paso elevadas, y unfuncionamiento rápido y sensible del relé confallos produciéndose en la zona protegida endonde las corrientes de fallo pueden ser elevadas.

La clase de precisión recomendada para lostransformadores de corriente (IEC 185) que sevan a utilizar con el relé diferencial SPAD 346 Ces 5P, en la que el límite de error de corriente concorriente primaria es 1% y el límite de desplaza-miento de fase es 60 minutos. El límite de errorcompuesto con corriente de primario nominalde límite de precisión es 5%.

El valor aproximado del factor Fa de límite deprecisión correspondiente al régimen real delTC se puede calcular en base al factor Fn (ALF)de límite de precisión nominal a régimen nomi-nal, al régimen nominal Sn, al régimen internoSin y al régimen real Sa del transformador decorriente según la fórmula siguiente:

Fa = Fn x

En el ejemplo, el régimen nominal Sn del lado deBT de los transformadores de corriente 5P20 es10 VA, la corriente nominal del secundario 5A,la resistencia interna Rin = 0,07 Ω y el factor Fn(ALF) de límite de precisión correspondiente alrégimen nominal es 20 (5P20). En consecuen-cia, el régimen interno del transformador decorriente es Sin = (5 A)2 x 0.07 Ω = 1.75 VA. Laimpedancia de entrada del relé, a la corrientenominal de 5 A, es <20 mΩ. Si los conductoresde medición tienen una resistencia de 0,113 Ω,el régimen real del transformador de corrienteserá Sa =(5 A)2 x (0.113 + 0.020) Ω = 3.33 VA.Por tanto, el factor Fa de límite de precisióncorrespondiente al régimen real será 46 aprox.

El régimen del TC puede crecer considerable-mente a la corriente nominal de 5 A. A unacorriente nominal de 1 A, el régimen real deltransformador de corriente disminuye al mismotiempo que mejora la repetibilidad.

En los fallos que se producen en la zona prote-gida del lado de AT del transformador, lascorrientes de fallo pueden ser muy elevadas encomparación con las corrientes nominales de lostransformadores de corriente. Gracias a la faseinstantánea del módulo de relé diferencial, essuficiente que los transformadores de corrientesean capaces de repetir, durante el primer ciclo,

la corriente requerida para una desconexióninstantánea.

De esta forma, los transformadores de corrientepueden reproducir la corriente de fallo asimétricasin saturación dentro de los 10 ms siguientesdespués de que haya ocurrido el fallo para asegu-rar que los tiempos de maniobra del relé cum-plen con los tiempos estipulados en los manua-les de los módulos.

Los factores de límite de precisión correspon-dientes al régimen real del transformador decorriente de fase que se va a utilizar en la protec-ción diferencial, deberán cumplir los requisitossiguientes:

Fa > 40 yFa > 4 x Imax1

El ajuste Id/In>> de la fase de corriente diferen-cial instantánea se utiliza como factor Imax1.

La utilización de autorreposición para clarificarun fallo que se está produciendo fuera de la zonaprotegida, puede producir un flujo residual sus-tancial en el núcleo del TC. Para garantizar quela protección diferencial permanece estable enuna situación de autorreposición, también concorrientes importantes, cuando el flujo residuales grande, los factores de límite de precisióncorrespondientes al régimen real de los transfor-madores de corriente en el lado de AT y BTdeberán cumplir los requisitos que se mencio-nan anteriormente y ser del mismo orden, si esposible.

En la protección de generadores, es importanteque la repetibilidad de los transformadores decorriente de fase en el lado del neutro y en el ladode la red del generador se correspondan, lo quesignifica que los regímenes de los transformado-res de corriente de ambos lados son lo másiguales posible. Si, en situaciones de conexiónsiguientes a la sincronización, pasaran por elgenerador protegido corrientes de avalancha ode arranque que contengan componentes de CCelevada, se deberá prestar atención especial alrendimiento y a los regímenes de los transforma-dores de corriente y a los ajustes del relé.

Proteccióndiferencial

Sin + SnSin + Sa

19

La sensibilidad y fiabilidad de la protección decorriente diferencial estabilizada por medio deun resistor están estrechamente relacionadascon los transformadores de corriente utilizados.El número de espiras de los transformadores decorriente, que sean parte del mismo circuito decorriente diferencial, debe ser el mismo. Lostransformadores de corriente deberán tener lamisma relación de transformación.

Para poder alimentar el circuito de corrientediferencial con la corriente requerida para arran-que, cuando ocurre en fallo en la zona protegida,los transformadores de corriente necesitan unvoltaje de punto de flexión que sea aproximada-mente el doble del voltaje de estabilización reque-rido en el relé con fallos fuera de la zona protegida.El voltaje de estabilización Us del relé y el voltajede punto de flexión Uk del transformador decorriente se calculan de la forma siguiente:

Us =

Uk = 2 x Us

donde Ifmax es la corriente de fallo de pasomáxima a la que la protección no está permitidamaniobrar. Se usa el factor dos cuando no sepermite retardo de operación alguno en la pro-tección. Para impedir que el voltaje de punto deflexión de los transformadores de corriente crez-ca demasiado alto, se recomienda utilizar trans-

Las características técnicas de los transformado-res de corriente de clase X (BS 3938) estándeterminadas por el voltaje de punto de flexióny por la resistencia del devanado secundario. Elvoltaje de punto de flexión es el valor de tensiónde secundario del TC al que un incrementoadicional del 10% en la tensión del secundarioproduciría un incremento del 50% en la cor-riente de excitación. Los voltajes Uk de punto deflexión de los transformadores de corriente em-pleados en la protección diferencial deben cum-plir los requisitos siguientes:

Uk>

donden es la relación de transformación del trans-

formador de corrienteRin es la resistencia de secundario de transfor-

mador de corrienteRL es la resistencia total del bucle más largo

medido (cable de salida y de retorno)Imax2 es el ajuste de la fase Id/In>> de corriente

diferencial instantánea multiplicado porla corriente nominal del elemento prote-gido.

4 x Imax2 x (Rin + RL) n

Las recomendaciones para los transformadoresde corriente utilizados en la protección de fallode tierra basada en el principio de corrientediferencial estabilizada son las mismas que parala protección diferencial. El factor de límite de

precisión correspondiente al régimen real deltransformador de corriente de neutro deberá serlo más aproximado posible al factor de límite deprecisión correspondiente al régimen real de lostransformadores de corriente de fase.

Protección defallo de tierra

formadores de corriente cuya resistencia de de-vanado de secundario sea del mismo nivel que laresistencia del circuito de medición.

Los requisitos de sensibilidad para la protección seperjudican cuando se permite que la corriente demagnetización de los transformadores de corrientese eleve demasiado en comparación con el voltajede punto de flexión. El valor Iprim de la corrientedel primario, al que funciona el relé con ciertosajustes, se puede calcular de la forma siguiente:

Iprim = n x (Ir + Iu + m x Im)

donden = relación de transformación del transfor-

mador de corrienteIr = valor de corriente que representa el ajuste

del reléIu = es la corriente que fluye por el varistor de

protecciónm = el número de transformadores de corriente

incluidos en la protecciónIm = corriente de magnetización de un transfor-

mador de corriente

El varistor de protección conectado en paralelocon la corriente diferencial, impide que, la ten-sión generada en el circuito diferencial con fallosen la zona protegida, se eleve demasiado. Laresistencia del varistor dependerá del voltaje quese le aplique: cuanto más alto sea el voltaje,menor será la resistencia.

Protección de fallo detierra basada en laprotección de tipo dealta impedancia

Ifmax x (Rin + RL) n

Las recomendaciones para los transformadoresde corriente utilizados en la protección desobrecorriente son las mismas que las que se

aplican para la protección de corriente diferen-cial, es decir, no hay requisitos especiales.

Protección desobrecorriente

20

Control delinterruptor decircuito

La apertura del interruptor de circuito se puedeimplementar como control de dos polos o comocontrol de un solo polo. El relé diferencialestabilizado SPAD 346 C está provisto de dosrelés de un polo de alto rendimiento (TS1 yTS2) y dos relés de dos polos de alto rendimien-to (TS3 y TS4).

Cuando se utiliza el control del interruptor decircuito de dos polos, el voltaje de control estávinculado a ambos lados de las bobinas dedesconexión del transformador. Si se utiliza, porejemplo, el relé de salida de alto rendimientoTS3 para control de doble polo, el terminal X1/15 se conecta al voltaje de control negativo y elterminal X1/18 se conecta al voltaje de controlpositivo. Los terminales X1/16 y X1/17 se co-nectan a la bobina abierta del interruptor decircuito. Si se utiliza el relé de salida de alto

rendimiento TS4 para control de doble polo, elterminal X1/11 se podrá conectar al voltaje decontrol negativo y el terminal X1/14 se podráconectar al voltaje de control positivo. Los ter-minales X1/12 y X1/13 se conectan a la bobinaabierta del interruptor de circuito.

Si se utiliza el relé de salida TS3 para control conun solo polo, los terminales X1/16 y X1/17 sedeben conectar juntos, es decir, los relés se debenconectar en serie. El terminal X1/15 se conectaa la bobina abierta del interruptor de circuito yel terminal X1/18 al voltaje de control positivo.Si se utiliza el relé de salida TS4 para control deun solo polo, los terminales X1/12 y X1/13 seconectarán juntos. El terminal X1/11 se conec-tará a la bobina abierta y el terminal X1/14 alvoltaje de control positivo.

+ + +

+

0

SS1 SS2 SS3 SS4 TS1 TS2 TS3

++++

14 15 11 12 13 9 10 7 8 5 6 3 4 15 16 17 18X1X2X2X2X2X2X2

OPEN

+

TS4

11 12 13 14X1

-

Control del interruptor de circuito de dos polos

+ + +

+

0 -

SS1 SS2 SS3 SS4 TS1 TS2 TS3

++++

14 15 11 12 13 9 10 7 8 5 6 3 4 15 16 17 18X1X2X2X2X2X2X2

OPEN

+

TS4

11 12 13 14X1

Control del interruptor de circuito de un solo polo

Fig. 6. Control del interruptor de circuito de dos polos y de un polo.

21

Ejemplos deaplicación

Los ejemplos siguientes de aplicación muestranal relé diferencial SPAD 346 C utilizado para laprotección de transformadores de potencia.

Los tres módulos de relé se han utilizado ensoluciones presentadas.

Relé diferencial SPAD 346 C utilizado en la protección de un transformador de potencia conectadoen YNyn0.

X1/18

L1

L2

L3

P1P2

S1S2 S2S1

P2P1

U1 IRF

+ -

U5

+

-

(~)

(~)Uaux

U6

BS1BS2BS3BS4BS5

S1

S2

P1

P2

S1

S2

P1

P2


SPAD 346 C

SS2

SS1

SS3

SS4

TS1

TS2

TS3

IRF

TS4

I / O

∆∆∆∆I >01

BS1

BS2

BS3

BS4

BS5

X1/1

X1/2

X1/3

X1/4

X1/5

X1/6

X1/7

X1/8

X1/9

X1/10

IRFX2/18X2/17X2/16

X2/14X2/15

X2/10X2/9

X2/13

X2/11X2/12

X2/8X2/7

X2/5X2/6

X2/3X2/4

+

+

+

+

+

+

+

+X1/14X1/13X1/12X1/11

TRIP

+

TRIP

TRIP

3∆∆∆∆I>

U4

X2/

1

X2/

2

X0/

1

X0/

2X

0/3

X0/

4

X0/

5X

0/6

X0/

7

X0/

8X

0/9

X0/

13X

0/14

X0/

15X

0/16

X0/

17X

0/18

X0/

19X

0/20

X0/

21

5 AN

X0/

25X

0/26

X0/

27

X0/

37

X0/

38X

0/39

I / O

Y / ∆

Y / ∆


U3

BS1BS2BS3BS4BS5

BS2BS1

1 A

5 AN

1 A

5 AN 1 A

5 AN

1 A

5 AN 1 A

5 AN 1 A

5 AN 1 A

5 AN 1 A

3∆∆∆∆I>>

∆∆∆∆I >02

≅≅≅≅

SP

A-Z

C_

Rx Tx

X1/17X1/16X1/15

TRIP

SERIALPORT

3I>I

∆∆∆∆I>BS3


Fig. 7. Aplicación del ejemplo 1.

Ejemplo 1.

22

La fase estabilizada y la fase instantánea delmódulo relé diferencial trifásico SPCD 3D53 seutilizan para proteger al transformador de po-tencia contra cortocircuitos y fallos de espiral deldevanado. En una situación de corriente deavalancha, la desconexión de la fase estabilizadaes inhibida por la función de bloqueo basada enel segundo armónico de la corriente diferencial.En los casos en los que no se permita que eltransformador sea desconectado de la red, enuna situación de sobreexcitación, se utiliza unadisposición de bloqueo basada en el quintoarmónico de la corriente diferencial.

Para la protección contra fallo de tierra deldevanado del lado de AT y BT se emplea elprincipio de corriente diferencial estabilizada oel principio de alta impedancia del módulo derelé SPCD 2D55. Cuando se utiliza el principiode corriente diferencial estabilizada, la fase I0>de tiempo inverso del módulo de relé SPCJ4D28 se puede utilizar como protección deapoyo en el lado de BT. El bloqueo basado en larelación entre el segundo armónico y el compo-nente de frecuencia fundamental de la corrientede neutro se permite tanto en el lado de ATcomo en el lado de BT. Si se utiliza el principiode alta impedancia en el lado de BT, no se puedeinstalar la protección de apoyo en la protecciónde fallo de tierra.

El módulo relé SPCJ 4D28 proporciona protec-ción trifásica de tres etapas y protección deapoyo por fallo de tierra. El módulo mide lascorrientes de fase en el lado de AT y la corrientedel neutro en el lado de BT. La fase I>>> desobrecorriente de tiempo diferido se configurapara funcionar en cortocircuitos que se produ-cen en el lado de AT del transformador. La faseI>> de sobrecorriente se configura para funcio-nar en cortocircuitos en los polos del lado de BTy sirve como apoyo en los cortocircuitos del

sistema de barra de bus del lado de BT. Haydisponible una facilidad de doblamiento auto-mático del valor de ajuste de la fase I>> encorrientes de avalancha de magnetización. Lafase I> de sobrecorriente del módulo se puedeemplear como protección de apoyo de fallo detierra en tiempo inverso en los alimentadores dellado de BT.

El bloqueo basado en el segundo armónico de lacorriente diferencial del módulo relé SPCD3D53 se puede utilizar para bloquear las fases I>e I>> de sobrecorriente del módulo de relé SPCJ4D28 en corrientes de avalancha de magneti-zación del transformador. El bloqueo está pro-gramado en el módulo de relé SPCD 3D53 parael relé de salida deseado, desde el que se vinculaa la entrada de control exterior BS1, BS2 o BS3.La entrada de control correspondiente se pro-grama para que bloquee el funcionamiento de lafase 1> y/o 1>> de sobrecorriente del módulo derelé SPCJ 4D28. El funcionamiento de la faseI>>> de sobrecorriente no será bloqueado.

En combinación con la protección de los trans-formadores de potencia conectados en Ynyn, sepuede utilizar la protección ∆I> de discontinui-dad de fase del módulo relé SPCJ 4D28 para lasupervisión de la red, al menos, como protec-ción de alarma. En este caso, debe tenerse encuenta que la protección de discontinuidad defase puede proporcionar, también, una señal dealarma en fallo de tierra.

Las señales de maniobra de la protección inte-grada contra fallo del interruptor de los módulosde relé están vinculadas a un relé de salida de altorendimiento que es capaz de operar el interrup-tor del circuito que precede al interruptor delcircuito del lado de AT en la dirección dealimentación.

Relé diferencial SPAD 346 C utilizado para la protección de un transformador de potenciaconectado en YNd11.

El principio de protección contra fallo en eldevanado y en la interespiral y el de proteccióncontra sobrecorriente es el mismo que en elejemplo 1. Se utiliza el principio de protecciónde alta impedancia del módulo SPCD 2D55para proteger a los devanados del lado de ATcontra los fallos de tierra.

La fase I0>, que opera con la característica detiempo inverso, del módulo de relé SPCJ 4D28

sirve como soporte a la protección de fallo detierra. Entonces, la corriente de neutro del trans-formador de conexión al neutro secundario dellado de AT se conectará a los terminales XO/37-38 o X0/37-39, tal como se ilustra en la figura.Cuando el punto de neutro del lado de AT estápuesto a tierra directamente, se puede utilizartambién la fase I0>> de tiempo diferido comoprotección de apoyo contra fallo de tierra.

Ejemplo 2.

23

X1/18

U1 IRF

+ -

U5

+

-

(~)

(~)Uaux

U6

BS1BS2BS3BS4BS5


SPAD 346 C

SS2

SS1

SS3

SS4

TS1

TS2

TS3

IRF

TS4

I / O

∆∆∆∆I >01

BS1

BS2

BS3

BS4

BS5

X1/1

X1/2

X1/3

X1/4

X1/5

X1/6

X1/7

X1/8

X1/9

X1/10

IRFX2/18X2/17X2/16

X2/14X2/15

X2/10X2/9

X2/13

X2/11X2/12

X2/8X2/7

X2/5X2/6

X2/3X2/4

+

+

+

+

+

+

+

+X1/14X1/13X1/12X1/11

TRIP

+

TRIP

TRIP

3∆∆∆∆I>

U4

X2/

1

X2/

2

X0/

1X

0/2

X0/

3X

0/4

X0/

5X

0/6

X0/

7

X0/

8X

0/9

X0/

13X

0/14

X0/

15X

0/16

X0/

17X

0/18

X0/

19X

0/20

X0/

21

5 AN

X0/

25X

0/26

X0/

27

X0/

37

X0/

38X

0/39

I / O

Y / ∆

Y / ∆


U3

BS1BS2BS3BS4BS5

BS2BS1

1 A

5 AN 1 A

5 AN 1 A

5 AN 1 A

5 AN 1 A

5 AN 1 A

5 AN 1 A

5 AN 1 A

3∆∆∆∆I>>

∆∆∆∆I >02

≅≅≅≅

SP

A-Z

C_

Rx Tx

X1/17X1/16X1/15

TRIP

SERIALPORT

3I>I

∆∆∆∆I>BS3


L1

L2

L3

P1P2

S1S2

S1

S2

P1

P2

S1

S2

P1

P2

P1P2

S1S2

YNd11


El principio de corriente de neutro se programapara ser utilizado en el lado de BT del módulo derelé SPCD 2D55. Entonces, se puede utilizar lafunción de bloqueo basada en el segundo armó-nico de la corriente de neutro. La función debloqueo se puede utilizar para bloquear las fasesI0> y I0>> del módulo de relé SPCJ 4D28 ensituaciones de corriente de avalancha del trans-

formador. En el módulo de relé SPCD 2D55, elbloqueo se programa al relé de salida deseadodesde el que se vinculará, externamente, a laentrada de control BS1, BS2 o BS3. La entradade control correspondiente se programa paraque bloquee la operación de la fase de fallo detierra deseada del módulo SPCJ 4D28.

24

Ejemplo 3. Relé diferencial SPAD 346 C utilizado para la protección de un transformador de potenciaconectado en YNd11 y de un transformador de puesta a tierra conectado en zig-zag.

La protección contra fallo del devanado y elinterespiral y la protección contra sobrecorrientese disponen de la misma forma que en el ejemplo1. Para la protección de fallo de tierra se puede

utilizar el principio de alta impedancia o elprincipio de corriente diferencial estabilizada.La figura siguiente muestra la conexión cuandose utiliza el principio de alta impedancia.

X1/18

U1 IRF

+ -

U5

+

-

(~)

(~)Uaux

U6

BS1BS2BS3BS4BS5


SPAD 346 C

SS2

SS1

SS3

SS4

TS1

TS2

TS3

IRF

TS4

I / O

∆I >01

BS1

BS2

BS3

BS4

BS5

X1/1

X1/2

X1/3

X1/4

X1/5

X1/6

X1/7

X1/8

X1/9

X1/10

IRFX2/18X2/17X2/16

X2/14X2/15

X2/10X2/9

X2/13

X2/11X2/12

X2/8X2/7

X2/5X2/6

X2/3X2/4

+

+

+

+

+

+

+

+X1/14X1/13X1/12X1/11

TRIP

+

TRIP

TRIP

3∆I>

U4

X2/

1

X2/

2

X0/

1X

0/2

X0/

3X

0/4

X0/

5X

0/6

X0/

7X

0/8

X0/

9

X0/

13X

0/14

X0/

15X

0/16

X0/

17X

0/18

X0/

19X

0/20

X0/

21

5 AN

X0/

25

X0/

26X

0/27

X0/

37

X0/

38X

0/39

I / O

Y / ∆

Y / ∆


U3

BS1BS2BS3BS4BS5

BS2BS1

1 A

5 AN 1 A

5 AN

1 A

5 AN 1 A

5 AN 1 A

5 AN

1 A

5 AN 1 A

5 AN 1 A

3∆I>>

∆I >02

≅

SPA

-ZC

_

Rx Tx

X1/17X1/16X1/15

TRIP

SERIALPORT

3I>I

∆I>BS3


L1

L2

L3

P1P2

S1S2

S1

S2

P1

P2

S1

S2

P1

P2

YNd11

S2S1

P2P1


25

Instruccionesde ajuste

Módulo de relédiferencialtrifásicoSPCD 3D53

Una tabla del manual del módulo de relé dife-rencial muestra los ajustes de adaptación delgrupo de vectores correspondientes a los gruposde vectores de los transformadores de potenciamás generales. La adaptación del grupo vectorque se muestra en la tabla está programadadentro del módulo de relé por medio de inte-rruptores del grupo de conmutación SGF1.Para poder utilizar la tabla, deben conocer elgrupo vector del transformador de potencia quese va a proteger y el tipo de conexión de lostransformadores de corriente, que ha de serconsiderado también en la protección de losgeneradores.

En la aplicación del ejemplo 1 (Fig. 7), lostransformadores de corriente de fase están co-nectados con el tipo de conexión I, en cuyo caso,la diferencia de fase de las corrientes de fase dellado de AT y BT aplicadas al relé será de 180°.La diferencia de fase es adaptada en el módulo derelé diferencial del lado de BT (SGF1/3=1, SGF1/4=1 y SGF1/5...8=0). Los puntos de neutrode los devanados del lado de AT y BT deltransformador están puestos a tierra, por lo queel componente de secuencia cero, que tienelugar en los fallos de puesta a tierra fuera de lazona protegida, se configura para ser eliminadode las corrientes de fase del lado de AT y BT(SGF1/1=1, SGF 1/2=1). El sumatorio del gru-po de conmutación SGF1 será 15.

En la aplicación del ejemplo 2 (Fig. 8), la co-nexión de los transformadores de corriente estáde acuerdo con el tipo de conexión II, por lo quela conexión de los transformadores de corrienteno produce diferencia de fase entre las corrientesvinculadas al relé. En el lado de AT, el compo-nente de secuencia cero de las corrientes de fasees eliminado en la adaptación de la diferencia defase en la conexión en delta implementada nu-méricamente (SGF1/6=1, SGF1/7=0 y SGF1/8=1). El sumatorio del grupo de conmutaciónSGF1 será 160.

Si la adaptación del grupo vector requerido noapareciera en la tabla, se configurará la adapta-ción del grupo vector por medio de tablas adi-cionales. Todos los grupos vectores de los trans-formadores de doble devanado se pueden adap-tar en el módulo de relé al margen del método depuesta a tierra del transformador y de la red.

El ajuste de la adaptación del grupo vector quese muestra en el ejemplo de aplicación 3 (Fig. 9)tiene en cuenta no solamente el grupo vector deltransformador principal sino también el trans-formador de puesta a tierra de la zona protegidaen el lado de BT. La conexión de los transforma-dores de corriente de fase está de acuerdo con el

tipo de conexión I. En la zona protegida, hay unpunto de neutro puesto a tierra, tanto en el ladode AT como en el de BT, por lo que el compo-nente de secuencia cero de las corrientes de faseha de considerarse para la adaptación del grupovector. En el lado de AT, el componente desecuencia cero es eliminado de la adaptación dediferencia de fase (SGF1/6=0, SGF1/7=1 ySGF1/8=0). En el lado de BT, el componente desecuencia cero se ha de configurar para que seacalculado y eliminado de las corrientes de fase deforma separada (SGF1/1=1). El sumatorio delgrupo de conmutación SGF1 será 65.

Si la corriente nominal del primario de lostransformadores de corriente con lado de AT yBT no es igual a la corriente nominal del trans-formador de potencia del lado correspondiente,se utilizan los ajustes I1/In y I2/In para corregirlas relaciones de transformación. En el ejemplo,la corriente nominal del transformador de po-tencia es 40 MVA y la tensión nominal es 110kV/ 10.5 kV. La relación de transformación delos transformadores de corriente con lado de ATes 300 A/1 A y la de los transformadores decorriente con lado de BT es 2500 A/5A.

La corriente nominal del lado de AT I1n deltransformador de potencia es

I1n = = = 210 A

Consecuentemente, la corriente del nominal dellado de BT I2n es

I2n = = = 2199 A

Los valores de ajuste para la corrección de larelación de transformación se calculan en base aestas corrientes nominales y a las corrientesnominales del primario de los transformadoresde corriente con lado de AT y BT:

I1/In = 210 A / 300 A = 0.70 yI2/In = 2199 A / 2500 A = 0.88

El ajuste básico P/In se usa para establecer lasensibilidad máxima del relé diferencial. Esteajuste tiene en cuenta las corrientes diferencialescausadas por una situación sin carga y por unapequeña sobreexcitación del transformador. Sepuede utilizar también el ajuste básico parainfluenciar el nivel de la característica de toda laoperación. El ajuste básico P/In para la protec-ción del transformador es normalmente 20...40%. En la protección del generador, el ajustebásico es normalmente 5...20%.

40 MVA√

–3 x 10.5 kV

Sn√

–3 U2n

Sn√

–3 U1n

40 MVA√

–3 x 110 kV

26

Cuando se establezca la relación S de arranque,se habrán de tener en cuenta la clase de precisiónde los transformadores de corriente que se va autilizar, los factores de límite de precisión co-rrespondientes al régimen real de los transfor-madores de corriente, la gama de regulación delvariador de transformación del transformadorde potencia y la localización del punto críticosecundario I2tp/In de la característica de opera-ción. Cuanto más grandes sean los errores de lostransformadores de corriente utilizados, másgrande será el valor de S. Si, por ejemplo, la clasede precisión de los transformadores de corrientecon lado de AT y BT es 5P, el error compuesto,con corriente de primario nominal de límite deprecisión, sería 5% máximo en ambos lados.

Las relaciones de transformación de los transfor-madores de corriente en el lado de AT y BT deltransformador de potencia se adaptan normal-mente para que correspondan con la posiciónmedia del variador de transformación. El errormáximo se producirá por la posición del variadorde transformación cuando éste se encuentre en laposición extrema. un factor de ajuste para larelación de arranque es la gama de relación delvariador de transformación, que puede ser, porejemplo, ±9 x 1.67% = 15%. Otro factor quedebe ser tenido en cuenta en el ajuste de la relaciónde arranque es el error producido por los transfor-madores de adaptación del relé y por la inexacti-tud de los convertidores de A/C. Este error esaproximadamente un 2% como máximo.

La relación de arranque se configura por mediode los factores de ajuste antes mencionados. Enel caso del ejemplo, el valor de ajuste apropiadode la relación de arranque es 25...35%. Si losfactores de límite de precisión correspondientesal régimen real de los transformadores de co-rriente que se van a utilizar en el lado de AT y BTse desviaran claramente entre si, a la relación dearranque S se le debe dar un valor mayor que enlos casos en los que los factores de límite y deprecisión correspondientes son casi los mismos.

El ajuste I2tp/In del punto crítico secundario dela característica de operación influye en la sensi-bilidad de desconexión a valores superiores a lacorriente nominal. Si la corriente de cortocircui-to está alimentada principalmente en una direc-ción, con fallo produciéndose en la zona prote-gida, el ajuste adecuado de I2tp/In será 2,0...2,5.Si la corriente de cortocircuito se alimentara dellado de AT y del lado de BT, cuando se produceun fallo en la zona protegida, al punto crítico

secundario se la puede dar un valor inferior sinque la sensibilidad sea reducida. En la protec-ción del transformador de bloqueo del genera-dor, la potencia de cortocircuito es alimentadanormalmente en dos direcciones y entonces,cuando se produce un fallo en la zona de protec-ción, la diferencia de fase de las corrientes au-menta mientras que la corriente de estabiliza-ción disminuye. En el caso del transformador debloqueo, el ajuste recomendado de I2tp/In será1.5...2.0.

El límite Id/In>> de desconexión instantánea seconfigura de forma tal que el módulo de relédiferencial no se desconecte cuando se activa decorriente el transformador. La fase instantánease desconecta cuando el componente de fre-cuencia fundamental de la corriente diferencialsupera el límite Id/In>> de desconexión estable-cido, o cuando el valor instantáneo de la corrien-te diferencial supera el límite 2,5 x Id/In>>.Cuando la corriente diferencial es inferior a 2.5 xId/In>>,el componente de CC y los armónicosde corriente no afectan a la operación del relé.Normalmente, el valor de cresta de la corrientede avalancha asimétrica del transformador depotencia es considerablemente mayor que elvalor de cresta de la corriente de avalanchasimétrica. Con corriente de avalancha asimétrica,el componente de CC es grande. La amplituddel componente de frecuencia fundamental es,normalmente, la mitad del valor de creta de lacorriente de avalancha. De esta forma, el valorde desconexión instantánea Id/In>> del relé sepuede ajustar por debajo del valor de cresta de lacorriente de avalancha asimétrica. En la protec-ción de los transformadores de potencia, el valorde ajuste de la fase de corriente diferencialinstantánea es normalmente 6...10. En la pro-tección de generadores, el valor de ajuste ade-cuado para la desconexión instantánea es 5...8.

El bloqueo de la fase estabilizada, basado en larelación entre el segundo armónico y el compo-nente de frecuencia fundamental de la corrientediferencial, es activado cuando el interruptorSGF2/1 = 1. En la protección de transformado-res de potencia, el bloqueo debe estar siempreactivado. El ajuste apropiado de relación debloqueo Id2f/Id1f> en la protección de transfor-madores de potencia es normalmente 15%.Cuando SGF2/2 = 1, el tiempo de maniobra delrelé no es más largo en una situación en la que eltransformador está conectado con fallo de tierraen la zona protegida.

27

El bloqueo, basado en el segundo armónico dela corriente diferencial, debe ser permitido en elrelé diferencial de un generador en aquellassituaciones en las que un transformador debloqueo o un transformador de potencia relati-vamente grandes se activan de corriente a travésdel generador después de la sincronización. Lacorriente de avalancha que pasa por el generadorpuede saturar los transformadores de corriente,con lo que se produce corriente diferencial que,normalmente, contiene una gran cantidad dearmónicos secundarios. En esta situación, losajustes principal y secundario del relé pueden serutilizados. En una situación de conexión, losajustes reales del módulo de relé diferencial sonsustituidos por los ajustes secundarios en los queel bloqueo está activado. Después de la amorti-guación de la corriente de avalancha, se utilizanlos ajustes principales que no permiten la fun-ción de bloqueo.

Cuando se ajuste el bloqueo del quinto armóni-co, se debe especificar si se ha de permitir elbloqueo (SGF2/3=0 y SGF2/4=0), si única-mente la relación de bloqueo Id5f/Id1f> (SGF2/3=1 y SGF2/4=0) ha de ser configurada para elmódulo de relé diferencial, o si se han de confi-gurar tanto la relación de bloqueo Id5f/Id1f>como la relación de desbloqueo Id5f/Id1f>>(SGF2/3=1 y SGF2/4=1). En el último casomencionado, la operación de fase estabilizadaserá bloqueada sin la relación entre el quintoarmónico y el componente de frecuencia funda-mental de la corriente diferencial está entre losvalores de ajuste Id5f/Id1f> y Id5f/Id1f>>. Si seutiliza únicamente la facilidad de bloqueo, larelación de bloqueo se establecerá lo suficiente-mente alta como para impedir que el módulobloquee su operación con sobretensiones eleva-das, lo que podría causar daños al transforma-dor.

Módulo de reléde fallo de tierraSPCD 2D55

El tipo de protección de fallo de tierra que se va autilizar en el lado de AT y BT del transformadorse selecciona con los interruptores de configura-ción SGF1/1...8. Las posiciones de los interrup-tores correspondientes a los distintos principiosde protección se indican en el manual del módu-lo.

Los ajustes básicos P1/In y P2/In se usan paraseleccionar el valor de arranque de la protecciónde fallo de tierra. Cuando se utiliza el principio decorriente diferencial estabilizada numérica, el ajus-te influye en el nivel de la característica de toda laoperación.

Cuando se utiliza el principio de corriente diferen-cial estabilizada, el ajuste del tiempo de maniobrat01> o t02> debe ser más largo que la constante detiempo de CC de la red. Cuanto más bajo sea elajuste básico, más largo debe ser el ajuste de tiempode maniobra. Si se utiliza la protección de tipo dealta impedancia, el tiempo de maniobra del módu-lo de relé de fallo de tierra se debe configurar al valormínimo, es decir, 0,03 s.

Cuando el principio de protección se basa en lacorriente residual de las corrientes de fase, eltiempo de maniobra ha de ser los suficientementelargo (hasta varios segundos) para evitar la desco-nexión no deseada debida a las corrientes deavalancha asimétricas o a la corriente de arranqueque pasa por el elemento protegido.

La conexión de los TC de fase y de los TC deconexión al neutro puede producir un desplaza-miento de fase de 180º entre la corriente residualde las corrientes de fase y la corriente de neutro enfallos de tierra externos (vea fig. 6 en el manual delmódulo SPCD 2D55). Cuando se utiliza el prin-

cipio de corriente diferencial estabilizada, la dife-rencia de fase ha de ser adaptada en el módulo derelé (interruptores SGF2/1 y SGF2/2).

Cuando se utiliza el principio de corriente dife-rencial, las correcciones de relación de transfor-mación I01/In, I02/In, I1/In e I2/In se configurande la misma forma que la corrección de relaciónde transformación del módulo de relé diferencial.Los ajustes se pueden utilizar también para escalarlos valores de arranque cuando se utilizan otrosprincipios de protección.

Los ajustes I01/∑I1 e I02/∑I2 se determinan enbase a la impedancia de secuencia cero del trans-formador y de la red de alimentación. Si el puntode neutro del transformador está puesto a tierradirectamente, la corriente de fallo de tierra y larelación entre la corriente del neutro y la corrienteresidual de las corrientes de fase son, generalmen-te, mayores que en una situación en la que elpunto de neutro correspondiente está puesto atierra a través de un resistor o una bobina dereactancia. Cuando el punto de neutro del trans-formador de potencia está puesto a tierra directa-mente, el ajuste recomendado es 5...15%. Laposición del fallo de tierra en el devanado, asícomo también el número y posición de los otrospuntos de neutro de la red, afectan a la distribu-ción de la corriente de fallo de tierra.

Se debe utilizar el bloqueo basado en la relaciónentre el segundo armónico y el componente defrecuencia fundamental de la corriente de neutroen combinación con el principio de corrientediferencial estabilizada y el principio de corrientede neutro. El bloqueo es activado por los ajustesde los interruptores SGF2/3=1 y SGF2/4=1. Loslímites de bloqueo son, generalmente, 20...30%.

28

Módulo de relécombinado desobrecorriente y fallode tierra SPCJ 4D28

Los ajustes del módulo de relé combinado desobrecorriente y fallo de tierra dependen delelemento que se ha de proteger y del uso de lasfases de protección. Las fases de ajuste bajo (I>e I0>) pueden tener una característica de opera-ción de tiempo diferido o de tiempo inverso.Para la operación de tiempo inverso (IDMT)hay disponibles cuatro características de tiem-po/corriente estandarizadas internacionalmentey dos características de tiempo/corriente de tipoespecial. El interruptor SGF1 se utiliza paraseleccionar el modo de operación y la caracterís-tica tiempo/corriente. La operación de las fasesde ajuste alto I>>, I>>> e I0>> se basa únicamen-te en la característica de tiempo diferido. Laoperación de las fases individuales se puedebloquear por medio de los interruptores deconfiguración correspondientes.

En la protección de transformadores, el ajuste delas fases de sobrecorriente debe ser, como míni-

mo, 1,5 x In, para poder utilizar la capacidad desobrecarga del transformador. El valor de ajustede la fase de ajuste alto I>> se puede configurarpara que se doble automáticamente cuando eltransformador es activado de corriente. Se pue-de bloquear la operación de las fases desobrecorriente I> e I>> y las fases de fallo detierra I0> e I0>> por medio de las señales decontrol BS1, BS2 y BS3. Los interruptores SGB1/1...4, SGB2/1...4 y SGB3/1...4 se usan paraconfigurar las señales de bloqueo.

La señal de bloqueo BS1 se puede utilizar,cuando sea requerido, para bloquear la opera-ción de protección ∆I> de discontinuidad defase del módulo de relé SPCJ 4D28. El interrup-tor SGB1/6 se utiliza para configurar el bloqueo.La supervisión de protección de discontinuidadde fase se puede configurar fuera de operación(SGF3/1).

Puesta a punto El módulo de relé diferencial SPCD 3D53 escapaz de medir con fiabilidad las amplitudes delas corrientes de fase y de las corrientes diferen-ciales, los ángulos de fase entre las corrientes defase y las diferencias de fase de las corrientes defase del lado de AT y BT cuando la corrientealimentada al relé es superior al 1% de la corrien-te nominal. Incluso con corrientes más bajas, esposible medir las diferencias de fase. Las ampli-tudes y ángulos de fase medidos se visualizan enla pantalla del módulo. Las amplitudes estánexpresadas como valores relativos (x In y % In).Los valores visualizados tienen en cuenta laadaptación del grupo vector y la corrección derelación de transformación configurada para elrelé.

Después del montaje, se podrá hacer la pruebasiguiente de baja tensión en el relé para compro-bar las conexiones, secuencia de fase, adaptacióndel grupo vector y corrección de la relación detransformación del relé diferencial. Conecte bajatensión trifásica a los polos del primario de lostransformadores de corriente en el lado de AT

del transformador de potencia de forma tal quelos transformadores de corriente con lado de ATqueden incluidos en el circuito. Realizando uncortocircuito trifásico en el lado de BT deltransformador de forma tal que los transforma-dores de corriente con lado BT queden inclui-dos en el circuito, se introduce en el relé unacorriente trifásica de algunos mAs.

Durante la prueba, las amplitudes de corriente yángulos de fase del lado de AT y BT medidos porel módulo de relé se muestran para las fasesindividuales en la pantalla del módulo de relédiferencial (o sobre el bus serie). Si la conexión,adaptación del grupo vector y correcciones derelación de transformación del relé son correc-tas, se aplicará lo siguiente a cada fase:

- las corrientes de fase son igualmente altas- las corrientes diferenciales son 0%- las diferencias de fase de las corrientes de fase

del lado de AT y BT son 0%- las diferencias de fase entre las corrientes de

fase del mismo lado son 120°

29

El relé debe ser sometido a pruebas regulares deacuerdo con las normas e instrucciones en vigoren el país. El fabricante recomienda un intervalode cinco años entre cada prueba.

Se recomienda que la prueba sea realizada comoprueba secundaria. En este caso, el relé debe serdesconectado durante el procedimiento de prue-ba. No obstante, se recomienda comprobar tam-bién el estado de los circuitos de señales y dedesconexión.

AVISO!No abra los circuitos secundarios de los transfor-madores de corriente cuando desconecte y prue-be el relé, puesto que la alta tensión producidapuede ser letal y podría dañar el aislamiento.

La prueba deberá realizarse utilizando los valo-res normales de ajuste del relé y las entradas deactivación de corriente utilizadas. En los casosen que se requiera, la prueba se podrá ampliar,incluyendo otros valores de ajuste.

Dado que los ajustes de los módulos de relésvarían en función de las diferentes aplicaciones,estas instrucciones describen el procedimientode prueba con carácter general. Para las pruebasse podrán utilizar las unidades de alimentaciónde corriente e instrumentos normales para me-dir la corriente y los tiempos.

Durante el procedimiento de prueba, el reléregistra las corrientes y las operaciones del relé.Se deben leer los registros antes de comenzar laprueba y durante la propia prueba.

Durante la prueba puede que sea necesariocambiar los ajustes del relé. Se recomienda uti-lizar un programa de PC que lea los ajustes delrelé antes de comenzar la prueba, para asegurarsede que se restablezcan los ajustes originales cuan-do la prueba haya finalizado.

Prueba

Prueba del módulodel relé diferencialSPCD 3D53

Se deberán probar los valores y funciones si-guientes de la fase 3∆I> de corriente diferencialestabilizada y de la fase 3∆I>> de corrientediferencial instantánea:

- valor de maniobra (a medir en las tres fases)- tiempo de maniobra (a medir en una fase,

como mínimo)- indicación de operación y operación de los

relés de salida

Nota!Cuando se pruebe el módulo de relé diferencialtrifásico, se habrán de tener en cuenta el efectode la adaptación del grupo vector, la eliminacióndel componente de secuencia cero y de las co-rrecciones de relación de transformación en elfuncionamiento de la fase de corriente diferen-cial estabilizada y de la fase de corriente diferen-cial instantánea.

Si se ha elegido la adaptación del grupo vectorYd para el lado de AT o de BT, la corrientemedida por el módulo de relé para el ladocorrespondiente será, después de la adaptacióndel grupo vector, 1/√

–3 de la corriente aplicada al

relé en prueba monofásica.

Ejemplo 1. Adaptación del grupo vector de untransformador de potencia conectado en Ynd11en el lado de AT. La conexión del TC de acuerdocon el tipo II.

-IL1m =

-IL2m =

-IL3m =

En la prueba monofásica, las corrientes inyecta-das en el lado de AT son IL1 = 1 A, IL2 = 0 A eIL3 = 0 A. Después de la adaptación del grupovector, las amplitudes de las corrientes son IL1m= 0.58 A, IL2m = 0 A e IL3m = 0.58 A.

Si se ha seleccionado el componente de secuen-cia cero para ser reducido numéricamente de lascorrientes de fase en el lado de AT o en el ladode BT, es decir, SGF1/1 = 1 o SGF1/2 = 1, lacorriente medida por el módulo de relé en eselado será 2/3 de la corriente aplicada al relé enprueba monofásica.

-IL1 –

-IL2

√–3

-IL2 –

-IL3

√–3

-IL3 –

-IL1

√–3

30

Fase 3∆I>> decorriente diferencialinstantánea

La prueba del módulo deberá comenzarse con lafase 3∆I>>.de corriente diferencial. Para impe-dir la operación de la fase diferencial estabilizadadurante la prueba de la fase de corriente diferen-cial, se deberá desconectar su señal de maniobraen los relés de salida, es decir, los relés del grupode conmutación SGR1 deberá ser colocados enla posición 0. Alternativamente, se podrá inhibirla operación de la fase aplicando una señal debloqueo externa a la fase.

La operación de la fase de corriente diferencialinstantánea no está estabilizada. La fase instan-tánea se puede probar aplicando una o dos

corrientes al relé. Cuando se utilizan dos co-rrientes, se deberá tener en cuenta que el valor deajuste requerido para la operación de la faseinstantánea ha de ser reducido en un 50% si lacorriente de estabilización (promedio de lascorrientes del lado de AT y BT) calculada por elmódulo de relé cae por debajo del 30% de lacorriente diferencial (la diferencia entre las co-rrientes del lado de AT y del lado de BT).

Cuando haya sido probada la fase de corrientediferencial instantánea, se deberán restablecerlos ajustes originales.

Adaptación del grupo Eliminación secuencia Corriente visualizadavector lado AT cero por separado por el módulo de relé

Yy No x

Yy Si x x

Yd No x x

Ejemplo 2. En el lado de AT del transformadorconectado Ynyn, la corriente de secuencia cerose ajusta para que sea eliminada de la formasiguiente (SGF1/2 = 1):

IL1m = -IL1 – x (

-IL1 +

-IL2 +

-IL3)

-IL2m =

-IL2 – x (

-IL1 +

-IL2 +

-IL3)

-IL3m =

-IL3 – x (

-IL1 +

-IL2 +

-IL3)

En la prueba monofásica, las corrientes inyecta-das en el lado de AT son IL1 = 1 A, IL2 = 0 A eIL3 = 0 A. Después de la eliminación de lacorriente de secuencia cero, las corrientes sonIL1m = 0.67 A, IL2m = 0.33 A e IL3m = 0.33 A.

La tabla siguiente muestra cómo afectan losajustes del lado de AT del módulo de relé a losvalores medidos en la prueba monofásica. I es lacorriente monofásica (A) aplicada al relé, In es lacorriente nominal (1 A o 5 A) el transformadorde adaptación e I1/In es el ajuste de corrección dela relación de transformación del lado de AT (Elajuste del lado de AT correspondiente es I2/In).

13

13

13

I 1In I1/In

I 1 2In I1/In 3

I 1 1In I1/In √

–3

31

Parte de la Corriente Ib/In Corriente diferencial Id/In requeridacaracterística de estabilización para operaciónde operación

1 0...0.5 P/In

2 0.5...I2tp/In P/In + S x (Ib/In – 0.5)

3 > I2tp/In P/In + S x (I2tp/In – 0.5) + (Ib/In – I2tp/In)

Nota! Cuando se utilice la tabla, se habrá detener en cuenta el efecto de la corrección derelación de transformación, la adaptación delgrupo vector y la eliminación del componentede secuencia cero en las corrientes que se aplica-rán al relé.

Se requiere equipo especial para probar los blo-queos basados en la relación entre el segundoarmónico y el componente de frecuencia funda-mental, o entre el quinto armónico y el compo-

nente de frecuencia fundamental de la corrientediferencial. Cuando se pruebe el bloqueo delsegundo armónico, se tendrán en cuenta losfactores de ponderación 4,1 y 1 a utilizar entrelas diferentes fases. Durante la prueba de blo-queo basada en el segundo armónico de lacorriente diferencial, se habrá de suprimir elalgoritmo de inhibición de bloqueo basado en laforma de onda de la corriente diferencial, esdecir, el interruptor SGF2/2 debe ser puesto acero.

La fase de corriente diferencial estabilizada sepuede probar aplicando una o dos corrientes alrelé. Si se utiliza una corriente, las entradas decorriente de fase del lado de AT y BT se pruebanuna a una, hasta que hayan sido probadas las seisentradas.

Se han de utilizar dos corrientes para verificar lacaracterística de operación de la fase de corrientediferencial estabilizada del módulo. Se debeseleccionar, al menos, un valor de corriente deestabilización de cada una de las tres partes de lacaracterística de operación. Aplique la corrienteal lado de AT y al lado de BT en una fase deforma que las corrientes calculadas por el módu-lo de relé sean, inicialmente, las mismas. En

principio, la corriente diferencial es cero y lacorriente de estabilización es el promedio de lascorrientes aplicadas. Seguidamente, incrementela corriente diferencial elevando una corriente ydisminuyendo la otra de manera que la corrientede estabilización permanezca constante.Incremente la corriente diferencial hasta que elmódulo opere cuando esta corriente diferencialsupere el valor de la característica de operación.Repita la prueba en las tres fases. La prueba sepuede realizar también elevando una corriente ymanteniendo la otra a valor constante.

La tabla siguiente muestra la corriente diferen-cial requerida para la operación de las distintaspartes de las característica de operación.

Tiempos de maniobra Aplique corriente al relé cerrando el interruptorde corriente de forma que la corriente diferen-cial sea el doble aproximadamente, de la corrien-te diferencial requerida para operación. Des-pués, mida el tiempo de maniobra, es decir, eltiempo transcurrido desde el cierre del interrup-tor hasta que el relé opera. Los tiempos demaniobra de la fase de corriente diferencial

instantánea y de la fase de corriente diferencialestabilizada, más el tiempo de maniobra selec-cionado para la protección de fallo del interrup-tor de circuito, se pueden probar por separado.El tiempo de maniobra de la fase de corrientediferencial instantánea se puede probar a distin-tos niveles de corriente diferencia, es decir, 1,5 xId/In>> y 4 x Id/In>>.

Indicadores deoperación, señalesde alarma yde desconexión

Compruebe que los indicadores de operación ylos relés de salida (alarma y alto rendimiento)funcionan correctamente durante la prueba delmódulo de relé.

Fase 3∆I> decorriente diferencialestabilizada

32

Prueba el principio de alta impedancia metien-do corriente en la entrada de corriente del neu-

tro del relé. El valor de arranque del módulo seráigual al ajuste básico del lado correspondiente.

Pruebe el principio de sobrecorriente residualmetiendo corriente en las entradas de corrientede fase, una a una. Aumente la corriente hasta

que el módulo arranque. El valor de arranquedel módulo será igual al ajuste básico del ladocorrespondiente.

Pruebe el principio de corriente del neutro me-tiendo corriente en la entrada de corriente delneutro del lado correspondiente. Aumente la

corriente hasta que el módulo arranque. El valorde arranque del módulo será igual al ajustebásico del lado correspondiente.

Prueba del principiode alta impedancia

Prueba del principiode sobrecorrienteresidual

Prueba del principiode corriente delneutro

Pruebe los valores y funciones siguientes de lasfases de protección ∆I01 y ∆I02:- valor de arranque- tiempo de maniobra- indicación de operación y operación de los

relés de salida

Nota! La protección de fallo de tierra para el ladode AT y para el lado de BT es idéntica, por lo que

se prueban de la misma forma. El procedimientode prueba dependerá de el principio de protec-ción empleado. Para seleccionar el principio deprotección del lado de AT y BT se emplean losinterruptores SGF1/1...8. Cuando se pruebe elmódulo, se tendrá en cuenta el efecto de losajustes de corrección de la relación de transfor-mación en las corrientes calculadas por el módu-lo de relé.

Prueba del módulode relé de fallo detierra SPCD 2D55

Prueba del principiode corrientediferencialestabilizada

El principio de corriente diferencial estabilizadase prueba aplicando una o dos corrientes al relé.Cuando se usa una corriente, inyecte la corrienteen la entrada I01 o I02 de corriente del neutro. Lacorriente del neutro no afecta a la corriente deestabilización. Aumente la corriente hasta que elmódulo arranque. El valor de arranque del mó-dulo es el mismo que el ajuste básico del ladocorrespondiente.

Cuando se pruebe el principio de corrientediferencial utilizando dos corrientes, inyecteuna corriente en la entrada de corriente de fasey la otra en la entrada de corriente de neutro delmismo lado. Entonces, la corriente residual cal-culada por el módulo de relé será la misma quela corriente inyectada en la entrada de corrientede fase. En pruebas monofásicas, la corriente deestabilización calculada por el módulo de relé(promedio de las amplitudes de las corrientestrifásicas) será 1/3 de la corriente de fase aplicadaal relé. Repita la prueba en cada entrada decorriente de fase.

La diferencia de fase de las corrientes aplicadas alrelé deben ser tenidas en cuenta en la prueba(consulte las funciones de los interruptoresSGF2/1 y SGF2/2 en el manual para el módulode relé de fallo de tierra y la especificación delsigno del término cosϕ.

El módulo arrancará cuando se cumplan lascondiciones siguientes al mismo tiempo:- la relación de corriente del neutro y de corrien-

te residual de las fases de corriente es superioral ajuste I01/∑I1 del lado de AT o al ajuste I02/∑I2 del lado de BT.

- la corriente diferencial direccional supera elvalor de las características de operación

- el bloqueo basado en el segundo armónico y elbloqueo exterior no impiden el arranque

Nota!Cuando el ajuste I01/∑I1 o el ajuste I02/∑I2 sonsuperiores al 0%, el valor mínimo de la corrientede neutro requerida para desconexión de eselado será 2% de la corriente nominal.

El criterio direccional cosϕ siempre que la co-rriente residual o la corriente de neutro del ladocorrespondiente sea inferior al 4% de la corrien-te nominal

Verifique la característica de operación del prin-cipio de corriente diferencial estabilizada selec-cionando un punto en cualquier parte de lacaracterística. Mantenga la corriente de estabili-zación a valor constante e incremente la corrien-te diferencial hasta que el módulo arranque.

Se requiere equipo especial para probar los blo-queos basados en la relación del segundo armó-nico y del componente de frecuencia fundamen-tal de la corriente de neutro.

33

Aplique una corriente de 1,5...2 veces la corrien-te requerida para arrancar el módulo, cerrandoel interruptor de corriente. Mida el tiempo demaniobra, es decir, el tiempo transcurrido desdeel cierre del interruptor hasta que el módulo de

relé opera. Los tiempos de maniobra deben estardentro de las tolerancias especificadas. El tiem-po de maniobra de la protección contra fallo delinterruptor de circuito se debe probar por sepa-rado.

Compruebe que los indicadores de operación ylos relés de salida funcionan correctamente du-rante la prueba del módulo de relé.

Tiempos de maniobra

Indicadores deoperación, señales dealarma y maniobra

Prueba del módulode relé combinadode sobrecorriente yde fallo de tierraSPCJ 4D28

Cuando se pruebe el módulo de relé SPCJ4D28, se debe tener en cuenta que el módulomide el lado de AT del transformador o lascorrientes de fase del lado del punto neutro delgenerador, es decir, las corrientes de fase conec-tadas a los terminales X0/1...9 y la corriente deneutro del lado de BT del transformador, esdecir, la corriente de neutro conectada a losterminales X0/37...39.

Las pruebas deben incluir los valores y funcionessiguientes de las fases de protección (I>, I>>,I>>>, I0>, I0>>, ∆I>) utilizados:

- valor de arranque (para las fases de ajuste altoque se deben medir en las tres fases)

- valor de restablecimiento (cuando se desee/requiera)

- tiempo de arranque (para una fase)- tiempo de maniobra (para una fase)- tiempos de restablecimiento (cuando se desee/

requiera)- indicación de operación, apertura y señaliza-

ción del interruptor de circuito

Valor de arranque:Compruebe el valor de arranque elevando lacorriente, comenzando desde cero, hasta que elrelé arranque. El valor de arranque debe de estardentro de las tolerancias permitidas.

Para medir el valor de reajuste, eleve la corrientelo suficiente para hacer arrancar al relé. Seguida-mente, disminuya la corriente hasta que el relé serestablezca.

Cuando se prueban relés de protección multifase,la operación de las fases de ajuste bajo puedeperturbar la prueba de las fases de ajuste alto. Enconsecuencia, es necesario inhibir o retrasar,generalmente, la operación de las fases de nivelde corriente inferiores cambiando sus valores deajuste a fin de permitir la prueba de las fases deajuste alto. En este caso, se recomienda comen-zar la prueba en la fase con el ajuste de corrientemás elevado y después pasar a las fases de co-rriente menores. De esta forma, los ajustes ori-ginales de las fases se restablecen durante laprueba.

Aplique una corriente de aproximadamente1,5...2 veces el ajuste de la fase de protección,cerrando el interruptor de corriente. Mida eltiempo de maniobra, es decir, el tiempo transcu-rrido desde el cierre del interruptor hasta que elrelé opera. Los tiempos de maniobra deben estardentro de las tolerancias permitidas. Cuando se

midan tiempos inversos, las mediciones se pue-den realizar con varios valores de corriente (porejemplo, 2 x y 10 x el valor de ajuste).

El tiempo de restablecimiento es el tiempo desdela apertura del interruptor de corriente hasta queel relé se restablece.

Tiempos de arranquey de maniobra

Indicadores deoperación, señales dealarma y de maniobra

Compruebe que los indicadores de operación ylos relés de salida (señalización y desconexión)funcionan correctamente durante la prueba delmódulo de relé.

34

Mantenimientoy reparaciones

Cuando el relé de protección se usa en lascondiciones especificadas en "datos técnicos"prácticamente no necesita mantenimiento. Elrelé no incluye piezas o componentes sensibles aldesgaste físico o eléctrico en condiciones deoperación normales.

Si la temperatura y humedad del lugar difierende los valores estipulados, o si la atmósferacontiene gases activos químicamente o polvo, sedeberá inspeccionar el relé visualmente en eltranscurso de la prueba secundaria. La inspec-ción visual se enfocará en:- Indicios de daño mecánico en la carcasa y

terminales del relé- Acumulación de polvo dentro de la caja del

relé; a eliminar con aire comprimido- Indicios de corrosión en los terminales, en la

carcasa o dentro del relé

Si el relé funcionara incorrectamente o los valo-res de operación difieren de los especificados, se

deberá desmontar el relé. Se pueden tomar me-didas menores por parte del cliente aunquetodas las reparaciones importantes, que impli-quen la electrónica, habrán de ser realizadas porel fabricante. Les rogamos contacten con elfabricante, o con su representante más cercano,para información adicional sobre comproba-ción, desmontaje y recalibración del relé.

El relé de protección contiene circuitos que sonsensibles a la descarga electroestática. Si tieneque retirar un módulo de relé, asegúrese de queusted esté en el mismo potencial que el módulo,por ejemplo, tocando la carcasa. Los módulosretirados deben transportarse y almacenarse siem-pre en bolsas de plástico antiestáticas.

Nota!Los relés de protección estática son instrumen-tos de medición y se deben manejar con cuidadoy protegerse contra la humedad y la tensiónmecánica, especialmente durante el transporte.

Piezas derecambio

Alternativasde entrega

Módulo relé diferencial estabilizado trifásico SPCD 3D53Módulo relé de fallo de tierra SPCD 2D55Módulo relé combinado de sobrecorriente y fallo de tierra SPCJ 4D28

Módulos de alimentación de corriente- U = 80...265 V ca/cc (gama operativa) SPGU 240A1- U = 18...80 V cc (gama operativa) SPGU 48B2

Módulo E/S SPTR 9B31Módulo de conexión SPTE 8B18Carcasa (incluyendo módulo de conexión) SPTK 8B18Módulo de conexión del bus SPA-ZC 17_

SPA-ZC 21_

Equipo Designación del tipo

Versión básica, incluyendo todos los módulos SPAD 346 CVersión excluyendo el módulo SPCJ 4D28 de relécombinado de sobrecorriente y fallo de tierra SPAD 346 C1Versión excluyendo módulo relé fallo de tierra SPCD 2D55 SPAD 346 C2Versión incluyendo solamente el módulo relé dediferencial estabilizado SPCD 3D53 SPAD 346 C3

35

Númerosde pedido

SPAD 346 C sin adaptador de prueba RS 621 002-AARS 621 002-CARS 621 002-DARS 621 002-FA

SPAD 346 C provisto de adaptador de prueba RTXP 18: RS 621 202-AARS 621 202-CARS 621 202-DARS 621 202-FA

Las combinaciones de letras del número de pedido denotan la frecuencia fn nominaly la tensión auxiliar Uaux del relé de protección:

Designación Frecuencia nominal fn Gama operativa delmódulo de potencia del relé

AA 50 Hz 80...265 V ca/ccCA 50 Hz 18...80 V ccDA 60 Hz 80...265 V ca/ccFA 60 Hz 18...80 V cc

Ejemplo1. Cantidad y designación del tipo 2 relés SPAD 346 C2. Número de pedido RS 621 002-AA3. Frecuencia nominal fn = 50 Hz4. Voltaje auxiliar Uaux = 110 V cc5. Accesorios 2 módulos de conexión del bus SPA-ZC 17 MM2A6. Requisitos especiales –

Datos del pedido

36

Planos dedimensionesy montaje

El modelo básico de carcasa de relé de protec-ción está diseñado para su montaje a ras. Si senecesita, la profundidad de montaje de la carcasase puede reducir.

Hay disponibles tres tipos de bastidores de ele-vación: tipo SPA-ZX 301 que reduce la profun-didad en 40 mm, tipo SPA-ZX 302 en 80 mmy tipo SPA-ZX 303 en 120 mm.

Fig. 10. Planos de dimensiones y montaje del relé diferencial SPAD 346 C.

La carcasa del relé está construida en perfil dealuminio anodizado gris.

La junta de goma montada en el collarín demontaje proporciona un grado de protección IP54 por la envoltura entre la carcasa del relé y labase de montaje.

La tapa embisagrada de la carcasa está fabricadaen polímero de policarbonato estabilizado enUV transparente y está provista de dos tornillosde fijación sellables. La junta de goma de la tapaproporciona un grado de protección IP 54 entrela carcasa y la tapa.

Las conexiones de entrada y salida requeridasestán hechas a terminales de tornillo en el paneltrasero. Las corrientes de energización estánunidas al bloque de terminales X0 que consisteen terminales fijados por tornillo.

Cada tornillo terminal está dimensionado para unhilo de 6 mm2 máximo o para do hilos de 2.5 mm2

máximo.

Los bloques terminales X1 y X2 contienen ter-minales de tornillo multipolares desconectables.La parte macho de los bloques terminalesdesconectables se fija al módulo de E/S. La partehembra, que se incluye en la entrega, se puedebloquear en la parte macho por medio de acce-sorios y tornillos de fijación.

Las salidas de control exteriores de los módulosestán conectadas al bloque terminal X1. Lasseñales de desconexión se obtienen de los blo-ques terminales X1 y X2. Las señales de alarmase obtienen del X2, Cada terminal del bloque X1y X2 está dimensionado para un hilo o cable de1,5 mm2 máximo o dos hilos de. 0,75 mm2

máximo.

El conector tipo D de 9 polos está previsto parasu utilización en comunicación en serie.

Marco suplementario

SPA-ZX 301SPA-ZX 302SPA-ZX 303

219179139

74114154

a b

226

162

136

229

293259

3034

a b

Calado sobre el panel

214 ±1

139

±1

SGR

SGB

SGF

SPCD 3D53

TRIP

RESETSTEP

0021

A

PROGRAM

IRFL3L2L1

3 >I∆

n1 II /

n2 II /

nd II /

d1fd5f II / %> [ ]

d1fd2f II / %> [ ]

S %[ ]

nI/P %[ ]

n2tp II /

2IdI1I

>>

d1fd5f II / %[ ]>>

SPCD 3D53Módulo de relé Diferencial


2

1MRS 752189-MUM ES



SPCD 3D53Módulo de relé

Diferencial

Índice Características .................................................................................................................. 3Descripción de funciones .................................................................................................. 4

Frecuencia nominal ..................................................................................................... 4Adaptación del grupo vector del transformador ............................................................. 4Eliminación del componente de secuencia cero de las corrientes de fase .......................... 4Corrección de relación de transformación de los transformadores decorriente de fase .......................................................................................................... 4Fase 3∆I> de corriente diferencial estabilizada ............................................................... 5Bloqueo basado en el segundo armónico de la corriente diferencial Id2f/Id1f .................... 7Bloqueo basado en el quinto armónico de la corriente diferencial Id5f/Id1f ...................... 7Fase 3∆I>> de corriente diferencial ............................................................................... 8Señales de salida .......................................................................................................... 8Protección contra fallo interruptor de circuito ............................................................... 8Señales entre los módulos de relés ................................................................................ 8Ajustes secundarios ..................................................................................................... 9Restablecimiento......................................................................................................... 9Registrador de perturbaciones integrado ..................................................................... 10

Diagrama esquemático de bloque .................................................................................... 11Abreviaturas de símbolos y señales utilizadas .................................................................... 13Panel frontal .................................................................................................................. 14Indicadores de operación ................................................................................................ 15Ajustes ........................................................................................................................... 16Interruptores de configuración ........................................................................................ 17Datos medidos ............................................................................................................... 28Información registrada.................................................................................................... 30Menús principales y submenús para ajustes y registradores ................................................ 32Prueba de los relés de salida ............................................................................................. 34Datos técnicos................................................................................................................ 35Parámetros de comunicación en serie .............................................................................. 36

Códigos de sucesos .................................................................................................... 36Datos de transmisión remota ..................................................................................... 38

Códigos de fallo del sistema de auto supervisión ............................................................... 46

3

Características Módulo de relé diferencial de tres fases estabilizadoque proporciona protección contra cortocircuitodel devanado, contra fallos interespirales y contracortocircuitos en transformadores de doble deva-nado y unidades generador-transformador así comotambién protección contra cortocircuitos de deva-nado y cortocircuitos en generadores.

Se puede utilizar también para proteger transfor-madores de tres devanados, siempre que el 75%, omás, de la potencia de cortocircuito se alimente enla misma dirección.

El módulo de relé es completamente numérico; lacorriente diferencial y la corriente de estabilizaciónse calculan en base al componente de frecuenciafundamental de las corrientes. El componente CCy los armónicos de las corrientes de fase son filtra-dos digitalmente.

No se necesitan transformadores de corriente deinterposición para proteger los transformadores dedos devanados; el grupo vector del transformadorestá adaptado numéricamente en el lado de AT(Alta tensión) y BT (Baja tensión). Cuando senecesita, el componente de secuencia cero de lascorrientes de fase se puede reducir sin adaptar elgrupo vector.

Ajuste digitales en el panel frontal para corregir lasrelaciones de transformación del TC (Transforma-dores de Corriente).

Característica de operación ajustable del módulode relé

Fase de corriente diferencial instantánea ajustablepor separado

Corto tiempo de maniobra en fallos que se produz-can en la zona a proteger, también en transforma-dores de corriente parcialmente saturados.

Estabilizado contra corrientes de avalancha deconexión y fallos fuera de la zona protegida

Bloqueo basado en la relación entre el segundoarmónico y el componente de frecuencia funda-mental de la corriente diferencial que impide elfuncionamiento con corriente de avalancha deconexión en el transformador

Bloqueo basado en la relación entre el quintoarmónico y el componente de frecuencia funda-mental de la corriente diferencial que impide laoperación innecesaria en situaciones no peligrosasde sobreexcitación del transformador. Esta fun-ción de bloqueo se puede inhibir si la relación entreel quinto armónico y el componente de frecuenciafundamental se incrementa con sobretensioneselevadas.

Los valores medidos, ajustados y registrados seindican en la pantalla del módulo de relé

Las visualizaciones de la corriente de fase sensible ydel ángulo de fase facilitan la comprobación de laconexión y de la adaptación del grupo vector.

Escritura y lectura de los valores de ajuste pormedio de visualización local y teclas en el panelfrontal, PC con software de configuración, o desdeniveles de sistemas superiores en puerto de serie yfibras ópticas.

Cinco entrados de control exteriores programables

Matriz de relés de salida que permite vincular lasseñales de maniobra y control al relé de salidadeseado

Protección integrada contra fallo del interruptor decircuito

Registrador de perturbaciones integrado capaz deregistrar seis corrientes de fase, las señales internasde maniobra y bloqueo y las señales de controlvinculadas al relé

Su alta inmunidad a las interferencia eléctricas yelectromagnéticas permite utilizar el relé en entornosseveros

Funciones dinámicas de medición

Alta disponibilidad - el sistema de autosupervisiónintegrado monitoriza el funcionamiento de la elec-trónica y del software y proporciona una señal dealarma en caso de fallo

4

Descripción defunciones

El módulo relé diferencial SPCD 3D53 propor-ciona protección de corriente diferencial entresfases. Los ajustes son los mismos en cada fase. Elmódulo de relé diferencial mide las corrientes defase en el lado de AT y BT del transformador quedebe protegerse o las corrientes de fase en el lado delpunto de neutro del estátor y en el lado de la red delgenerador que debe protegerse. La operación de lafase diferencial estabilizada y de la fase diferencial

instantánea está basada en los componentes I1 y I2de frecuencia fundamental de las corrientes de fase.El componente Id1f (es decir, Id) de frecuenciafundamental de la corriente diferencial, el compo-nente Ib1f (es decir, Ib) de la corriente de estabiliza-ción, el segundo armónico Id2f de la corrientediferencial y el quinto armónico Idf5 son filtradosdigitalmente.

Frecuencia nominal El módulo de relé diferencial se puede utilizar enfrecuencias entre 16 2/3 y 60 Hz. El ajuste de lafrecuencia nominal es preciso dentro de 1 mHz.La frecuencia nominal tiene dos ajustes, es decir,Hz y mHz, que se establecen por separado desde

16,667 Hz hasta 60 Hz. El ajuste se realiza con lasteclas del panel frontal, o con los subregistradores5 y 6 del registro A, o con el bus de serie, en cuyocaso se utilizarán los parámetros de control V180 yV181.

Adaptación delgrupo vector deltransformador

La diferencia de fase de las corrientes en el lado deAT y de BT, que está causada por el grupo vectordel transformador de potencia que debe proteger-se, está compensada numéricamente. La adapta-ción de la diferencia de fase se basa en el cambio defase y en la conexión delta numérica dentro del relé.Los interruptores SGF1/3...8 se usan para seleccio-

nar el grupo vector deseado. La adaptación de ladiferencia de fase, cuando se adapte el grupo vector,se puede establecer para el lado de AT y de BT aintervalos de 30°. Para la adaptación del grupovector del lado de BT se usan los interruptoresSGF1/3...5, mientras que para la adaptación delgrupo vector del lado de AT se usan los SGF1/6...8.

Eliminación delcomponente desecuencia cero de lascorrientes de fase

En la adaptación del grupo vector el componentede secuencia cero de las corrientes de fase se eliminaantes de que sean calculadas la corriente diferencialy la corriente de estabilización. A no ser que laadaptación del grupo vector se realice en el lado deldevanado de puesta a tierra, el componente de

secuencia cero de las corrientes de fase podráser calculado separadamente, cuando se re-quiera, y reducido en cada corriente de fase. Laeliminación del componente de secuencia cerodel lado de AT y/o BT se selecciona con losinterruptores SGF1/1 Y SGF1/2.

Corrección dela relación detransformación delos transformadoresde corriente de fase

Si las corrientes del secundario del TC se desvían dela corriente nominal a la carga nominal del trans-formador o del generador que deben protegerse, sepodrán corregir las relaciones de transformación

del TC en ambos lados del elemento protegidoretocando el ajuste de las relaciones I1/In e I2/In enel panel frontal del módulo de relé en la gama de0,40...1,50 x In.

5

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

0.0

0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5

Id2

Ib2

Id3

Ib3

Id1

1 2 3

In In

In

In

In

IbIn

Id

In

Fase 3∆I> decorriente diferencialestabilizada

La característica de operación de la fase estabilizada3∆I> está determinada por el ajuste básico P/In, porel ajuste de la relación S de arranque y por el ajusteI2tp/In del punto de vueltas secundario de la carac-terística. Cuando la corriente diferencial supera elvalor de ajuste de la característica de operación, elrelé proporciona una señal de maniobra a no serque el módulo de relé bloquee internamente lafunción de desconexión y no está bloqueada poruna señal de bloqueo exterior BS1, BS2, BS3,BS4 o BS5, o por una señal de bloqueo inter-modular BS INT1, BS INT2 o BS INT3. Paraconfigurar las señales de bloqueo se usan losinterruptores SGB2/1...8.

Designa los fasadores -I1 e

-I2 de las corrientes de

frecuencia fundamental de las corrientes del secun-dario del TC en el lado de entrada y salida delelementos protegido. La amplitud de la corrientediferencial Id se obtiene de la forma siguiente:

Id = -I1 –

-I2 (1)

En una situación normal, no hay fallos en lazona protegida por el relé diferencial. En este caso,las corrientes

-I1 e

-I2 son iguales y la corriente

diferencial Id = 0. En la práctica, sin embargo, lacorriente diferencial se desvía de cero en situacionesnormales. En la protección del transformador depotencia, la corriente diferencial está causada porlas inexactitudes del TC, las variaciones de posicióndel variador de transformación, y las corrientes deavalancha instantáneas en el transformador y lacorriente sin carga del transformador. Los aumen-tos de la corriente de carga que producen la corrien-te diferencial causados por las inexactitudes delTC, hacen crecer la posición del variador de trans-formación al mismo nivel de porcentaje.

En un relé diferencial estabilizado, la corrientediferencial requerida para desconexión es más altaque la corriente de carga. La corriente de estabiliza-ción Ib del relé se obtiene de la forma siguiente:

Ib = (2)

-I1 +

-I2

2

Fig. 1. Característica de operación de la fase de corriente diferencial estabilizada del módulo reléSPCD 3D53.

La operación del relé está afectada por la estabiliza-ción según se muestra gráficamente por la caracte-rística de operación ilustrada en la fig. 1.

El ajuste básico P/In de la fase estabilizada delmódulo relé diferencial se determina de acuerdocon la fig. 1:

P/In = Id1/In (3)

La relación de arranque S se determina en la mismamedida

S = Id2/Ib2 (4)

El punto de vueltas secundario I2tp/In se puedeestablecer en el punto deseado de la gama1,0...3,0. El primer punto de vueltas se fijasiempre a Ib/In = 0.5.

6

La pendiente de la característica de operación delmódulo relé diferencial varía en las distintas partesde la gama. En la parte 1 (0.0 ≤ Ib/In < 0.5), lacorriente diferencial requerida para desconexión esconstante. El valor de la corriente diferencial es elmismo que el ajuste básico P/In seleccionado parael módulo relé. El ajuste básico tiene en cuenta,fundamentalmente, la corriente sin carga del trans-formador de potencia, pero puede también utili-zarse para influir en el nivel general de la caracterís-tica de operación. Con corriente nominal, laspérdidas sin carga del transformador de potenciason 0,2% aprox. con tensión nominal. Si la tensiónde alimentación del transformador aumentara re-pentinamente debido a perturbaciones operativas,la corriente de magnetización del transformadoraumentará también. En general, la densidad delflujo magnético del transformador es bastante altacon tensión nominal y el aumento de tensión en unpequeño porcentaje hará que la corriente demagnetización aumente en decenas de por ciento.Se debe tener en cuenta esto en el ajuste básico.

A la parte 2, es decir 0.5 ≤ Ib/In < I2tp/In, se ledenomina área de influencia de la relación dearranque S. En esta parte, las variaciones de larelación de arranque afectan a la pendiente de lacaracterística, es decir, cuán grande se requiere quesea el cambio en la corriente diferencial, en compa-ración con el cambio de la corriente de carga, paradesconexión. La relación de arranque debe tener encuenta los errores en el TC y las variaciones de laposición del variador del transformación del trans-formador. Se debe evitar una relación de arranquedemasiado alta, ya que la sensibilidad del relédiferencial para detectar los fallos interespirales deltransformador depende, básicamente, de la rela-ción de arranque.

Con altas corrientes de estabilización Ib/In ≥I2tp/In , la pendiente de la característica es cons-tante (parte 3). La pendiente es 100%, lo quesignifica que el aumento de la corriente diferen-cial es igual al aumento correspondiente de lacorriente de estabilización.

Fig. 2. Gama de ajuste de la fase de corriente diferencial estabilizada del módulo relé diferencialSPCD 3D53.

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 I b

I n

Id

In

1

2

Curva S [%]

1

2

50 50

P / I [%]n

5 10

1.0

3.0

I / I2tp n

0.00.0

7

Bloqueo basado en elsegundo armónicode la corrientediferencial Id2f/Id1f

El bloqueo del funcionamiento del relé con co-rrientes de avalancha en el transformador se basa enla relación Id2f/Id1f .de las amplitudes del segundoarmónico y el componente de frecuencia funda-mental de la corriente diferencial. La relación autilizar para bloqueo se calcula como promedioponderado en base a las relaciones entre el segundoarmónico y el componente de frecuencia funda-mental calculados a partir de las corrientes diferen-ciales de las tres fases. La relación entre el segundoarmónico y el componente de frecuencia funda-mental de la corriente diferencial de la fase corres-pondiente es de más peso en comparación con lasrelaciones de las otras dos fases. Usando un bloqueoindependiente para las fases individuales y lospromedios ponderados calculados para las fasesindependientes se obtiene un esquema de bloqueoque es estable con corrientes de avalancha deconexión.

El funcionamiento de la fase estabilizada en la fasecorrespondiente estará bloqueado cuando la rela-ción ponderada entre el segundo armónico y elcomponente de frecuencia fundamental de la co-rriente diferencial de la fase correspondiente seasuperior al límite Id2f/Id1f > de bloqueo establecidoy cuando el bloqueo esté activado por medio del

interruptor SGF2/1. Se utiliza el grupo conmuta-dor SGR3 para encaminar las señales de bloqueo alos relés de salida requeridos cuando la corrientediferencial de la fase correspondiente sea superior alvalor de la curva de desconexión y cuando la señalde maniobra de las otras fases no esté activa almismo tiempo. El bloqueo permanecerá activohasta que la relación Id2f/Id1f caiga por debajo dellímite de bloqueo.

Si el transformador de potencia está conectado a unfallo en la zona protegida, el bloqueo, basado en elsegundo armónico de la corriente diferencial, estáinhibido por algoritmo especial. La operación delrelé no se retrasará incluso si la corriente diferencialcontuviera una gran cantidad de segundos armóni-cos debido a la corriente de avalancha de conexión.La operación del algoritmo que inhibe el bloqueose basa en la forma de onda distinta y en la tasadistinta de cambio de la corriente de avalancha deconexión normal y de la corriente de avalancha deconexión que contiene corriente de fallo. El algo-ritmo no elimina el bloqueo con corriente deavalancha de conexión, a no ser que haya un falloen la zona protegida. El funcionamiento del algo-ritmo se puede desactivar (interruptor SGF2/2)cuando se necesite.

Bloqueo basado enel quinto armónicode la corrientediferencial Id5f/Id1f

El bloqueo del funcionamiento del relé en situacio-nes de sobreexcitación está basado en la relaciónId5f/Id1f de las amplitudes del quinto armónico ydel componente de frecuencia fundamental de lacorriente diferencial. La relación se calcula separa-damente para cada fase sin factores de pondera-ción. Si la relación superara el valor de ajuste deId5f/Id1f y el bloqueo se activara con el interruptorSGF2/3, la operación de la fase estabilizada del reléen la fase correspondiente será bloqueada. La señalde bloqueo es encaminada a los relés de salidadeterminados por SGR3, siempre que la corrientediferencial de la fase correspondiente supere el

valor de la curva de desconexión y no esté activaninguna señal de las otras fases al mismo tiempo.

El valor de ajuste Id5f/Id1f>> se utiliza para eliminarel bloqueo inmediatamente cuando la relaciónentre el quinto armónico y el componente defrecuencia fundamental de la corriente diferencialse aproxima a un nivel peligroso a causa de unaelevada sobretensión. El bloqueo se elimina, si estáactivado por el interruptor SGF2/4 (SGF2/4 = 1)y la relación del quinto armónico y del componen-te de frecuencia fundamental es mayor que el valorde ajuste de Id5f/Id1f>>.

8

Fase de corrientediferencial 3∆I>>

Además de la fase estabilizada, el relé incluye unafase 3∆I>> de corriente diferencial instantánea queno tiene en cuenta la estabilización. Esta faseproporciona una señal de maniobra a los relés desalida seleccionados con el grupo conmutadorSGR2, cuando la amplitud del componente defrecuencia fundamental de la corriente diferencialsupera el valor de maniobra establecido Id/In>> oel valor instantáneo de la corriente diferencialsupera 2,5 x Id/In>>. El valor se puede ajustar en lagama 5...30 x In. Las señales de bloqueo internasdel módulo relé no impiden la señal de maniobrade la fase 3∆I>> de corriente diferencial. La señal demaniobra de la fase se podrá bloquear por medio de

las señales de control exteriores BS1...BS5 o por lasseñales de bloqueo intermodulares BS INT1...BSINT3 cuando se necesite. El bloqueo se activa conlos interruptores SGB3/1...8.

Si el componente de frecuencia fundamental de lacorriente de estabilización cae por debajo del 30%del componente de frecuencia fundamental de lacorriente diferencial, se ha producido, casi con todacerteza, un fallo en la zona protegida por el módulorelé diferencial. El valor de maniobra establecidopara la fase 3∆I>> será dividido por dos auto-máticamente y las señales de bloqueo internas de lafase estabilizada serán inhibidas.

Señales de salida Los grupos conmutadores SGR1...SGR8 se pue-den usar para vincular las señales de maniobra de lafase diferencial estabilizada y de fase diferencialinstantánea, las señales de bloqueo internas y lasseñales de control exteriores BS1...BS5 a las salidasde señal deseadas SS1...SS4 o S›...TS4.

El grupo conmutador SGF4 permite que sea selec-cionada una característica de automantenimientopara las señales de salida SS1...SS4 y TS1...TS4.Cuando se ha seleccionado esta función, la señal desalida permanece activa aunque la señal que produ-

jo la operación se restablezca. Los medios pararestablecer los relés de salida se muestran en elpárrafo "Restablecimiento" de la tabla.

El funcionamiento del indicador de operaciónTRIP en el panel frontal se puede configurar paraque se inicie con la activación de cualquier señalTS. El indicador de operación permanece ilumina-do cuando la señal se restablece. El grupo conmu-tador SGF5 se usa para programar. Los mediospara restablecimiento se muestran en el párrafo"Restablecimiento" de la tabla.

Protección contrafallo del interruptorde circuito

El módulo relé diferencial SPCD 2D53 está pro-visto de protección contra fallo del interruptor decircuito (CBFP), que proporciona una señal demaniobra TS1 0,1...1 s después de la señal demaniobra TS2, TS3 o TS4, a menos que hayadesaparecido el fallo durante este tiempo. En lagama 100...440 ms, el tiempo de maniobra sepuede ajustar en tramos de 20 ms y en la gama440...1000 ms en tramos de 40 ms. El relé TS1 de

salida de alto rendimiento de protección contrafallo del interruptor de circuito se puede emplearpara operar el interruptor de circuito enfrente delinterruptor de circuito del alimentador del elemen-to que debe protegerse. Los interruptores SGF3/1...3 se usan para activar la protección de fallo delinterruptor de circuito y los interruptores SGF3/4...8 se usan para ajustar el tiempo de maniobra dela CBFP.

Señales entre losmódulos de relé

Las señales BS INT1, BS INT2 y BS INT3 sonseñales de bloqueo intermodulares que se puedenusar para bloquear el funcionamiento de un módu-lo relé localizado en otra ubicación de tarjeta delmismo relé de protección. Se activa una señalintermodular cuando la señal de bloqueo corres-pondiente de un módulo relé es activada. Lasseñales de bloqueo BS INT1, BS INT2 y BS INT3no pueden controlar los relés de salida. Los inte-rruptores SGB 1/1...8 se usan para seleccionar el

estado activo lógico de las señales de control exte-riores y de las señales de bloqueo intermodulares.Por tanto, la entrada se podrá activar esté o noactivada de corriente.

Las señales AR1, AR2 y AR3 se pueden usar paradisparar el registrador de perturbaciones SPCR8C27 montado en una de las ubicaciones de tarjetadel relé. Estas señales no se pueden utilizar paracontrolar los relés de salida.

9

Ajustes secundarios Se dispone de dos valores de ajuste distintos para elrelé: valores de ajuste principal y valores de ajustesecundario. La conmutación entre estos dos tiposde valor de ajuste se puede realizar de las tres formassiguientes:

1) En el bus de serie, utilizando el comando V1502) Por medio de las señales de control exteriores:

BS1, BS2 o BS3.3) Con las teclas del panel frontal del módulo relé

y el subregistrador 4 del registro A. Si se seleccio-na el valor 0 en el subregistrador entran en vigorlos ajustes principales, mientras que si se selec-ciona el valor 1 se activa el ajuste secundario.

Los parámetros S permiten que los valores de ajusteprincipal y de ajuste secundario puedan ser leídosy ajustados en el bus de serie. Las teclas del panelfrontal se pueden usar para leer y ajustar los valoresde ajuste únicamente.

NOTA!Si se ha usado señales de control exteriores paraseleccionar los valores de ajuste principal o secun-dario, no será posible pasar de un ajuste a otroutilizando el bus de serie o las teclas del panelfrontal.

Restablecimiento Los indicadores de operación del panel frontal delmódulo relé, los códigos de operación de la panta-lla, los relés de salida enganchados y los registros delmódulo relé se pueden restablecer de tres formas:

con las teclas del panel frontal, a través de una señalde control externa o con un parámetro de comuni-cación en serie tal como se indica en la tablasiguiente.

Medios para restablecer el registro Indicadores de Relés salida Registros yoperación memoria de

registro

RESET (RESTABLECER) x

PROGRAM (PROGRAMA) x x

RESET & PROGRAM x x x

Señal de control exteriorBS1, BS2 o BS3, cuandoSGB5/1...3 = 1 xSGB6/1...3 = 1 x xSGB7/1...3 = 1 x x x

Parámetro V101 x x

Parámetro V102 x x x

10

Registrador deperturbacionesintegrado

El registrador de perturbaciones integrado registralas formas de onda de las corrientes que debenmedirse, las entradas de control digital del móduloy las señales internas. El módulo tiene seis canalesanalógicos y once digitales. La memoria tiene unacapacidad de un registro cuya longitud es 38 ciclos.El registro ha de descargarse antes de que se inicieuna nueva secuencia de registro. La memoria sevacía también restableciendo los valores registra-dos por el módulo. La frecuencia de muestreo delregistrador de perturbaciones es 40 veces la fre-cuencia nominal del módulo, lo que significa quela frecuencia de muestreo a 50 Hz es 2000 Hz.

El registro se puede disparar por las señales internasdel módulo relé o por las señales de control vincu-ladas al módulo. Las señales internas son las señalesde maniobra de la fase estabilizada (3∆I>) y de lafase instantánea (3∆I>>), mas la señal de bloqueo.Las señales de control vinculadas al módulo son lasseñales BS1...5 y BS INT1...3. El registro se puededisparar por la elevación o caída del borde decualquiera (una o varias) de estas señales. El disparoen el borde de elevación significa que la secuenciade registro se inicia cuando se activa la señal. En lamisma medida, el disparo por el borde de caídasignifica que la secuencia de registro se iniciacuando la señal activa se restablece.

Los parámetros de comunicación en serie V241...V245 se usan para configurar el registrador deperturbaciones. El parámetro V241 especifica lasseñales internas que deben utilizarse para disparo y

el parámetro V242 especifica si el registro se ha deiniciar por elevación o caída del borde de la señalespecificada por el parámetro V241. El parámetroV243 define las señales de control que debenutilizarse para disparo y el parámetro V244 especi-fica si la elevación o caída del borde de la señal decontrol debe iniciar la secuencia de registro.

El parámetro V245 se usa para ajustar la longituddel registro que sigue al disparo. El número deciclos de registro que siguen al disparo es igual alvalor del parámetro V245. La longitud de registrototal es fija y siempre de 38 ciclos aprox.

Cuando el parámetro de comunicación en serieV246 = 0, el registrador de perturbaciones no hasido disparado, es decir, la memoria de registro estávacía. Cuando V256 = 1, el registrador de pertur-baciones ha sido disparado y la memoria está llena.La memoria de registro se vacía cuando se da alparámetro V246 el valor 0. La memoria debe estarvacía antes de que el registrador de perturbacionespueda comenzar una nueva secuencia de registro.Un registro memorizado está indicado por la letra"d" a la derecha de la pantalla cuando no estávisualizado ningún valor medido, ajustado o regis-trado.

Los datos registrados del registrador de perturba-ciones incorporado se descarga con la ayuda, porejemplo, de un programa de PC y con el parámetrode comunicación en serie V247.

11

Diagramaesquemático debloque

Fig. 3. Diagrama esquemático de bloque con los ajustes por defecto del grupo conmutador.

2

-+

2f

SG

F1/

3...8

=0

i i

I L1 I L2 I L3

I'L1

I'L2

I'L3

i =

i -

id

12

12

i +

i

b

21

I d2f

5fI d

5fd1f b

1f 1f

i

I

P/ I

, S

, I

/ I

2tp

&

I

= I

∑I

< 0

.3 x

I

bd

I /

I >

>d

&

Y

SG

F2/

1=1

SG

F2/

2=1

SG

F2/

3=1

SG

R1/

1=1

SS

1

SS

2

TS

2

TS

1

i -

i 01

1

SG

F1/

1=0

i -

i 02

2

SG

F1/

2=0

Y

I /

I1

n

I /

I2

n

AR

1

AR

2

n

I

/ I

>

d5f

d1f

I

/ I

>

d2f

d1f

Pro

hibi

ción

de

blo

queo

I

/ I

>

>d5

fd1

f

&

SG

F2/

4=0

SP

CD

3D

533∆I >

trip

3∆I >

> tr

ip

d

nn

SG

R1/

2=1

SG

R1/

4=1

SG

R2/

2=1

SG

R2/

3=1

SG

R2/

4=1

&

Blo

queo

de

2da

ó 5t

a ar

món

ica

&

SG

F6/

1=1

SG

F6/

2=1

SG

F7/

3=1

≥1 ≥1 ≥1

≥1

TR

IPR

ES

ETSG

F5/

1=1

SG

F5/

2=1

≥ 1

12

Fig. 4. Diagrama esquemático de bloque del módulo relé diferencial SPCD 3D53.

2

-+

2f

SG

F1/

3...8

i i

I L1 I L2 I L3 I'L1

I'L2

I' L3

i =

i -

id

12

12

i +

i

b

21

I d2f 5f

I d5f

d1f b

1f 1f

i

I

P/ I

, S

, I

/ I

2tp

& &

I

= I

∑

I <

0.3

x I

b

d

I /

I >

>d

&

TR

IP

Y

BS

1

BS

3

BS

INT

1

SG

B1/

1

SG

B1/

2

SG

B1/

6

1

BS

21 11

SG

B1/

3

Aju

stes

(pr

inci

pal/s

ecun

dario

)

SG

F2/

1

SG

F2/

2

SG

F2/

3

SG

R1/

x

SG

R2/

x

SG

R3/

x

BS

1S

GR

4/x

RE

SE

T +

PR

OG

RA

M

RE

SE

T +

PR

OG

RA

M

RE

SE

T +

PR

OG

RA

M

RE

SE

T +

PR

OG

RA

M

SG

F4/

1

SG

F4/

2

RE

SE

T +

PR

OG

RA

M

RE

SE

T +

PR

OG

RA

M

RE

SE

T +

PR

OG

RA

M

RE

SE

T +

PR

OG

RA

M

SG

F5/

1

SG

F5/

2

SG

F5/

3

SG

F5/

4

SG

F4/

3

SG

F4/

4

SG

F4/

5

SG

F4/

6

SG

F4/

7

SG

F4/

8

x =

1

x =

2

x =

3

x =

4

x =

6

x =

7

x =

8

x =

5SG

F3/

1

SG

F3/

2

SG

F3/

3

t

SS

1

SS

2

TS

2

SS

3

TS

3

SS

4

TS

4

TS

1

RE

SE

T

i -

i 01

1

SG

F1/

1i

- i 0

22

SG

F1/

2

Y

I /

I1

n

Indi

cado

r de

Res

et tr

ip

Indi

cado

r de

Res

et tr

ip

y re

lés

de s

alid

a

Indi

cado

r de

Res

et tr

ip, r

elés

de

salid

a y

regi

stro

s (R

eset

com

plet

o de

l rel

ay)

SG

F3/

4...8

CB

FP

BS

41

SG

B1/

4

BS

51

SG

B1/

5

Blo

queo

de

2da

ó 5t

a ar

món

ica

bl. d

e 2d

a ó

5ta

arm

ón.

BS

1

BS

5

BS

2

BS

3

BS

4

AR

3

AR

1A

R2

SG

F6/

xx

= 1

x =

2

x =

3

x =

4

x =

5

x =

6

x =

7

x =

8

SG

F7/

xS

GF

8/x

BS

INT

3

SG

B1/

81

BS

INT

21

SG

B1/

7B

S IN

T1

SG

F9/

x

n

3∆I >

trip

I

/ I

>d5

fd1

f

I

/ I

>d2

fd1

f

Pro

hibi

ción

de

blo

queo

SG

B8/

11

BS

INT

2S

GF

10/x

BS

INT

3S

GF

11/x

x =

1

x =

2

x =

3

x =

4

x =

5

x =

6

x =

7

x =

8

SG

B2/

x

SG

B3/

x

SG

B4/

1...3

SG

B5/

1...3

SG

B6/

1...3

SG

B7/

1...3

I

/ I

>>

d5f

d1f

&

&

SG

F2/

4

SP

CD

3D

53

3∆I >

> tr

ip

3∆I >

trip

3∆I >

> tr

ip

d

nn

I /

I2

n

BS

2S

GR

5/x

BS

3S

GR

6/x

BS

4S

GR

7/x

BS

5S

GR

8/x

SG

B8/

21

SG

B8/

31

≥1≥1≥1≥1≥1≥1≥1≥1

≥1

13

Abreviaturas desímbolos yseñalesutilizadas

IL1, IL2, IL3 Corrientes de fase medidas en el lado de ATI’L1, I’L2, I’L3 Corrientes de fase medidas en el lado de BTI1 Corriente de fase del lado de ATI2 Corriente de fase del lado de BTIn Corriente nominali1 Valor instantáneo de corriente de fase lado ATi2 Valor instantáneo de corriente de fase lado BTi01 Valor instantáneo del componente de secuencia cero calculado en base a

las corrientes de fase del lado de ATi02 Valor instantáneo del componente de secuencia cero calculado en base a

las corrientes de fase del lado de BTid Valor instantáneo de la corriente diferencialib Valor instantáneo de la corriente de estabilizaciónId1f, Id Amplitud del componente de frecuencia fundamental de la corriente diferencialIb Amplitud del componente de frecuencia fundamental de la corriente

de estabilizaciónId2f Amplitud del segundo armónico de la corriente diferencialId5f Amplitud del quinto armónico de la corriente diferencial3∆I> Fase estabilizada3∆I>> Fase instantáneaSGF1...SGF11 Grupos conmutadores para configurar las funcionesSGB1...SGB8 Grupos conmutadores para configurar las señales de control exteriores y

de bloqueoSGR1...SGR8 Grupos conmutadores de matriz de relé de salidaBS1...BS5 Entradas de control exterioresSS1...SS4 Señales de salidaTS1...TS4 Señales de salidaBS INT1...BS INT3 Señales de bloqueo y control intermodularesAR1...AR3 Señales de control intermodularestCBFP Tiempo de maniobra ajustable para protección fallo interruptor circuito

Nota!No todas las señales de entrada y salida del móduloestán cableadas necesariamente a los terminales decada conjunto relé que utiliza este módulo. Las

señales cableadas a los terminales se muestran en eldiagrama que ilustra el flujo de las señales entre losmódulos enchufables del conjunto relé.

14

SGR

SGB

SGF

SPCD 3D53

TRIP

RESETSTEP

0021

A

PROGRAM

IRFL3L2L1

3 >I∆

n1 II /

n2 II /

nd II /

d1fd5f II / %> [ ]

d1fd2f II / %> [ ]

S %[ ]

nI/P %[ ]

n2tp II /

2IdI1I

>>

d1fd5f II / %[ ]>>

SGR

SGB

SGF

SPCD 3D53

TRIP

RESETSTEP

0021

A

PROGRAM

IRFL3L2L1

3 >I∆

n1 II /

n2 II /

nd II /

d1fd5f II / %> [ ]

d1fd2f II / %> [ ]

S %[ ]

nI/P %[ ]

n2tp II /

2IdI1I

>>

d1fd5f II / %[ ]>>

Panel frontal

Indicadores de medición de corriente

Indicador de ajuste básico

Indicador de ajuste de relación de arranque

Indicador para el ajuste del punto de vueltas secundario de la característica de operación

Indicador para el ajuste de la fase de corriente diferencial instantánea

Indicador para el ajuste de la relación de bloqueo entre el segundoarmónico y la frecuencia fundamental de la corriente diferencialIndicador para el ajuste de la relación entre el quinto armónico y el componentede frecuencia fundamental de la corriente diferencial (para ajustar la operación debloqueo y desbloqueo)Indicador de la corrección de relación de transformación de los transformadoresde corriente en el lado de AT del transformador o en el lado de neutro del generadorIndicador de corrección de relación de transformación de los transformadores decorriente en el lado de BT del transformador o en el lado de red del generadorIndicador de sumatorios de los grupos conmutadores SGF1...11

Indicador de sumatorios de los grupos conmutadores SGB1...8

Indicador de sumatorios de los grupos conmutadores SGR1...8

Símbolo de dispositivo

Indicador IRF

Pantalla

Tecla de escalón/restablecer pantalla

Interruptor de ajuste

Indicador de operación

Designación del tipo de módulo relé

Fig. 5. Panel frontal del módulo relé diferencial SPCD 3D53.

15


Los indicadores de operación del módulo relédiferencial son el código rojo de operación de lapantalla y el indicador rojo TRIP que indica laoperación.

Una señal de maniobra, emitida por la fase deestabilización del módulo relé diferencial, está in-dicada por un código 1 de operación rojo en lapantalla, mientras que la señal de maniobra emiti-da por la fase instantánea está indicada por elcódigo de operación 2. Cuando una señal demaniobra es emitida por la fase de estabilización opor la fase instantánea, el indicador TRIP se ilumi-na, siempre que la señal de maniobra de la fasecorrespondiente esté vinculada a un relé de salidade alto rendimiento TS1, TS2, TS3, o TS4 pormedio de un interruptor del grupo conmutadorSGR1 o SGR2. La fase que inició el funcionamien-to del relé está indicada por los indicadores LEDamarillos de la parte superior de la pantalla. Si elcódigo de operación 1 o 2 están indicados en lapantalla, con el indicador TRIP todavía estandooscuro, la señal de maniobra no estaba vinculada aun relé de salida de alto rendimiento. Los indicadoresque muestran el funcionamiento permanecen ilu-minados hasta que son restablecidos.

La activación de las señales de control exterioresBS1...BS5 está indicada en la pantalla por el códigode operación rojo respectivo 4, 5, 6, 7 y 8. El códigode operación permanece iluminado mientras estéactiva la señal de control. Si la señal de control seprogramó (grupos conmutadores SGB4...7) paraser utilizada en la conmutación de los ajustesprincipales a los ajustes secundarios o viceversa, oen el restablecimiento de los indicadores de opera-ción, relés de salida enganchados, registros o me-moria de registro, la activación de la señal decontrol no se indicará en la pantalla.

Las señales de control exteriores se pueden usarcomo señales de maniobra o alarma encaminando la

señal correspondiente al relé de salida deseado pormedio de los grupos conmutadores SGR4... SGR8.La operación iniciada por un señal de control exte-rior está indicada en la pantalla por el código deoperación respectivo. Los códigos de operaciónpermanecen iluminados hasta que se restablecen.

Cuando la operación del relé se inicia por medio dela señal de control exterior, el indicador TRIP seilumina automáticamente si el relé de salida selec-cionado es uno de los relés de salida de alto rendi-miento TS1...TS4 configurados para ser controla-dos por la fase 3∆I> o por la fase 3∆I>>. Encualquier otro caso, el indicador TRIP se iluminaúnicamente cuando la señal de salida de la señal decontrol se ha establecido para que ilumine el indi-cador (grupo conmutador SGF5). Si para la señalde salida se selecciona la característica de enganche,los indicadores de operación permanecerán ilumi-nados hasta que sean restablecidos.

El bloqueo basado en la relación entre el segundoarmónico y el componente de frecuencia funda-mental de la corriente diferencial y en la relaciónentre el quinto armónico y el componente defrecuencia fundamental de la corriente diferencialestá indicado por el código 3 de operación rojo enla pantalla. El código se visualiza mientras estéactiva la señal de bloqueo. Si los relés de salidacontrolados por el bloqueo tienen una característi-ca de enganche, el código de operación se visualizaráhasta que hayan sido restablecidos los relés. Si hafuncionado la protección contra fallo del interrup-tor de circuito, se indicará en la pantalla el códigode operación A hasta que los indicadores de opera-ción se restablezcan.

La tabla siguiente describe los códigos de operaciónrojos mostrados en pantalla indicando señales demaniobra, bloqueo, entrada de control activada uoperación de protección contra fallo del interrup-tor de circuito.

Código Descripción

1 Fase 3∆I> estabilizada en funcionamiento2 Fase 3∆I>> instantánea en funcionamiento3 Bloqueo basado en el segundo o quinto armónico de la corriente diferencial está activo4 Señal de control exterior BS1 activa5 Señal de control exterior BS2 activa6 Señal de control exterior BS3 activa7 Señal de control exterior BS4 active8 Señal de control exterior BS5 activaA Protección contra fallo del interruptor de circuito en funcionamiento

d amarilla Registrador de perturbaciones disparado, registro memorizado

Cuando se restablecen la fase de protección o laseñal de control, el indicador TRIP y el código deoperación rojo permanecen iluminados. Losindicadores de operación se pueden restablecer conlas teclas del panel frontal del relé, con una señal de

control exterior o en el bus de serie, consulte elpárrafo "Descripción de operación" de la tabla. Losindicadores de operación no restablecidos no afec-tan al funcionamiento del módulo relé.

16

El indicador de alarma de autosupervisión IRFindica los fallos internos del relé. En el momento enel que el sistema de autosupervisión del módulorelé ha detectado un fallo permanente, se iluminael indicador rojo. Al mismo tiempo, el módulo reléentrega una señal al relé de salida del sistema deautosupervisión del conjunto relé. Además, seilumina un código de fallo en la pantalla mostran-do el tipo de fallo que se ha producido. Este códigode fallo, que consiste en una cifra en rojo y un

número de código verde, no se puede eliminar conrestablecimiento. Deberá ser registrado y estipula-do cuando se ordene una operación de servicio.

La tabla siguiente muestra la prioridad de loscódigos de operación que representan ciertos suce-sos. Si las prioridades de los sucesos que debenindicarse son las mismas, el indicador de operacióndel suceso más reciente estará indicado en la pan-talla.

Prioridad Suceso que se indica

1. Código de fallo de autosupervisión2. Operación de fallo de interruptor de circuito3. Fase instantánea 3∆I>> en funcionamiento4. Fase estabilizada 3∆I> en funcionamiento, u operación iniciada por una señal de

control exterior5. Activación de la señal de control exterior cuando la señal de salida controlada por la

señal de control exterior tiene una característica de enganche6. Señal de control exterior activada7. Bloqueo interno Id2f/Id1> o Id5f/Id1> activado

Ajustes Los valore de ajuste están indicados por los tresdígitos de más a la derecha de la pantalla. Cuandose ilumina un LED enfrente del símbolo de valor deajuste, muestra que ese valor de ajuste en particularestá indicado en la pantalla. El valor de ajuste quese da entre paréntesis debajo de la gama de ajuste esel ajuste por defecto.

Los ajustes secundarios del módulo relé diferencialse pueden activar por medio del subregistrador 4del registro A. Las gamas de ajuste son las mismasque la de los ajustes principales. Cuando estánactivos los ajustes secundarios, el LED que repre-senta el valor de ajuste en particular indicado en lapantalla parpadea.

Ajuste Descripción Gama de ajuste(Por defecto)

P/In(%) Ajuste básico de arranque, tramo 1% 5...50%(5%)

S (%) Relación de arranque, escalón 1% 10...50%(10%)

I2tp/In Punto de vuelta secundario de la característica de operación, 1,0...3,0tramo 0,1 (1,5)

Id/In>> Fase de corriente diferencial instantánea, tramo 1 x In 5...30(10)

Id2f/Id1f>(%) Relación entre el segundo armónico y el componente de 7...20%frecuencia fundamental de la corriente diferencial, tramo 1% (15%)

Id5f/Id1f>(%) Relación entre el quinto armónico y el componente de 10...50%frecuencia fundamental de la corriente diferencial, tramo 1% (35%)

Id5f/Id1f>>(%) Relación de desbloqueo quintos armónicos, tramo 1% 10...50%(35%)

I1/In Corrección de relación de transformación de TCs lado AT, 0,40...1,50tramo 0,01 (1,00)

I2/In Corrección de relación de transformación de TCs lado BT, 0,40...1,,0tramo 0,01 (1,00)

El ajuste de los grupos conmutadores SGR1...11,SGB1...8 y SGR1...8 se describe en el párrafosiguiente "Interruptores de configuración".

17

L1P1P2

L2

L3S1S2

P1 P2

S1 S2

L1

L2

L3

P1 P2

S1 S2

P1P2

S1S2

L1

L2

L3

P1 P2

S1 S2

P1 P2

S1 S2

L1P1P2

L2

L3S1S2

P1P2

S1S2

Interruptores deconfiguración

Los interruptores de los grupos conmutadoresSGF1...11, SGB1...8 y SGR1...8 se pueden usarpara seleccionar funciones adicionales requeridaspara distintas aplicaciones. El número de interrup-tor 1...8 y su posición, 0 o 1, se visualizan duranteel proceso de ajuste. En condiciones de servicionormales, se visualizan los sumatorios de los grupos

conmutadores. Estos se encuentran en el menúprincipal del módulo relé, consulte el capítulo"Menús principales y submenús de ajustes y regis-tradores". Los ajustes por defecto y sus sumatoriosse mencionan también en las tablas. El cálculo delos sumatorios se describe al final de este párrafo.

Grupo conmutadorSGF1

Adaptación del grupo vector y eliminación del componente de secuencia cero.

La tabla siguiente incluye las posiciones de losinterruptores que representan a los grupos vectoresmás generales del transformador de potencia. Enlos grupos de vectores dados en la columna "I", laconexión de los transformadores de corriente prin-cipal es del tipo I. En este caso, las puestas a tierrade los transformadores de corriente en lado de ATy BT están dentro o fuera de zona que está prote-gida, es decir, los transformadores de lado de AT y

BT tienen dentro o fuera las puestas a tierra. Laconexión de los transformadores de corriente prin-cipal en los grupos vectores de la columna II es deltipo II. En este caso, las puestas a tierra de lostransformadores de corriente está dentro y fuera dela zona protegida, es decir, los transformadores deun lado tienen las puestas a tierra dentro y los delotro lado las tienen fuera.

Fig. 6. Conexiones de los transformadores de corriente del tipo I.

Fig. 7. Conexiones de los transformadores de corriente del tipo II.

18

Tabla 1. Adaptación de los grupos vectores mas generales de transformadores de potencia.

Transformador Interruptores SGF1/1...8 Sumatoriopotencia grupo vector I II 1 2 3 4 5 6 7 8

Yy6 Yy0 0 0 0 0 0 0 0 0 0YNyn8 YNyn2 0 0 1 0 1 1 0 0 52YNyn10 YNyn4 0 0 1 0 0 0 1 0 68YNyn6 YNyn0 1 1 0 0 0 0 0 0 3Yy0 Yy6 0 0 1 1 0 0 0 0 12YNyn2 YNyn8 0 0 1 0 1 0 0 1 148YNyn4 YNyn10 0 0 1 0 0 1 0 1 164YNyn0 YNyn6 1 1 1 1 0 0 0 0 15Yd1 Yd7 0 0 0 1 0 0 0 0 8YNd1 YNd7 0 0 0 0 0 0 0 1 128Yd5 Yd11 0 0 1 0 0 0 0 0 4YNd5 YNd11 0 0 0 0 0 1 0 1 160Yd7 Yd1 0 0 1 0 1 0 0 0 20YNd7 YNd1 0 0 0 0 0 1 0 0 32Yd11 Yd5 0 0 0 0 1 0 0 0 16YNd11 YNd5 0 0 0 0 0 0 1 0 64Dd6 Dd0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Dd0 Dd6 0 0 1 1 0 0 0 0 12Dy1 Dy7 0 0 0 0 0 0 0 1 128Dyn1 Dyn7 0 0 0 1 0 0 0 0 8Dy5 Dy11 0 0 0 0 0 1 0 1 160Dyn5 Dyn11 0 0 1 0 0 0 0 0 4Dy7 Dy1 0 0 0 0 0 1 0 0 32Dyn7 Dyn1 0 0 1 0 1 0 0 0 20Dy11 Dy5 0 0 0 0 0 0 1 0 64Dyn11 Dyn5 0 0 0 0 1 0 0 0 16YNzn1 YNzn7 1 0 0 0 0 0 0 1 129YNzn5 YNzn11 1 0 0 0 0 1 0 1 161YNzn7 YNzn1 1 0 0 0 0 1 0 0 33YNzn11 YNzn5 1 0 0 0 0 0 1 0 65Dzn0 Dzn6 1 0 1 1 0 0 0 0 13Dzn2 Dzn8 0 0 0 1 0 1 0 0 40Dzn4 Dzn10 0 0 1 0 0 1 0 1 164Dzn6 Dzn0 1 0 0 0 0 0 0 0 1Dzn8 Dzn2 0 0 1 0 1 1 0 0 52Dzn10 Dzn4 0 0 1 0 0 0 1 0 68

Los interruptores SGF1/3...8 se usan para com-pensar la diferencia de fase de las corrientes de fasedel lado de AT y de BT que está causada por elgrupo vector del transformador de potencia.

La adaptación del grupo vector se puedeimplementar tanto en el lado de AT como en el deBT o únicamente en uno de los dos lados, AT o BT.La adaptación del grupo vector se realiza casisiempre en el lado conectado en estrella de lostransformadores conectados en YNd y Dyn . Eneste caso, el componente de secuencia cero de lascorrientes de fase con fallos de tierra que tienenlugar fuera de la zona protegida se elimina en laadaptación del grupo vector del lado conectado en

estrella antes de que se calculen la corriente diferen-cial y la corriente de estabilización.

No se requiere la adaptación del grupo vectorcuando no hay diferencia de fase entre las corrientesde fase del lado AT y BT del transformador que estáprotegido. Sin embargo, antes de que se calculen lacorriente diferencial y de estabilización, se ha deeliminar el componente de secuencia cero de lascorrientes de fase del lado conectado en estrella queestá puesto a tierra en su punto de inicio. Losinterruptores SGF1/1...2 se utilizan para eliminarel componente de secuencia cero de las corrientesde fase del lado de AT y BT.

19

Si, por ejemplo, hay un transformador con puestaa tierra en el lado conectado en delta del transfor-mador de potencia Ynd en la zona que está prote-gida, la adaptación del grupo vector se realiza,normalmente, en el lado de la conexión en estrella.En el lado de la conexión en delta, se ha deseleccionar, separadamente, con el interruptor

SGF1/1, la eliminación del componente de se-cuencia cero de las corrientes de fase. Para laeliminación del componente de secuencia cero noson necesarios transformadores de interposición.La tabla siguiente muestra la función de los inter-ruptores SGF1/1 y SGF1/2.

Tabla 2. Eliminación del componente de secuencia cero calculado.

Interruptor Función

SGF1/1 = 1 El componente de secuencia cero se calcula y elimina de las corrientes de fase en ellado de BT antes de que se calculen la corriente diferencial y la de estabilización.

SGF1/1 = 0 El componente de secuencia cero no se calcula en el lado de BT.SGF1/2 = 1 El componente de secuencia cero se calcula y elimina de las corrientes de fase en el

lado de AT antes de que se calculen la corriente diferencial y la de estabilización.SGF1/2 = 0 El componente de secuencia cero no se calcula en el lado de AT.

Las tablas siguientes muestran cómo se puedenutilizar los interruptores SGF1/3...8 para ajustarlos grupos vectores en las corrientes de fase vincu-ladas al relé. La primera columna "adaptación

interna" muestra la adaptación del grupo vectorimplementada numéricamente dentro del módulorelé.

Tabla 3. Adaptación del grupo vector en el lado de BT.

Adaptación interna SGF1/3 SGF1/4 SGF1/5 Sumatorio ∑

Yy0 0 0 0 0Yd1 1 0 0 4Yd5 0 1 0 8Yy6 1 1 0 12Yd7 0 0 1 16Yd11 1 0 1 20

Tabla 4. Adaptación grupo conmutador en lado AT

Adaptación interna SGF1/6 SGF1/7 SGF1/8 Sumatorio ∑

Yy0 0 0 0 0Yd1 1 0 0 32Yd5 0 1 0 64Yy6 1 1 0 96Yd7 0 0 1 128Yd11 1 0 1 160

Cuando la adaptación interna es Yy0, el ángulo defase de las corrientes de fase conectadas al relé nocambia. Cuando la adaptación interna es Yy6, lascorrientes de fase girarán 180° en el relé. Si laadaptación interna Yd1, Yd5, Yd7 o Yd11, seeliminará un posible componente de secuenciacero en las corrientes de fase de las conexiones deltaimplementadas numéricamente antes de que secalculen la corriente diferencial y la corriente deestabilización. Con la adaptación interna Yy0 eYy6, el componente de secuencia cero de las cor-

rientes de fase no se elimina. En este caso, se habránde utilizar los interruptores SGF1/1 y SGF1/2 paraeliminar el componente de secuencia cero de lascorrientes, si fuera necesario.

Utilizando las tablas 2, 3 y 4, es posible programarlos grupos vectores del módulo relé diferencial queno aparezcan en la tabla 1 "Adaptación de losgrupos vectores más generales de los transformado-res de potencia".

20


Bloqueos internos

Interruptor Función Ajustefábrica

El interruptor se usa para seleccionar si se debe bloquear la señal de 1maniobra de la fase 3∆I> cuando la relación entre el segundo armónicoy el componente de frecuencia fundamental de la corriente diferencialsupera el valor de ajuste Id2f/Id1f>.Cuando SGF2/1 = 1, el bloqueo está activado.Cuando SGF2/1 = 0, el bloqueo está desactivado.

SGF2/2 El interruptor se usa para seleccionar si es posible utilizar un algoritmo 1de inhibición de bloqueo para eliminar inmediatamente un bloqueobasado en el segundo armónico de la corriente diferencial cuando lacorriente de avalancha del transformador de potencia contiene corrientede fallo.Cuando SGF2/2 = 1, el bloqueo se puede eliminar.Cuando SGF2/2 = 0, el bloqueo no se puede eliminar.

SGF2/3 El interruptor se usa para seleccionar si se ha de bloquear la señal de 1maniobra de la fase 3∆I> cuando la relación entre el quinto armónico yel componente de frecuencia fundamental de la corriente diferencialsupera el valor de ajuste Id5f/Id1f>Cuando SGF2/3 = 1, el bloqueo está activado.Cuando SGF2/3 = 0, el bloqueo está desactivado.

SGF2/4 El interruptor se usa para seleccionar si se ha de eliminar el bloqueo 1de fase 3∆I>, basado en el quinto armónico de la corriente diferencial,cuando la relación entre este armónico y el componente de frecuenciafundamental de la corriente diferencial supera el valor de ajuste Id5f/Id1f>>Cuando SGF2/4 = 1, el bloqueo se puede eliminar.Cuando SGF2/4 = 0, el bloqueo no se puede eliminar..

SGF2/5 No en uso. Debe estar en posición 0. 0SGF2/6 No en uso. Debe estar en posición 0. 0SGF2/7 No en uso. Debe estar en posición 0. 0SGF2/8 No en uso. Debe estar en posición 0. 0

∑SGF2 7

21


Protección contra fallo del interruptor de circuito (CBFP)


SGF3/1 Arranque de protección contra fallo de interruptor de circuito (CBFP) 0iniciado por señal TS2



Cuando el interruptor está en posición 1, la señal de salida TS_ inicia eltiempo de maniobra de CBFP. Si el tiempo de maniobra se termina,estando aún activa la señal de salida, el relé proporcionará una señal demaniobra TS1.Cuando el interruptor están en posición 0, la protección contra fallo delinterruptor de circuito está desactivada.

SGF3/4...8 Tiempo tCBFP, de maniobra de protección contra fallo interruptor circuito, 0véase tabla 5.

∑SGF3 0

Tabla 5. Tiempos de maniobra de protección contra fallo interruptor de circuito a ser seleccionados conlos interruptores SGF3/4...8.

tCBFP / ms SGF3/4 SGF3/5 SGF3/6 SGF3/7 SGF3/8 ∑SGF3/4…8

100 0 0 0 0 0 0120 1 0 0 0 0 8140 0 1 0 0 0 16160 1 1 0 0 0 24180 0 0 1 0 0 32200 1 0 1 0 0 40220 0 1 1 0 0 48240 1 1 1 0 0 56260 0 0 0 1 0 64280 1 0 0 1 0 72300 0 1 0 1 0 80320 1 1 0 1 0 88340 0 0 1 1 0 96360 1 0 1 1 0 104380 0 1 1 1 0 112400 1 1 1 1 0 120420 0 0 0 0 1 128440 1 0 0 0 1 136480 0 1 0 0 1 144520 1 1 0 0 1 152560 0 0 1 0 1 160600 1 0 1 0 1 168640 0 1 1 0 1 176680 1 1 1 0 1 184720 0 0 0 1 1 192760 1 0 0 1 1 200800 0 1 0 1 1 208840 1 1 0 1 1 216880 0 0 1 1 1 224920 1 0 1 1 1 232960 0 1 1 1 1 240

1000 1 1 1 1 1 248

22


Automantenimiento de las señales de salida


SGF4/1 Selección de automantenimiento para señal de salida SS1 0SGF4/2 Selección de automantenimiento para señal de salida TS1 0SGF4/3 Selección de automantenimiento para señal de salida SS2 0SGF4/4 Selección de automantenimiento para señal de salida TS2 0SGF4/5 Selección de automantenimiento para señal de salida SS3 0SGF4/6 Selección de automantenimiento para señal de salida TS3 0SGF4/7 Selección de automantenimiento para señal de salida SS4 0SGF4/8 Selección de automantenimiento para señal de salida TS4 0

∑SGF4 0

Cuando un interruptor en posición 0 la señal de salida se restablece cuandola señal medida que causó la operación cae por debajo del valor de ajuste.Cuando un interruptor está en posición 1, la señal de salida permaneceactiva a pesar de que la señal que causó la operación caiga por debajo delvalor de ajuste.

Cuando se ha seleccionado la característica de automantenimiento, la señalde salida ha de restablecerse con las teclas del panel frontal, a través de unaentrada de control exterior o en el bus de serie, véase párrafo "Descripciónde operación".


Activación del indicador de operación TRIP.

Selección de señal de salida para controlar el indi-cador de operación TRIP en el panel frontal.Cuando el interruptor vinculado a una cierta salida

de señal está en posición 1, el indicador de opera-ción TRIP se ilumina por la activación de la señal.Los interruptores SGF5/5...8 no están en uso.

Interruptor Señal de Posición interruptor Ajuste fábricaSGF5/ control TRIP oscuro TRIP iluminado

1 TS1 0 1 12 TS2 0 1 13 TS3 0 1 04 TS4 0 1 0

∑ SGF5 3

Nota!La señal de maniobra de la fase de estabilización yde la fase instantánea del módulo relé diferencialilumina el indicador TRIP al margen del ajuste delgrupo conmutador SGF5, siempre que la señal demaniobra esté vinculada a un relé de salida de altorendimiento por medio de una señal de salida TS1,TS2, TS3 o TS4.

Se debe prestar especial atención al ajuste del grupoconmutador SGF5 cuando la señal de maniobrapueda ser iniciada por una señal de control exteriorBS1, BS2, BS3, BS4 o BS5.

23

GruposconmutadoresSGF6...11

Selección de las señales de las fases de protección yde las señales de control exteriores BS1...5 a utilizarcomo señales intermodulares AR1...3 y BSINT1...3. La configuración de señal se muestra enla fig. 8 que figura a continuación.

Las señales de las fases de protección y las señales decontrol están vinculadas con las líneas de señalesintermodulares deseadas por ejemplo, rodeandolas intersecciones de las líneas de señal. El número

de interruptor está marcado en cada punto deintersección y el valor ponderado del interruptor seproporciona al lado derecho de la matriz. Sumandolos valores ponderados de los interruptores selec-cionados de cada grupo conmutador, se obtienenlos sumatorios de los grupos conmutadores en laparte inferior de la matriz. Los sumatorios de losajustes de fábrica se dan bajo los sumatorios calcu-lados.

Fig. 8. Matriz de programación para las señales intermodulares.

3∆I>trip

Bloq. Armón.

BS1

BS2

BS3

BS4

BS5

BS INT1

BS INT2

BS INT3

∑SGF6

Función/Señal

1

2

4

8

16

32

64

128

Suma de Control ∑ =

1 1 1 1 1 1

2 2 2 2 2 2

3 3 3 3 3 3

4 4 4 4 4 4

5 5 5 5 5 5

6 6 6 6 6 6

7 7 7 7 7 7

8 8 8 8 8 8

Factor de posición

3∆I>>trip

∑SGF7 ∑SGF8 ∑SGF9 ∑SGF10 ∑SGF11

Ajuste de Fábrica ∑ = 3 4 0 0 0 0

AR3AR2AR1Señal Intermodular

24

Grupo conmutadorSGB1

Selección del estado activo lógico de las señales decontrol exteriores BS1..5 y de las señales de blo-queo intermodulares BS INT1...3.

Cuando el interruptor está en posición 0, la señalestá activa (estado 1), cuando la tensión, tensión de

corriente continua de 18...265 V o tensión decorriente alterna 80...265 V, se aplica a la entradade control. Cuando el interruptor está en posición1, la señal está activa si no está aplicada tensiónalguna a la entrada de control.


SGB1/1 Selección de estado activo, señal BS1 0SGB1/2 Selección de estado activo, señal BS2 0SGB1/3 Selección de estado activo, señal BS3 0SGB1/4 Selección de estado activo, señal BS4 0SGB1/5 Selección de estado activo, señal BS5 0SGB1/6 Selección de estado activo, señal BS INT1 0SGB1/7 Selección de estado activo, señal BS INT2 0SGB1/8 Selección de estado activo, señal BS INT3 0

∑SGB1 0

25

GruposconmutadoresSGB2...7

Los grupos conmutadores SGB2...7 se usan paraconfigurar las funciones de las señales de controlBS1...5 y BS INT1...3. La matriz siguiente sepuede utilizar para configurar las señales. Las seña-les de control están vinculadas con la funcióndeseada marcando la intersección de las líneas. Elnúmero de interruptor está marcado en cada puntode intersección y el factor de ponderación corres-pondiente a la derecha de la matriz. Sumando losfactores de ponderación de los interruptores selec-

cionados de cada grupo conmutador se obtienenlos sumatorios del grupo conmutador en la parteinferior de la matriz. Los interruptores que no semencionan no están en uso y deben situarse enposición 0.

Nota!Antes de programar, se debe comprobar si se usantodas las señales de control del módulo relé SPCD3D53 en el relé.

Fig. 9. Matriz para programar las señales de control exteriores.

BS1

BS3

BS4

BS5

BS INT1

BS INT2

BS INT3

∑SGB2

Señales de Control

1

2

4

8

16

32

64

128


1 1 1 1 1 1

2 2 2 2 2 2

3 3 3 3 3 3

4 4

5 5

6 6

7 7

8 8

Factor de posición

BS2

∑SGB3 ∑SGB4 ∑SGB5 ∑SGB6 ∑SGB7


3∆I>trip

3∆I>>trip

Principal

Secund.

Indicadores Indicadores,enganche,registros

Indicadores,self-hold

RESET

26

Interruptores Función

SGB2 Selección de las señales de bloqueo para la operación de la fase estabilizada 3∆I>.Cuando el interruptor están en posición 1 y la señal de bloqueo vinculada con elinterruptor correspondiente está activada, la operación de la fase está bloqueada.

SGB3 Selección de las señales de bloqueo para la operación de la fase de corriente diferencialinstantánea 3∆I>> cuando el interruptor está en posición 1 y la señal de bloqueovinculada con el interruptor correspondiente está activada, la operación de la fase estábloqueada.

SGB4/1...3 Conmutación entre valore de ajuste principales y secundarios.

Cuando se usa una señal de control exterior, los valores de ajuste principales están envigor cuando la señal está activa. Cuando la señal no está activa, los ajustes secundariosestán en vigor.Cuando SGB4/1...3 = 0, no se puede utilizar una señal de control exterior paraconmutar entre valores de ajuste. Se deberán utilizar las teclas del panel frontal o uncomando en el bus de serie.Cuando SGB4/1...3 = 1, los valores de ajuste reales (ajustes principales o secundarios)dependen enteramente del estado de la señal de control.

Nota! Cuando SGB4/1...3 = 1, el módulo relé no responde a los comandos deconmutación en el bus de serie o con las teclas del panel frontal.

Cuando SGB4/1...3 = 0, se utilicen los valores de ajuste principales y los valores deajuste secundarios, es importante que los interruptor SGB4/1...3 estén en la mismaposición en el ajuste principal y en el ajuste secundario. De lo contrario, se puede daruna situación conflictiva cuando se cambien los ajustes.

SGB5/1...3 Restablecimiento de los indicadores de operación del panel frontal

SGB6/1...3 Restablecimiento de los relés de salida enganchados y de los indicadores de operacióndel panel frontal

SGB7/1...3 Restablecimiento de los indicadores de operación del panel frontal, de los relés desalida enganchados y de los registros


Estado lógico activo de las señales de bloqueo BSINT1, BS INT2 o BS INT3 del módulo relé en

relación con el estado lógico de las señales vincula-das con la señal de bloqueo.


SGB8/1 Cuando SGB8/1 = 0, el estado activo de BS INT1 no cambia. 0Cuando SGB8/1 = 1, el estado activo de BS INT1 cambia.



SGB8/4 No en uso. Debe estar en posición 0. 0SGB8/5 No en uso: Debe estar en posición 0. 0SGB8/6 No en uso. Debe estar en posición 0. 0SGB8/7 No en uso. Debe estar en posición 0. 0SGB8/8 No en uso. Debe estar en posición 0. 0

∑SGB8 0

27

GruposconmutadoresSGR1...SGR8

Los interruptores SGR1...8 se usan para configurarlas señales de maniobra de las fases de protección ylas señales de control para hacer funcionar, como sedesee, las señales de salida SS1...SS4 o TS1...TS4.

La matriz siguiente se puede utilizar para progra-mar. Las señales están conectadas con la señal desalida deseada SS1...SS4 o TS1...TS4 rodeando lasintersecciones de las líneas de señales. El número deinterruptor está marcado en cada punto de inter-sección y el valor ponderado del interruptor se da

en la parte inferior de la matriz. Sumando losfactores de ponderación de los interruptores selec-cionados de cada grupo conmutador, se obtienenlos sumatorios de los grupos conmutadores a laderecha de la matriz. (Los sumatorios de ajuste defábrica se dan entre paréntesis).

Nota!Compruebe que todas las señales de salida delmódulo relé SPCD 3D53 están en uso en el relé deprotección correspondiente antes de programar.

Fig. 10. Matriz del relé de salida para el módulo de relé diferencial SPCD 3D53.

SGR1

SGR2

SGR3

SGR4

SGR5

SGR6

SGR7

SGR8

SS1 TS1 SS2 TS2 SS3 TS3 SS4 TS4

1 2 4 8 16 32 64 128

Grupo de Llaves

Función/Señal de contro

∑ SGR1 = (∑=11)

∑ SGR2 =(∑=14)

∑ SGR3 =(∑=0)

∑ SGR4 =(∑=0)

∑ SGR5 = (∑=0)

∑ SGR6 =(∑=0)

∑ SGR7 =(∑=0)

∑ SGR8 =(∑=0)

Factor de posición

Señal de Salida

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

Suma de control (ajuste de fábrica)

3∆I>trip

bloq. armón.

BS1

BS2

BS3

BS4

BS5

3∆I>>trip

28

Datos medidos Los valores medidos están indicados por los tresdígitos situados más a la derecha de la pantalla. Eldato que se está midiendo en el instante estáindicado por un LED en la parte superior de lapantalla y por un dígito o letra en rojo a la izquierdade la pantalla.

Nota!Los datos medidos visualizados tienen en cuenta elefecto de las correcciones de relación de transfor-mación I1/In e I2/In. La diferencia de fase visualizadaes la diferencia de fase de la corriente después de laadaptación del grupo vector.

Datos medidos delmenú principal

LED Símbolo Datos medidosindicador rojo

L1 1 Corriente de fase I1 del lado AT del transformador o lado del punto de neutrodel estátor del generador en múltiplo de la corriente nominal en fase L1.



L1 d Corriente diferencial Id medida por el módulo en múltiplo de la corrientenominal en fase L1.



L1 2 Corriente de fase I2 del lado BT del transformador o de la red del generadordel estátor en múltiplo de la corriente nominal en fase L1.



Datos medidos delsubmenú

Los datos medidos del submenú se describen en latabla siguiente. El símbolo rojo visualizado a nivelde menú principal muestra el registro principal del

subregistrador del que está disponible el dato me-dido correspondiente.

LED Símbolo rojo Dígito rojo Datos medidosindicador menú princip. Submenú

L1 1 0 Corriente de fase I1 del lado AT del transformador o dellado de punto muerto del estátor del generador en porcen-taje de la corriente nominal en fase L1.

L2 1 0 Corriente de fase I1 del lado AT del transformador o dellado de punto muerto del estátor del generador en porcen-taje de la corriente nominal en fase L2

L3 1 0 Corriente de fase I1 del lado AT del transformador o dellado de punto muerto del estátor del generador en porcen-taje de la corriente nominal en fase L3

L1 d 0 Corriente diferencial Id medida por el módulo, expresadaen porcentaje de la corriente nominal de fase L1.

L1, L2 d 1 Diferencia de fase, expresada en grados, de las corrientes defase en las fases L1 y L2 del lado de AT del transformadoro del lado de punto de neutro del estátor del generador. Encondiciones normales, la diferencia de fase es 120°.


29

LED Símbolo rojo Dígito rojo Datos medidosindicador menú princip. submenú


L2 d 0 Corriente diferencial Id medida por el módulo, expresadaen porcentaje de la corriente nominal en fase L2.

L1 d 1 Diferencia de fase, expresada en grados, de las corrientes I1e I2 del lado AT y BT del transformador en fase L1 despuésde la adaptación del grupo vector. Se indicará un cero "0"en la pantalla si la adaptación del grupo vector se realizócorrectamente.



L3 d 0 Corriente diferencial Id medida por el módulo, expresadaen porcentaje de la corriente nominal en fase L3.

L1, L2 d 1 Diferencia de fase, expresada en grados, de las corrientes defase en las fases L1 y L2 del lado de BT del transformadoro del lado de punto de neutro del estátor del generador. Encondiciones normales, la diferencia de fase es 120°.



L1 2 0 Corriente de fase I2 del lado BT del transformador o dellado de red del estátor del generador, expresada en porcen-taje de la corriente nominal en fase L1.



30

Informaciónregistrada

La información registrada se almacena en unamemoria de desplazamiento tipo fijo, bien en elmomento de la operación del relé, registros 1...6, odurante la corriente de avalancha de conexión deltransformador, registros 7...9. La memoria de des-plazamiento contiene los últimos cinco valoresregistrados (n)...(n-4). Cada nuevo valor se vaalmacenando en la primera ubicación (n) de lamemoria y desplaza a todos los elementos anterio-res un paso adelante (n-1). Cuando se almacena unsexto elemento, se pierde el elementos más antiguo(n-4) de la memoria.

Los valores almacenados más recientemente (n)están disponibles en los registros principales. Unmáximo de cuatro valores previos están en lossubregistradores. El dígito situado más a la izquier-da indica la dirección de almacenamiento y losotros tres dígitos el valor numérico del parámetroregistrado.

Nota!El valor mínimo de la relación entre el segundoarmónico y el componente de frecuencia funda-mental de la corriente diferencial se registra en cadafase sin utilizar ningún coeficiente de ponderación.

Número Valor registradoregistro

1 Corriente diferencial en fase L1 en múltiplo de la corriente nominal en el momento dela operación. Los subregistradores 1...4 contienen los valores de la corriente diferencial enel momento de la operación (n-1)...(n-4).



4 Corriente de estabilización en fase L1 en múltiplo de la corriente nominal en el momentode la operación. Los subregistradores 1...4 contienen los valores de la corriente diferencialen el momento de la operación (n-1)...(n-4).



7 Valor mínimo de la relación entre el segundo armónico y el componente de frecuenciafundamental de la corriente diferencial en fase L1 con corriente de avalancha de conexión.Los subregistradores 1...4 contienen los valores mínimos con corriente de avalancha deconexión (n-1)...(n-4).



31

Número Valor registradoregistro

0 Estado de las señales exteriores de bloqueo y control. El número indicado en la pantallamuestra el estado de las señales exteriores de bloqueo y control BS1...5 y BS INT1...3. Losnúmeros que representan el estado activo de la señal se dan a continuación. El valor delregistro es igual a la suma de los números que representan las señales activas. El registrotiene un valor en la gama de 0...255.

Señal de control Número que representa el estado activode la señal de control

BS1 1BS2 2BS3 4BS4 8BS5 16BS INT1 32BS INT2 64BS INT3 128

Desde este registro, es posible entrar en el modo de prueba de los relés de salida. En estemodo, las señales de salida y los ajustes de los grupos conmutadores SGR de la matriz derelé de salida se pueden probar. Las señales de salida que están activadas se indican pormedio de un LED parpadeante junto a los ajustes, un LED parpadeante cada vez.

En el párrafo siguiente "Prueba de los relés de salida" se da una descripción detallada delmodo de prueba.

A Código de dirección del módulo relé requerido para las comunicaciones en serie. elregistro A contiene los subregistradores adicionales.

1. Ajuste de la velocidad de transmisión de datos del módulo relé: 4,8 o 9,6 kBd.El ajuste por defecto es 9,6 kBd

2. Monitor de tráfico del bus. Si el módulo relé está conectado a un sistema decomunicaciones y el sistema funciona correctamente, el valor del monitor es 0.En cualquier otro caso, los número 0...255 están rodando.

3. Contraseña requerida para ajuste remoto. La contraseña (parámetro V160) debeintroducirse siempre antes de que el ajuste se pueda pasar al bus de serie.

4. Selección de ajustes principales y secundarios (0 = ajuste principal, 1 = ajustesecundario) ajuste por defecto 0.

5. Ajuste Hz de la frecuencia nominal fn. Ajuste por defecto 50 Hz.6. Ajuste mHz de la frecuencia nominal fn. Ajuste por defecto 0 mHz.

Por tanto, el ajuste por defecto de la frecuencia nominal será 50.000 Hz.

Cuando la pantalla está oscura, es posible llegar alcomienzo de menú principal pulsando la teclaSTEP del panel frontal durante más de 0,5 s.Presionando la tecla durante menos de 0,5 s seconsigue el acceso directo al final del menú princi-pal del módulo relé (dirección de comunicación enserie).

La información registrada en los registros 1...9 sepuede restablecer utilizando las teclas del panelfrontal, a través de una señal de control exterior, o

con parámetros de comunicación en serie, consultela sección "Restablecimiento" del párrafo "Des-cripción de función". Los registros se borran tam-bién cuando hay un fallo de corriente auxiliar. Losvalores de ajuste, el código de dirección, la veloci-dad de transmisión de datos y la contraseña delmódulo relé no se ven afectados por los fallos decorriente. Las instrucciones para ajustar el códigode dirección y la velocidad de transmisión de datosse proporcionan en el documento "Característicasgenerales de los módulos relé tipo D".

32

Menúsprincipales ysubmenús deajustes yregistros

Fig. 11. Menús principales y submenús para ajustes y registros del módulo relé diferencial SPCD 3D53.

PROGRAMA 1 sPASO 0.5 s

MENU PRINCIPAL SUBMENU

Estado normal, display off

000

1

2

3

4

5

6

7

8

0 0

2A

9

Ajuste Básico P/In[ %]

Razón de Arranque S[%]

Razón de CT corrección I1/In

Bloqueo 2da armónicatreshold Id2f/Id1f> [%]

Bloqueo 5ta armónicatreshold Id5f/Id1f> [%]

Valor de arranque etapa alta Id/In>>


Grupo de llaves Funcional SGF1

Grupo de llaves Bloqueo SGB1

Grupo de llaves Matrix del relé SGR1

Corriente Dif. en fase L1 en el último (n) trip



Corriente de polariz en fase L1 último (n) trip



Conten. min. de 2da armón ultimo inrush en fase L1



Identificación del relé Dirección de comunicac.

Estado del relé de salida Señales de bloqueo/control

PASO ATRÁZ 0.5 s PASO ADELANTE 1 s

Ángulo dif. de fase ∆ϕ12entre fases L1

Ángulo dif. de fase ∆ϕ11entre fases L1-L2

1

1

1 Ángulo dif. de fase ∆ϕ22entre fases L1-L2

0

0

0

Corriente Diff. en fase L2 [% In]



Corriente Diff. en fase L2 [x In]



0

0

0

Corriente en fase L1 [% In]lado A.T.

0

0

0

d

d

d

1

1

1

2

2

2



Corriente en fase L1 [% In]lado B.T.



Corriente en fase L1 [x In]lado A.T.



Corriente en fase L1 [x In]lado B.T.



2do punto tum de la curva de trip I2tp/In

2

2

2

3

3

3







4 Grupo de llaves Funcional SGF4

4 Grupo de llaves Matrix del relé SGR4

1 2 3Corriente Dif. en fase L1 en el trip (n-1)

Corriente Dif. en fase L1 en el trip (n-3)








1 2 3 Corriente de polariz en fase L1 en el (n-3) trip

Corriente de polariz en fase L1 en el (n-2) trip

1 2 3Corriente de polariz en fase L2 en el (n-1) trip



1 2 3Corriente de polariz en fase L3 en el (n-1) trip



1 2 3

1 2 3

1 2 3


Conten. min. de 2da armón (n-1) inrush en fase L2









Velocidad de Comunicación (kBd)

Pérdida del bus contador tiempo 0...255 s

1

1

1

1

4 Grupo de llaves Bloqueo SGB4

Desbloqueo 5ta armónicatreshold Id5f/Id1f> [%]

IRF Id > Id >> Id2f> BS1 BS2 BS3 BS4 BS5

Password para alteración de ajustes

3

1

MENU

PRINCIPAL

PASO

ATRÁZ

0.5s

PASO

ADELANTE

1 s

33

El procedimiento para entrar en un submenú o enun modo de ajuste y para configurar el módulo sedescribe, con detalle, en el manual "Características

generales de los módulos relé SPC de tipo D". Acontinuación se dan unas instrucciones simplifica-das.

Paso deseado o función Tecla Acción

Un paso adelante en el menú principalo en el submenú STEP Pulsar durante más de 0,5 sDesplazamiento rápido adelante en menú princ. STEP Mantener pulsada la teclaUn paso hacia atrás en menú principal STEP Pulse durante menos de 0,5 so submenúEntrar en un submenú desde el menú principal PROGRAM Pulsar durante 1 s (activado

cuando se suelta la tecla)Entrar o salir del modo de ajuste PROGRAM Pulsar durante 5 sIncrementar un valor en modo ajuste STEPMover el cursor en modo ajuste PROGRAM Pulsar durante 1 s aprox.Almacenar un valor de ajuste en modo ajuste STEP y Pulsar simultáneamente

PROGRAMRestablecimiento de valores memorizados STEP y

PROGRAMRestablecimiento de relés salida enganchados PROGRAM Nota! Pantalla estará oscura


4 Corriente Dif. en fase L1 en el trip (n-4)



4 Corriente de polariz en fase L1 en el (n-4) trip



4

4

4





Selección de ajustes principales vs secundar.

4 Frecuencia nominal Hz5 Frecuencia nominal mHz6






II Grupo de llaves Funcional SGF11




6 7 8Grupo de llaves Matrix del relé SGR6




Phase angle diff. ∆ϕ12on phase L2

Phase angle diff. ∆ϕ12on phase L3

Phase angle diff. ∆ϕ11between phases L2-L3


2

2

2 Phase angle diff. ∆ϕ22between phases L2-L3


3

3

3

34

Prueba de losrelés de salida

En el modo de prueba, accedido desde el submenúde registro 0, es posible activar las señales de salidadel relé una a una.

Cuando se pulsa la tecla PROGRAM durante 5segundos aprox., los tres dígitos de la derechacomienzan a parpadear indicando que el módu-lo relé está en modo de prueba. Inicialmente, seprueba la salida de autosupervisión. Los LEDs

que están enfrente de los ajustes muestran lasseñales de salida que están activadas en esemomento. La señal de salida deseada se seleccio-na pulsando PROGRAM durante 1 segundosaproximadamente.

Los LEDs de ajuste del panel frontal y sus señalesde salida respectivas son las siguientes:

No LED IRF de autosupervisiónAjuste P/In (%) Operación de fase estabilizada 3∆I>Ajuste S (%) Operación de fase instantánea 3∆I>>Ajuste I2tp/In Bloqueo interno Idf2/Id1f> o Id5f/Id1f>Ajuste Id/In>> Señal de control exterior BS1Ajuste Id2f/Id1f> (%) Señal de control exterior BS2Ajuste Id5f/Id1f> (%) Señal de control exterior BS3Ajuste I1/In Señal de control exterior BS4Ajuste I2/In Señal de control exterior BS5

Pulsando simultáneamente las teclas STEP yPROGRAM se activa la señal de salida selecciona-da, que permanecerá activa mientras se estén pul-sando las teclas. El efecto en las funciones de losrelés de salida depende de los ajustes de los gruposconmutadores SGR1...SGR8.

Cuando se está pulsando la tecla STRP en el modode prueba, el relé de salida de autosupervisión operaen un segundo aproximadamente y permanece enoperación hasta que se restablece la tecla. Volver almenú, en cualquier fase de la secuencia de prueba,es posible pulsando la tecla PROGRAM durante 5segundos aproximadamente.

Las señales se seleccionan en la secuencia ilustradaen la fig. 12.

Fig. 12. Secuencia para seleccionar las señales de salida durante la prueba de las funciones de controldel relé de salida.

Registro 0PROGRAM 5 s

PROGRAM 1 s

PROGRAM 1 s

PROGRAM 1 s

PROGRAM 1 s

PROGRAM 1 s

PROGRAM 1 s

IRF 3∆I > I / I >d2f d1f BS1

BS2

STEP STEP &PROGRAM

STEP &PROGRAM

STEP &PROGRAM

STEP &PROGRAM

STEP &PROGRAM

P / In S I / I2tp n I / I >>d n

I /I >d2f d1f PROGRAM 1 s

PROGRAM 1 s

BS3 BS4

STEP &PROGRAM

STEP &PROGRAM

I / I1 nI /I >d5f d1f PROGRAM 1 s

BS5

STEP &PROGRAM

I / I2 n

3∆I >>

35

Datos técnicos Frecuencia nominal seleccionable fn 162/3...60 HzGama de corrección de relación del TC en el ladode AT del transformador de potencia I1/In 0,40...1,50Gama de corrección de relación del TC en el ladode BT del transformador de potencia I2/In 0,40...1,50

Fase de corriente diferencial estabilizada 3∆I>Ajuste básico P/In 5...50%Ajuste de la relación de arranque S 10...50%Punto de vueltas secundario I2tp/In de curva 1,0...3,0de característicaRelación bloqueo armónicos Id2f/Id1f> 7...20%Relación bloqueo armónicos Id5f/Id1f> 10...50%Relación de desbloqueo armónicos Id5f/Id1f>> 10...50%Tiempo maniobra (incluyendo relés de salidaalto rendimiento)- con corrientes 1,5…4 x valor de maniobra < 50 ms- con corrientes superiores 4 x valor de maniobra < 45 msPrecisión de operación ±4% del valor establecido o ±2% x In

Fase de corriente diferencial instantánea 3∆I>>Gama de ajuste Id/In>> 5...30Tiempo maniobra (incluyendo relés de salidaalto rendimiento)- con corrientes en la gama de 1,1...2.6 x Id/In>> < 35 ms- con corrientes superiores a 2,6 x Id/In>> < 30 ms

Precisión de operación ±4% del valor establecido o ±2% x In

Protección contra fallo de interruptor de circuitoTiempo de maniobra 0,1...1,0 s

Registrador de perturbaciones integralLongitud de registro 38 ciclosCapacidad memoria registro 1 registro = 38 ciclosFrecuencia de muestreo 40 muestras/cicloSeñales que son registradas 6 señales analógicas

11 señales digitalesDisparo- cuando la señal digital seleccionada es activada- cuando la señal digital seleccionada se restableceLongitud del registro del disparo precedente 0...38 ciclos

Nota!Los tiempos de maniobra son válidos con frecuencias nominales de 50 Hz y 60 Hz.

36

Parámetros decomunicaciónen serie

Códigos de sucesos

Se han especificado códigos especiales para repre-sentar distintos sucesos como la operación y blo-queo de las fases de protección, la activación de lasseñales de control y salida, etc. Estos códigos desucesos se pueden transferir a sistemas de nivelsuperior en el bus de serie.

La máscara de suceso V155 está disponible en loscanales 0, 1, 2 y 3 para que la máscara de suceso0V155 sea compartida por todas las fases, y lasmáscaras de sucesos 1V155, 2V155 y 3V155representan sucesos en las fases respectivas L1, L2y L3.

El canal 0, la activación de operación o de la señalde una sola fase es suficiente para producir unsuceso. Una condición para restablecimiento, porotra parte, es que hayan sido restablecidas lasactivaciones de operaciones o de señales de todas lasfases.

Un suceso que debe incluirse en el informe desucesos está marcado con el 1. La máscara desucesos se obtiene añadiendo los factores de pon-deración de los sucesos incluidos, véase las tablassiguientes.

Máscara suceso Códigos Gama de ajuste Por defecto

0V155 E1...E10 0...1023 51V155 E1...E8 0...255 52V155 E1...E8 0...255 53V155 E1...E8 0...255 5V156 E11...E20 0...1023 0V157 E21...E28 0...255 12V158 E29...E36 0...255 0

Canal Código Suceso Número de Porsuceso defecto

0 E1 Operación de fase 3∆I> 1 10 E2 Operación de fase 3∆I> restablecida 2 00 E3 Operación de fase 3∆I>> 4 10 E4 Operación de fase 3∆I>> restablecida 8 00 E5 Id2f/Id1f> bloqueo activado 16 00 E6 Id2f/Id1f> bloqueo restablecido 32 00 E7 Id5f/Id1f> bloqueo activado 64 00 E8 Id5f/Id1f> bloqueo restablecido 128 00 E9 Protección fallo interruptor circuito funcionado 256 00 E10 Protección fallo interruptor circuito restablecida 512 0

Por defecto de máscara de suceso V155 5

1...3 E1 Fase 3∆I> operada en fase L1...L3 1 11...3 E2 Operación de fase 3∆I> restablecida en fase L1...L3 2 01...3 E3 Fase 3∆I>> operada en fase L1...L3 4 11...3 E4 Operación de fase 3∆I>> restablecida en fase L1...L3 8 01...3 E5 Id2f/Id1f> bloqueo activado en fase L1...L3 16 01...3 E6 Id2f/Id1f> bloqueo restablecido en fase L1...L3 32 01...3 E7 Id5f/Id1f> bloqueo activado en fase L1...L3 64 01...3 E8 Id5f/Id1f> bloqueo restablecido en fase L1...L3 128 0

Por defecto de máscaras de sucesos 1...3 V155 5

37

Canal Código Suceso Número de Porsuceso defecto

0 E11 Señal de control BS1 activada 1 00 E12 Señal de control BS1 restablecida 2 00 E13 Señal de control BS2 activada 4 00 E14 Señal de control BS2 restablecida 8 00 E15 Señal de control BS3 activada 16 00 E16 Señal de control BS3 restablecida 32 00 E17 Señal de control BS4 activada 64 00 E18 Señal de control BS4 restablecida 128 00 E19 Señal de control BS5 activada 256 00 E20 Señal de control BS5 restablecida 512 0


0 E21 Señal de salida SS1 activada 1 00 E22 Señal de salida SS1 restablecida 2 00 E23 Señal de salida TS1 activada 4 10 E24 Señal de salida TS1 restablecida 8 10 E25 Señal de salida SS2 activada 16 00 E26 Señal de salida SS2 restablecida 32 00 E27 Señal de salida TS2 activada 64 00 E28 Señal de salida TS2 restablecida 128 0




E50 Reinicio de microprocesadorE51 Inundación del registro de sucesosE52 Interferencia temporal en la transmisión de datosE53 El módulo relé no responde en el bus de datosE54 El módulo responde de nuevo en el bus de datos

Los códigos de suceso E50...E54 y los sucesos querepresentan no se pueden excluir de la informa-ción. La capacidad del registro de sucesos es de 60sucesos.

Los códigos de suceso E52...E54 son generados porel transmisor de datos de control (SRIO 1000).

38

Datos que setransfieren en elbus de serie

Además de entrada de los códigos de suceso (dato1), datos de salida (dato 0), valores de ajuste (datoS), datos memorizados (dato V), se pueden leerotros datos del módulo en el bus de serie. El ajustede los parámetros marcados con la letra W se puedecambiar en el bus SPA.

Cuando es necesario cambiar un valor de ajuste,bien a través de las teclas del panel frontal o en el busde serie, el módulo relé comprueba si el valor delparámetro dado es legal. Los valores que estén fuerade la gama de ajuste permitida no serán memoriza-dos por el módulo relé aunque el ajuste anteriorpermanecerá en memoria.

Cambiar un parámetro de ajuste en el bus de serierequiere una contraseña en la gama 1...999. Elajuste por defecto de contraseña es 1.

La contraseña se abre proporcionando al parámetrode comunicación serie V160 el valor numéricodeseado. El parámetro V161 se usa para cerrar la

contraseña. La contraseña se cierra también porfallos de corriente.

Las teclas del módulo relé o un comando en el busde serie se pueden usar para cambiar la contraseña.Para poderla cambiar en el bus de serie, tiene queser abierta primero. La nueva contraseña se intro-duce por medio del parámetro V161. Cuando seusen las teclas, la nueva contraseña se escribirá enlugar de la antigua en el subregistrador 3 delregistro A.

Si se proporciona una contraseña errónea 7 vecesconsecutivas, se transforma en un 0, después de locual ya no es posible abrirla en el bus de serie. En esecaso, se puede dar a la contraseña un nuevo valornumérico por medio de las teclas.

R = datos que se leen del móduloW = datos que se escriben en el módulo(P) = escritura permitida para una contraseña

39

Datos de entrada Los parámetros I1...I28 son parámetros leíbles (R).

Datos medidos Parámetro Valores

Corriente en fase L1 lado AT I1 0,00...65.5 (x In)Corriente en fase L2 lado AT I2 0,00...65.5 (x In)Corriente en fase L3 lado AT I3 0,00...65.5 (x In)Corriente diferencial de fase L1 I4 0,00...65.5 (x In)Corriente diferencial de fase L2 I5 0,00...65.5 (x In)Corriente diferencial de fase L3 I6 0,00...65.5 (x In)Corriente en fase L1 lado BT I7 0,00...65.5 (x In)Corriente en fase L2 lado BT I8 0,00...65.5 (x In)Corriente en fase L3 lado BT I9 0,00...65.5 (x In)Corriente en fase L1 lado AT en porcentaje de lacorriente nominal I10 0,0...6554 (% In)Corriente en fase L2 lado AT en porcentaje de lacorriente nominal I11 0,0...6554 (% In)Corriente en fase L3 lado AT en porcentaje de lacorriente nominal I12 0,0...6554 (% In)Corriente diferencial de fase L1 en porcentaje de lacorriente nominal I13 0,0...6554 (% In)Corriente diferencial de fase L2 en porcentaje de lacorriente nominal I14 0,0...6554 (% In)Corriente diferencial de fase L3 en porcentaje de lacorriente nominal I15 0,0...6554 (% In)Corriente en fase L1 lado BT en porcentaje de lacorriente nominal I16 0,0...6554 (% In)Corriente en fase L2 lado BT en porcentaje de lacorriente nominal I17 0,0...6554 (% In)Corriente en fase L3 lado BT en porcentaje de lacorriente nominal I18 0,0...6554 (% In)Datos de estado señales de control BS1...5 y BS INT1...3 I19 0...255, vea tabla en

"Inform. registrada"Diferencia de fase de corrientes en fases L1 y L2 ladode AT I20 0...359 gradosDiferencia de fase de corrientes en fases L2 y L3 ladode AT I21 0...359 gradosDiferencia de fase de corrientes en fases L3 y L2 ladode AT I22 0...359 gradosDiferencia de fase de corrientes de fase lado AT y BTen fase L1 I23 0...359 gradosDiferencia de fase de corrientes de fase lado AT y BTen fase L2 I24 0...359 gradosDiferencia de fase de corrientes de fase lado AT y BTen fase L3 I25 0...359 gradoDiferencia de fase de las corrientes en las fases L1 yL2 del lado de BT I26 0...359 gradosDiferencia de fase de las corrientes en las fases L2 yL3 del lado de BT I27 0...359 gradosDiferencia de fase de las corrientes en las fases L3 yL1 del lado de BT I28 0...359 grados

40

Datos de salida Los datos de estado real proporcionan informacióndel estado de la corriente de las señales en elmomento. Las operaciones almacenadas en lamemoria indican las activaciones de señales que

han tenido lugar después del último restableci-miento de los registros. Cuando el valor es 0, laseñal no está activada y cuando el valor es 1, la señalestá activada.

Datos de estado de las fases de protección y de las señales de control

Fase protección/ Datos estado Sucesos memo- Valoresseñal real (R) rizados (R)

3∆I>, señal de maniobra O1 O21 0 o 13∆I>>, señal de maniobra O2 O22 0 o 1Señal interna de bloqueo O3 O23 0 o 1Id2f/Id1f> o Id5f/Id1f>Relé de salida controlado

por señal de control BS1 O4 O24 0 o 1por señal de control BS2 O5 O25 0 o 1por señal de control BS3 O6 O26 0 o 1por señal de control BS4 O7 O27 0 o 1por señal de control BS5 O8 O28 0 o 1

Señal desconexión de la CBFP O9 O29 0 o 1

Activación de señal

Señal de salida Datos estado Sucesos memo- Valoresreal (R,W,P) rizados (R)

Señal de salida SS1 O10 O30 0 o 1Señal de salida TS1 O11 O31 0 o 1Señal de salida SS2 O12 O32 0 o 1Señal de salida TS2 O13 O33 0 o 1Señal de salida SS3 O14 O34 0 o 1Señal de salida TS3 O15 O35 0 o 1Señal de salida SS4 O16 O36 0 o 1Señal de salida TS4 O17 O37 0 o 1

Señal de activar para control remoto deseñales de salida O41 0 o 1

41

Los parámetros V11...V59 se puede utilizar paraleer (R) los últimos cinco valores almacenados enlos registros. Suceso n = valor registrado más recien-

te, suceso n-1 = valor anterior a ese, y así sucesiva-mente. Los registros se describen con detalle en elpárrafo "Información registrada".

Valor medido Suceso Gama de n n-1 n-2 n-3 n-4 medición

Corriente diferencial en fase L1 V11 V21 V31 V41 V51 0...65.5 x InCorriente diferencial en fase L2 V12 V22 V32 V42 V52 0...65.5 x InCorriente diferencial en fase L3 V13 V23 V33 V43 V53 0...65.5 x InCorriente estabilización en fase L1 V14 V24 V34 V44 V54 0...65.5 x InCorriente estabilización en fase L2 V15 V25 V35 V45 V55 0...65.5 x InCorriente estabilización en fase L3 V16 V26 V36 V46 V56 0...65.5 x InRelación menor Id2f/Id1f durantela corriente de avalancha últimaconexión en fase L1 V17 V27 V37 V47 V57 0...127%Relación menor Id2f/Id1f durantela corriente de avalancha últimaconexión en fase L2 V18 V28 V38 V48 V58 0...127%Relación menor Id2f/Id1f durantela corriente de avalancha últimaconexión en fase L3 V19 V29 V39 V49 V59 0...127%

Etapa/fase que inició la desconexión V1 1: 3∆I>/L12: 3∆I>/L24: 3∆I>/L38:3∆I>>/L116:3∆I>>/L232:3∆I>>/L3

42

Valores de ajuste Ajuste Valores Valores Valores Gama ajustereales (R) ajuste ajuste

principal secundario(R,W,P) (R,W,P)

Ajuste básico P/In S1 S51 S101 5...50 (%)Relación de arranque S S2 S52 S102 10...50 (%)Punto de vueltas secundario de curva decaracterística I2tp/In S3 S53 S103 1,0...3,0Gama maniobra Id/In>> de fase de corrientediferencial instantánea 3∆I>> S4 S54 S104 5...30Relación bloqueo armónicos Id2f/Id1f> S5 S55 S105 7...20 (%)Relación bloqueo armónicos Id5f/Id1f> S6 S56 S106 10...50 (%)Relación desbloqueo armónicos Id5f/Id1f>> S7 S57 S107 10...50 (%)Gama corrección relación transformaciónTC en transformadores de potencia lado S8 S58 S108 0,40...1,50 (x In)Gama corrección relación transformaciónTC en transformador potencia lado BT S9 S59 S109 0,40...1,50 (x In)Reservado S10 S60 S110 50 (% In)

Sumatorio, SGF1 S11 S61 S111 0...255Sumatorio, SGF2 S12 S62 S112 0...255Sumatorio, SGF3 S13 S63 S113 0...255Sumatorio, SGF4 S14 S64 S114 0...255Sumatorio, SGF5 S15 S65 S115 0...255Sumatorio, SGF6 S16 S66 S116 0...255Sumatorio, SGF7 S17 S67 S117 0...255Sumatorio, SGF8 S18 S68 S118 0...255Sumatorio, SGF9 S19 S69 S119 0...255Sumatorio, SGF10 S20 S70 S120 0...255Sumatorio, SGF11 S21 S71 S121 0...255Sumatorio, SGB1 S22 S72 S122 0...255Sumatorio, SGB2 S23 S73 S123 0...255Sumatorio, SGB3 S24 S74 S124 0...255Sumatorio, SGB4 S25 S75 S125 0...255Sumatorio, SGB5 S26 S76 S126 0...255Sumatorio, SGB6 S27 S77 S127 0...255Sumatorio, SGB7 S28 S78 S128 0...255Sumatorio, SGB8 S29 S79 S129 0...255Sumatorio, SGR1 S30 S80 S130 0...255Sumatorio, SGR2 S31 S81 S131 0...255Sumatorio, SGR3 S32 S82 S132 0...255Sumatorio, SGR4 S33 S83 S133 0...255Sumatorio, SGR5 S34 S84 S134 0...255Sumatorio, SGR6 S35 S85 S135 0...255Sumatorio, SGR7 S36 S86 S136 0...255Sumatorio, SGR8 S37 S87 S137 0...255

43

Parámetros de control Datos Código Dirección Valoresdatos

Restablecimiento de indicadores deoperación panel frontal y de relé desalida enganchado V101 W 1 = restablecimientoRestablecimiento de indicadores deoperación panel frontal, de registros derelés de salida y de memoria de registrode perturbaciones V102 W 1 = restablecimiento

Control remoto de ajustes V150 R,W 0 = ajustes principales activos1 = ajustes secundarios activos

Máscaras sucesos de protección diferencial V155 R,W 0...1023, vea "Códigos suceso""

Máscaras sucesos de protección diferencial 1V155 R,W 0...255, ver "Códigos de suceso"en fase L1Máscaras sucesos de protección diferencial 2V155 R,W 0...255, ver "Códigos de suceso"en fase L2Máscaras sucesos de protección diferencial 3V155 R,W 0...255, ver "Códigos de suceso"en fase L3Máscara suceso para señales de control ext. V156 R,W 0...255, ver "Códigos de suceso"Máscara suceso para señales de salida V157 R,W 0...255, ver "Códigos de suceso"Máscara suceso para señales de salida V158 R,W 0...255, ver "Códigos de suceso"Apertura de contraseña para ajuste remoto V160 W 1...999Cambio y cierre de contraseñapara control remoto V161 W(P) 0...999Activación de entrada autosupervisión V165 W 1 = entrada autosupervisión

está activado y LED IRFestá iluminado

Formateo de la EEPROM V167 W(P) 2 = formateo

Código de error V169 R 0...255

Frecuencia nominal, ajuste Hz V180 R,W,P 10...60 (Hz)Frecuencia nominal ajuste mHz V181 R,W,P 0...999 (mHz)Dirección del módulo relé V200 R,W 1...254

Velocidad transmisión datos V201 R,W 4.8, 9.6, 19.2, 38.4 kBd

Símbolo versión programa V205 R 107 A

44

Datos Código Dirección Valoresdatos

Selección de señales internas a utilizarpara disparar el registrador de perturbaciones V241 R,W 0...255

Señal interna Función Número que representa la función

3∆I> Usada para disparar 1No usada para disparar 0

3∆I>> Usada para disparar 2No usada para disparar 0

Id2f/Id1f bloqueo Usada para disparar 4No usada para disparar 0

Id5f/Id1f bloqueo Usada para disparar 8No usada para disparar 0

Ajuste de fábrica V241 3

Selección del método para dispararel registrador de perturbaciones V242 R,W 0...255

Señal interna Disparo Número que representa el punto de disparo

3∆I> Por caída de borde 1Por elevación de borde 0

3∆I>> Por caída de borde 2Por elevación de borde 0

Id2f/Id1f bloqueo Por caída de borde 4Por elevación de borde 0

Id5f/Id1f bloqueo Por caída de borde 8Por elevación de borde 0


Selección de señales de control a utilizarpara disparar el registrador de perturbaciones V243 R,W 0...255

Señal de control Función Número que representa la función

BS1 Usada para disparar 1No usada para disparar 0





BS INT1 Usada para disparar 32No usada para disparar 0




45

Datos Código Dirección Valoresdatos

Selección del método para disparar elregistrador de perturbaciones V244 R,W 0...255

Señal interna Disparo Número de punto de disparo

BS1 Por caída de borde 1Por elevación borde 0





BS INT1 Por caída de borde 32Por elevación borde 0




Longitud del registro después del disparo V245 R,W 0...38del registrador de perturbaciones en ciclos Ajuste fábrica V245 = 5Estado/comando registro grabación V246 R 0 = registro no disparado, es

decir, la memoria está vacía1 = registro disparado y

memoriade registro llenaW 0 = memoria registro restablecida

1 = sin función (NOP)

Lectura de registro de sucesos L R Tiempo, número de canal(distinto de cero) y códigosuceso

Relectura del registro de sucesos B R Tiempo, número de canal(distinto de cero) y códigosuceso

Designación del tipo de módulo relé F R SPCD 3D53Lectura de datos estado módulo C R 0 = estado normal

1 = módulo ha sido sometido arestablecimiento automático

2 = inundación registro sucesos3 = sucesos 1 y 2 juntos

Restablecimiento de datos estado módulo C W 0 = restablecimientoLectura o ajuste tiempo T R,W 00,000...59,999 sLectura y ajuste de fecha y hora D R,W AÑO-MES-DÍA HORA.MIN;

SS.mss

El registro de sucesos de puede leer con el comandoL sólo una vez. Si se produjera un fallo, porejemplo, en la transmisión de los datos, se podráutilizar el comando B para releer el contenido delregistro. Si se necesitara, este comando B puederepetirse. En general, el comunicador de datos decontrol SRIO 1000M lee el dato de suceso y envía

la información a un dispositivo de salida. Encondiciones normales, el registro de sucesos delmódulo relé está vacío. El comunicador de datos decontrol restablece también los datos de estadoanómalos, por lo que estos datos son, normalmen-te, cero.

46

Códigos de fallo1 Tensión auxiliar interrumpida4 Paso del relé de desconexión averiado, TS1, o falta tarjeta del relé de salida5 Paso del relé de desconexión averiado, TS2, o falta tarjeta del relé de salida6 Paso del relé de desconexión averiado, TS3, o falta tarjeta del relé de salida7 Paso del relé de desconexión averiado, TS4, o falta tarjeta del relé de salida

20 El módulo se ha reiniciado, aunque el sistema de autosupervisión no ha detectado fallo.21 El módulo se ha reiniciado más de 10 veces aunque el sistema de autosupervisión no ha

detectado fallo23 Error durante el arranque de DSP24 DSP detenido debido a error desconocido29 Sumatorio de zona de memoria código DSP30 Fallo en la memoria de programa (EPROM)49 Fallo RAM interna DSP50 Fallo RAM interna MCU51 Fallo bloque 1 memoria (EEPROM) de parámetros52 Fallo bloque 2 memoria (EEPROM) de parámetros53 Fallo bloque 1 y bloque 2 memoria (EEPROM) de parámetros54 Fallo bloque 1 y bloque 2, diferentes sumatorios memoria (EEPROM) de parámetros55 Fallo en zona de parámetros de la RAM56 Fallo clave memoria (EEPROM) de parámetros.

La memoria de parámetros no está formateada.57 Sumatorio del valor de corrección de ganancia/canal58 Sumatorio del banco de ajuste activo59 Fallo RAM externa de DSP60 Fallo RAM externa MCU

100 DSP sobrecargado195 La tensión de alimentación analógica medida es demasiado baja (tensión nominal - 12 V)196 La tensión de alimentación analógica medida es demasiado baja (tensión nominal + 12 V203 La tensión de alimentación analógica medida es demasiado alta (tensión nominal - 12 V)204 La tensión de alimentación analógica medida es demasiado alta (tensión nominal + 12 V)252 Fallo del filtro de entrada253 Fallo del convertidor A/C254 DSP no interrumpe

SGR

SGB

SGF

SPCD 2D55

TRIP

PROGRAM

RESETSTEP

0029

A

>I∆ 01>I∆ 02

1 n/

2 n/

>2f 1f/ %[ ]( )01

>2f 1f/ %[ ]( )02


n/ %[ ]2 IP

n/ %[ ]1 IP

I I

I I

01 n/I I

02 n/I I

I I I

I I I

01 s[ ]>t

02 s[ ]>t

01 / Σ 1 %[ ]I I

02 / Σ 2I I %[ ]

SPCD 2D55Módulo de relé de fallo de tierra


2

1MRS 752190-MUM ES



SPCD 2D55Módulo de relé

de fallo de tierra

Índice Características .................................................................................................................. 3Descripción de función .................................................................................................... 3

Frecuencia nominal ..................................................................................................... 4Principio de corriente diferencial estabilizada ................................................................ 4Principio de sobrecorriente residual y principio de corriente de neutro ........................... 5Principio de alta impedancia ........................................................................................ 5Bloqueo basado en el segundo armónico de la corriente de neutro.................................. 6Fases de protección ..................................................................................................... 6Señales de control exteriores ......................................................................................... 7Señales intermodulares ................................................................................................ 7Señales de salida .......................................................................................................... 7Protección contra fallo del interruptor de circuito ......................................................... 7Ajustes secundarios ..................................................................................................... 7Restablecimiento......................................................................................................... 8Registrador de perturbaciones integrado ....................................................................... 8

Diagrama esquemático de bloque ...................................................................................... 9Abreviaturas de símbolos y señales utilizadas .................................................................... 11Panel frontal .................................................................................................................. 12Indicadores de operación ................................................................................................ 13Ajustes ........................................................................................................................... 15Interruptores de configuración ........................................................................................ 16Datos medidos ............................................................................................................... 25Valores registrados.......................................................................................................... 26Menús principales y submenús para ajustes y registradores ................................................ 28Prueba de los relés de salida ............................................................................................. 30Datos técnicos................................................................................................................ 31Parámetros de la comunicación en serie ........................................................................... 33

Códigos de suceso ..................................................................................................... 33Datos de transferencia remota .................................................................................... 35

Códigos de fallo del sistema de autosupervisión ................................................................ 42

3

Características Módulo de relé de fallo de tierra para la proteccióncontra fallo de tierra de los transformadores depotencia de doble devanado.

Proporciona protección para los devanados dellado de AT (Alta Tensión) y BT (Baja tensión).

La protección contra fallo de tierra se puedeimplementar por medio de cuatro principios: prin-cipio de alta impedancia, principio de corrientediferencial estabilizada numérica, principio desobrecorriente residual o principio de sobrecorrientede neutro.

Los principios de protección contra fallo de tierraque deben utilizarse en el lado de AT y en el ladode BT son independientes entre si.

El módulo de relé es enteramente numérico - elcomponente fundamental de las corrientes se uti-liza para calcular la corriente residual de las corrien-tes de fase, la corriente de neutro y las corrientesdiferenciales y de estabilización. El componente deCC y los armónicos de las corrientes son filtradosdigitalmente.

Ajuste básico ajustable por separado y tiempo demaniobra para el lado de AT y BT

Alta inmunidad a la interferencia eléctrica y elec-tromagnética que permite que el relé pueda serutilizado en entornos severos

Estabilizado contra las corrientes de avalancha deltransformador y contra fallos producidos fuera dela zona protegida

Bloqueo basado en la relación entre el segundoarmónico y el componente de frecuencia funda-mental de la corriente de neutro que impide laoperación con corrientes de avalancha en la co-nexión del transformador

Visualización de los valores medidos, de ajuste yregistrado

Escritura y lectura de los valores de ajuste a travésde la pantalla local y botones pulsadores del panelfrontal, de un PC con software de configuración, ode niveles de sistemas superiores en el puerto deserie y fibra óptica

Cinco entradas de control externas programables

Matriz de relés de salida que permite que las señalesde maniobra y control sean vinculadas al relé desalida deseado

Protección contra fallo del interruptor de circuitointegrada

Registrador de perturbaciones integrado capaz deregistrar seis corrientes de fase, dos corrientes deneutro, las señales de arranque interno y bloqueo ylas señales de control vinculadas al relé

Alta inmunidad a la interferencia eléctrica y elec-tromagnética que permite que el relé pueda serutilizado en entornos severos

Funciones de medición dinámicas

Alta disponibilidad - el sistema de autosupervisiónintegrado monitoriza el funcionamiento de la elec-trónica y del software y proporciona una señal dealarma en caso de fallo

Descripción defunción

El relé de fallo de tierra mide las corrientes de fasedel lado de AT y BT y las corrientes de neutro deltransformador. Se pueden utilizar cuatro princi-pios alternativos para la implementación de laprotección de fallo de tierra en el lado de AT y enel lado de BT del transformador que ha de prote-gerse:

- principio de corriente diferencial estabilizada(protección de tipo de baja impedancia)

- principio de sobrecorriente residual- principio de sobrecorriente de neutro- principio de alta impedancia

Al principio de protección a utilizar dependerá dela conexión de los devanados del transformador depotencia y de los requisitos de la protección de fallode tierra.

El principio de corriente diferencial estabilizada, elprincipio de sobrecorriente residual y el principiode sobrecorriente de neutro están basados en loscomponentes de frecuencia fundamental de lascorrientes medidas. Los componentes de frecuen-cia fundamental son filtrados digitalmente en elmódulo de relé. El principio de alta impedanciaestá basado en los valores de cresta instantáneos dela corriente medida.

Los interruptores SGF1/1...8 se utilizan para selec-cionar el principio de protección deseado. Las fasesde protección del lado de AT y del lado de BToperan totalmente independientes entre si, portanto el principio de protección usado en el lado deAT puede ser el mismo que el utilizado en el ladode BT u otro cualquiera. Sin embargo, solo sepuede utilizar un principio de protección al mismotiempo en uno u otro lado del transformador.

4

IL1 + IL2 + IL3

3

I

Ib

n0.0 1.0 2.0 3.00.0

0.5

I cosϕI

d

n

1.0

1.5

∆I cosϕd

I n

∆IbIn

P / In

Frecuencia nominal Se puede utilizar el módulo de relé de fallo de tierraen la gama de frecuencias 16 2/3....60 Hz. El ajustede la frecuencia nominal es exacto dentro de 1mHz. Hay disponibles dos ajustes, es decir, Hz ymHz, que pueden ajustarse separadamente desde

16,667 Hz hasta 60 Hz. La frecuencia se seleccionacon los botones pulsadores del panel frontal, através del subregistrador 5 y 6 del registro A, o enel bus de serie, en cuyo caso se usan los parámetrosV180 y V181.

Principio decorrientediferencialestabilizada

El principio de corriente diferencial estabilizadanumérica se selecciona para protección de fallo detierra en el lado de AT y en el lado de BT con losajustes SGF1/1 = 1 y SGF1/5 = 1, respectivamente.No se necesita resistor externo de estabilización oresistor no lineal.

La operación de acuerdo con el principio de co-rriente diferencial se basa en comparar la amplitudy diferencia de fase entre la suma de las corrientesde secuencia cero de frecuencia fundamental de lascorrientes de fase (∑I) y el componente de frecuen-cia fundamental de la corriente (I0) de neutro quefluye en el conductor entre el punto de neutro deltransformador y tierra. La corriente diferencial Id secalcula como el valor absoluto de la diferencia entrela corriente residual (es decir, la suma de las cor-rientes de secuencia cero en la fases) y la corrientede neutro.

Id = ∑I - I0 (1)

Cuando ocurre un fallo de tierra en la zona prote-gida (es decir, entre los TCs (Transformadores deCorriente) y el TC de conexión al neutro) seproducirá una corriente diferencial. Además, serápreciso tener en cuenta, con el fin de mantener laselectividad, la dirección de la corriente residual yde la corriente de neutro y también la relación entrela corriente de neutro y la corriente residual (I0/∑I)en el lado que debe protegerse.

Durante el fallo de tierra en la zona protegida, lascorrientes ∑1 e I0 son dirigidas hacia la zonaprotegida. El cálculo de la corriente diferencialdireccional Idcosϕ se basa en la corriente diferen-cial Id y el ángulo entre la corriente residual y lacorriente de neutro. El cosϕ debe especificarse 1cuando la diferencia de fase de la corriente residualy de la corriente de neutro es 180°, es decir, cuandolas corrientes están en dirección opuesta en fallos detierra dentro de la zona protegida. El cosϕ debeespecificarse 0, cuando la diferencia de fase entre lacorriente residual y la corriente de neutro es inferiora 90° en situaciones sin fallo de tierra en la zonaprotegida. De esta forma, es posible la desconexióncuando la diferencia de fase entre la corrienteresidual y la corriente de neutro supera 90°.

La corriente de estabilización Ib utilizada con elprincipio de corriente diferencial estabilizada secalcula como promedio de las corrientes de fase dellado del devanado que debe estar protegido.

Ib = (2)

Loa ajustes básicos P1/In y P2/In se usan para ajustarla característica del principio de corriente diferen-cial estabilizada. El valor de corriente diferencialP1/In o P2/In requerido para desconexión es cons-tante a valores de corriente de estabilización Ib/In =0...1. Cuando la corriente de estabilización esmayor que la corriente nominal, el ángulo de caídade la características de operación es constantemen-te 50% tal como se indica en la Fig. 1. Eso significaque la relación entre el cambio de la corriente∆Idcosϕ diferencial direccional y el cambio de lacorriente ∆Ib de estabilización es constante.

Fig. 1. Característica de operación del principio decorriente diferencial estabilizada del módulo derelé de fallo de tierra SPCD 2D55

Fig. 2. Gama de ajuste de la característica deoperación para el principio de corriente diferencialestabilizada del módulo de relé de fallo de tierraSPCD 2D55.

I

I

b

n0.0 1.0 2.0 3.00.0

0.5

I cosϕ

Id

n

1

2

Curva

1

2

50

P / I [%]n

5

1.0

1.5

5

Para poder calcular la corriente Idcosϕ diferencialdireccional, la amplitud del componente de fre-cuencia fundamental tanto de la corriente residualde las corrientes de fase como de la corriente deneutro ha de ser superior al 4% de la corrientenominal. Si únicamente se cumple una condición,cosϕ = 1.

El módulo de relé tiene un ajuste independienteque tiene en cuenta la distribución de la corrientede fallo de tierra entre el punto de neutro deltransformador y la red en el lado que debe estarprotegido. La relación de la corriente de neutro y dela corriente residual de las corrientes de fase debe sersuperior al ajuste I01/∑I1 del lado de AT y al ajusteI02/∑I2 del lado de BT para permitir que se iniciela fase de protección del lado correspondiente. Lagama de ajuste de la relación es 0...20%. Cuandoel ajuste I01/∑I1 (o I02/∑I2) es mayor del 0%, elvalor máximo de la corriente de neutro de ese ladorequerido para desconexión es 2% x In.

Por tanto, la fase de protección se inicia siempreque se cumplan, simultáneamente, las siguientescondiciones en el lado que debe estar protegido:- la relación de corriente de neutro y de corriente

residual de las corrientes de fase supera el ajusteI01/∑I1 en el lado de AT y el ajuste I02/∑I2 en ellado de BT.

- la corriente diferencial direccional supera el valorde la característica de operación (la diferencia defase entre la corriente residual de las corrientes defase y la corriente de neutro debe ser superior a90°)

- el bloqueo basado en el segundo armónico de lacorriente I01 o I02 de neutro del lado concernien-te no impide el arranque.

Si las corrientes de secundario del TC se desvían dela corriente nominal del transformador protegidocon carga nominal, el módulo de relé permite quese corrijan las relaciones de transformación de losCTs de conexión a neutro y los TCs de fase. Lascorrecciones de relación de transformación se pue-den realizar tanto en el lado de AT como en el ladode BT, seleccionando un valor para los ajustes I01/In e I02/In, e I1/In e I2/In del panel frontal en la gama0,40...1,50 x In. El valor por defecto es 1,00.

La influencia de la conexión de los transformadoresde corriente de fase y de los transformadores deconexión a neutro en la operación del principio decorriente diferencial estabilizada está determinadapor el ajuste de los interruptores SGF2/1...2.

Principio de sobre-corriente residual yprincipio decorriente de neutro

Si el transformador no tuviera punto de neutro, oel punto de neutro estuviera puesto a tierra o no sedispusiera de corriente de neutro, se podrá emplearel principio de sobrecorriente residual para la pro-tección contra fallo de tierra. La suma de lascorrientes de secuencia cero en las fases se calculadentro del módulo de relé en base a las corrientesde fase vinculadas al relé. El principio desobrecorriente se utiliza en el lado de AT cuandoSGF1/2 = 1, y en el lado de BT cuando SGF1/6 =1. La fase de protección se inicia cuando la ampli-tud del componente de frecuencia fundamental dela corriente residual supera el ajuste básico P1/In oP2/In. Cuando la corriente residual ∑I1 o ∑I2 secalcula a partir de las corrientes de fase dentro delmódulo de relé, no se puede utilizar el bloqueobasado en el segundo armónico de la corriente deneutro.

La corriente residual de las corrientes de fase sepuede formar también a través de una conexiónexterna, conectando los terminales de neutro de losdevanados de los transformadores de adaptaciónde corriente de fase del relé al terminal de 5A o 1Adel transformador de adaptación de corriente deneutro I01 o I02. Naturalmente, es posible tambiénconectar la corriente de neutro del transformadorde corriente de conexión a neutro a los terminalesy utilizar el principio de sobrecorriente de neutro.Cuando se emplea la totalización externa de lascorrientes de fase o el principio de corriente deneutro en el lado de AT, el interruptor SGF1/3debe colocarse en posición 1. Cuando se utilice latotalización externa de las corrientes de fase o elprincipio de corriente de neutro en el lado de BT,el interruptor SGF1/7 ha de colocarse en posición1. Se puede utilizar, en combinación con estostipos de protección, el bloqueo basado en el segun-do armónico de la corriente de neutro.

Principio de altaimpedancia

La protección de tipo de alta impedancia se puedeaplicar a un devanado conectado en estrella. Estetipo de protección emplea cuatro TCs, es decir, tresTCs de fase y un transformador con conexión deneutro. Para poder utilizar el principio de alta impe-dancia, se requieren un resistor de estabilizaciónexterior y, a menudo, un resistor limitador también.Se puede utilizar el principio de alta impedancia enel lado de AT, cuando SGF1/4 = 1, y en el lado de BT,

cuando SGF1/8 = 1. Cuando se utiliza el principiode alta impedancia, la fase de protección se iniciacuando el valor de cresta instantáneo de la corrientede neutro supera el valor de ajuste básico P1/In en ellado de AT, o el ajuste básico P2/In en el lado de BT.No se puede utilizar el bloqueo basado en el segundoarmónico de la corriente de neutro en combinacióncon el principio de alta impedancia.

6

Bloqueo basado enel segundo armónicode la corriente deneutro

El bloqueo de arranque, con corrientes de avalan-cha en la conexión del transformador de potencia,se basa en la relación entre el segundo armónico yel componente de frecuencia fundamental calcula-da a partir de la corriente de neutro I01 o I02. Elinicio de la fase de protección está bloqueado si elbloqueo está activado y si la relación entre elsegundo armónico y el componente de frecuenciafundamental supera el límite de bloqueo estableci-do I2f/I1f (I01)> o I2f/I1f (I02)>.

La inhibición del arranque basada en el segundoarmónico se puede utilizar en combinación con elajuste de los interruptores SGF1/1 = 1, SGF1/3 =1, SGF1/5 = 1, SGF1/7 = 1. El bloqueo estáactivado por SGF2/3 en el lado de AT y por SGF2/4 en el lado de BT. El bloqueo del lado de AT noafecta a la fase de protección del lado de BT y elbloqueo del lado de BT no afecta a la fase deprotección del lado de AT.

Los principios de protección de fallo de tierra del ladode AT y de BT y los dispositivos de bloqueo seseleccionan de acuerdo con las tablas siguientes:

Principio ∆I01>de Interruptores Valor de. Bloqueoprotección lado AT SGF1/1 SGF1/2 SGF1/3 SGF1/4 ponderac. I2f/I1f(I01)>

Sin protección 0 0 0 0 0 No en usoPrincipio corrientediferencial estabilizada 1 0 0 0 1 Se puede usarPrincipio de sobre-corriente residual 0 0 2 No en usoPrincipio corrientede neutro 0 0 1 0 4 Se puede usarPrincipio dealta impedancia 0 0 0 1 8 No en uso

Principio ∆I02> de Interruptores Valor de. Bloqueoprotección lado BT SGF1/5 SGF1/6 SGF1/7 SGF1/8 ponderac. I2f/I1f(I02)>

Sin protección 0 0 0 0 0 No en usoPrincipio de corrientediferencial estabilizada 1 0 0 0 16 Se puede usarPrincipio de sobre-corriente residual 0 1 0 0 32 No en usoPrincipio de corrientede neutro 0 0 1 0 64 Se puede usarPrincipio de altaimpedancia 0 0 0 1 128 No en uso

Fases de protección El grupo de conmutación SGR1 se usa para vincularlas señales de inicio de la fase ∆I01> de protección dellado de AT a los relés de salida especificados, siempreque no esté inhibido el arranque por una función debloqueo basada en la relación entre el segundoarmónico y el componente de frecuencia funda-mental de la corriente de neutro. En la mismamedida, se utilizada el grupo de conmutación SGR4para vincular las señales de inicio de la fase ∆I02> deprotección del lado de BT a los relés especificados.

El tiempo de maniobra se puede establecer porseparado en el lado de AT y de BT en las gamas deajuste t01> = 0.03...100 s y t02> = 0.03...100 s,respectivamente. Cuando el tiempo de maniobrat01> de la fase ∆I01> de protección del lado de AT hatranscurrido, la fase entrega una señal de maniobraa los relés de salida especificados por el grupo deconmutación SGR2, siempre que la operación no

esté inhibida por una señal de control externa o unaseñal de bloqueo intermodular.

De igual forma, la fase ∆I02> de protección del ladode BT entrega una señal de maniobra a los relés desalida especificados por el grupo de conmutaciónSGR5, siempre que la operación no esté inhibida.

El bloqueo de la fase, de protección del lado de ATI2f/I1f (I01)>, es encaminado a los relés de salidaespecificados por el grupo de conmutación SGR3,siempre que se cumplan plenamente las condicionesde inicio del lado de AT. De igual forma, el bloqueode la fase de protección del lado de BT I2f/I1f (I02)>,es encaminado a los relés de salida especificados porel grupo de conmutación SGR6, siempre que secumplan plenamente las condiciones de inicio dellado de BT.

7

Señales de controlexternas

Hay disponibles cinco señales de control externasBS1...BS5 en el módulo de relé de fallo de tierraSPCD 2D55. Las señales de control se puedenutilizar para controlar las señales de salida o parabloquear la operación del módulo (fases de protec-ción). Además, las señales de control BS1, BS2 y

BS3 se pueden utilizar para conmutar entre losajustes principales y secundarios y para restablecerel indicador de operación, los relés de salida, losregistradores y la memoria de registro. Los inte-rruptores de los grupos de conmutación SGB seusan para configurar las señales de control externas.

Señalesintermodulares

Las señales BS INT1, BS INT2 y BS INT3 sonseñales de bloqueo intermodular que se puedenutilizar para bloquear la operación de un módulode relé montado en otra ubicación de tarjeta delmismo relé de protección. La señal de bloqueointermodular se activa cuando se activa la señal debloqueo correspondiente de un módulo de relé.Las señales de bloqueo BS INT1, BS INT2 y BSINT3 no pueden controlar los relés de salida. Elgrupo de conmutación SGB1 se usa para seleccio-

nar el estado activo lógico de las señales de controlexternas y de las señales de bloqueo intermodular.Por tanto, la entrada se podrá activar estando o noactivada de corriente.

Las señales AR1, AR2 y AR3 se pueden utilizar paradisparar el registrador de perturbaciones SPCR8C27 montado en una de las ubicaciones de tarjetadel relé. Estas señales no se pueden utilizar paracontrolar los relés de salida.

Señales de salida Los grupos de conmutación SGR1...SGR11 sepueden usar para vincular las señales de inicio ymaniobra de las fases de protección, las señales debloqueo interno y las señales de control exterioresBS1...BS5 a los relés de salida deseados S1...SS4 oTS1...TS4.

El grupo de conmutación SGF4 permite que seseleccione la característica de enganche para lasseñales de salida SS1...SS4 y TS1...TS4. Cuando seha seleccionado esta función, la señal de salidapermanece activa, incluso cuando la señal que

causó la operación se restablezca. Los medios derestablecimiento de los relés de salida se muestranen la tabla en el párrafo "restablecimiento".

El funcionamiento del indicador de operaciónTRIP del panel frontal se puede configurar paraque se inicie con la activación de cualquier señalTS. El indicador de operación permanece ilumina-do cuando se restablece la señal. El grupo deconmutación SGF5 se usa para programar. Losmedios de restablecimiento se muestran en la tablaen el párrafo "Restablecimiento".

Protección contrafallo del interruptorde circuito.

El módulo de relé esta provisto de proteccióncontra fallo del interruptor de circuito (CBFP),que proporciona una señal TS1 0,1...1 s después dela señal de maniobra TS2, TS3 o TS4, a menos queel fallo haya desaparecido durante este tiempo. Sepuede ajustar el tiempo de maniobra en el tramo100...440 ms en escalones de 20 ms y en el tramo440...1000 ms en escalones de 40 ms. El relé desalida de alto rendimiento TS1 de protección

contra fallo del interruptor de circuito se puedeutilizar para maniobrar el interruptor de circuitoenfrente del interruptor de circuito del alimenta-dor del elemento que debe protegerse. Los inte-rruptores SGF3/1...3 se usan para activar la protec-ción contra fallo del interruptor de circuito y losinterruptores SGF3/4...8 se usan para ajustar eltiempo de maniobra de la CBFP.

Ajustes secundarios Hay disponibles dos valores de ajuste diferentespara el relé: valores de ajuste principales y valores deajuste secundarios. El cambio entre estos dos tiposde valor de ajuste se puede realizar de las tres formassiguientes:

1) En el bus de serie, utilizando el comando V1502) Por medio de señales de control exteriores: BS1,

BS2 o BS33) Por medio de los botones pulsadores del panel

frontal del módulo de relé y el subregristrador 4del registrador A. Si se selecciona el valor 0 en elsubregistrador pone en vigor los ajustes princi-pales, mientras que el valor 1 activa los valoressecundarios.

Los parámetros S permiten que se lean y se ajustenen el bus de serie los valores de ajuste principales ysecundarios. Los botones pulsadores del panelcentral se pueden utilizar, únicamente, para leer yestablecer los valores de ajuste reales.

NOTA!Si se han utilizado señales de control exteriores paraseleccionar los ajustes principales o secundarios, noserá posible conmutar entre ambos ajustes a travésdel bus de serie o con los botones del panel frontal.

8

Restablecimiento Los indicadores de operación del panel frontal delmódulo de relé, los códigos de operación de lapantalla, los relés de salida enganchados y losregistradores y memoria de registro del módulo derelé se pueden restablecer de tres formas: con los

botones del panel frontal, por medio de una señalde control exterior o a través del parámetro decomunicación de serie, tal como se indica en latabla siguiente.

Medios de restablecimiento Indicadores Relés de Registradores yde operación salida memoria de

registro

RESTABLECER x

PROGRAMA x x

RESETABLECER Y PROGRAMA x x x

Señal control exteriorBS1, BS2 o BS3, cuandoSGB5/1...3 = 1 xSGB6/1...3 = 1 x xSGB7/1...3 = 1 x x x

Parámetro V101 x x


Registrador deperturbacionesintegrado

El registrador de perturbaciones integrado registralas formas de onda de las corrientes que debenmedirse, las entradas de control digital del móduloy las señales internas. El módulo tiene ocho canalesanalógicos y doce digitales. La memoria tiene unacapacidad de un registro, cuya longitud es 30ciclos. El registro se ha de descargar antes de que seinicie una nueva secuencia de registro. La memoriase vacía también cuando los valores registrados porel módulo son restablecidos. La frecuencia demuestreo del registrador de perturbaciones es 40veces la frecuencia nominal del módulo, lo quesignifica que la frecuencia de muestreo de 50 Hz es2000 Hz.

El registro se puede disparar por las señales internasdel módulo de relé o por las señales de controlvinculadas al módulo. Las señales internas a regis-trar y disponibles para disparo son las señales deinicio de la protección contra fallo de tierra del ladode AT y del lado de BT y las señales de bloqueo dellado de AT y de BT. Las señales de control vincu-ladas al módulo son las señales BS1...5 y BSINT1...3. El registro se puede disparar por laelevación o caída del borde de cualquiera (una ovarias) de estas señales. El disparo en el borde deelevación significa que la secuencia de registro seinicia cuando la señal es activada. En el mismosentido, el disparo por el borde de caída significaque la secuencia de registro se inicia cuando la señalactiva se restablece.

Los parámetros de comunicación serie V241...V245se usan para configurar el registrador de perturba-ciones. El parámetro V241 especifica las señalesinternas que deben utilizarse para disparo y elparámetro V242 especifica si el registro ha de seriniciado por el borde de elevación o caída de la señalespecificada por el parámetro V241. El parámetroV243 define las señales de control que debenutilizarse para disparo y el parámetro V244 especi-fica si el borde de elevación o caída de la señal decontrol está para iniciar la secuencia de registro.

El parámetro V245 se usa para establecer la longi-tud del registro. El número de ciclos de registro quesiguen al disparo es igual al valor del parámetroV245. La longitud de registro total es fija y siempreaproximadamente de 30 ciclos.

Cuando el parámetro de comunicación serie V246= 0, el registrador de perturbaciones no ha sidodisparado, es decir, la memoria de registro estávacía. Cuando V246 = 1, el registrador de pertur-baciones ha sido disparado y la memoria está llena.La memoria de registro de vacía dando al parámetroV246 el valor 0. Se ha de vaciar la memoria antesde que el registrador de perturbaciones puedeiniciar una nueva secuencia de registro. Un registromemorizado es indicado por la letra "d" a laderecha de la pantalla cuando no se visualiza nin-gún valor medido, ajustado o registrado.

Los datos registrados por el registrador de pertur-baciones integrado se descargan, por ejemplo, conla ayuda de un programa de PC y con el parámetrode comunicación serie V247.

9

-+

I L1 I L2 I L3

I

= ∑

I -

Id1

1

b1I

P /

I1

I 01

01

SG

F1/

1

∑

cos

ϕ

SG

F1/

2

*

-+

I' L1 I' L2 I' L3

I

= ∑

I -

Id2

2

2

I 02

02

SG

F1/

5

∑

SG

F1/

7

SG

F2/

4SG

F1/

6

*

cos

ϕ

&&

SG

F1/

3

SG

F2/

3

n

P /

In

SG

F2/

2+

180°

SG

F2/

1+

180°

b2I

SG

F1/

4

SG

F1/

8

∑I 1

ΣI2

& &

SG

R2/

2=1

SS

3

TS

2

TS

1

SG

R2/

4=1

SG

R5/

4=1

SS

4

SG

R5/

2=1

SG

R1/

5=1

SG

R4/

5=1

SG

R2/

7=1

SG

R5/

7=1

AR

3

SG

F8/

1=1

SG

F8/

2=1

SG

F8/

4=1

SG

F8/

5=1

SP

CD

2D

55

≥1 ≥1 ≥1 ≥1 ≥1

I / I

1n

I /

I01

n

I / I

2n

I /

I02

n1f

1f1f

1f

1f1f

2f2f

I /

∑I

011

I /

∑I

022

I /

I

> (

I )

2f1f

01

I /

I

> (

I )

2f1f

02

≥1 ≥1

t

>01

∆I

> s

tart

01

∆I

> tr

ip01

t

>02

∆I

> s

tart

02

∆I

> tr

ip02

TR

IPR

ES

ETSG

F5/

1=1

SG

F5/

2=1

≥1

Diagramaesquemáticode bloque

Fig. 3. Diagrama esquemático de bloque para el módulo de relé de fallo de tierra SPCD 2D55 con losajustes por defecto del grupo de conmutación.

10

Fig. 4. Diagrama esquemático de bloque del módulo de relé de fallo de tierra SPCD 2D55.

-+

I L1 I L2 I L3

I

= ∑

I -

Id1

1

b1I

P /

I

TR

IP

Aju

stes

(pr

inci

pal/s

ecun

dario

)

SG

R1/

x

SG

R2/

x

SG

R3/

x

SG

F5/

1

SG

F5/

2

SG

F5/

3

SG

F5/

4

x =

1

x =

2

x =

3

x =

4

x =

6

x =

7

x =

8

x =

5

SG

F3/

1

SG

F3/

2

SG

F3/

3

t

SS

1

SS

2

TS

2

SS

3

TS

3

SS

4

TS

4

TS

1

RE

SE

T

Indi

cado

r de

Res

et tr

ip

Indi

cado

r de

Res

et tr

ip

y re

lés

de s

alid

a

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cado

r de

Res

et tr

ip, r

elés

de

salid

ay

regi

stro

s (R

eset

com

plet

o de

l rel

ay)

SG

F3/

4...8

CB

FP

BS

5

BS

4

AR

1

AR

2

SG

F6/

xx

= 1

∆I

> s

tart

01

BS

1S

GR

7/x

SG

B2/

x

SG

B3/

x

SG

B4/

x (

x =

1...

3)

SG

B5/

x (

x =

1...

3)

SG

B6/

x (

x =

1...

3)

SG

B7/

x (

x =

1...

3)

1

I 01

01

SG

F1/

1

∑

1f

1f

cos

ϕ

SG

F1/

2

*

1f

-+

I' L1 I' L2 I' L3

I

= ∑

I -

Id2

2

2

I 02

02

SG

F1/

5

∑

1f

1f

SG

F1/

7

2fS

GF

2/4

SG

F1/

6

t

>02

*

&

SG

R4/

x

SG

R5/

x

SG

R6/

x

∆I

> tr

ip01

∆I

> s

tart

02

∆I

> tr

ip02

bl.d

e 2d

a ar

món

. (A

.T.)

bl.d

e 2d

a ar

món

. (B

.T.)

bl.d

e 2d

a ar

món

. la

do B

.T.

bl.d

e 2d

a ar

món

. la

do A

.T.

∆I

> s

tart

02

∆I

> tr

ip02

cos

ϕ

SP

CD

2D

55

&&

SG

F1/

3

2fI

/ I

>

(I

)2f

1f01

SG

F2/

3&

n

P /

In

SG

F2/

2

SG

F2/

1+

180°

b2I1f

SG

F1/

4

SG

F1/

8

I /

∑I

011

∑I 1

I /

∑I

022

∑I 2

& &

BS

1

SG

B1/

11

x =

1

BS

2

SG

B1/

21

x =

2

BS

3

SG

B1/

31

x =

3

BS

4

SG

B1/

41

x =

4

BS

5

SG

B1/

51

x =

5

BS

INT

1

SG

B1/

61

x =

6

BS

INT

2

SG

B1/

71

x =

7

BS

INT

3

SG

B1/

81

x =

8

BS

2S

GR

8/x

BS

3S

GR

9/x

BS

4S

GR

10/x

BS

5S

GR

11/x

SG

B8/

11

BS

INT

1

SG

B8/

21

BS

INT

2

SG

B8/

31

BS

INT

3

RE

SE

T +

PR

OG

RA

MS

GF

4/1

≥1

RE

SE

T +

PR

OG

RA

MS

GF

4/2

≥1

RE

SE

T +

PR

OG

RA

MS

GF

4/3

≥1

RE

SE

T +

PR

OG

RA

MS

GF

4/4

≥1

RE

SE

T +

PR

OG

RA

MS

GF

4/5

≥1

RE

SE

T +

PR

OG

RA

MS

GF

4/6

≥1

RE

SE

T +

PR

OG

RA

MS

GF

4/7

≥1

RE

SE

T +

PR

OG

RA

MS

GF

4/8

≥1

≥1

I / I

1n

I /

I2

n

I /

I01

n

I /

I02

n+

180°

I /

I

> (

I )

2f1f

02

≥1 ≥1

t

>01

∆I

> s

tart

01

∆I

> tr

ip01

x =

2

x =

3

x =

4

x =

5

x =

6

x =

7

x =

8

SG

F7/

x

SG

F8/

x

SG

F9/

x

SG

F10

/x

SG

F11

/x

AR

3

11

Abreviaturas desímbolos yseñalesutilizadas

IL1, IL2, IL3 Corrientes de fase medidas en el lado de ATI’L1, I’L2, I’L3 Corrientes de fase medidas en el lado de BTI01 Corriente de neutro lado ATI02 Corriente de neutro lado BTIn Corriente nominal∑ Total de las corrientes de fase1f Filtrado digital del componente de frecuencia fundamental∑I1 Corriente residual de corrientes de fase lado AT∑I2 Corriente residual de corrientes de fase lado BTId1 Corriente diferencial calculada como SI1 - I01Id2 Corriente diferencial calculada como SI2 - I02cosϕ Coseno del ángulo de fase entre la corriente residual de las corrientes de

fase y de la corriente de neutroIb Corriente de estabilización usada con el principio de corriente diferencial

numérica2f Filtrado digital del componente del segundo armónicoI2f Amplitud del segundo armónico de la corriente de neutroI1f Amplitud del componente de frecuencia fundamental de la corriente

de neutro∆I01> Fase de protección del lado AT∆I02> Fase de protección del lado BTSGF1...SGF11 Grupos conmutadores para configurar las funcionesSGB1...SGB8 Grupos conmutadores para configurar las señales de control exteriores

y de bloqueoSGR1...SGR11 Grupos conmutadores de matriz de relés de salidaBS1...BS5 Entradas de control exterioresSS1...SS4 Señales de salidaTS1...TS4 Señales de salida a relés de salida de alto rendimientoBS INT1...BS INT3 Señales de bloqueo intermodular y de controlAR1...AR3 Señales de control intermodulartCBFP Tiempo de maniobra ajustable para protección contra fallo de interruptor

de circuito

Nota!Todas las señales de entrada y salida del módulo noestán necesariamente cableadas a cada conjunto derelé que utiliza este módulo. Las señales cableadas

a los terminales se muestran en el diagrama, ilus-trándose el flujo de las señales entre los módulosenchufables del conjunto relé.

12

SGR

SGB

SGF

SPCD 2D55

TRIP

PROGRAM

RESETSTEP

0029

A

>I∆ 01>I∆ 02

1 n/

2 n/

>2f 1f/ %[ ]( )01

>2f 1f/ %[ ]( )02


n/ %[ ]2 IP

n/ %[ ]1 IP

I I

I I

01 n/I I

02 n/I I

I I I

I I I

01 s[ ]>t

02 s[ ]>t

01 / Σ 1 %[ ]I I

02 / Σ 2I I %[ ]

Panel frontal

Indicadores de medición de corriente

Indicador del ajuste básico y tiempo de maniobra del lado de AT

Indicador del ajuste básico y tiempo de maniobra del lado de BTIndicador para ajuste de corrección de la relación del transformador de conexión al neutro conlado de AT y para la relación mínima entre la corriente de neutro y la corriente residual de lascorrientes de faseIndicador para el ajuste de la corrección de relación del transformador con conexión al neutrocon lado de BT y la relación mínima entre la corriente de neutro y la corriente residual de lascorrientes de faseIndicador de ajuste de la relación del segundo armónico y el componente de frecuenciafundamental de la corriente de neutro del lado de ATIndicador de ajuste de la relación del segundo armónico y el componente de frecuenciafundamental de la corriente de neutro del lado de BTIndicador para la corrección de la relación de transformación de los TCs de fase con lado de ATIndicador para la corrección de la relación de transformación de los TCs de fase con lado de BT

Indicador de sumatorios de los grupos conmutadores SGF1...11

Indicador de sumatorios de los grupos conmutadores SGB1...8

Indicador de sumatorios de los grupos conmutadores SGR1...11

SGR

SGB

SGF

SPCD 2D55

TRIP

PROGRAM

RESETSTEP

0029

A

>I∆ 01>I∆ 02

1 n/

2 n/

>2f 1f/ %[ ]( )01

>2f 1f/ %[ ]( )02


n/ %[ ]2 IP

n/ %[ ]1 IP

I I

I I

01 n/I I

02 n/I I

I I I

I I I

01 s[ ]>t

02 s[ ]>t

01 / Σ 1 %[ ]I I

02 / Σ 2I I %[ ]


Indicador IRF

Pantalla

Botón pulsador de escalonamiento/restablecimiento pantalla

Interruptor de ajuste


Designación de tipo de módulo de relé

Fig. 5. Panel frontal del módulo de relé de fallo de tierra SPCD 2D55.

13

Indicadoresde operación

Los indicadores de operación del módulo de relé defallo de tierra son el código de operación rojo de lapantalla y el indicador TRIP que indica la opera-ción.

Cuando la fase ∆I01> de protección del lado de ATse inicia, el código 1 de operación rojo se iluminaen la pantalla. El funcionamiento de la fase estáindicado por el número de código 2. El inicio y elfuncionamiento de la fase ∆I02> de protección dellado de BT están indicados por los códigos 4 y 5 deoperación rojos, respectivamente. Los códigos queindican el inicio y el funcionamiento permaneceniluminados hasta que se restablece. Si la proteccióncontra fallo del interruptor de circuito ha funciona-do, el indicador de operación A permanecerá ilu-minado hasta que los indicadores de operaciónsean restablecidos.

Cuando se emite una señal de maniobra por la fasede protección del lado de AT o de BT del módulode relé de fallo de tierra, el indicador TRIP estáiluminado, siempre que la señal de maniobra co-rrespondiente esté vinculada a un relé de salida dealto rendimiento TS1, TS2, TS4 o TS4 a través deun interruptor del grupo de conmutadores SGR2o SGR5. Si el código de operación rojo 2 o 5 estáindicado en la pantalla, el indicador TRIP conti-nuará estando obscurecido y la señal de maniobraestará sin vincular a uno de los relés de salida de altorendimiento.

La activación de las señales de control externasBS1...BS5, está indicada en la pantalla por elcódigo de operación rojo respectivo 7, 8, 9, 0 o II.El código de operación permanecerá iluminadomientras que la señal de control está activa. Si seprogramó la señal de control (grupos de conmuta-dores SGB4...7) para ser utilizada en cambiar de losajustes principales a los ajustes secundarios, o vice-

versa, o para restablecer los indicadores de opera-ción, relés de salida enganchados, registradores omemoria de registro, la activación de la señal decontrol no se indicará en la pantalla.

Las señales de control exteriores se pueden vincularpara que operen como señales de desconexión oalarma encaminando la señal correspondiente alrelé de salida deseado (grupos de conmutadoresSGR7...SGR11). La operación iniciada por unaseñal de control exterior está indicada en la pantallapor el código de operación de la señal de controlrespectiva. Los códigos de operación permaneceniluminados hasta que se restablece.

Cuando se inicia la operación del relé por medio deuna señal de control exterior, el indicador TRIP seilumina automáticamente cuando el relé de salidaseleccionado es uno de los relés de salida de altorendimiento TS1...TS4 configurados para ser con-trolados por la fase ∆I01> o la ∆I02>. En cualquierotro caso, el indicador TRIP se iluminará única-mente cuando la señal de salida de la señal decontrol haya sido ajustada para iluminar el indica-dor (grupo conmutador S5).

La activación del bloqueo, basado en la relaciónentre las amplitudes del segundo armónico y elcomponente de frecuencia fundamental de la co-rriente de neutro del lado de AT, I2f/I1f (I01)>, estáindicada por el código de operación 3, mientrasque la activación de bloqueo I2f/I1f(I02)> del ladode BT está indicada por el código de operación 6.

La tabla siguiente describe los códigos de operaciónrojos que se muestran en la pantalla y que indicaninicio, operación, bloqueo, o señal de control ofuncionamiento activados de la protección contrafallo del interruptor de circuito.

Código Descripción

1 Fase ∆I01> de protección del lado de AT iniciada2 Fase ∆I01> de protección del lado de AT en funcionamiento3 Bloqueo basado en segundo armónico de lado de AT, I2f/I1f(I01)>, está activo4 Fase ∆I02> de protección del lado de BT iniciada5 Fase ∆I02> de protección del lado de BT en funcionamiento6 Bloqueo basado en el segundo armónico del lado de BT, I2f/I1f(I02)>, está activo7 Señal BS1 de control exterior activada/activa8 Señal BS2 de control exterior activada/activa9 Señal BS3 de control exterior activada/activa0 Señal BS4 de control exterior activada/activaII Señal BS5 de control exterior activada/activaA Protección contra fallo de interruptor de circuito en funcionamiento

d amarilla Registrador perturbaciones disparado, registro memorizado

14

Cuando se restablece una fase de protección o unaseñal de control, el indicador TRIP y el código deoperación rojo permanecerán iluminados. Losindicadores de operación se pueden restablecer conlos botones pulsadores del panel frontal del relé,por medio de una señal de control exterior o en elbus de serie, consulte el párrafo "Restablecimien-to" de la tabla. Los indicadores de operación queestén sin restablecer no afectan al funcionamientodel módulo de relé. Si el relé de salida tiene lacaracterística de enganche, los indicadores de ope-ración permanecerán iluminados hasta que se res-tablezca el enganche.

El indicar IRF de alarma de autosupervisión indicalos fallos internos del relé. En el momento en el queel sistema de autosupervisión del módulo de relé

detecta un fallo permanente, se ilumina el indica-dor rojo. Al mismo tiempo, el módulo de reléentrega una señal de control al relé de salida delsistema de autosupervisión del conjunto relé. Ade-más, se ilumina en la pantalla un código de fallomostrando el tipo de fallo que se ha producido. Estecódigo de fallo, que se compone de una cifra en rojoy un número de código verde, no se puede eliminarpor restablecimiento. Debe ser registrado y estipu-lado cuando se ordene una acción de servicio.

La tabla siguiente muestra la prioridad de loscódigos de operación que representan ciertos suce-sos. Si las prioridades de los sucesos que se indicanson las mismas, el indicador de operación delúltimo suceso se indicará en la pantalla.

Prioridad Suceso que se indica

1. Código de fallo de autosupervisión2. Operación contra fallo del interruptor de circuito3. Fase ∆I01> o fase ∆I02> en funcionamiento, u operación iniciada por una señal de

control exterior4. Fase ∆I01> o fase ∆I02> iniciadas5. Activación de la señal de control exterior cuando la señal de salida, controlada

por una señal de control exterior, tiene característica de enganche6. Activación de la señal de control exterior7. Activación de bloqueo I2f/I1f(I01)> o I2f/I1f(I02)>

15

Ajustes Los valores de ajuste se indican con tres dígitosverdes más a la derecha de la pantalla. Cuando seilumina un LED enfrente del símbolo del valor deajuste, muestra que el valor de ajuste en particularestá indicado en la pantalla. Si ese mismo LEDrepresenta varios ajustes, se utiliza un dígito rojoque indica el ajuste visualizado. El ajuste pordefecto se da entre paréntesis bajo la gama deajustes.

Los ajustes secundarios se pueden activar con elsubregistrador 4 en el registrador A. Las gamas deajuste son las mismas que las utilizadas para losajustes principales. Una luz parpadeante de losindicadores de ajuste muestra que están activos losajustes secundarios.

Ajuste Descripción Gamas de ajustes(Por defecto)

P1/In(%) Ajuste básico de inicio lado AT, tramo 1% 5...50%(5%)

t01> (s) Tiempo de maniobra en lado AT, tramo 0,01 s en ajustes 0,03...100 sde la gama 0,03…9,99 s y 0,1 s en ajustes de la gama (0,03 s)10,0...100 s

P2/In(%) Ajuste básico de inicio lado BT, tramo 1% 5...50%(5%)

t02> (s) Tiempo de maniobra en lado BT, tramo 0,02 s en ajustes 0,03...100 sde la gama 0,03…9,99 s y 0.1 s en los ajustes de la gama (0,03 s),10,0…100 s

I01/In Corrección relación de transformación de TC de conexión 0,40...1,50,al neutro con lado AT, tramo de 0.01 (1.,00),

I01/∑I1 Relación mínima entre corriente de neutro lado AT 0...20%y corriente residual de corrientes de fase cuando se usa el (10%)principio diferencial numérico, tramo 1%

I02/In Corrección relación transformación de TC de conexión 0,40...1,50a neutro lado BT, escalón 0,01 (1,00)

I02/∑I2 Relación mínima entre corriente de neutro lado BT 0...20%y corriente residual de corrientes de fase cuando se usa el (10%)principio diferencial numérico, tramo 1%

I2f/I1f(I01)>(%) Relación entre el segundo armónico y el componente 10...50%de frecuencia fundamental de la corriente de neutro (30%)del lado de AT, tramo 1%

I2f/I1f(I02)>(%) Relación entre el segundo armónico y el componente 10...50%de frecuencia fundamental de la corriente de neutro (30%)del lado de BT, tramo 1%

I1/In Corrección relación de transformación de transformadores 0,40...1,50de corriente de fase lado de AT, tramo de 0,01 (1,00)

I2/In Corrección relación de transformación de transformadores 0,40...1,50de corriente de fase lado BT, tramo de 0,01 (1,00)

El ajuste de los grupos conmutadores SGF1...11,SGB1...8 y SGR1...11 se describen en l párrafosiguiente "Interruptores de configuración".

16

Interruptor deconfiguración

Los interruptores de los grupos conmutadoresSGF1...11, SGB1...8 y SGR1...11 se pueden uti-lizar para seleccionar funciones adicionales reque-ridas para distintas aplicaciones. El número deinterruptor, 1...8, y su posición, 0 o 1, se visualizandurante el proceso de ajuste. En condiciones nor-males de servicio, los sumatorios de los grupos

conmutadores se visualizan. Estos se encuentran enel menú principal de módulo de relé consulte elcapítulo "Menús principales y submenús de ajustesy registradores". Los ajustes por defecto con lossumatorios se mencionan también en las tablas. Elcálculo del sumatorio ∑ se describe al final de estepárrafo.


El grupo conmutador SGF1 se usa para seleccionarel principio de protección que ha de utilizarse en ellado de AT y en el lado de BT. Cuando el interrup-tor se encuentra en la posición 1, se utiliza elprincipio de protección.

Se debe tener en cuenta que se puede utilizar unprincipio de protección cada vez en el lado de ATy en el lado de BT.

Interruptor Función Por defecto

SGF1/1 Principio de corriente diferencial estabilizada en lado TA 0SGF1/2 Principio de sobrecorriente residual calculada en lado AT 0SGF1/3 Principio de sobrecorriente residual medida o principio de 0

corriente de neutro en lado de ATSGF1/4 Principio de alta impedancia en el lado de AT 0

SGF1/5 Principio de corriente diferencial estabilizada en lado BT 0SGF1/6 Principio de sobrecorriente residual calculada en lado BT 0SGF1/7 Principio de sobrecorriente residual medida o principio de 0

corriente de neutro en lado de BT 0SGF1/8 Principio de alta impedancia en el lado de BT 0

∑SGF1 0

17

P1P2

S1S2

S2

S1

P2

P1

P1P2

S1S2

S1

S2

P1

P2

a) b)


Los interruptores del grupo conmutador SGF2 seusan para definir la influencia de la dirección depuesta a tierra de los transformadores de corriente

y para configurar los bloqueos basados en el segun-do armónico de la corriente de neutro.

Fig. 6. Las puestas a tierra de los transformadores de corriente de fase y de las transformadores de conexiónal neutro están:a) Dentro de la zona protegidab) Dentro y fuera de la zona protegida


SGF2/1 El interruptor se usa para definir la influencia de las puestas a tierra 0de los TCs de fase lado de AT y los TC de conexión al neutro con elprincipio de corriente diferencial estabilizada, fea Fig. 6Cuando SGF2/1 = 1, las puestas a tierra de los CTs de fase y del CTde conexión al neutro están dentro o fuera de la zona protegidaCuando SGF2/1 = 0, las puestas a tierra de los CTs de fase y del CTde conexión al neutro están dentro y fuera de la zona protegida

SGF2/2 El interruptor se usa para definir las puestas a tierra de los CTs de fase 0lado de BT y CT de conexión a neutro con el principio de corrientediferencial estabilizada, vea Fig. 6.Cuando SGF2/2 = 1, las puestas a tierra de los CTs de fase y del CTde conexión al neutro están dentro o fuera de la zona protegidaCuando SGF2/2 = 0, las puestas a tierra de los CTs de fase y del CTde conexión al neutro están dentro y fuera de la zona protegida

SGF2/3 El interruptor se usa para seleccionar si se debe bloquear el inicio de 0la protección de fallo de tierra en el lado de AT cuando la relaciónentre el segundo armónico y el componente de frecuencia fundamentalde la corriente de neutro supera el valor de ajusteCuando SGF2/3 = 1, el bloqueo está activadoCuando SGF2/3 = 0, el bloqueo está desactivado

SGF2/4 El interruptor se usa para seleccionar si debe ser bloqueado el inicio de 0la protección de fallo de tierra en el lado de BT cuando la relaciónentre el segundo armónico y el componente de frecuencia fundamentalde la corriente de neutro supera el valor de ajusteCuando SGF2/4 = 1, el bloque está activadoCuando SGF2/4 = 0, el bloqueo está desactivado

SGF2/5 No en uso. Tiene que estar en la posición 0. 0SGF2/6 No en uso. Tiene que estar en la posición 0 0SGF2/7 No en uso. Tiene que estar en la posición 0 0SGF2/8 No en uso. Tiene que estar en la posición 0 0

∑SGF2 0

18

Grupo conmutadorSF3

Protección contra fallo de interruptor de circuito (CBFP)


SGF3/1 Arranque protección fallo interruptor circuito (CBFP) iniciado por 0señal TS2



Cuando el interruptor están en posición 1, las señal de salida TS_inicia el tiempo de maniobra para CBFP. Si el tiempo de maniobrafinaliza, estando aún activa la señal de salida, el relé proporciona unaseñal de maniobra TS1Cuando el interruptor está en la posición 0, la protección contra fallodel interruptor de circuito no está en uso

SGF3/4...8 Tiempo tCBFP, de maniobra para protección contra fallo interruptor 0de circuito, consulte la tabla siguiente

∑SGF3 0

Tiempos tCBFP de maniobra para protección fallo interruptor de circuito a seleccionar con losinterruptores SGF3/4...8.

tCBFP / ms SGF3/4 SGF3/5 SGF3/6 SGF3/7 SGF3/8 ∑SGF3/4…8

100 0 0 0 0 0 0120 1 0 0 0 0 8140 0 1 0 0 0 16160 1 1 0 0 0 24180 0 0 1 0 0 32200 1 0 1 0 0 40220 0 1 1 0 0 48240 1 1 1 0 0 56260 0 0 0 1 0 64280 1 0 0 1 0 72300 0 1 0 1 0 80320 1 1 0 1 0 88340 0 0 1 1 0 96360 1 0 1 1 0 104380 0 1 1 1 0 112400 1 1 1 1 0 120420 0 0 0 0 1 128440 1 0 0 0 1 136480 0 1 0 0 1 144520 1 1 0 0 1 152560 0 0 1 0 1 160600 1 0 1 0 1 168640 0 1 1 0 1 176680 1 1 1 0 1 184720 0 0 0 1 1 192760 1 0 0 1 1 200800 0 1 0 1 1 208840 1 1 0 1 1 216880 0 0 1 1 1 224920 1 0 1 1 1 232960 0 1 1 1 1 240

1000 1 1 1 1 1 248

19


Automantenimiento de las señales de salida


SGF4/1 Selección de automantenimiento para la señal de salida SS1 0SGF4/2 Selección de automantenimiento para la señal de salida TS1 0SGF4/3 Selección de automantenimiento para la señal de salida SS2 0SGF4/4 Selección de automantenimiento para la señal de salida TS2 0SGF4/5 Selección de automantenimiento para la señal de salida SS3 0SGF4/6 Selección de automantenimiento para la señal de salida TS3 0SGF4/7 Selección de automantenimiento para la señal de salida SS4 0SGF4/8 Selección de automantenimiento para la señal de salida TS4 0

∑SGF4 0

Cuando un interruptor están en posición 0, la señal de salida serestablece cuando la señal medida que produjo la operación cae pordebajo del valor de ajuste.Cuando un interruptor están en posición 1, la señal de salidapermanece activa incluso si la señal que produjo la operacióncae por debajo del valor de ajuste.

Cuando se ha seleccionado la característica de automantenimiento,la señal de salida debe ser restablecida con los botones del panelfrontal, a través de una entrada de control externo o en el bus deserie, consulte el párrafo "Descripción de operación".


Activación del LED indicador TRIP

Selección de la señal de salida para controlar el LEDindicador TRIP en el panel frontal. Cuando elinterruptor vinculado a una cierta señal de salida

está en posición 1, el indicador de operación TRIPse ilumina por la activación de la señal. Los inter-ruptores SGF5/5...8 no están en uso.

Interruptor Señal de Posición interruptor Ajuste de fábricaSGF5/ control TRIP oscuro TRIP iluminado

1 TS1 0 1 12 TS2 0 1 13 TS3 0 1 04 TS4 0 1 0

∑ SGF5 3

Nota!Las señales de maniobra del lado de AT y BT delmódulo de relé de fallo de tierra iluminan elindicador TRIP al margen del ajuste del grupoconmutador SGF5, siempre que la señal de manio-bra esté vinculada a un relé de salida de altorendimiento a través de una señal de salida TS1,TS2, TS3 o TS4.

Se debe prestar atención especial al ajuste del grupoconmutador SGF5 cuando la señal de maniobrapueda ser iniciada por una señal de control exteriorBS1, BS2, BS3, BS4 o BS5.

Los indicadores de operación del módulo de relé sedescriben con detalle en el párrafo "Indicadores deoperación".

20

Grupos deConmutadoresSGF6...11

Selección de señales de inicio y maniobra de lasfases de protección, de las señales de bloqueo y delas señales de control exterior BS4 y BS5 a utilizarcon señales intermodulares AR!..3 y BS! INT1...3.La configuración de la señal se muestra en la fig. 7de más adelante.

Las señales de las fases de protección, las señales debloqueo y las señales de control se vinculan con laslíneas de las señales intermodulares, por ejemplo

rodeando la intersección de las líneas de señales. Elnúmero de interruptor está marcado en cada puntode intersección y el valor de ponderación delinterruptor se da a la derecha de la matriz. Suman-do los valores de ponderación de los interruptoresseleccionados de cada grupo conmutador se obtie-ne el sumatorio de la parte inferior de la matriz. Lossumatorios de los ajustes de fábrica están dados porlos sumatorios calculados.

Fig. 7. Matriz de programación para señales intermodulares.

∆I >arranq.

BS4

BS5

BS INT1

BS INT2

BS INT3

∑SGF6

Función/señal

1

2

4

8

16

32

64

128


1 1 1 1 1 1

2 2 2 2 2 2

3 3 3 3 3 3

4 4 4 4 4 4

5 5 5 5 5 5

6 6 6 6 6 6

7 7 7 7 7 7

8 8 8 8 8 8

Factor de posición




01

∆I >trip01

∆I >arranq.

02

∆I >trip02

I /I (I )>bloq.

2f 1f01

I /I (I )>bloq.

2f 1f02

21


Selección del estado activo lógico de las señales decontrol exteriores BS1...5 y de las señales de blo-queo intermodulares BS INT1...3.

Cuando el interruptor está en posición 0, la señalestá activa (estado 1) cuando se aplica tensión, decorriente continua 18...265 V o de corriente alter-na 80...265 V, a la entrada de control. Cuando eninterruptor está en posición 1 la señal está activacuando no se aplica tensión a la entrada de control.


SGB1/1 Selección de estado activo, señal BS1 0SGB1/2 Selección de estado activo, señal BS2 0SGB1/3 Selección de estado activo, señal BS3 0SGB1/4 Selección de estado activo, señal BS4 0SGB1/5 Selección de estado activo, señal BS5 0SGB1/6 Selección de estado activo, señal BSINT1 0SGB1/7 Selección de estado activo, señal BSINT2 0SGB1/8 Selección de estado activo, señal BSINT3 0

∑SGB1 0

22

Grupo conmutadorSGB2...7

Los grupos conmutadores SGB2...7 se usan paraconfigurar la función de las señales de controlBS1...5 y BS INT1..3. Para la configuración sepuede utilizar la matriz que figura más adelante.Las señales de control están vinculadas con lasfunciones deseadas rodeando la intersección de laslíneas. El número de interruptor está marcado encada punto de intersección y el factor de pondera-ción correspondiente a la derecha de la matriz.Sumando los factores de ponderación de los inter-

ruptores seleccionados de cada grupo conmutadorse obtienen los sumatorios del grupo conmutadorpor debajo de la matriz. Los interruptores que nose mencionan no se usan y deben ser puestos enposición 0.

Nota!Antes de comenzar la programación compruebe sise usan todas las señales de control del módulo derelé SPCB 2D55 en el relé.

Fig. 8. Matriz para programar las señales de control exteriores.

∆I >arranq.

BS4

BS5

BS INT1

BS INT2

BS INT3

∑SGF6

Función/señal

1

2

4

8

16

32

64

128


1 1 1 1 1 1

2 2 2 2 2 2

3 3 3 3 3 3

4 4 4 4 4 4

5 5 5 5 5 5

6 6 6 6 6 6

7 7 7 7 7 7

8 8 8 8 8 8

Factor de posición




01

∆I >trip01

∆I >arranq.

02

∆I >trip02

I /I (I )>bloq.

2f 1f01

I /I (I )>bloq.

2f 1f02

23

Interruptores Funciones

SGB2/1...8 Selección de las señales de bloqueo para el funcionamiento de la fase ∆I01> del ladode AT. Cuando el interruptor está en posición 1 y la señal de bloqueo vinculada alinterruptor correspondiente está activada, la operación de la fase está bloqueada.

SGB3/1...8 Selección de las señales de bloqueo para el funcionamiento de la fase ∆I02>del ladode BT. Cuando el interruptor está en posición 1 y la señal de bloqueo vinculada alinterruptor correspondiente está activada, la operación de la fase está bloqueada.

SGB4/1...3 Conmutación entre los valores de ajuste principales y secundarios

Cuando se utiliza una señal de control exterior, los valores de ajuste principales estaránen vigor si la señal está activa. Si la señal no está activa, los ajustes secundarios estaránen vigor.Cuando SGB4/1...3 = 0, no se puede utilizar una señal de control exterior paracambiar entre ajustes. En este caso, se deberán utilizar los botones pulsadores del panelfrontal o un comando en el bus de serie.Cuando SGB4/1...3 = 1, los valores de ajuste reales (ajustes principales o secundarios)dependen enteramente de la situación de la señal de control.Nota! Cuando SGB4/1...3 = 1, el módulo relé no responde a los mandatos deconmutación dados en el bus de serie o por los botones pulsadores del panel frontal.

Cuando se estén utilizando los valores de ajuste principales y de ajuste secundario, esimportante que los interruptores SGB4/1...3 estén en la misma posición que en elajuste principal y que en el ajuste secundario. De lo contrario, puede darse unasituación conflictiva cuando se pase de un ajuste a otro.

SGB5/1...3 Restablecimiento de los indicadores de operación del panel frontal, vea "Restableci-miento".

SGB6/1...3 Restablecimiento de los indicadores de operación del panel frontal y relés de salidaenganchados, vea "Restablecimiento".

SGB7/1...3 Restablecimiento de los indicadores de operación del panel frontal, relés de salidaenganchados, registradores y memoria de registro, vea "Restablecimiento".


Estado activo lógico de las señales de bloqueo BSINT1, BS INT2 o BSINT3 del módulo de relé en

relación con el estado lógico de la señal vinculadaa la señal de bloqueo.




SGB8/3 Cuando SGB8/3 = 0, el estado activo de BS INT3 no cambia. 0Cuando SGB8/3 = 1, dl estado activo de BS INT3 cambia.

SGB8/4 No en uso. Debe estar en posición 0. 0SGB8/5 No en uso. Debe estar en posición 0. 0SGB8/6 No en uso. Debe estar en posición 0. 0SGB8/7 No en uso. Debe estar en posición 0. 0SGB8/8 No en uso. Debe estar en posición 0. 0

∑SGB8 0

24

GruposconmutadoresSGR1...SGR11

Los grupos conmutadores SGR1...11 se usan paraconfigurar las señales de inicio y operación de lasfases de protección y las distintas señales de controlpara hacer funcionar las señales de salida deseadasSS1...SS4 o TS...TS4.

La matriz que figura más adelante se puede utilizarpara programación. Las señales están conectadascon la señal de salida deseada SS1...SS4 o TS1...TS4rodeando las intersecciones de las líneas de señales.El número de interruptor está marcado en cadaintersección y el valor de ponderación del interrup-

tor viene dado por debajo de la matriz. Sumandolos valores de ponderación de los interruptoresseleccionados de cada grupo conmutador, se obtie-nen los sumatorios de los grupos conmutadores ala derecha de la matriz. (Los sumatorios del ajustede fábrica se dan entre paréntesis)-

Nota!Antes de comenzar la programación, compruebeque todas las señales de salida del módulo reléSPCD 2D55 están en uso en el relé de proteccióncorrespondiente.

Fig. 9. Matriz de relé de salida para el módulo de relé diferencial SPCD 2D55.

SGR1

SGR2

SGR3

SGR7

SGR8

SGR9

SGR10

SGR11


1 2 4 8 16 32 64 128

Grupo de Llaves

Función/Señal de Control

∑ SGR1 = (∑=16)

∑ SGR2 =(∑=74)

∑ SGR3 =(∑=0)

∑ SGR7 =(∑=0)

∑ SGR8 = (∑=0)

∑ SGR9 =(∑=0)

∑ SGR10 =(∑=0)

∑ SGR11 =(∑=0)

Factor de posición

Señal de Salida

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8


BS1

BS2

BS3

BS4

BS5

∆I >arranq.

01

∆I >trip01

∆I >arranq.

02

∆I >trip02

I /I (I ) >bloq.

2f 1f01

I /I (I ) >bloq.

2f 1f02

SGR4

SGR5

SGR6

∑ SGR4 =(∑=16)

1 2 3 4 5 6 7 8

∑ SGR5 =(∑=74)

1 2 3 4 5 6 7 8

∑ SGR6 =(∑=0)

1 2 3 4 5 6 7 8

25

Datos medidos Los valores medidos se indican con tres dígitosverdes lo más a la derecha de la pantalla. Los datosque se están midiendo en el momento están indi-cados por un LED en la parte superior de la pantallay por un dígito o letra en rojo a la izquierda de lamisma.

Nota! Los datos medidos visualizados permiten elefecto de las correcciones de relaciones de transfor-mación. Cuando la diferencia de fase entre lacorriente residual de las corrientes de fase y lacorriente de neutro es inferior a 90°, la corrienteIdcosϕ diferencial direccional es cero. En ese caso,los datos medidos visualizados serán también cero.

Datos medidos delmenú principal

LED Símbolo Datos medidosindicador rojo

∑I1, I01 S Corriente residual ∑I1 calculada en base a las corrientes de fase lado ATdel transformador, expresadas en porcentaje de la corriente nominal

∑I1, I01 0 Corriente de neutro I01 del lado AT del transformador, expresada enporcentaje de la corriente nominal

Id1 d Corriente Id1cosϕ1 diferencial direccional del lado de AT, expresada enporcentaje de la corriente nominal

Id2 d Corriente Id2cosϕ2 diferencial direccional del lado de BT, expresada enporcentaje de la corriente nominal

∑I2, I02 S Corriente residual ∑I2 calculada en base a las corrientes de fase lado BTdel transformador, expresada en porcentaje de la corriente nominal

∑I2, I02 0 Corriente de neutro I02 del lado de BT del transformador expresada enporcentaje de la corriente nominal

Datos medidos delsubmenú

Los datos medidos que están disponibles en lossubmenús se describen en la tabla siguiente. Elsímbolo rojo, a nivel de menú principal, muestra el

registrador principal que contiene el subregistradorcon los datos medidos correspondientes.

LED Símbolo rojo Número rojo Datos medidosindicador registrador pri. subregistrador

∑I1, I01 S 1 Corriente de fase lado AT transformador en fase L1en múltiplo de la corriente nominal



Id1 d 1 Diferencia del ángulo de fase entre corriente residualde corriente de fase y corriente de neutro del lado AT

Id2 d 1 Diferencia del ángulo de fase entre corriente residualde corriente de fase y corriente de neutro del lado BT

∑I2, I02 S 1 Corriente de fase lado BT transformador en fase L1en múltiplo de la corriente nominal



26


Los valores registrados se guardan en una zona dealmacenamiento de desplazamiento descendenteen el momento del arranque del relé, durante laoperación del relé y durante las corrientes deavalancha de conexión del transformador. Losvalores del lado de AB y del lado de BT se registranen el arranque del relé o durante la operación delrelé, al margen de si, tanto el arranque como laoperación del relé tienen lugar en el lado de AT ode BT. Los valores se registran también cuando laseñal de maniobra se obtiene a través de la salida decontrol exterior BS1...5.

El almacenamiento de desplazamiento descenden-te contiene los últimos cinco valores registrados

(n)...(n-4). Cada nuevo valor se almacena en laprimera ubicación (n) del almacenamiento y em-puja a los elementos anteriores un paso haciaadelante (n-1). Cuando se almacena el sexto ele-mento, el elemento más antiguo (n-4) del almace-namiento se perderá.

Los valores almacenados más recientemente (n)están disponibles en los registradores principales.En los subregistradores hay un máximo de cuatrovalores previos. El dígito que está más a la izquierdaindica la dirección de la ubicación de almacena-miento y los otros tres dígitos el valor numérico delparámetro almacenado.

Número Valor registradoregistrador

1 Corriente Id1cos_1 diferencial direccional medida en el lado de AT en el momento dearranque u operación del relé, expresada en porcentaje de la corriente nominal.Los subregistradores 1...4 contienen los valores de la corriente diferencial direccional enel momento del suceso (n-1)...(n-4).

2 Corriente Ib1 de estabilización en el momento de arranque u operación del relé,expresada en porcentaje de la corriente nominal.Los subregistradores 1...4 contienen los valores de la corriente de estabilización en elmomento del suceso (n-1)...(n-4).

3 Corriente Id2cosϕ2 medida en el lado de BT en el momento de arranque u operacióndel relé, expresada en porcentaje de la corriente nominal.Los subregistradores 1...4 contienen los valores de la corriente diferencial direccional enel momento del suceso (n-1)...(n-4).

4 Corriente Ib2 de estabilización en el momento de arranque u operación del relé,expresada en porcentaje de la corriente nominal.Los subregistradores 1...4 contienen los valores de la corriente de estabilización en elmomento del suceso (n-1)...(n-4).

5 Corriente I01 de neutro medida en el lado de AT en el momento de arranque u operacióndel relé, expresada en porcentaje de la corriente nominal.Los subregistradores 1...4 contienen los valores de la corriente de neutro en el momentodel suceso (n-1)...(n-4).

6 Duración de la situación de arranque de la protección de fallo de tierra en el lado de AT,expresada en porcentaje del tiempo t01>de maniobra establecido.Los subregistradores 1...4 contienen las duraciones de las situaciones de arranque en elmomento de los sucesos.

7 Corriente I02 de neutro medida en el lado de BT en el momento del arranque u operacióndel relé, expresada en porcentaje de la corriente nominal.Los subregistradores 1...4 contienen los valores de la corriente de neutro en el momentodel suceso (n-1)...(n-4).

8 Duración de la situación de arranque de la protección de fallo de tierra en el lado de BT,expresada en porcentaje del tiempo t02>de maniobra establecido.Los subregistradores 1...4 contienen las duraciones de las situaciones de arranque en elmomento de los sucesos.

27

Número Valor registradoregistrador

9 Valor mínimo de la relación entre el segundo armónico y el componente de frecuenciafundamental de la corriente de neutro del lado de AT durante la corriente de avalanchade la conexión más reciente.El subregistrador 1...4 contiene los valores mínimos durante la corriente de avalanchade conexión (n-1)...(n-4).

0 Estado de las señales de bloqueo y control exteriores. El número indicado en la pantallamuestra el estado de las señales de bloqueo y control exteriores BS1...5 y BS INT1...3.Los números que representan el estado de la señal activa se dan más adelante. El valordel registrador es igual a la suma de los números que representan las señales activas. Elregistrador tiene un valor con un tramo de 0...255.

Señal de control Número que representa el estado activode la señal de control

BS1 1BS2 2BS3 4BS4 8BS5 16BS INT1 32BS INT2 64BS INT3 128

Desde este registrador, es posible introducir el modo de prueba de los relés de salida. Eneste modo, se pueden probar las señales de salida y los ajustes de los grupos conmutadoresSGR de la matriz del relé de salida. Las señales de salida que se han de activar estánindicadas por un LED parpadeante que está junto a los ajustes, un LED parpadeante cadavez.El modo de prueba se describe con detalle en el párrafo siguiente "Prueba de los relés desalida".

A Código de dirección del módulo de relé requerido para las comunicaciones en serie.El registrador A contiene los subregistradores adicionales siguientes:1. Ajuste de la velocidad de transferencia de datos del módulo relé: 4,8 o 9,6 kBd.

Ajuste por defecto 9,6 kBd.2. Monitor de tráfico del bus. Si el módulo de relé está conectado a un sistema de

transmisión de datos y la transmisión funciona correctamente, el valor del monitor es0. En cualquier otro caso, los números 0...255 estarán rodando.3. Contraseña requerida para ajuste remoto. La contraseña (parámetro V160) debe

introducirse siempre antes de cambiar un ajuste en el bus de serie.4. Selección del ajuste principal y secundario (0 = ajuste principal, 1 = ajuste secundario)

Ajuste por defecto 0.5. Ajuste Hz de la frecuencia fn nominal. Ajuste por defecto 50 Hz.6. Ajuste mHz de la frecuencia fn nominal. Ajuste por defecto 0 mHz.

Por tanto, el ajuste por defecto de la frecuencia nominal es 50.000 Hz

Cuando la pantalla está oscurecida, el acceso alcomienzo del menú principal se consigue pulsandola tecla STEP del panel frontal durante más de0,5 s. Pulsando la tecla durante menos de 0,5 s seconsigue el acceso directo al final del menú princi-pal del módulo de relé.

La información registrada en los registradores 1...9se puede restablecer con los botones pulsadores delpanel frontal, a través de una señal de controlexterior o con el parámetro de comunicaciones en

serie, consulte la sección "Restablecimiento" delpárrafo "Descripción de función". Los registrado-res son borrados también cuando hay un fallo dealimentación de corriente auxiliar. Los valores deajuste, el código de dirección, la velocidad detransmisión de datos y la contraseña del módulo derelé no se ven afectados por los fallos de tensión. Lasinstrucciones para ajustar el código de dirección yla velocidad de transmisión de datos están incluidasen el documento "Características generales de losmódulos de relé tipo D".

28

Menúsprincipales ysubmenús deajustes yregistradores

Fig. 10. Menús principales y submenús para ajustes y registradores del módulo de relé de fallo de tierraSPCD 2D55.

PROGRAMA 1 sPASO 0.5 s



1

1Fase de corriente I'L1 lado B.T. [x In]

Ángulo dif. de fase ∆ϕ2lado B.T.

Suma de fases de corrientes lado B.T. [% In]

Corriente Dif. lado B.T. [% In]

Corriente Neutral Io2 lado de A.T. [% In]

1

1

Fase de corriente IL1 lado A.T. [x In]

d

S

0

S

0

dÁngulo dif. de fase ∆ϕ1lado A.T.

Suma de fases de corrientes lado A.T. [% In]

Corriente Neutral Io1 lado de A.T. [% In]

Corriente Dif. lado A.T. [% In]

000

1

2

3

4

5

6

7

8

0 0

2A

9




Corriente dif. Id1cosϕ1 lado A.T. evento (n)

Corriente de polariz Ib1 lado A.T. evento (n)

Corriente dif. Id2cosϕ2 lado B.T. evento (n)

Corriente de polariz Ib2 lado B.T. evento (n)

Corriente neutral Io1 lado de A.T. evento (n)

Duración del evento (n) arranque en lado A.T.

Corriente neutral Io2 lado de B.T. evento (n)

Duración del evento (n) arranque en lado B.T.

Conten. min. de 2da armón último inrush lado A.T.

Identificación del relé Dirección de comunicación

Estado del relé de salida Señales de bloqueo/control

2

2

2

3

3

3









1 2 3Corriente dif. Id1cosϕ1 lado A.T. evento (n-1)

1 2 3Corriente de polariz Ib1 lado A.T. evento (n-1)

1 2 3Corriente dif. Id2cosϕ2 lado B.T. evento (n-1)

1 2 3

1 2 3Corriente neutral Io1 lado de A.T. evento (n-1)

1 2 3Duración del evento (n-1) arranque en lado A.T.

1 2 3

1 2 3

1 2 3

Corriente de polariz Ib2 lado B.T. evento (n-1)

Duración del evento (n-1) arranque en lado B.T.

Corriente neutral Io2 lado de B.T. evento (n-1)

Conten. min. de 2da armón (n-1) inrush lado A.T.

Velocidad de Comunicación (kBd)

Pérdida del bus contador tiempo 0...255 s

1

1

1

1


IRF Id1> Id2> BS1 BS2 BS3

Password para alteración de ajustes3

PASO

ADELNTE

1s

PAS0

ATRÁZ

0.5s

2 3Fase de corriente IL2 lado A.T. [x In]

Fase de corriente IL3 lado A.T. [x In]

2 3Fase de corriente I'L2 lado B.T. [x In]

Fase de corriente I'L3 lado B.T. [x In]

Valor de arranque P2/In [%]

1Valor de arranque P1/In [ %] Tiempo de operación to1> [s]

1Tiempo de operación to2> [s]

1 Minimo I / ∑I [%]

1

Razón de CT corrección Io1/In

Razón de CT corrección Io2/In

01 1

Minimo I / ∑I [%]02 2

Bloqueo 2da armónica treshold I2f/I1f(Io1)> [%]

Bloqueo 2da armónica treshold I2f/I1f(Io2)> [%]



Id1>&to1> Id2>&to2>

Corriente dif. Id1cosϕ1 lado A.T. evento (n-2)

Corriente de polariz Ib1 lado A.T. evento (n-2)

Corriente dif. Id2cosϕ2 lado B.T. evento (n-2)

Corriente neutral Io1 lado de A.T. evento (n-2)

Duración del evento (n-2) arranque en lado A.T.





Corriente dif. Id1cosϕ1 lado A.T. evento (n-3)









MENU

PRINCIPAL

BS4 BS5

PASO ATRÁZ 0.5 s PASO ADELANTE 1 s

29

El procedimiento para entrar en un submenú o enmodo de ajuste y configurar el módulo se describencon detalle en el manual "Características generales

de los módulos de relé SPC tipo D". A continua-ción figuran unas instrucciones simplificadas.

Paso o función deseada Tecla Acción

Un paso adelante en el menú principal o STEP Pulse durante más de 0,5 sen el submenúDesplazamiento rápido hacia delante en el STPE Mantenerla pulsadamenú principalUn paso hacia atrás en el menú principal o STEP Pulsar durante menos de 0,5 sen el submenúEntrar en un submenú desde el menú principal PROGRAM Pulsar durante 1 s (activado

cuando se suelta la tecla)Entrar o salir de un modo de ajuste PROGRAM pulsar durante 5 sIncrementar un valor en el modo de ajuste STEPMover el cursor en el modo de ajuste PROGRAM Pulsar durante 1 s aprox.Almacenar un valor de ajuste en el modo de STEP y Pulsarlas al mismo tiempoajuste PROGRAMRestablecimiento de valores memorizados STEP y

PROGRAMRestablecimiento de relés de salida enganchados PROGRAM Nota!

La pantalla debe estar oscura


4

4

4

4

4

4

4

4

4

Frecuencia nominal Hz5 Frecuencia nominal mHz6



7 Grupo de llaves Funcional SGF7 8 Grupo de llaves

Funcional SGF8

9 Grupo de llaves Funcional SGF9 0 Grupo de llaves

Funcional SGF10 II Grupo de llaves Funcional SGF11


6 7 8Grupo de llaves Matrix del relé SGR6



Selección de ajustes principales vs secundar.4

6 Grupo de llaves Bloqueo SGB6 7 Grupo de llaves

Bloqueo SGB7 8 Grupo de llaves Bloqueo SGB8

9 Grupo de llaves Matrix del relé SGR9 0 Grupo de llaves

Matrix del relé SGR10 II Grupo de llaves Matrix del relé SGR11Corriente dif. Id1cosϕ1

lado A.T. evento (n-4)









30

Prueba de losrelés de salida

En el modo de prueba, introducido desde elsubmenú de registrador 0, es posible activar lasseñales de salida del relé una por una.

Cuando se pulsa la tecla PROGRAM durantecinco segundos aproximadamente, los tres dígitosque están a la derecha comienzan a parpadearindicando que el módulo de relé está en modo deprueba. Inicialmente, se prueba la salida auto-

supervisión. Los LEDs que están frente a los ajustesmuestran las señales de salida que están activadas enese momento. La señal de salida deseada se seleccio-na pulsando PROGRAM durante un segundosaproximadamente.

Los LEDs de ajuste del panel frontal y sus señalesde salida respectivas son los siguientes:

No LED IRF de autosupervisiónP1/In (%) Inicio de la fase ∆I01>del lado de ATP2/In(%) Operación de la fase ∆I01>del lado de ATI01/In Bloqueo de corriente If2/I1f(I01)> de neutro lado de ATI02/In Inicio de fase ∆I02>del lado de BTI2f/I1f(I01)> Operación de la fase ∆I02>del lado de BTI2f/I1f(I02)> Bloqueo de corriente I2f/I1f(I02)> de neutro lado de BTI1/In Señal de control exterior BS1I2/In Señal de control exterior BS2SGF Señal de control exterior BS3SGB Señal de control exterior BS4SGR Señal de control exterior BS5

Pulsando al mismo tiempo las teclas STEP yPROGRAM se activa la señal de salida selecciona-da, que permanecerá activa mientras se sigan pul-sando las teclas. El efecto en la funciones de los relésde salida dependerá de la configuración de losgrupos conmutadores SGR1... SGR11.

Cuando se está pulsando la tecla STEP en el modode prueba IRF, el relé de salida de autosupervisiónse pone en funcionamiento en 1 segundo aprox. Esposible volver al menú principal en cualquier etapade la secuencia de pruebas pulsando la teclaPROGRAM durante cinco segundos aprox.

Las señales se seleccionan en la secuencia ilustradaen la Fig. 11.

Fig. 11. Secuencia para seleccionar las señales de salida en la prueba del relé de salida.

Registro 0PROGRAM 5 s

PROGRAM 1 s

PROGRAM 1 s

PROGRAM 1 s

PROGRAM 1 s

PROGRAM 1 s

STEP STEP &PROGRAM

STEP &PROGRAM

STEP &PROGRAM

P / In

2f 1f

STEP &PROGRAM

I / I01 n

PROGRAM 1 s

BS2

STEP &PROGRAM

PROGRAM 1 s

PROGRAM 1 s

BS3 BS4

STEP &PROGRAM

STEP &PROGRAM

PROGRAM 1 s

BS5

STEP &PROGRAM

IRF ∆I > start01 I / I (I )>∆I > trip01 ∆I > start02

∆I > trip0201

STEP &PROGRAM

PROGRAM 1 s

BS1

STEP &PROGRAM

PROGRAM 1 s

STEP &PROGRAM

2f 1fI / I (I )>02

1 P / I n2 I / I02 n I /I >2f 1f(I )01

I /I >2f 1f

(I )02

I / I n1 I / I n2 SGF SGB SGR

31

Datos técnicos Frecuencia nominal seleccionable fn 162/3...60 Hz

Principio diferencial estabilizado(protección fallo de tierra tipo baja impedancia)Ajuste básico en lado de P1/In de AT 5...50%Ajuste tiempo maniobra en lado AT t01> 0,03...100 sAjuste básico en lado BT P2/In 5...50%Ajuste tiempo maniobra en lado t02> 0,03...100 sGama de corrección de relación de TC de conexióna neutro lado A I01/In 0,40...1,50Ajuste de relación mínima entre corriente de neutroy corriente residual de corrientes de fase ladoAT I01/∑I1 0...20%Gama de corrección de la relación de TC de conexióna neutro lado BT I02/In 0,40...1,50Ajuste de relación mínima entre corriente de neutrolado BT y corriente residual de corrientes de fase I02/∑I2 0...20%Relación I2f/I1f de bloqueo de armónicos de corrientede neutro lado de AT I01 10...50%Relación I2f/I1f de bloqueo de armónicos decorriente de neutro lado BT I02 10...50%Gama de corrección de TCs de fase lado AT In 0,40...1,50Gama de corrección de TCs de fase lado de BT I2/In 0,40...1,50Precisión del tiempo de maniobra ±2% del valor establecido o ±25 msPrecisión de operación ±4% del valor establecido o ±2% xIn

Principio basado en la corriente residual calculadaAjuste básico en lado de AT P1/In 5...50%Ajuste de tiempo de maniobra en lado de AT t01> 0,03...100 sAjuste básico en lado de BT P2/In 5...50%Ajuste tiempo de maniobra en lado BT t02> 0,03...100 sGama de corrección de TCs de fase lado AT I1/In 0,40...1,50Gama de corrección de TCs de fase lado de BT I2/In 0,40...1,50Precisión del tiempo de maniobra ±2% del valor establecido o ±25 msPrecisión de operación ±4% del valor establecido o ±2% xIn

Principio basado en la corriente residual medida o en la corriente de neutroAjuste básico en lado AT P1/In 5...50%Ajuste tiempo maniobra en lado AT t01> 0,03...100 sAjuste básico en lado BT P2/In 5...50%Ajuste tiempo maniobra en lado BT t02> 0,03...100 sGama de corrección de relación de TC de conexión aneutro lado AT I01/In 0,40...1,50Gama de corrección de la relación de TC de conexión aneutro lado BT I02/In 0,40...1,50Relación I2f/I1f de bloqueo de armónicos de corriente deneutro lado AT I01 10...50%Relación I2f/I1f bloqueo armónicos de corriente deneutro lado BT I02 10...50%Precisión del tiempo de maniobra ±2% del valor establecido o ±25 msPrecisión de operación ±4% del valor establecido o ±2% xIn

32

Principio de fallo a tierra restringido(protección de fallo de tierra tipo alta impedancia)Ajuste básico de lado de AT P1/In 5...50%Ajuste tiempo maniobra en lado AT t01> 0,03...100 sAjuste básico de lado de BT P2/In 5...50%Ajuste tiempo maniobra en lado BT t02> 0,03...100 sGama de corrección de la relación de TC con conexióna neutro lado AT I01/In 0,40...1,50Gama de corrección de la relación de TC con conexióna neutro lado BT I02/In 0,40...1,50Precisión del tiempo de maniobra ±2% del valor establecido o ±25 msPrecisión de operación ±4% del valor establecido o ±2% xIn

Protección contra fallo interruptor de circuitoTiempo de maniobra 0,1...1,0 s

Registrador de perturbaciones integradoLongitud de registro 30 ciclosCapacidad memoria de registro 1 registro = 30 ciclosFrecuencia de muestreo 40 muestras/cicloSeñales a registrar 8 señales analógicas

12 señales digitalesDisparo- cuando la señal digital es seleccionada se activacuando la señal digital es seleccionada se restableceLongitud del registro del disparo precedente 0...30 ciclos

Nota!Los tiempos de maniobra son válidos a frecuencias nominales de 50 Hz y 60 Hz.

33

Parámetro decomunicaciónen serie

Códigos de sucesos

Se han especificados códigos especiales para repre-sentar distintos sucesos, como por ejemplo el arran-que y operación de las fases de protección, bloqueo,y la activación de las señales de control y de salida.Estos códigos de sucesos se pueden transferir asistema de niveles superiores en el bus de serie.

Un suceso que debe incluirse en el informe desucesos se marca con el 1. La máscara del suceso seobtiene añadiendo los valores de ponderación delos sucesos incluidos, consulte las tablas siguientes.

Máscara de suceso Códigos Gama de Ajuste Por defecto

V155 E1...E6 0...63 5V156 E7...E14 0...255 5V157 E15...E24 0...1023 0V158 E25...E32 0...255 12V159 E33...E40 0...255 0

Canal Código Suceso Número Por defectode suceso

0 E1 Inicio de la fase ∆I01> 1 10 E2 Inicio de la fase ∆I01> restablecer 2 00 E3 Operación de la fase ∆I01> 4 10 E4 Operación de la fase ∆I01> restablecer 8 00 E5 I2f/I1f(I01)> bloqueo activado 16 00 E6 I2f/I1f(I01)> bloqueo restablecido 32 0


0 E7 Inicio de la fase ∆I02> 1 10 E8 Inicio de la fase ∆I02> restablecer 2 00 E9 Operación de la fase ∆I02> 4 10 E10 Operación de la fase ∆I02> restablecer 8 00 E11 I2f/I1f(I02)> bloqueo activado 16 00 E12 I2f/I1f(I02)> bloqueo restablecido 32 00 E13 CBFP en funcionamiento 64 00 E14 CBFP restablecido 128 0


0 E15 Señal de control BS1 activada 1 00 E16 Señal de control BS1 restablecida 2 00 E17 Señal de control BS2 activada 4 00 E18 Señal de control BS2 restablecida 8 00 E19 Señal de control BS3 activada 16 00 E20 Señal de control BS3 restablecida 32 00 E21 Señal de control BS4 activada 64 00 E22 Señal de control BS4 restablecida 128 00 E23 Señal de control BS5 activada 256 00 E24 Señal de control BS5 restablecida 512 0


34

Canal Código Suceso Número Por defectode suceso





E50 Reinicio del microprocesadorE51 Inundación de registro de sucesosE52 Perturbación temporal en transmisión de datosE53 El módulo de relé no responde al bus de datosE54 El módulo responde de nuevo al bus de datos

Los códigos de sucesos E50...E54 y los códigosrepresentados por éstos son siempre informados yno pueden ser excluidos. La capacidad del registro

de sucesos es de 60 sucesos. Los códigos de sucesosE52...E54 se generan por el comunicador de datosde control (SRIO 1000M).

35

Datos detransmisión remota

Además los datos de entrada de los códigos desucesos (1 dato), los datos de salida (0 datos), losvalores de ajuste (datos S), los datos memorizados(datos V) y algunos otros datos se pueden leer en elmódulo sobre el bus de serie. Los valores de losparámetros marcados con la letra W se puedencambiar en el bus SPA.

Cuando es necesario cambiar un valor de ajuste,por medio de las teclas del panel frontal o a travésdel bus de serie, el módulo de relé comprueba si elvalor del parámetro dado es legal. Un valor que estéfuera de la gama de ajuste permitida no serámemorizado aunque se retendrá el ajuste previo.

El cambio del parámetro de ajuste en el bus de serierequiere una contraseña en el tramo 1...999. Elajuste por defecto es 1.

La contraseña se abre dando al parámetro V160 decomunicación en serie el valor numérico deseado.El parámetro V161 se utiliza para cerrar la contra-seña. La contraseña se cierra también por fallos enla alimentación de tensión.

Para cambiar la contraseña, se pueden utilizar lasteclas del módulo de relé o un comando en el busde serie. Para poder cambiar la contraseña en el busde serie, se ha de abrir primero la contraseña. Lanueva contraseña se introducirá por medio delparámetro V161. Cuando se utilicen las teclas, seescribirá la nueva contraseña en lugar de la antiguaen el subregistrador 3 del registrador A.

Si se da una contraseña errónea 7 veces consecuti-vas, se transformará en un cero y ya no podrá serabierta en el bus de serie. Entonces, a la contraseñase la puede adjudicar un nuevo valor numéricoempleando las teclas únicamente.

R = dato a ser leído en el móduloW = dato a ser escrito en el módulo(P) = escritura permitida a través contraseña

Datos de entrada Datos medidos Parámetro Valores

Corriente en fase L1 lado AT I1 0,00...65.5 (x In)Corriente en fase L2 lado AT I2 0,00...65.5 (x In)Corriente en fase L3 lado AT I3 0,00...65.5 (x In)Corriente residual ∑I1calculada de corrientes de fase lado AT I4 0,0...6554 (%In)Corriente de neutro lado AT I01 I5 0,0...3000 (%In)Corriente diferencial direccional Id1cosϕ1 en lado AT I6 0,0...6554 (%In)Corriente en fase L1 lado BT I7 0,00...65.5 (x In)Corriente en fase L2 lado BT I8 0,00...65.5 (x In)Corriente en fase L3 lado BT I9 0,00...65.5 (x In)Corriente residual ∑I2 calculada de corrientes de fase lado BT I10 0,0...6554 (%In)Corriente neutro lado AT I02 I11 0,0...3000 (%In)Corriente diferencial direccional Id2cosϕ2 en lado BT I12 0,0...6554 (%In)Diferencia de fase entre corriente residual y corrientede neutro en lado AT I13 0...359°Diferencia de fase entre corriente residual y corrientede neutro en lado BT I14 0...359°Datos estado de señales de control BS1...5 yBS INT1...BS INT3 I15 0...255, vea tabla

en "Informaciónregistrada"

36

Datos de salida Los datos del estado real proporcionan informa-ción sobre el estado actual de las señales. Lossucesos almacenados en la memoria indican lasactivaciones de señales que han tenido lugar des-

pués del último restablecimiento del registro. Cuan-do el valor es 0, la señal no está activada y cuandoel valor es 1, la señal está activada.

Datos de situación de las fases de protección y de las señales de control

Fase protección/ Estado real Sucesos memo- Valoresseñal datos (R) rizados (R)

Fase ∆I01>, señal de inicio O1 O21 0 o 1Fase ∆I01>, señal de maniobra O2 O22 0 o 1I2f/I1f(I01)> bloqueo O3 O23 0 o 1Fase ∆I02>, señal de inicio O4 O24 0 o 1Fase ∆I02>, señal de maniobra O5 O25 0 o 1I2f/I1f(I02)> bloqueo O6 O26 0 o 1Control relé de salida

por señal de control BS1 O7 O27 0 o 1por señal de control BS2 O8 O28 0 o 1por señal de control BS3 O9 O29 0 o 1por señal de control BS4 O10 O30 0 o 1por señal de control BS5 O11 O31 0 o 1

Señal de desconexión de la CBFP O12 O32 0 o 1

Activaciones de la señal

Señal de salida Estado real Sucesos memo- Valoresdatos (R,W,P) rizados (R)


Control remoto de señales de salida O41 0 o 1

37

Los parámetros V11...V59 se pueden usar para leerlos cinco últimos valores (R) almacenados en losregistros. Suceso n = valor más reciente registrado,

suceso n - 1 = valor anterior a ese, y así sucesivamen-te. Los registros se describen con detalle en elpárrafo "Información registrada".

Valor medido Suceso Gama de n n-1 n-2 n-3 n-4 medición

Corriente diferencia dirección V11 V21 V31 V41 V51 0...6554 (%In)Id1cosϕ1Corriente de estabilización Ib1 V12 V22 V32 V42 V52 0...6554 (%In)Corriente diferencial direccional V13 V23 V33 V43 V53 0...6554 (%In)Id2cosϕ2Corriente de estabilización Ib2 V14 V24 V34 V44 V54 0...6554 (%In)Corriente de neutro I01 V15 V25 V35 V45 V55 0...3000 (%In)Duración situación arranque, V16 V26 V36 V46 V56 0...100 (%)fase ∆I01>Corriente de entro I02 V17 V27 V37 V47 V57 0...3000 (%In)Duración situación arranque, V18 V28 V38 V48 V58 0...100 (%)fase ∆I02>Relación mínima I2f/I1f, de corrientede neutro, durante la última corrientede avalancha de conexión V19 V29 V39 V49 V59 0...127%

Fase que inició desconexión V1 1: ∆I01>2: ∆I02>3: ∆I01> y ∆I02>

38

Valores de ajuste Ajuste Valores Valores Valores Gama de ajustereales (R) ajuste ajuste

princip. secundar.(R,W,P) (R,W,P)

Ajuste básico P1/In S1 S51 S101 5...50 (%)Ajuste básico P2/In S2 S52 S102 5...50 (%)Tiempo maniobra t01> S3 S53 S103 0.03...100 (s)Tiempo maniobra t02> S4 S54 S104 0.03...100 (s)Relación bloqueo armónicos I2f/I1f(I01)> S5 S55 S105 10...50 (%)Relación bloqueo armónicos I2f/I1f(I02)> S6 S56 S106 10...50 (%)Corrección relación transformac. I01/In S7 S57 S107 0.40...1.50 (x In)Corrección relación transformac. I02/In S8 S58 S108 0.40...1.50 (x In)Corrección relación transformac. I1/In S9 S59 S109 0.40...1.50 (x In)Corrección relación transformac, I2/In S10 S60 S110 0.40...1.50 (x In)

Sumatorio, SGF1 S11 S61 S111 0...255Sumatorio, SGF2 S12 S62 S112 0...255Sumatorio, SGF3 S13 S63 S113 0...255Sumatorio, SGF4 S14 S64 S114 0...255Sumatorio, SGF5 S15 S65 S115 0...255Sumatorio, SGF6 S16 S66 S116 0...255Sumatorio, SGF7 S17 S67 S117 0...255Sumatorio, SGF8 S18 S68 S118 0...255Sumatorio, SGF9 S19 S69 S119 0...255Sumatorio, SGF10 S20 S70 S120 0...255Sumatorio, SGF11 S21 S71 S121 0...255Sumatorio, SGB1 S22 S72 S122 0...255Sumatorio, SGB2 S23 S73 S123 0...255Sumatorio, SGB3 S24 S74 S124 0...255Sumatorio, SGB4 S25 S75 S125 0...255Sumatorio, SGB5 S26 S76 S126 0...255Sumatorio, SGB6 S27 S77 S127 0...255Sumatorio, SGB7 S28 S78 S128 0...255Sumatorio, SGB8 S29 S79 S129 0...255Sumatorio, SGR1 S30 S80 S130 0...255Sumatorio, SGR2 S31 S81 S131 0...255Sumatorio, SGR3 S32 S82 S132 0...255Sumatorio, SGR4 S33 S83 S133 0...255Sumatorio, SGR5 S34 S84 S134 0...255Sumatorio, SGR6 S35 S85 S135 0...255Sumatorio, SGR7 S36 S86 S136 0...255Sumatorio, SGR8 S37 S87 S137 0...255Sumatorio, SGR9 S38 S88 S138 0...255Sumatorio, SGR10 S39 S89 S139 0...255Sumatorio, SGR11 S40 S90 S140 0...255

Relación min. I01/∑I1 entre S41 S91 S141 0...20 (%)corriente neutro y corriente residualRelación min. I02/∑I2 entre S42 S92 S142 0...20 (%)corriente neutro y corriente residual

39

Parámetros de control Datos Código Dirección Valoresdatos

Restablecimiento de indicadores de operaciónen panel frontal y relé salida enganchado V101 W 1 = restablecimientoRestablecimiento de indicadores operaciónpanel frontal, relés de salida, registros ymemoria registro V102 W 1 = restablecimiento

Control remoto de ajustes V150 R,W 0 = ajuste principal activo1 = ajuste secundario activo

Máscara suceso para ∆I01> fase V155 R,W 0...63, vea "Códigos suceso"Máscara suceso para ∆I02> fase V156 R,W 0...255, vea "Códigos de suceso"Máscara suceso para señales control ext. V157 R,W 0...1023, vea "Códigos suceso"Máscara suceso para señales salida V158 R,W 0...255, vea "Códigos de suceso"Máscara suceso para señales de salida V159 R,W 0...255, vea "Códigos de suceso"

Apertura de contraseña para ajuste remoto V160 W 1...999Cambio o cierre de contraseña para ajusteremoto V161 W(P) 0...999

Activación de entrada autosupervisión V165 W 1 = entrada autosupervisiónestá activada y LED IRFiluminado

Formateo EEPROM V167 W(P) 2 = formateo

Código de error V169 R 0...255

Frecuencia nominal, ajuste Hz V180 R,W,P 10...60 (Hz)Ajuste nominal, ajuste mHz V181 R,W,P 0...999 (mHz)

Dirección de transmisión de datos delmódulo de relé V200 R,W 1...254Velocidad transmisión de datos V201 R,W 4.8, 9.6, 19.2, 38.4 kBd

Símbolo versión programa V205 R 124 C

40

Datos Código Dirección Valoresde datos

Selección de señales internas a utilizarpara disparar el registrador de perturbaciones V241 R,W 0...15

Señal interna Función Número que representa la función

∆I01> arranque Usada para disparo 1No usada para disparo 0

∆I02> arranque Usada para disparo 2No usada para disparo 0

Bloqueo I2f/I1f(I01)> Usada para disparo 4No usada para disparo 0

Bloqueo I2f/I1f(I02)> Usada para disparo 8No usada para disparo 0


Selección del método para dispararel registrador de perturbaciones V242 R,W 0...15

Señal de control Disparo Número que representael punto de disparo

∆I01> arranque Caída de borde 1Por elevación de borde 0

∆I02> arranque Caída de borde 2Por elevación de borde 0

Bloqueo I2f/I1f(I01)> Caída de borde 4Por elevación de borde 0

Bloqueo I2f/I1f(I02)> Caída de borde 8Por elevación de borde 0


Selección de las señales de control a utilizarpara disparar el registrador de perturbaciones V243 R,W 0...255

Señal de control Función Número que representa la función

BS1 Utilizada para disparar 1No utilizada para disparar 0





BS INT1 Utilizada para disparar 32No utilizada para disparar 0




41

Datos Código Dirección Valoresde datos

Selección del método para disparar elregistrador de perturbaciones V244 R,W 0...255

Señal interna Disparo Número que representael punto de disparo

BS1 Por caída de borde 1Por elevación de borde 0





BS INT1 Por caída de borde 32Por elevación de borde 0




Longitud del registro después del disparo del V245 R,W 0...30registrador de perturbaciones, en ciclos Ajuste fábrica V245 = 5Estado/comando registro de memoria de V246 R 0 = registro no disparado,registro es decir., memoria vacía

1 = registro disparado ymemoria registro llena

W 0 = memoria registro restablecida1 = sin función (NOP)

Lectura de registro de suceso L R Tiempo, número canal(distinto de cero) y código suceso

Relectura de registro de suceso B R Tiempo, número canal(distinto de cero) y código suceso

Designación de tipo de módulo relé F R SPCD 2D55Lectura de datos estado módulo C R 0 = estado normal

1 = módulo ha sido sometido arestablecimiento automático


Restablecimiento de datos estado módulo C W 0 = restablecimientoLectura o ajuste tiempo T R,W 00,000...59,999 sLectura y ajuste fecha y hora D R,W AÑO-MES-DIA HORA.

MINUTO;SEGUNDOS.ms

El registro de sucesos se puede leer con el comandoL solamente una vez. Si se produjera un fallo, porejemplo, en la transmisión de los datos, el comandoB se podrá utilizar para volver a leer los contenidosdel registro. Cuando se requiera, se podrá repetir elcomando B. En general, el comunicador de datosde control SRIO 1000M lee el dato del suceso y

envía la información a un dispositivo de salida. Encondiciones normales, el registro de sucesos delmódulo de relé estará vacío. El comunicador dedatos de control restablece también los datos deestado anómalos por lo que estos datos son normal-mente cero.

42

Códigos de fallo1 Tensión auxiliar interrumpida4 Paso del relé de desconexión averiado, TS1, o falta tarjeta del relé de salida5 Paso del relé de desconexión averiado, TS2, o falta tarjeta del relé de salida6 Paso del relé de desconexión averiado, TS3, o falta tarjeta del relé de salida7 Paso del relé de desconexión averiado, TS4, o falta tarjeta del relé de salida

20 El módulo se ha reiniciado, aunque el sistema de autosupervisión no ha detectado fallo21 El módulo se ha reiniciado más de 10 veces aunque el sistema de autosupervisión

no ha detectado fallo.23 Error durante el arranque de DSP24 DSP detenido debido a error desconocido29 Sumatorio de zona de memoria código DSP30 Fallo en la memoria de programa (EPROM)49 Fallo RAM interna DSP50 Fallo RAM interna MCU51 Fallo bloque 1 memoria (EEPROM) de parámetros52 Fallo bloque 2 memoria (EEPROM) de parámetros53 Fallo bloque 1 y bloque 2 memoria (EEPROM) de parámetros54 Fallo bloque 1 y bloque 2, diferentes sumatorios memoria (EEPROM) de parámetros55 Fallo en zona de parámetros de la RAM56 Fallo clave memoria (EEPROM) de parámetros.

La memoria de parámetros no está formateada.57 Sumatorio del valor de corrección de ganancia/canal58 Sumatorio del banco de ajuste activo59 Fallo RAM externa de DSP60 Fallo RAM externa MCU

100 DSP sobrecargado195 La tensión de alimentación analógica medida es demasiado baja (tensión nominal - 12 V)196 La tensión de alimentación analógica medida es demasiado baja (tensión nominal + 12 V)203 La tensión de alimentación analógica medida es demasiado alta (tensión nominal - 12 V)204 La tensión de alimentación analógica medida es demasiado alta (tensión nominal + 12 V)252 Fallo del filtro de entrada253 Fallo del convertidor A/C254 DSP no interrumpe

SGR

SGB

SGF

SPCJ 4D28

TRIP

PROGRAM

RESETSTEP

L1 L2 L3 o IRF

3 >II

IIII

> nI I/

k

n>>I I/

k 0

n0 >I I/

0023

A

nI/I >>>

>>t [ ]s

st >>> [ ]

s0 >t [ ]

0t s[ ]n0I I/>>

>t [ ]s

>t [ ]s∆>I∆

>>

%[ ]

SPCJ 4D28Módulo de relé de sobrecorrientey fallo de tierra


2

1MRS 752191-MUM ES



SPCJ 4D28Módulo de relé

de sobrecorrientey fallo de tierra

Índice Características .................................................................................................................. 2Descripción de función .................................................................................................... 3

Unidad de sobrecorriente ............................................................................................ 3Unidad de fallo de tierra .............................................................................................. 4Característica del filtro de las entradas de medición ....................................................... 4Unidad de discontinuidad de fase ................................................................................ 5Unidad de protección contra fallo del interruptor de circuito ......................................... 5Señales de salida .......................................................................................................... 5Señales de iniciación de arranque de autorreconexión .................................................... 5Ajustes secundarios ..................................................................................................... 6Restablecimiento......................................................................................................... 6

Diagrama de bloques ........................................................................................................ 7Panel frontal .................................................................................................................... 8Indicadores de operación .................................................................................................. 9Ajustes ........................................................................................................................... 10Datos medidos ............................................................................................................... 18Información registrada.................................................................................................... 19Cuadro de menú ............................................................................................................ 22Curvas de la característica de tiempo/corriente ................................................................. 24Datos técnicos................................................................................................................ 32Parámetros de comunicación en serie .............................................................................. 33

Código de suceso ...................................................................................................... 33Datos de transferencia remota .................................................................................... 35

Códigos de fallo ............................................................................................................. 40

Características Fase de sobrecorriente de ajuste bajo I> concaracterística de tiempo diferido o de tiempodiferido inverso, esta última con seis curvasseleccionables de tiempo inverso.

Fase de sobrecorriente de ajuste alto I>> concaracterística de tiempo diferido. La fase de ajustealto se puede poner fuera de operación.

Fase de sobrecorriente de ajuste super alto I>>> concaracterística de tiempo diferido. La fase de ajustesuper alto se puede poner fuera de operación.

Fase de sobrecorriente de neutro de ajuste bajo I0>con característica de tiempo diferido o tiempodiferido inverso, esta última con seis curvasseleccionables de tiempo inverso.

Fase de sobrecorriente de neutro de ajuste alto I0>>con característica de tiempo diferido. La fase deajuste alto se puede poner fuera de operación.

Fase de discontinuidad de fase con característica detiempo diferido. Esta fase de discontinuidad sepuede poner fuera de operación.

Matriz de relé de salida que permite que cualquierseñal de arranque o desconexión de las fases deprotección pueda ser encaminada al relé de salidadeseado.

Configuración flexible de las señales de inicio dearranque de autorreconexión.

Visualización local de los valores medidos yestablecidos y de los datos registrados en el momentode un fallo. Lectura y escritura de los valores deajuste, a través de la pantalla local y con las teclas delpanel frontal o desde sistemas de nivel superior eninterfaz de serie y bus de fibra óptica.

Sistema de autosupervisión que monitoriza,continuamente, el funcionamiento de la electrónicay del microprocesador. Cuando se detecta un fallopermanente, el relé de salida de alarma se pone enfuncionamiento y el resto de salidas del relé quedanbloqueadas.

3

Descripción defuncionamiento

Unidad desobrecorriente

La unidad de sobrecorriente del módulo relécombinado de sobrecorriente y fallo de tierra SPCJ4D28 está diseñada para utilizarse en proteccionescontra sobrecorrientes de una, dos y tres fases. Launidad de sobrecorriente incluye tres fases desobrecorriente: una fase de ajuste bajo I>, una fasede ajuste alto I>> y una fase de ajuste super altoI>>>.

Una fase de sobrecorriente se inicia cuándo lacorriente en una o más de las fases supera el valor deinicio establecido de la fase correspondiente. Aliniciarse, la fase proporciona una señal de inicioque se puede encaminar al relé de salida deseado. Almismo tiempo, aparece en pantalla un códigonumérico que indica el inicio. Si la duración de lasituación de sobrecorriente supera el tiempo demaniobra establecido de la fase en funcionamientocon tiempo diferido o, en funcionamiento contiempo inverso de fase I>, tiempo que depende delnivel de la corriente medida, la fase opera emitiendouna señal de maniobra que se puede encaminar alrelé de salida deseado.

El funcionamiento de las fases de sobrecorriente I>e I>> se puede inhibir por medio de una señal decontrol exterior BS1, BS2 o RRES(BS3) aplicadaal módulo relé. Las señales de bloqueo exteriores seconfiguran con los grupos conmutadores SGB1...3.

La operación de la fase de sobrecorriente I> podrábasarse en la característica de tiempo diferido o enla de tiempo inverso. Cuando se selecciona estaúltima, se dispone de cuatro curvas de tiempo/corriente normalizadas internacionalmente y dedos de tipo especial. Tanto la curva de modo deoperación como la de tiempo/corriente deseados seseleccionan con el grupo conmutador SGF1.

¡Nota! Con la característica de tiempo inverso, lagama de ajustes efectiva de la fase de sobrecorrientede ajuste bajo es 0,5…2,5 x In, aunque los ajustesde corriente de arranque. dentro de la gama 2,5…5,0x In, se podrán establecer en el relé. Con lacaracterística de tiempo inverso, todo ajuste decorriente de arranque superior a 2,5 x In de la fasede ajuste bajo se considerará que es igual a 2,5 x In.

Si a la fase de ajuste alto I>> se le da un ajuste de laparte inferior de la gama de ajustes, el módulo relécontendrá dos fases de operación casi idénticas. Eneste caso, el módulo relé SPCJ 4D28 se podráutilizar en aplicaciones de campana de carga dedoble fase.

El valor de la corriente de arranque establecido I>>/In de la fase I>> se puede doblar automáticamenteen una situación de arranque, es decir, cuándo elelemento que está protegido se conecta a la red. Deesta forma, se podrá seleccionar un valor de corrientede arranque establecido por debajo del nivel decorriente de avalancha de conexión para la fase desobrecorriente I>>. Una situación de arranque sedefine como la situación en la que las corrientes defase se elevan desde un valor inferior a 0,12 x I>hasta un valor superior a 1,5 x I> en menos de 60ms. La situación de arranque termina cuando lacorriente cae por debajo de 1,25 x I>.

La fase I>> o la fase I>>> se pueden poner fuera deoperación completamente, si no se necesitan.Cuando una fase de sobrecorriente se pone fuera deoperación, la corriente de arranque establecida dela fase se visualiza con tres guiones "- - -".

La función de tiempo inverso de la fase I> se puedeinhibir, cuando la fase I>> o la fase I>>> estáarrancando, en cuyo caso, el tiempo de maniobraestará determinado por estas fases.

4

dB 10

0

-10

-20

-30

-400 1 2 3 4 5 6 7 f / fn

Unidad de fallode tierra

La unidad de fallo de tierra del módulo relécombinado de sobrecorriente y de fallo de tierraSPCJ 4D28 está provista de dos fases de protección:una fase de sobrecorriente de neutro de ajuste bajoI0> y una fase de sobrecorriente de neutro de ajustealto I0>>.

La fase de ajuste bajo o la fase de ajuste alto se iniciancuando la corriente de neutro o residual medidasupera la corriente de arranque establecida de la fasecorrespondiente. Al arrancar, la fase proporcionauna señal de arranque que se puede encaminar alrelé de salida deseado. Al mismo tiempo, apareceráen la pantalla un código numérico que indica elarranque. Si la duración de la situación desobrecorriente de neutro supera el tiempo demaniobra establecido de la fase en funcionamientocon tiempo diferido o en funcionamiento contiempo inverso de la fase I0>, tiempo que dependedel nivel de la corriente medida, la fase funcionaráemitiendo una señal de maniobra que se podráencaminar al relé de salida deseado.

El funcionamiento de las fases de sobrecorrienteI0> e I0>> se puede inhibir por medio de una señal

de control exterior BS1, BS2 o RRES(BS3) aplicadaal módulo relé. Las señales de bloqueo exteriores seconfiguran con los grupos conmutadores SGB1...3.

La operación de la fase de ajuste bajo I0> se puedabasar en la característica de tiempo diferido o en lade tiempo inverso. Cuando se selecciona lacaracterística de tiempo inverso, se dispone decuatro curvas de tiempo/corriente normalizadasinternacionalmente y dos de tipo especial. Tanto lacurva de modo de operación como la de la tiempo/corriente deseados se seleccionan con el grupoconmutador SGF1.

La fase I0>> se puede poner fuera de operacióncompletamente, si no se necesita. Cuando se ponefuera de operación una fase de sobrecorriente deneutro, la corriente de arranque establecida de lafase se visualiza con tres guiones "- - -".

La función de tiempo inverso de la fase I0> se puedeinhibir cuando la fase I0>>está arrancando, en cuyocaso, el tiempo de maniobra está determinado porla fase I0>>.

Características delfiltro de entradas demedición

Un filtro de paso bajo suprime los armónicos de lascorrientes de fase y de la corriente de fallo de tierramedidos por el módulo. La figura 1 muestra lasupresión de la señal en función de la frecuencia.

Fig. 1. Características del filtro de entrada demedición del módulo SPCJ 4D28.

5

Unidad deprotección contradiscontinuidadde fase

El módulo relé de sobrecorriente y fallo de tierraSPCJ 4D28 está provisto de una unidad deprotección contra discontinuidad de fase quemonitoriza las corrientes de fase mínimas y máximas.La diferencia entre estas corrientes se calcula apartir de la expresión ∆I = (Imax-Imin)/Imax x100%. La protección de discontinuidad de fase noestá en uso cuando las corrientes medidas caen pordebajo de 0,1 x In.

La fase de protección de discontinuidad de fase seinicia cuando la diferencia de corriente supera lacorriente de arranque establecida ∆I de la fase. Si laduración de la situación de discontinuidad de fasesupera el tiempo de maniobra establecido t∆> de lafase, ésta opera emitiendo una señal de maniobra

que se puede encaminar al relé de salida deseado. Almismo tiempo, se ilumina en la pantalla un códigoindicador de operación rojo.

La fase de protección contra discontinuidad de fasese puede poner fuera de operación completamentesi no se necesita. Cuando la fase se ponga fuera deoperación, la corriente de arranque establecida sevisualizará con tres guiones "- - -".

La operación de la fase de protección contradiscontinuidad de fase se podrá inhibir por mediode una señal de control exterior BS1 aplicada almódulo relé. La señal de bloqueo exterior seconfigura con el interruptor SGB1/6.

Unidad deprotección contrafallo del interruptorde circuito

El módulo relé contra sobrecorriente y fallo detierra SPCJ 4D28 está provisto de una unidad deprotección contra fallo de interruptor de circuito(CBFP) que proporciona una señal TS1 dedesconexión en 0,1...s después de que la señal TS2,TS3 o TS4 de desconexión haya sido entregada,siempre que el fallo continúe persistiendo despuésde transcurrido un tiempo. La CBFP controla,normalmente, el interruptor de circuito que pre-

cede al interruptor de circuito en cuestión. LaCBFP se puede utilizar también para establecer unsistema de desconexión redundante utilizando dosbobinas de desconexión en el interruptor de circuitoy controlando una de las bobinas con TS2, TS3 oTS4 y la otra con TS1. Los interruptores SGF4/5...7 se usan para activar la protección contra fallodel interruptor de circuito. El tiempo de maniobrase establece en el submenú 5 del registro A.

Señales de salida Los grupos conmutadores SGR1...11 se usan paraencaminar las señales de arranque o desconexión decualquier fase de protección a las salidas de arranquedeseadas SS1...SS4 o a las salidas de desconexiónTS...TS4.

Las señales de salida TS1...TS4 se pueden asignara la función de automantenimiento con losinterruptores SGF4/1...4. En este caso, la señal de

salida permanece activa, aunque la señal que causóla operación se restablece. Las funciones de res-tablecimiento se explican en el párrafo "Restableci-miento". El indicador TRIP del panel frontal sepuede ajustar para que esté eliminado cuando seactiven los señales de salida. El indicador deoperación permanecerá iluminado después de quela señal de salida haya desaparecido. Las funcionesse seleccionan con el grupo conmutador SGF5.

Señales de iniciode arranque deautorreconexión

Las señales de arranque AR1, AR2 y AR3 se puedenusar como señales de inicio de arranque para losdisparos de autorreconexión deseados. La señal deinicio AR2 se puede programar para que sea activadapor las señales de arranque y maniobra deseadas delmódulo de sobrecorriente. La señal de arranque

AR3 se puede programar para que sea activada porlas señales de arranque y maniobra deseadas delmódulo de fallo de tierra y la señal AR1 de iniciopara que sea activada por señales de arranque ymaniobra tanto del módulo de sobrecorriente comodel fallo de tierra.

6

Ajustes secundarios Se podrán seleccionar los ajustes principales o lossecundarios como ajustes actualmente usados. Elpasar de un ajuste principal a un ajuste secundariose puede hacer de tres formas distintas:

1) Cn el comando V150 en el bus de comunicaciónen serie

2) Por medio de las señales de control exterioresBS1, BS2 o RRES (BS3)

3) Con las teclas del módulo relé, véase el submenú4 del registro A. Cuando el valor de submenú 4es 0, se usan los ajustes principales y cuando elvalor del submenú 4 es 1, se usan los ajustessecundarios

Los ajustes principales y secundarios se pueden leery configurar a través del bus en serie, usando losparámetros S. Solo los ajustes que se estén utilizandoactualmente se podrán leer y configurar con lasteclas y la pantalla del panel frontal. Cuando estánen uso los ajustes secundarios, los indicadores deajuste están parpadeando.

Nota!Si se han utilizado señales de control exteriores paraseleccionar los ajustes principales o secundarios, noes posible pasar de un ajuste a otro en el bus de serieo utilizando las teclas del panel frontal.

Restablecimientos Los indicadores de operación LED, los números decódigo de operación de la pantalla, los relés desalida enganchados y los registros del módulo se

pueden restablecer con las teclas del panel frontal,con una señal de control exterior o con un comandoen el bus de serie, véase la tabla siguiente:

Forma de restablecimiento Restablecimiento Desenganche Borradode indicadores de relés de salida de registros

RESET x

PROGRAM (pantalla oscura) x x

RESET Y PROGRAM x x x

Señal de control exteriorBS1, BS2 o RRES (BS3),cuandoSGB2…3/6 = 1 xSGB_7/ = 1 x xSGB_8/ = 1 x x x

Parámetro V101 x x


7

Diagrama debloque

Fig. 2. Diagrama de bloque del módulo relé de sobrecorriente y fallo de tierra SPCJ 4D28.

IL1, IL2, IL3 Corrientes de faseI0 Corriente de neutroBS1, BS2, RRES (BS3) Señales exteriores para bloqueo o restablecimientoSGF1..8 Grupos conmutadores selectores para funciones del reléSGB1...3 Grupos conmutadores selectores para señales de control exterioresSGR1...11 Grupos conmutadores selectores para configurar relés de salidaSS1...SS4, TS1...TS4 Señales de salidaAR1, AR2, AR3 Señal de inicio de arranque ARTRIP Indicador de operación rojo

Nota!No todas las señales de entrada y salida del módulorelé están cableadas necesariamente a los terminalesde cada relé de protección que contiene el módulo

SPCJ 4D28. Las señales cableadas a los terminalesse muestran en el diagrama de señales del relé deprotección correspondiente.

I

I

2 x I>>

I

BS1

BS2

RRES(BS3)

Imax - Imin

Imax

I

SGR 1 / x

SGR 2 / x

SGR 3 / x

SGR 4 / x

SGR 5 / x

SGR 6 / x

SGR 7 / x

SGR 8 / x

SGR 9 / x

SGR 10 / x

SGR 11 / x

0.1..1s

50 ms

Ajustes (principal/ secund)

Indicadores Reset trip

Indicadores Reset trip y relés de salida

Indicadores Reset trip, relés de salida y registro

TRIP

RESET

TS24

RESET +PROGRAM

TS48

RESET +PROGRAM

TS36

RESET +PROGRAM

SS11

TS12 1

RESET +PROGRAM

SS23

SS35

SS47

AR1

AR2

AR3

I> start

I> trip

I>> start

I>> trip

I>>> start

I>>> trip

Io> start

Io> trip

Io>> start

Io>> trip

1

2

3

4

5

6

SGF 6 / x

SGF 7 / x

SGF 8 / 5...8

SGF 8 / 1...41, 5

2, 6

3, 7

4, 8

1.5 x I>

1.25 x I>

&

60 ms

SGB 1…3/5

SGB 2…3/6

SGB 1…3/7

SGB 1…3/8

SGB 3/4

SGB 2/4

SGB 1/4

SGB 3/3

SGB 2/3

SGB 1/3

SGB 3/2

SGB 2/2

SGB 1/2

SGB 3/1

SGB 2/1

SGB 1/1

SGB 1/6

∆I>

I>

0.12 x I>

I>>>

Io>

Io>>SGF 1/6…8

SGF1/5

I>>

SGF1/1…3

t∆>

30 ms

t>>

t>, k

30 ms

t>>>

50 ms

to>, ko

30 ms

to>>

SGF 4/1

SGF 4/2

SGF 4/3

SGF 4/4

1

1

1

1

SGF 4/5

SGF 4/6

SGF 4/7

SGF 5/1

SGF 5/2

SGF 5/3

SGF 5/4

SGF 5/5

SGF 5/6

SGF 5/7

SGF 5/8

SPCJ 4D28

L1

L2

L3

0

8

SGR

SGB

SGF

SPCJ 4D28

TRIP

PROGRAM

RESETSTEP

L1 L2 L3 o IRF

3 >II

IIII

> nI I/

k

n>>I I/

k 0

n0 >I I/

0023

A

nI/I >>>

>>t [ ]s

st >>> [ ]

s0 >t [ ]

0t s[ ]n0I I/>>

>t [ ]s

>t [ ]s∆>I∆

>>

%[ ]

SGR

SGB

SGF

SPCJ 4D28

TRIP

PROGRAM

RESETSTEP

L1 L2 L3 o IRF

3 >II

IIII

> nI I/

k

n>>I I/

k 0

n0 >I I/

0023

A

nI/I >>>

>>t [ ]s

st >>> [ ]

s0 >t [ ]

0t s[ ]n0I I/>>

>t [ ]s

>t [ ]s∆>I∆

>>

%[ ]

Panel frontal

Indicadores de corriente de fase y de corriente residualDurante la medición de la corriente e indicadores de fallode fase en la operación del relé

Indicador de corriente de arranque de fase I>

Indicador de tiempo de maniobra t> o del factor k multiplicador de maniobra

Indicador de la corriente de arranque de fase I>> ydel tiempo de maniobra t>>Indicador de la corriente de arranque de fase I>>> y deltiempo de operación de maniobra t>>>Indicador de la corriente de arranque de fase I0>

Indicador del tiempo de maniobra t0> y del factor multiplicador de tiempo k0

Indicador de la corriente de arranque de fase I0>> y del tiempode maniobra t0>>Indicador de la corriente de arranque de fase ∆I> ydel tiempo de maniobra t∆>Indicador de los sumatorios de los grupos conmutadores SGF1...8

Indicador de los sumatorios de los grupos conmutadores SGB1...3

Indicador de los sumatorios de los grupos conmutadores SGR1...11


Indicador de alarma de autosupervisión

Ventana de visualización

Tecla de escalonamiento de restablecimiento y visualización

Tecla de ajuste


Designación del tipo de módulo relé

Fig. 3. Panel frontal del módulo relé combinado de sobrecorriente y fallo de tierra SPCJ 4D28.

9

Indicadoresde operación

Cada fase de protección tiene su propio código rojode arranque y desconexión que se muestra como unnúmero en la pantalla. El indicador TRIP, en laparte inferior de la esquina derecha, es compartidopor las distintas fases de protección. Para definir elmodo de función del indicador TRIP se usa elgrupo conmutador SGF5.

Los números de código que indican desconexión yel indicador rojo TRIP permanecen iluminadoscuando el relé de protección ha emitido una señalde desconexión. De esta forma, es fácil identificarla fase de desconexión. Los indicadores permaneceniluminados incluso cuando la fase que causó laindicación se restablezca, teniendo que restablecerseseparadamente. Por otra parte, los números decódigo con indicación de arranque se apaganautomáticamente cuando se restablece la fase deprotección. Si la fase que arrancó opera también el

número de código que indica el arranque, setransformará en un número de código que indiquela operación. Siempre que se desee, se podráconfigurar que, los números de código que indicanel arranque, permanezcan iluminados dando a losinterruptores SGF2/1...5 el ajuste adecuado.

Los indicadores de operación que permaneceniluminados se restablecerán presionando la teclaRESET del panel frontal o con el comando V101en el bus SPA. Los indicadores de operación norestablecidos no afectan al funcionamiento delmódulo relé.

La tabla siguiente muestra los números de códigode la pantalla o los números de código corres-pondientes que se pueden leer con el parámetro V9indicando el arranque o la operación del módulorelé.

Indicación Parámetro V9 Símbolo Explicación

1 1 I> START Inicio de la fase de sobrecorriente I>2 2 I> TRIP Operación de sobrecorriente I>3 3 I>> START Inicio de la fase de sobrecorriente I>>4 4 I>> TRIP Operación de la fase de sobrecorriente I>>5 5 I>>> START Inicio de la fase de sobrecorriente I>>>6 6 I>>> TRIP Operación de la fase de sobrecorriente I>>>7 7 I0> START Inicio de la fase de fallo de tierra I0>8 8 I0> TRIP Operación de la fase de fallo de tierra I0>9 9 I0>> START Inicio de la fase de fallo de tierra I0>>0 0 I0>> TRIP Operación de la fase de fallo de tierra I0>>

11 11 ∆I> TRIP Operación de la fase ∆I> de proteccióncontra discontinuidad de fase

A 12 CBFP Funcionamiento de la unidad de proteccióncontra fallo de interruptor de circuito

Cuando se pone en funcionamiento una de las fasesde protección del módulo, los LEDs amarillos de laparte superior del panel frontal muestran en quefase la corriente superó la corriente de arranqueestablecida de la fase con indicación del fallo defase. Si, por ejemplo, están iluminados el códigonúmero 2 y los indicadores IL1 e IL2 , la operaciónfue causada por sobrecorriente en las fases L1 y L2.La indicación de fallo de fase se restablece con latecla RESET.

El indicador de alarma de autosupervisión IRFindica que el sistema de autosupervisión del módulo

relé ha detectado un fallo permanente. Una vez quese ha detectado el fallo, el indicador rojo se ilumina.Al mismo tiempo, el módulo relé envía una señalde control al relé de salida del sistema deautosupervisión del relé de protección. Además, enla mayoría de los casos de fallo, aparece un códigode fallo en la pantalla indicando el tipo de fallo. Elcódigo de fallo, que consiste en una (1) cifra en rojoy un número de código de dígito verde 1...3, no sepuede eliminar por una acción de restablecimiento.El número de código debe ser registrado después deuna situación de fallo y estipulado cuando seordene una acción de servicio.

10

Ajustes

Ajustes numéricos

Los valore de ajuste están indicados por los tresdígitos que están más a la derecha de la pantalla. Losindicadores LED que están junto a los símbolos de

las cantidades que están ajustadas indican la cantidadque se está visualizando actualmente.

Ajuste Explicación Gama de ajuste(por defecto de fábrica)

I>/In Corriente de arranque de fase I> en múltiplo de la entrada 0,5…5,0 x In *)de activación de corriente utilizada 0,5 x In)

t> Tiempo de maniobra de fase I> en segundos con característica 0,05...300 sde tiempo diferido (0,05 s)

k Factor k multiplicador de tiempo de fase I> con característica 0,05...1,00de tiempo inverso. (0,05)

I>>/In Corriente de arranque de fase I>> en múltiplo de la entrada 0,5...40,0 x In y ∞ * *)de activación de corriente utilizada (0,5 x In)

t>> Tiempo de maniobra de fase I>>, en segundos. 0,04...300 s(0,04 s)

I>>>/In Corriente de arranque de fase I>>> en múltiplo de la entrada 0,5...40,0 x In y ∞ * *)de activación de corriente utilizada (0,5 x In)

t>>> Tiempo de maniobra de fase I>>>, en segundos 0,04...30 s(0,04 s)

I0/In Corriente de arranque de fase I0> en múltiplo de la entrada 0,1...0,8 x Inde activación de corriente utilizada (0,1 x In)

t0> Tiempo de maniobra de fase I0>, en segundos, con 0,05...300 scaracterística de tiempo diferido (0,05 s)

k0 k0 multiplicador de tiempo de fase I0> con característica 0,05...1.00de tiempo inverso (0,05)

I0>>/In Corriente de arranque de fase I0>> en múltiplo de la entrada 0,1...10,0 x In y ∞ * *)de activación de corriente utilizada (0,1 x In)

t0>> Tiempo de maniobra de fase I0>>, en segundos 0,05...300 s(0,05 s)

∆I> [%] Corriente de arranque de fase ∆I> como diferencia entre la 10...100% y ∞ * *)corriente de fase mínima y máxima medida, expresada en (10%)porcentaje de corriente medida respecto de la entrada deactivación de corriente utilizada. 10...100%.

t∆> Tiempo de maniobra de fase ∆I>, en segundos 1...300 s(1 s)

CBFP Tiempo de maniobra en segundos de la protección 0,1…1.0 scontra fallo del interruptor de circuito (0,2 s)

*) Con la característica de tiempo inverso, el relépermite ajustes superiores a 2.5 x In, peroconsidera los ajustes >2.5 x In iguales a 2.5 x In.

** ) La fase se puede poner fuera de operación conlos interruptores SGF. Este estado se indicacon "- - -" en la pantalla.

Nota!La capacidad de transporte de corriente continuade las entradas de activación de corriente es 4,0 x In.

11

Ajustes de losinterruptores

Las funciones adicionales requeridas para aplica-ciones individuales se seleccionan con los gruposconmutadores SGF1...8, SGB1...3 y SGR1...11.Los números de interruptor, 1...8, y las posicionesdel interruptor 0 y 1, se visualizan cuando se estánajustando manualmente los interruptores. Normal-mente, se visualizan los sumatorios de los gruposinterruptores, véase el menú principal, sección"Cuadro de menú".

Las tablas siguientes indican los ajustes por defectode fábrica de los interruptores y sus sumatorioscorrespondientes. El método para el cálculo manualdel sumatorio se muestra al final de esta sección.

Los grupos conmutadores SGF1...8 se usan paraconfigurar las funciones deseadas de la formasiguiente:

Inter- Función Por defectoruptor de fábrica

SGF1/1 Característica de tiempo diferido o tiempo inverso de fase I>. 0SGF1/2 Cuando se ha seleccionado tiempo inverso, la característica deseada 0SGF1/3 de corriente/tiempo se selecciona de la forma siguiente: 0

SGF1/1 SGF1/2 SGF1/3 Característica Tiempo t> demaniobra o curvade tiempo/corriente

0 0 0 Tiempo diferi. 0,05...300 s1 0 0 Tiempo inver. Extremadam. inverso0 1 0 " Muy inverso1 1 0 " Inverso normal0 0 1 " Inverso largo tiempo1 0 1 " Característica tipo RI0 1 1 " Característica tipo

RXIDG1 1 1 --- (Inverso largo tiempo)

SGF1/4 No en uso 0

SGF1/5 Doblado automático de la corriente de inicio establecida de fase I>>, 0cuando el objeto que está protegido está conectado a la red.Cuando SGF1/5 = 0, la función de doblado no está en usoCuando SGF1/5 = 1, la corriente de arranque establecida de fase I>> esdoblada automáticamente. Esta característica permite que la corriente dearranque de fase I>> sea ajustada por debajo del nivel de la corriente deavalancha de conexión.

SGF1/6 Característica de tiempo diferido o tiempo inverso de fase I0>. 0SGF1/7 Cuando se ha seleccionado tiempo inverso, la característica deseada 0SGF1/8 de corriente/tiempo se selecciona de la forma siguiente: 0

SGF1/6 SGF1/7 SGF1/8 Característica Tiempo t0> demaniobra o curvade tiempo/corriente

0 0 0 Tiempo diferi. 0,05...300 s1 0 0 Tiempo inver. Extremadam. inverso0 1 0 " Muy inverso1 1 0 " Inverso normal0 0 1 " Inverso largo tiempo1 0 1 " Característica tipo RI0 1 1 " Característica tipo

RXIDG1 1 1 --- (Inverso largo tiempo)

∑ SGF1 0

12


SGF2/1 Modo de operación de inicio que indica los números de código de las 0SGF2/2 distintas fases. Cuando los interruptores están en posición 0, el número 0SGF2/3 de código de indicación de inicio se restablece automáticamente, después 0SGF2/4 de que haya desaparecido el fallo. Cuando el interruptor están en 0SGF2/5 posición 1, el número de código permanece iluminado aunque haya 0

desaparecido el fallo.

Interruptor Fase Posición interruptorCódigo se restablece Código permanece

SGF2/1 I> 0 1SGF2/2 I>> 0 1SGF2/3 I>>> 0 1SGF2/4 I0> 0 1SGF2/5 I0>> 0 1

SGF2/6 Inhibición de operación de fase I>>, fase I>>> y fase I0>>. 0SGF2/7 Cuando la operación es inhibida, la pantalla muestra "- - -", cuando 0SGF2/8 el valor establecido se visualiza 0

Interruptor Fase Posición interruptor No inhibida Inhibida

SGF2/6 I>> 0 1SGF2/7 I>>> 0 1SGF2/8 I0>> 0 1

∑ SGF2 0

13


SGF3/1 Fase ∆I> de protección contra discontinuidad de fase está puesta 1fuera de uso.Cuando SGF3/1 = 1, la fase de protección contra discontinuidad defase está fuera de uso. El estado de fuera de uso se indica con "- - -" enla pantalla.

SGF3/2 Tiempos de restablecimiento de fase I> e I0>. 0SGF3/3 0SGF3/4 Interruptor Fase Posición interruptor 0SGF3/5 40 ms 100 ms 500 ms 1000 ms 0

SGF3/2 I> 0 1 0 1SGF3/3 0 0 1 1SGF3/4 I0> 0 1 0 1SGF3/5 0 0 1 1

SGF3/6 Operación con tiempo inverso de fase I> que está inhibida por el 0inicio de la fase I>>.Cuando SGF3/6 = 1, la operación con tiempo inverso se inhibe.

SGF3/7 Operación con tiempo inverso de fase I> que está inhibida por el 0inicio de la fase I>>>.Cuando SGF3/7 = 1, la operación con tiempo inverso se inhibe.

SGF3/8 Operación con tiempo inverso de fase I0> que está inhibida por el 0inicio de la fase I0>>.Cuando SGF3/8 = 1, la operación con tiempo inverso se inhibe.

∑ SGF3 1

14


SGF4/1 Selección de automantenimiento para señal de salida TS1 0SGF4/2 Selección de automantenimiento para señal de salida TS2 0SGF4/3 Selección de automantenimiento para señal de salida TS3 0SGF4/4 Selección de automantenimiento para señal de salida TS4 0

Cuando el interruptor está en posición 0, la señal de salida vuelve a suestado inicial, cuando la señal que causó la operación cae por debajo delnivel de arranque fijado.Cuando el interruptor está en posición 1, la señal de salida permanecealta aunque la señal de medición que causó la operación caiga por debajodel nivel de arranque fijado.

En automantenimiento, la señal de salida es restablecida con la tecla delpanel frontal o a través de una entrada de control exterior o en el bus deserie, véase la sección "Descripción de función".

SGF4/5 Inicio de protección contra fallo interruptor circuito (CBPF) 0por la señal TS2



Cuando el interruptor está en posición 1, la señal de salida TS_ arrancala protección contra fallo del interruptor de circuito. Si el tiempo demaniobra de la CBFP termina mientras está activa la señal de salida,la CBFP generará una señal de maniobra TS1.Cuando el interruptor está en posición 0, la CBFP está puesta fuera de uso.

SGF4/8 No en uso 0

∑ SGF4 0

SGF5/1 Selección de la señal para controlar el indicador TRIP del panel frontal 0SGF5/2 Cuando el interruptor que corresponde a una cierta señal de salida está 1SGF5/3 en posición 1, el indicador TRIP está iluminado al activarse la señal de 0SGF5/4 de salida. 1SGF5/5 0SGF5/6 Interruptor Señal salida Posición interruptor 1SGF5/7 Indicador TRIP Indicador TRIP 0SGF5/8 no iluminado iluminado 1

SGF5/1 SS1 0 1SGF5/2 TS1 0 1SGF5/3 SS2 0 1SGF5/4 TS2 0 1SGF5/5 SS3 0 1SGF5/6 TS3 0 1SGF5/7 SS4 0 1SGF5/8 TS4 0 1

∑SGF5 170

15

GruposconmutadoresSGF6…8

Utilización de las distintas señales de arranque yoperación como señales de inicio de arranque deautorreconexión AR1, AR2, o AR3. Las posibili-dades de selección de señales se muestran en la fig.4 más adelante.

En la figura, las señales y de arranque y maniobrade las distintas fases de protección están conectadasa la línea deseada de arranque de autorreconexiónAR1, AR2 o AR3, rodeando el punto de cruce de

la señal. Los números de los distintos interruptoresy sus factores de ponderación están marcados cercade los puntos de intersección. Los sumatorios de losdistintos grupos de interruptores se obtienenañadiendo los factores de ponderación de losinterruptores seleccionados.

Los interruptores SGF6/7…8 y SGF7/7…8 noestán en uso.

Fig. 4. Matriz de selección para las señales de inicio de autorreconexión.

1 (1)

2 (2)

3 (4)

4 (8)

5 (16)

6 (32)

1 (1)

3 (4)

5 (16)

7 (64)

2 (2)

4 (8)

6 (32)

8 (128)

AR1 AR3Autorecierre señal

de inicialijación AR2

1 = numero de llaves (1) = factor de posición


∑ SGF6 =(∑ = 0)

∑ SGF7 =(∑ = 0)

∑ SGF8 =(∑ = 0)

SGF6

1 (1)1 (1)

2 (2)

3 (4)

4 (8)

5 (16)

6 (32)

I>

t>

I>>

t>>

I>>>

t>>>

I >

t >

I >>

t >>

Etapa de operación

0

0

0

0

SGF7 SGF6

SGF8 SGF8

SGF6 = grupo de llaves

16

GruposconmutadoresSGB1…3

Las funciones de las señales de control BS1, BS2 yRRES (BS3) se definen con los gruposconmutadores SGB1...3. Se puede utilizar la matrizque se muestra seguidamente como ayuda pararealizar la selección deseada. Las señales de controldel lado izquierdo de la matriz se pueden combinarcon las funciones del lado superior rodeando lospuntos de intersección deseados. Cada punto deintersección se marca con un número de interruptor,mostrándose el factor de ponderación correspon-

diente en la fila inferior de la matriz. Añadiendohorizontalmente los factores de ponderación detodos los interruptores seleccionados de un grupoconmutador, se obtendrán los sumatorios del grupoconmutador.

Nota!Compruebe si están disponibles todas las señales decontrol del módulo relé SPCJ 4D28 en el relé deprotección en cuestión.

Fig. 5. Matriz de señales de control del módulo relé combinado de sobrecorriente y fallo de tierraSPCJ 4D28.

Interruptor Función

SGB_/1...4 Configuración de las señales de bloqueo que se deben aplicar en una o más fases deprotección a través de señales de control exteriores BS1, BS2 y RRES (BS3).Cuando un interruptor estén en posición 1, la operación de la fase de proteccióncorrespondiente estará bloqueada tanto tiempo como la señal de control esté alta.

SGB_/5 Conmutación entre los valores de ajuste principal y ajuste secundario, a través del busde serie empleando el comando V150, o utilizando una señal de control exterior.

Cuando SGB_/5 = 0, los valores de ajuste no se pueden conmutar con una señal decontrol exterior.Cuando SGB1/5 = 1, los valores de ajuste usados en el momento están determinadosexclusivamente por el estado de la señal de control exterior.

Nota!Cuando el relé está provisto de ajustes secundarios, además de los principales, esimportante que el interruptor SGB_/5 tenga el mismo ajuste en los ajustes principalesque en los secundarios.

SGB1/6 Bloqueo de la fase ∆I> por medio de la señal de control exterior BS1. El principio deoperación es el mismo que el de los interruptores SGB_/1…4.

SGB2…3/6 Restablecimiento de los indicadores de operación del panel central, véase sección"Restablecimiento".

SGB_/7 Restablecimiento de los indicadores de operación y de los relés de salida enganchados,véase sección "Restablecimiento".

SGB_/8 Restablecimiento de los indicadores de operación, de los relés de salida enganchadosy de los registros, véase sección "Restablecimiento".

t>> t >0 t >>0

BS1

BS2

RRES (BS3)

∑SGB1=

∑SGB2=

∑SGB3=

t> ∆I>

2 4 8 16 32 64Factor deposición

1 12832

2 3 4 5 71 86

2 3 4 5 6 71 8

2 3 4 5 6 71 8

(∑ = 0)

(∑ = 0)

(∑ = 0)


Principal

Secundario

IndicadoresIndicadores,

self-hold,registros

Indicadores,self-hold

17

GruposconmutadoresSGR1…11

Las señales de arranque y maniobra de las fases deprotección se combinan con las salidas SS1… SS4y TS1…TS4 con los interruptores de los gruposconmutadores SGR1…11.

La matriz que se muestra más adelante se puedeutilizar como ayuda para realizar las seleccionesdeseadas. Las señales de arranque y maniobra de lasdistintas fases de protección se pueden combinarcon las señales de salida SS1...SS4 y TS1...TS4rodeando los puntos de intersección deseados.Cada punto de intersección está marcado con un

número de interruptor, mostrándose el factor deponderación correspondiente en la fila inferior dela matriz. Añadiendo horizontalmente los factoresde ponderación de todos los interruptoresseleccionados de un grupo conmutador, seobtendrán los sumatorios del grupo conmutador.

Nota!Compruebe si están disponibles todas las señales dearranque y maniobra del módulo relé SPCJ 4D28en el relé de protección en cuestión.

Fig. 6. Matriz de señales de salida del módulo relé combinado de sobrecorriente y fallo de tierraSPCJ 4D28.

I>

t>

I>>

t>>

I>>>

t>>>

I >

t >

I >>

t >>

t∆>

SGR1

SGR2

SGR3

SGR4

SGR5

SGR6

SGR7

SGR8

SGR9

SGR10

SGR11


1 2 4 8 16 32 64 128

Grupode llaves

Etapa de operación

∑ SGR1 =

∑ SGR2 =

∑ SGR3 =

∑ SGR4 =

∑ SGR5 =

∑ SGR6 =

∑ SGR7 =

∑ SGR8 =

∑ SGR9 =

∑ SGR10 =

∑ SGR11 =

Factor de posición

Señal de Salida

0

0

0

0

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8

Suma de control(ajuste de fábrica)

(∑ = 0)

(∑ = 42)

(∑ = 0)

(∑ = 42)

(∑ = 0)

(∑ = 42)

(∑ = 0)

(∑ = 42)

(∑ = 0)

(∑ = 42)

(∑ = 42)

18

Cálculo manual desumatorios

Interruptor Factor Posición Valorponderación

SGF1/1 1 x 1 = 1SGF1/2 2 x 0 = 0SGF1/3 4 x 1 = 4SGF1/4 8 x 0 = 0SGF1/5 16 x 0 = 0SGF1/6 32 x 0 = 0SGF1/7 64 x 1 = 64SGF1/8 128 x 0 = 0

Sumatorio de grupo conmutador SGF1 ∑ = 69

Datos medidos Los valores medidos están indicados por los tresdígitos de más a la derecha de la pantalla. El valor

medido mostrado en el momento está indicadopor un LED amarillo encima de la pantalla.

Indicador Datos medidos Gama demedición

IL1 Corriente de línea medida en fase L1 en múltiplo de la corriente In 0…63 x Inde la entrada de activación de corriente utilizada.



I0 Corriente residual en múltiplo de la corriente nominal In de la 0…21 x Inentrada de activación de corriente utilizada.

I0 En el submenú de la corriente residual, se puede encontrar, expresada 0…100%en porcentaje, la diferencia ∆I entre la corriente de fase mínima y lacorriente de fase máxima.

19


El dígito situado más a la izquierda de la pantallamuestra la dirección del registro y los otros tresdígitos la información registrada. La estructura de

los registros se muestra en la sección "Menúsprincipales y submenús de ajustes y registros".

Registro/ Información registradaPASO

1 Corriente medida en fase L1, expresada en múltiplo de la corriente nominal In. El registrose actualiza cuando una de las fases de sobrecorriente (I>, I>> o I>>>) arranca o opera.Entonces, los valores de corriente previos serán desplazados hacia delante un paso en elapilamiento mientras que se pierde el valor más antiguo. Los cinco últimos valores decorriente registrados se memorizan de forma que el valor más reciente se almacena en elregistro principal y los otros cuatro valores se almacenan en los subregistradores. Cuandoel relé arranca pero no opera, el módulo relé memoriza la corriente máxima medida en lafase L1 durante la situación de arranque.Cuando la fase opera, se registra el valor de la corriente medida en el momento de laoperación.

2 El registro 2 registra los sucesos de la fase L2. El principio de operación es el mismo queel del registro 1.

3 El registro 3 registra los sucesos de la fase L3. El principio de operación es el mismo queel del registro 1.

4 Duración de la situación de fase I> del arranque más reciente, expresada en porcentaje deltiempo de maniobra fijado o, en modo de operación IDMT, del tiempo de maniobracalculado. El registro se actualiza una vez que la fase I> arranca. Entonces, los valoresregistrados previamente serán desplazados hacia delante un paso en el apilamientomientras que el valor más antiguo se perderá. Los cinco últimos valore de corrienteregistrados se memorizan de forma tal que el valor más recientemente registrado sealmacena en el registro principal y los otros cuatro valores se almacenan en lossubregistradores. Cuando opera la fase de sobrecorriente, la lectura del contador es 100.

El subregistrador 5 indica el número de veces que ha arrancado la fase I>, es decir, elnúmero de veces que el valor de arranque de la fase fue superado, n(I>) = 0...255.

5 Duración de la situación de arranque más reciente de la fase I>>, expresada en porcentaje deltiempo de maniobra fijado. El principio de operación es el mismo que el del registro 4.

El subregistrador 5 indica el número de veces que ha arrancado la fase I>>, es decir, elnúmero de veces que la corriente de arranque fijada de la fase fue superado n(I>>) = 0...255.

6 Corriente residual I0 medida, expresada en múltiplo de la corriente nominal In. El registrose actualiza cada vez que arranca u opera una de las fases de corriente residual (I0> o I0>>).Entonces, los valore de corriente previos serán desplazados un paso adelante en elapilamiento mientras que se pierde el valor más antiguo. Los cinco últimos valores decorriente registrados se memorizan de forma tal que el valor más reciente se almacena enel registro principal y los otros cuatro valores en los subregistradores. Cuando el reléarranca pero no opera, el módulo relé memoriza la corriente residual máxima medidadurante la situación de arranque.Cuando la fase opera, se registra el valor de la corriente medida en el momento de laoperación.

20


7 Duración de la situación de fase I0> del arranque más reciente, expresada en porcentajedel tiempo de maniobra fijado o, en modo de operación IDMT, del tiempo de maniobracalculado. El registro se actualiza cada vez que la fase I0> arranca. Entonces, los valoresregistrados previamente serán desplazados hacia delante un paso en el apilamientomientras que el valor más antiguo se perderá. Los cinco últimos valore de corrienteregistrados se memorizan de forma tal que el valor más recientemente registrado sealmacena en el registro principal y los otros cuatro valores se almacenan en lossubregistradores. Cuando opera la fase de sobrecorriente, la lectura del contador es 100.

El subregistrador 5 indica el número de veces que ha arrancado la fase I0>, es decir, elnúmero de veces que el valor de arranque de la fase fue superado, n(I0>>) = 0...255.

8 Duración de la situación de arranque más reciente de la fase I0>>, expresada en porcentajedel tiempo de maniobra establecido. El principio de operación es el mismo que el delregistro 7.

El subregistrador 5 indica el número de veces que ha arrancado la fase I0>>, es decir, elnúmero de veces que se superó la corriente de arranque establecida, n(I>>) = 0...255.

9 Relación de desequilibrio ∆I expresada en porcentaje, es decir, la diferencia entre lacorriente de fase mínima y la corriente de fase máxima. Cuando opera la unidad deprotección contra discontinuidad de fase, el registro se actualiza con el valor presente enel momento de la operación. Entonces, los valores previamente registrados serándesplazados un paso adelante en el apilamiento de la memoria, perdiéndose, al mismotiempo, el valor más antiguo. Los cinco último valores de corriente registrados estándisponibles en el apilamiento de la memoria.

11 Corriente de demanda máxima continua de 15 minutos, actualizada una vez por minuto.

El submenú 1 contiene el valor de corriente de demanda máxima más elevado después delúltimo restablecimiento del relé.

0 Visualización de las señales de bloqueo y control exteriores.

El dígito situado más a la derecha indica el estado de las señales de control exteriores delmódulo relé de la forma siguiente:

Cifra BS1 Señal activadaVisualizada BS1 BS2 RRES

(BS3)

01 x2 x3 x x4 x5 x x6 x x7 x x x

Las funciones de las señales de control exteriores se definen con los interruptores de losgrupos conmutadores SGB1...3.

21


Desde el registro 0, es posible entrar en el modo TEST (PRUEBA), en el que las señalesde arranque y maniobra del módulo se pueden activar una a una. La tabla siguientemuestra el orden de activación y el indicador iluminado correspondiente cuando se pruebauna señal.

Indicador Señal activadaI> señal de inicio de fase I>t> señal de maniobra de fase I>I>> señal de arranque y maniobra de fase I>>I>>> señal de arranque y maniobra de fase I>>>I0> señal de inicio de fase I0>t0> señal de maniobra de fase I0>I0>> señal de arranque y maniobra de fase I0>>∆I> señal de maniobra de fase ∆I> activada

Para más información sobre el funcionamiento, consúltese la descripción "Característicasgenerales de los módulos relé SPC tipo D".

A Código de dirección del módulo relé, requerido por el sistema de comunicaciones en serie.Además, están disponibles en el registro A los siguientes submenús:

1. Selección de la velocidad de transmisión de datos, 4,8 kBd o 9,6 kBd, del módulo relé.Ajuste por defecto 9,6 kBd.

2. Contador de tráfico del bus, indicando el estado de operación del sistema decomunicaciones en serie. Si el módulo relé está conectado a un sistema que incluya uncomunicador de datos de control, y el sistema de comunicaciones está funcionando,la lectura del contador será 0. En otro caso, los números 0...255 estarán desplazándosecontinuamente en el contador.

3. Contraseña requerida para el ajuste remoto. Los ajustes no se pueden cambiar en elsistema de comunicaciones en serie a no ser que se haya proporcionado la contraseña(parámetro V160 de ajuste remoto).

4. Selección de ajustes principales y secundarios (0 = ajustes principales, 1 = ajustessecundarios). Ajuste por defecto 0.

5. Selección del tiempo de maniobra para la protección contra fallo del interruptor decircuito, gama de ajuste 0,1...1,0 s. Ajuste por defecto 0,2 s.

Cuando la pantalla está oscura, presione la teclaSTEP durante un segundo para ir al comienzo delmenú de la pantalla. Para ir al final del menú de lapantalla, presiones la tecla STEP durante un brevemomento solamente (<0.5 s).

Los valores almacenados en los registros 1...11 seborran pulsando simultáneamente las teclas RE-SET y PROGRAM, con el comando V102 en elsistema de comunicación en serie o por medio deuna señal de control exterior BS1, BS2 o RRES.

Los registros se borran cuando falla la corrienteauxiliar que alimenta el módulo. Los valore deajuste, el código de dirección, la velocidad detransmisión de datos y la contraseña del módulorelé no se ven afectados por los fallos en laalimentación de corriente. Las instrucciones paraespecificar el código de dirección y la velocidad detransmisión de datos del módulo relé se dan en ladescripción "Características generales de losmódulos relé SPC tipo D".

22

Cuadro de menú

Fig. 7. Menú principal y submenús del módulo relé combinado de sobrecorriente y fallo de tierraSPCJ 4D28.

0

A

1

1

1

1

0

3

MENU

PRINCIPAL

PASO

ATRÁZ

0.5s

PASO

ADELANTE

1s

1 2

PASO 0.5 s PROGRAMA 1s

SUBMENUPASO ADELANTE 1 sPASO ATRÁZ 0.5 s


Estado de señales de control externo

Identificación del reléDirección de comunicac.

Velocidad de Comunicación [kBd]

000 IRF

Pérdida del bus contador tiempo 0…255 s

8

3

8

3Grupo de llaves SGB1

1 2Valor de corriente IL1

evento (n)

2 1 2

3 1 2

4 1 2Duración del arranque de I> evento (n)

5 1 2

6 1 2

7 1 2

8 1 2

9 1 2

11 1Valor max. de corriente de demanda por 15 min.


Corriente en fase L1

Corriente neutral Io Corriente differencial ∆I

Valor de arranque I>

Tiempo de operación t> o multiplicador k

Valor de arranque I>>

Valor de arranque I>>>

Valor de arranque Io>

Tiempo de operación to> o multiplicador ko

Valor de arranque Io>>

Valor de arranque ∆I

Grupo de llaves SGR1

Grupo de llaves SGF1



Grupo de llaves SGB2


Grupo de llaves SGF2 Grupo de llaves SGF3


Grupo de llaves SGB3



1

2

7

2

2

7

Tiempo de operación to>>

Tiempo de operación t∆>

Tiempo de operación t>>

Tiempo de operación t>>>

1

Valor de corriente IL2 evento (n)

Valor de corriente IL3

evento (n)


evento (n-1)

Valor de corriente IL2 evento (n-1)


evento (n-1)


evento (n-2)

Valor de corriente IL2 evento (n-2)


evento (n-2)

Duración del arranque de I>> evento (n)

Valor de corriente Ioevento (n)

Valor de corriente ∆Ievento (n)

Duración del arranque de Io> evento (n)

Duración del arranque de Io>> evento (n)

Duración del arranque de I> evento (n-1)

Duración del arranque de I>> evento (n-1)

Valor de corriente Ioevento (n-1)

Valor de corriente ∆Ievento (n-1)

Duración del arranque de Io> evento (n-1)

Duración del arranque de Io>> evento (n-1)







Valor surerior max. de demanda encontrado

A

9

8

7

6

5

4

3

2

1



Valor que se puede ajustar en el modo de ajuste=

I> t> I>> I>>> Io> to> Io>> ∆I>

23

El procedimiento para entrar en un submenú o enun modo de ajuste, para ajustar un valor y paraentrar en el modo de TEST (PRUEBA) se describen

con detalla en el manual "Características generalesde los módulos relé SPC tipo D". Seguidamente seproporciona una guía corta:

Paso deseado Tecla Acción

Paso adelante en menú principal o submenú STEP Presionar durante más de 0,5 sBusca rápida hacia delante en menú principal STEP Mantener la tecla pulsadaPaso hacia atrás en menú principal o submenú STEP Pulsar durante menos de 0,5 sEntrar en un submenú desde menú principal PROGRAM Presionar durante 1 s

(se activa cuando se suelta)Entrar o salir de un modo de ajuste PROGRAM Presionar durante 5 sIncrementos de valor en modo ajuste STEPMover el cursor en modo de ajuste PROGRAM Presionar durante 1 s aprox.Almacenar un valor de ajuste en modo ajuste STEP y

PROGRAMA Presionar simultáneamenteBorrado de valores memorizados y STEP yrestablecimiento de relés salida enganchados PROGRAMRestablecimiento de relés salida enganchados PROGRAM Nota!

La pantalla debe estar oscura


5Nro. de aranques de I> desde el último reset

4 5 6

9 10 11

4 5 6

Password para alteración de ajustes

Selección de ajustes principales vs secundar.

Tiempo de operación para la función de Fint



Grupo de llaves SGR5Grupo de llaves SGR4



Grupo de llaves SGR11Grupo de llaves SGR9


evento (n-4)


evento (n-3)


evento (n-3)

3

3

3

3

3

3

3

3

4

4

4

4

4


evento (n-4)


evento (n-4)

4

4

4

4

5

5

5

Nro. de aranques de I>> desde el último reset

Nro. de aranques de Io> desde el último reset

Nro. de aranques de Io>> desde el último reset


evento (n-3)3













3 4 5A

9

8

7

6

5

4

3

2

1

5Nro. de aranques de ∆I> desde el último reset

24

k x β I α I>

- 1( )

Característicasde tiempo/corriente

A la fase de sobrecorriente I> y a la fase I0>decorriente residual de ajuste bajo se les puede dar lacaracterística de operación con tiempo diferido ocon tiempo diferido inverso. Los ajustes de losinterruptores SGF1/1...3 determinan el modo deoperación de la fase I> y los interruptores SGF1/6...8 determinan el de la fase I0>. Véase sección"Interruptores de ajuste".

Con la característica IDMT, el tiempo de maniobrade la fase estará en función de la corriente: cuantomás alta sea la corriente, más corto será el tiempo demaniobra. Se dispone de seis grupos de curvastiempo/corriente. Cuatro de éstas cumplen con lasnormas BS 142 e IEC 60255 y dos grupos de curvas,el grupo R1 y RX IDG, con grupos de curvas de tipoespecial de acuerdo con la praxis ABB.

Características deacuerdo conIEC 60255 yBS 142

El módulo relé incorpora cuatro grupos de curvas detiempo/corriente homologados internacionalmentedenominados "extremadamente inverso", "muyinverso", "inverso normal" y "inverso largo tiempo".La relación entre tiempo y corriente está de acuerdocon las normas BS 142 e IEC 60255-3, pudiéndoseexpresar de la forma siguiente:

t [s] =

dondet = tiempo de maniobrak = multiplicador de tiempoI = valor de la corriente de faseI> = valor de la corriente establecida

Los valores de las constante α y β determinan lapendiente de la forma siguiente:

Grupo de curva α βtiempo/corriente

Inverso normal 0,02 0,14Muy inverso 1,0 13,5Extrem. inverso 2,0 80,0Inverso largo tiempo 1,0 120,0

Las normas BS 142.1966 definen que la gama decorriente normal debe ser 2...20 veces el valor deajuste. Además, el relé ha de arrancar lo más tardecuando la corriente supere el valor de ajuste 1,3veces, cuando la característica de tiempo/corrientesea inverso normal, muy inverso o extremadamenteinverso. Para la característica de inverso de largotiempo, la gama de corriente normal se especificaque sea 2...7 veces el valor de ajuste y el relé ha dearrancar cuando la corriente supere el valor deajuste en 1,1 veces.

Las tolerancias de tiempo de maniobra especificadaspor la norma son las siguientes (E denota precisiónen porcentaje, - = no especificada):

I/I> Normal Muy Extremadamente Largo tiempo

2 2,22E 2,34E 2,44E 2,34E5 1,13E 1,26E 1,48E 1,26E7 - - - 1,00E

10 1,01E 1,01E 1,02E -20 1,00E 1,00E 1,00E -

En las gamas de corriente normal especificadasanteriormente, las fases de tiempo inverso delmódulo relé de sobrecorriente y fallo de tierra SPCJ4D28 cumplen los requisitos de tolerancia de clase5 en todos los grados de inversión.

Las características de tiempo/corriente, que estánde acuerdo con las normas IEC y BS, se ilustran enla Fig. 8 – 11.

25

kI>I

(

0.339 - 0.236 x

Característicatipo RI

La característica tipo RI es una característica espe-cial que se utiliza principalmente para obtenergradaciones de tiempo con relés mecánicos. Lacaracterística se puede expresar por medio de laexpresión matemática

t [s] =

dondet = tiempo de maniobra en segundosk = multiplicador de tiempoI = corriente de faseI> = corriente de arranque establecida

La característica se ilustra en la Fig. 12.

Característicatipo RXIDG

La característica tipo RXIDG es una característicaespecial que se utiliza principalmente en laprotección contra fallo de tierra, en la que serequiere un alto grado de selectividad también enfallos de alta resistencia. En este caso, la protecciónpuede funcionar de modo selectivo, incluso si noson direccionales.

Matemáticamente, la característica de tiempo/corriente se puede expresar:

t [s] = 5.8-1.35 x loge

dondet = tiempo de maniobra en segundos k= multiplicador de tiempoI = corriente de faseI> = corriente de arranque establecida

La característica está ilustrada en la Fig. 13.

Ik x I> )

26

1 3 4 5 6 7 8 9 102 20 I/I>

0.05

0.1

0.2

0.3

0.4

0.6

0.8

1.0

k

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.070.080.090.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.80.9

1

2

3

4

5

6

789

10

20

30

40

70

60

50

t/s

Fig. 8. Característica de tiempo inverso del módulo relé de sobrecorriente y fallo de tierra SPCJ 4D28.

Extremadamente inverso

27

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 20 I/I>

0.05

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.70.80.91.0

k

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.070.080.090.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.80.9

1

2

3

4

5

6

789

10

20

70

60

50

40

30

t/s


Muy inverso

28

0.05

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.60.70.80.91.0

k

1 2 3 4 5 7 8 9 10 20 I/I>60.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.070.080.090.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.80.9

1

2

3

4

5

6

789

10

20

30

40

50

60

70

t/s


Inverso normal

29

1 2 3 4 5 10 206 7 8 9 I/I>

0.05

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.70.80.91.0

k

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.70.80.9

1

2

3

4

5

6

7

89

10

20

30

40

50

60

708090

100

200

300

400

500

600

700

t/s


Inverso largo tiempo

30

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 20 I/I>

0.05

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.70.80.91.0

k

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.070.080.090.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.70.80.9

1

3

4

5

6

7

9

10

20

70

60

50

40

30

t/s

2

8


Inverso tipo RI

31

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

k

1 2 3 5 7 8 9 10 20 I/I>60.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.070.080.090.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.80.9

1

2

3

4

5

78

10

20

30

40

50

60

70

t/s

30 40

6

9

0.05

4

0.1 0.2 0.4 0.50.3


Inverso tipo RXIDG

32

Datos técnicos Característica Fase I> Fase I>> Fase I>>>

Corriente de arranque- a tiempo diferido 0,5…5,0 x In 0,5…40,0 x In y ∞ 0,5…40,0 x In y ∞- a tiempo inverso 0,5…2,5 x InTiempo arranque, tip. 70 ms 40 ms 40 msTiempo maniobra con 0,05…300 s 0,04…300 s 0,04…30 scaracterística tiempo diferidoCaracterística tiempo/ Extremad. inverso.corriente en modo inverso Muy inverso

Inverso normalInv. largo tiempoInverso tipo RIInv. tipo RXIDG

Multiplicador de tiempo k 0.05…1.0Tiempo restablec., tip. 40 ms 40 ms 40 msTiempo retardo <30 ms <30 ms <30 msRelación restablec., tip 0,96 0,96 0,96Precisión tiempo maniobra ±2% del valor ±2% del valor ±2% del valoren modo tiempo diferido ajustado o ±25 ms ajustado o ±25 ms ajustado o ±25 msIndice E clase precisión 5en modo tiempo inversoPrecisión de operación ±3% del valor ajus ±3% del valor ajus. ±3% del valor ajustado

Característica Fase I0> Fase I0>> Fase ∆I>

Corriente de arranque 0,1…0,8 x In 0,1…10,0 x In y ∞ 10…100% y ∞Tiempo arranque, tip. 70 ms 50 ms 150 msTiempo maniobra con 0,05…300 s 0,05…300 s 1…300 scaracterística tiempo diferidoCaracterística de tiempo/ Extrem. inv.corriente en modo inverso Muy inverso

Inverso normalInv. largo tiempoInverso tipo RIInv. tipo RXIDG

Multiplicado k de tiempo 0,05…1.0Tiempo restablec., tip. 40 ms 40 ms 80 msTiempo retardo <30 ms <30 msRelación restablec., tip. 0,96 0,96 0,90Precisión tiempo maniobra ±2% del valor ±2% del valor ±2% del valoren modo tiempo diferido ajustado o ±25 ms ajustado o ±25 ms ajustado o ±25 msÍndice E clase precisión 5en modo tiempo inversoPrecisión operación ±3% del valor ajus ±3% del valor ajustado ±1 unidad ±3% del

valor ajustado

33

Parámetros decomunicaciónen serie

Códigos de suceso

Las situaciones de arranque y maniobra de las fasesde protección y los estados de las señales de salidase definen como sucesos y están provistos de códigosde suceso que se transmitir a niveles de sistemassuperiores a través del bus de serie. Un suceso que

deba ser comunicado se marca con el multiplicador1. La máscara del suceso se forma con la suma de losfactores de ponderación de todos esos sucesos quehan de ser comunicados.

Máscara de suceso Código Gama de ajuste Ajuste por defecto

V155 E1…E12 0…4095 1365V156 E13…E24 0…4095 1365V157 E25…E32 0…255 192V158 E33…E42 0…1023 12

Códigos de suceso del módulo relé combinado de sobrecorriente y fallo de tierra SPCJ 4D28

Código Suceso Num. represent- Valorel suceso por defecto

E1 Inicio de fase I> 1 1E2 Inicio de fase I> restablecido 2 0E3 Desconexión de fase I> 4 1E4 Desconexión de fase I> restablecida 8 0E5 Inicio de fase I>> 16 1E6 Inicio de fase I>> restablecido 32 0E7 Desconexión de fase I>> 64 1E8 Desconexión de fase I>> restablecida 128 0E9 Inicio de fase I>>> 256 1E10 Inicio de fase I>>> restablecido 512 0E11 Desconexión de fase I>>> 1024 1E12 Desconexión de fase I>>> restablecida 2048 0

Valor por defecto de máscara de suceso V155 1365

E13 Inicio de fase I0> 1 1E14 Inicio de fase I0> restablecido 2 0E15 Desconexión de fase I0> 4 1E16 Desconexión de fase I0> restablecida 8 0E17 Inicio de fase I0>> 16 1E18 Inicio de fase I0>> restablecido 32 0E19 Desconexión de fase I0>> 64 1E20 Desconexión de fase I0>> restablecida 128 0E21 Inicio de fase ∆I> 256 1E22 Inicio de fase ∆I> restablecido 512 0E23 Desconexión de fase ∆I> 1024 1E24 Desconexión de fase ∆I> restablecida 2048 0

Valor por defecto de la máscara de suceso V156 1365

34

Código Suceso Num. represent- Valorel suceso por defecto

E25 Señal de salida SS1 activada 1 0E26 Señal de salida SS1 restablecida 2 0E27 Señal de salida TS1 activada 4 0E28 Señal de salida TS1 restablecida 8 0E29 Señal de salida SS2 activada 16 0E30 Señal de salida SS2 restablecida 32 0E31 Señal de salida TS2 activada 64 1E32 Señal de salida TS2 restablecida 128 1


E33 Señal de salida SS3 activada 1 0E34 Señal de salida SS3 restablecida 2 0E35 Señal de salida TS3 activada 4 1E36 Señal de salida TS3 restablecida 8 1E37 Señal de salida SS4 activada 16 0E38 Señal de salida SS4 restablecida 32 0E39 Señal de salida TS4 activada 64 0E40 Señal de salida TS4 restablecida 128 0E41 Protección contra fallo interruptor circuito operada 256 0E42 Protección contra fallo interruptor circuito restablecida 512 0


E50 Reinicio del microprocesador * -E51 Inundación del registro de sucesos * -E52 Interrupción temporal en la transmisión de datos * -E53 Sin respuesta del módulo en la comunicación de datos * -E54 El módulo responde de nuevo en la comunicación

de datos * -

Explicaciones:0 no incluido en el informe de sucesos1 incluido en el informe de sucesos* sin número de código- no se puede programar

Nota.El suceso representado por los códigos E52...E54está generado por un equipo de comunicación dedatos de control de nivel superior, por ejemplo eltipo SRIO 1000M.

35

Datos detransferencia remota

Además de los datos de sucesos, todos los datos deentrada (datos I), valores de ajuste (datos S), infor-mación registrada (datos V) y otros datos delmódulo de sobrecorriente se pueden leer a travésdel bus SPA. Los parámetros que están marcadoscon la letra W se pueden modificar con el bus SPA.

Cuando los valores de ajuste se modifican pormedio del MMI del panel frontal o a través del busde serie, el módulo comprueba si los valores de losparámetros introducidos están dentro de la gamade ajuste permitida. El módulo relé no aceptarávalores de ajuste demasiado elevados o demasiadobajos sino que conservará el valor de ajuste antiguosin modificar.

La modificación de los valores de parámetros pormedio del bus de serie requiere, normalmente, eluso de contraseña. La contraseña es un número queva del 1...999. La contraseña por defecto es 1.

La contraseña se abre escribiendo el número decontraseña en el parámetro V160 y se cierraescribiendo el número de contraseña en el parámetro

V161. La contraseña se cierra también cuando sepierde la alimentación de corriente auxiliar en elmódulo relé.

La contraseña se puede cambiar a través del bus deserie o del MMI del módulo. Cuando se debacambiar la contraseña a través del bus de serie, sedebe abrir primero la contraseña. Esta nuevacontraseña se escribirá en el parámetro V161. Elcambio de contraseña a través del MMI del módulose realiza en el registro A, subregistrador 3, en cuyocaso la nueva contraseña se escribirá encima de laantigua.

Si se proporciona una contraseña incorrecta sieteveces consecutivas en el bus de serie, la contraseñase ajusta automáticamente a cero, después de locual, no se puede abrir con el bus de serie. En estecaso, la contraseña solo se puede abrir a través delMMI del módulo.

R = datos de lecturaW = datos de escritura(P) = escritura habilitada con contraseña

Entradas Las corrientes medidas y el estado de las señales decontrol exteriores se pueden leer ( R ) con losparámetros I1…I8.

Cuando el valor de los parámetros I6...I8 es 1, lasentradas de control correspondientes se activan decorriente.

Información Parámetro Valor

Corriente medida en fase L1 I1 0...63 x InCorriente medida en fase L2 I2 0...63 x InCorriente medida en fase L3 I3 0...63 x InCorriente residual medida I4 0...21 x InDiferencia corriente de fase máxima I5 10...100%Señal de control BS1 I6 0 o 1Señal de control BS2 I7 0 o 1Señal de control RRES (BS3) I8 0 o 1

36

Salidas La información de estado indica el estado de unaseñal en un cierto momento. Las funcionesregistradas indican las activaciones de señales quesuceden después del último restablecimiento de los

registros del módulo. Cuando el valor = 0, la señalno ha sido activada y cuando el valor = 1, la señalha sido activada.

Fases de salida

Estados de las fases de protección Estado de fase Funciones Valor(R) registradas (R)

Inicio de fase I> O1 O21 0 o 1Desconexión de fase I> O2 O22 0 o 1Inicio de fase I>> O3 O23 0 o 1Desconexión de fase I>> O4 O24 0 o 1Inicio de fase I>>> O5 O25 0 o 1Desconexión de fase I>>> O6 O26 0 o 1Inicio de fase I0> O7 O27 0 o 1Desconexión de fase I0> O8 O28 0 o 1Inicio de fase I0>> O9 O29 0 o 1Desconexión de fase I0>> O10 O30 0 o 1Desconexión de fase ∆I> O11 O31 0 o 1

Señales de salida

Operación de señales de salida Estado de salida Funciones Valor (R, W, P) registradas (R)


Habilitación de lasseñales de salida SS1…TS4 O41 0 o 1

37

Valores de ajuste Variable Ajuste Ajuste Ajuste Gama de ajusteusado principal secundario(R) (R, W, P) (R, W, P)

Corriente arranque de fase I> S1 S41 S81 0,5…5,0 x InTiempo maniobra o S2 S42 S82 0,05…300 smultiplicador k de tiempo de fase I> 0,05…1,0Corriente arranque de fase I>> S3 *) S43 S83 0,5…40 x InTiempo maniobra de fase I>> S4 S44 S84 0,04…300 sCorriente arranque de fase I>>> S5 *) S45 S85 0,5…40 x InTiempo maniobra de fase I>>> S6 S46 S86 0,04…30 sCorriente arranque de fase I0> S7 S47 S87 0,1…0,8 x InTiempo maniobra o S8 S48 S88 0,05…300 smultiplicador k de tiempo de fase I0> 0,05…1,0Corriente de arranque de fase I0>> S9 *) S49 S89 0,1…10 x InTiempo maniobra de fase I0>> S10 S50 S90 0,05…300 sValor de arranque de fase ∆I> S11 *) S51 S91 10…100%Tiempo maniobra de fase ∆I> S12 S52 S92 1…300 s

Sumatorio, SGF 1 S13 S53 S93 0…255Sumatorio, SGF 2 S14 S54 S94 0…255Sumatorio, SGF 3 S15 S55 S95 0…255Sumatorio, SGF 4 S16 S56 S96 0…255Sumatorio, SGF 5 S17 S57 S97 0…255Sumatorio, SGF 6 S18 S58 S98 0…255Sumatorio, SGF 7 S19 S59 S99 0…255Sumatorio, SGF 8 S20 S60 S100 0…255

Sumatorio, SGB 1 S21 S61 S101 0…255Sumatorio, SGB 2 S22 S62 S102 0…255Sumatorio, SGB 3 S23 S63 S103 0…255

Sumatorio, SGR 1 S24 S64 S104 0…255Sumatorio, SGR 2 S25 S65 S105 0…255Sumatorio, SGR 3 S26 S66 S106 0…255Sumatorio, SGR 4 S27 S67 S107 0…255Sumatorio, SGR 5 S28 S68 S108 0…255Sumatorio, SGR 6 S29 S69 S109 0…255Sumatorio, SGR 7 S30 S70 S110 0…255Sumatorio, SGR 8 S31 S71 S111 0…255Sumatorio, SGR 9 S32 S72 S112 0…255Sumatorio, SGR 10 S33 S73 S113 0…255Sumatorio, SGR 11 S34 S74 S114 0…255

Tiempo de maniobra de la protección - S121 S121 0.1…1.0 scontra fallo del interruptor de circuito

*) Si la protección se ha puesto fuera de funcionamiento, la pantalla mostrará 999 para el valor utilizadoen el momento.

38

Valores de parámetrosmedidos y registrados

Valor medido Para- Dirección Valormetro datos

Corriente de demanda máxima15 últimos minutos V1 R 0…2,5 x InNúmero de arranques de fase I> V2 R 0…255Número de arranques de fase I>> V3 R 0…255Número de arranques de fase I0> V4 R 0…255Número de arranques de fase I0>> V5 R 0…255Número de arranques de fase ∆I> V6 R 0…255Etapa/fase que causó la operación V7 R 1 = IL3>, 2 = IL2>,

4 = IL1>, 8 = I0>,16 = IL3>>, 32 = IL2>>,64 = IL1>>, 128 = I0>>

Etapa/fase que causó la operación V8 R 1 = IL3>>>, 2 = IL2>>>, 4 = IL1>>>

Código de indicación de operación V9 R 0…12en pantallaCorriente de demanda máxima 15 min. V10 R 0…2,55 x In

Los cinco últimos valores registrados se pueden leer( R ) con los parámetros V11...V59. El suceso nsimboliza el valor registrado más reciente, n-1 el

valor siguiente más reciente registrado y asísucesivamente.

Valor registrado Suceso Gama den n-1 n-2 n-3 n-4 medición

Corriente de fase IL1 V11 V21 V31 V41 V51 0…63 x In(registro 1)Corriente de fase IL2 V12 V22 V32 V42 V52 0…63 x In(registro 2)Corriente de fase IL3 V13 V23 V33 V43 V53 0…63 x In(registro 3)Corriente de fallo de tierra I0 V14 V24 V34 V44 V54 0…21 x In(registro 6)Corriente de diferencia ∆I V15 V25 V35 V45 V55 0…100%(registro 9)Duración arranque, fase I> V16 V26 V36 V46 V56 0…100%(registro 4)Duración arranque, fase I>> V17 V27 V37 V47 V57 0…100%(registro 5)Duración arranque, fase I0> V18 V28 V38 V48 V58 0…100%(registro 7)Duración arranque, fase I0>> V19 V29 V39 V49 V59 0…100%(registro 8)

39

Parámetros de control Información Para- Dirección Valormetro datos

Restablecimiento de indicadores de V101 W 1 = restablecimientooperación y del relé de salida enganchado realizadoRestablecimiento de indicadores, de relé V102 W 1 = restablec. realizadode salida enganchado y borrado de registros

Control remoto ajustes V150 R,W 0 = ajuste principal en vigor1 = ajuste secundario en

vigor

Máscara suceso de sobrecorriente V155 R,W 0...4096, ver sección"Códigos sucesos"

Máscara suceso corriente residual/ V156 R,W 0...4096, ver seccióndesequilibrio "Códigos sucesos"Máscara suceso señal de salida V157 R,W 0...255, ver sección

"Códigos sucesos"Máscara suceso señal de salida V158 R,W 0...1023, ver sección

"Códigos sucesos"

Apertura de contraseña para ajuste remoto V160 W 1...999Cambio y cierre de contraseña para V161 W, P 0...999ajuste remoto

Activación del sistema de autosupervisión V165 W 1 = sistema autosupervisiónactivado y LED IRFiluminado

Formateo de EEPROM V167 W, P 2 = formateo

Código de fallo V169 R 0…255

Dirección de comunicación de datos del V200 R,W 1...254módulo reléVelocidad transmisión de datos V201 R,W 4800 o 9600 Bd (R)

4,8 o 9,6 kBd (W)

Versión programa V205 R 116 _

Lectura de registro de suceso L R Tiempo, número de canalcódigo de suceso

Relectura de registro de suceso B R Tiempo, número de canalcódigo de suceso

Designación del tipo de módulo relé F R SPCJ 4D28Lectura de datos del estado del módulo C R 0 = estado normal

1 = módulo ha sido sometidoa restablec.automat.


Restablecimiento de datos del estado C W 0 = restablecimientodel móduloLectura y ajuste de tiempo T R,W 00,000...59,999 s

La capacidad máxima del registro de sucesos es 65sucesos. Se puede leer el contenido del registro pormedio del comando L, cinco sucesos a la vez,únicamente una vez. Si se produjera un fallo, porejemplo, en la comunicación de datos, se puedeutilizar el comando B para releer el contenido delregistro. Si es necesario, se puede repetir el comando

B. En general, el comunicador de datos de controllee el dato de suceso y envía la información a undispositivo de salida. En condiciones normales, elregistro de sucesos del módulo relé esta vacío. Elcomunicador de datos de control restablece tambiénlos datos de estado anómalos, por lo que estos datosson normalmente cero.

40

Códigos de fallo Una vez que el sistema de autosupervisión hadetectado un fallo interno en el relé, el indicadorIRF del panel frontal del módulo relé se ilumina. Almismo tiempo, el relé de alarma de autosupervisión,que normalmente está seleccionado, se desengancha.En la mayoría de las situaciones, aparecerá uncódigo de fallo en la pantalla del módulo relé. Estecódigo de fallo consiste en un (1) número rojo y un

número de código verde que identifica el tipo defallo. Los códigos de fallo deben ser registrados yestipulados cuando se ordene una acción de servicio.

La tabla siguiente relaciona algunos de los códigosde fallo del módulo relé combinado de sobre-corriente y fallo de tierra SPCJ 4D28.

Código Tipo de fallode fallo

4 Circuito de control del relé con fallo o perdido30 Fallo de la ROM (Memoria de Solo Lectura)50 Fallo de la RAM (Memoria de Acceso Aleatorio)51 Fallo en memoria de parámetro (EEPROM), bloque 152 Fallo en memoria de parámetro (EEPROM), bloque 253 Fallo en memoria de parámetro (EEPROM), bloques 1 y 254 Fallo en memoria de parámetro (EEPROM), bloques 1 y 2 tienen distintos sumatorios56 Fallo clave en memoria de parámetro (EEPROM). Formateo escribiendo V167 = 2

195 Valor demasiado bajo en canal de referencia con multiplicador 1131 Valor demasiado bajo en canal de referencia con multiplicador 567 Valor demasiado bajo en canal de referencia con multiplicador 25

203 Valor demasiado alto en canal de referencia con multiplicador 1139 Valor demasiado alto en canal de referencia con multiplicador 575 Valor demasiado alto en canal de referencia con multiplicador 25

252 Fallo en filtro de canal E/S253 Sin interrupción del convertidor A/C

SGR

SGB

SGF

SPCJ 4D29

TRIP

PROGRAM

RESETSTEP

L1 L2 L3 o IRF

3 >I

IIII

> nI I/

ks>t [ ]

n>>I I/

s>>[ ]t

so >ko

[ ]t

no>I I/

s>>ot [ ]

n>>o I/I

879B

ITornillo de ajuste

Indicadores de valores de medida

Indicadores de valores de ajuste

Indicadores de los gruposde llaves SGF, SGB y SGR

Tornillo de ajuste

Símbolo simplificado del relé

Indicador de alarma de auto-supervisión (Falla Interna del Relé)

Pantalla, 1 + 3 dígitos

Pulsador de reposición/escalones

Pulsador de programación

Indicador de disparo

Designación de tipo del módulo

Características generalesde los módulos del relé tipo D


2

Características generalesde los módulos del relé

tipo D

1MRS 750205-MUM ES

Editado 96-03-22Versión A (reemplaza a 34 SPC 3 ES1)Controlado GOAprobado EP

Información sujeta a cambios sin previo aviso

Contenido Disposición del panel frontal .......................................................................................... 1Pulsadores de control ...................................................................................................... 3Pantalla ........................................................................................................................... 3

Menú principal de la pantalla .................................................................................... 3Submenús de la pantalla ............................................................................................ 3

Grupo de llaves de programación: SGF, SGB, SGR ....................................................... 4Ajustes ............................................................................................................................ 4

Modo de ajuste .......................................................................................................... 4Ejemplo 1: Ajuste de los valores de operación del relé ............................................... 7Ejemplo 2: Ajuste de los grupos de llaves del relé ....................................................... 9

Información registrada .................................................................................................. 11Función de prueba del disparo ...................................................................................... 12

Ejemplo 3: Activación forzada de las salidas............................................................. 13Indicadores de operación .............................................................................................. 15Códigos de falla ............................................................................................................ 15

3

Pulsadoresde control

El panel frontal del módulo del relé posee dospulsadores. El pulsador RESET/STEP se utilizapara reponer los indicadores de operación y paraavanzar o retroceder en el menú principal osubmenús de la pantalla. El pulsador PRO-GRAM se utiliza para moverse desde una cierta

posición en el menú principal a la correspon-diente en el submenú, para entrar al modo deajuste de un determinado parámetro, y conjun-tamente con el pulsador STEP, salvar los valoresajustados. Las diferentes operaciones están des-critas en los siguientes párrafos de éste manual.

La pantalla del relé de protección muestra losvalores ajustados y medidos y la informaciónregistrada. La pantalla consiste de cuatro dígitos.Los tres dígitos verdes de la derecha muestran losvalores medidos, ajustados y registrados y eldígito rojo de la izquierda muestra el código delregistro. El valor medido y ajustado que semuestra en la pantalla se indica con el LEDamarillo indicador adyacente sobre el panel fron-tal. El dígito rojo se enciende mostrando elnúmero del registro cuando aparece el valor defalla registrado. Cuando la pantalla trabaja comoun indicador de operación, se muestra solamen-te el dígito rojo.

Cuando se conecta la tensión auxiliar al módulodel relé de protección, el módulo al principioverifica la pantalla durante aproximadamente15 segundos recorriendo todos los segmentos dela pantalla. Al comienzo se encienden los seg-mentos correspondientes a todos los dígitos unodespués del otro en sentido horario, incluyendolos puntos decimales. Despues se enciende elsegmento central de cada dígito uno por uno.Esta secuencia completa se repite dos veces.Cuando el chequeo termina la pantalla se apaga.Este chequeo puede interrumpirse presionandoel pulsador STEP. Las funciones de proteccióndel módulo están operativas durante todo esteproceso.

Pantalla

Todos los datos requeridos durante la operaciónnormal son accesibles en el menú principal, esdecir valores medidos en tiempo real, el tiemporeal, valores de ajuste válidos, y los datos regis-trados más importantes.

Los datos que se muestran en el menú principalse llaman en forma secuencial sobre la pantallapor medio del pulsador STEP. Cuando se pre-siona el pulsador STEP durante aproximada-mente un segundo, la pantalla se mueve en elsentido de la secuencia. Cuando se presiona elpulsador durante aproximadamente 0.5 segun-dos, la pantalla se mueve en sentido contrario ala secuencia.

A partir de un display apagado es solamenteposible el movimiento en el sentido de la secuen-cia. Cuando se deja de presionar el pulsadorSTEP, la pantalla continúa moviéndose en elsentido de la secuencia, deteniéndose por unmomento en la posición apagada.

A menos que se desconecte la pantalla al avanzarhasta el punto de apagado, éste permanece acti-vado por aproximadamente 5 minutos a partirde la última operación del pulsador STEP yentonces se apaga.

Submenúsde la pantalla

En el submenú se muestran valores menos im-portantes y ajustes poco frecuentes. El númerode submenús varia con los diferentes tipos demódulos. Los submenús se presentan en la des-cripción del módulo correspondiente.

Al submenú se entra desde el menú principal,presionando el pulsador PROGRAM duranteaproximadamente un segundo. Cuando se libe-ra el pulsador comienza a parpadear el dígitorojo sobre la pantalla, indicando que se haentrado a un submenú. Para moverse desde unmenú al otro o volver al menú principal, se sigueel mismo principio que cuando se mueve desde

la pantalla del menú principal a otro; la pantallase mueve hacia adelante cuando se presiona elpulsador STEP durante un segundo y hacia atráscuando se presiona durante 0.5 segundos. Cuan-do el dígito rojo de la pantalla se apaga, significaque se ha entrado al menú principal.

Cuando se entra a un submenú, desde el menúprincipal de un valor ajustado o medido indica-do a través de un LED indicador, el indicadorpermanece encendido y la pantalla de direcciónde la pantalla comienza a parpadear. Una panta-lla de dirección parpadeante con el LED apaga-do, indica que se ha entrado en el registro de unsubmenú.

Menú principalde la pantalla

4

Grupo de llavesde programaciónSGF, SGB, SGR

Una parte de los ajustes y la selección de lascaracterísticas de operación de los módulos delrelé en distintas aplicaciones se realizan pormedio de la programación de las llaves de grupoSG_. Los grupos de llaves están basados ensoftware y no pueden, por lo tanto, encontrarsefísicamente en el hardware de la unidad. Elindicador del grupo de llaves se enciende cuandola suma-control del grupo de llaves se muestra enla pantalla. Empezando con la suma-controlmostrada y entrando al modo de ajuste, las llavespueden ajustarse una por una como si fueranllaves fisicamente reales. Al final del procedi-miento de ajuste, se muestra la suma controlpara el grupo de llaves completo. La suma-control puede utilizarse para verificar que lasllaves han sido ajustadas correctamente. La Fig.2 muestra un ejemplo como calcular la suma-control.

Las llaves en el grupo de llaves correspondienteestán correctamente ajustadas, cuando la suma-control calculada de acuerdo con el ejemploiguala a la suma-control indicada en la pantalladel módulo del relé.

Llave No. Pos. Factor Valor

1 1 x 1 = 12 0 x 2 = 03 1 x 4 = 44 1 x 8 = 85 1 x 16 = 166 0 x 32 = 07 1 x 64 = 648 0 x 128 = 0

Suma-control ∑ = 93

Fig. 2. Ejemplo como calcular la suma-controldel grupo de llaves de programación SG_.

La función de las llaves de programación de losmódulos individuales del relé de medición, seespecifican detalladamente en los manuales delos módulos correspondientes.

tonces conmutar del conjunto de ajustes princi-pal al conjunto de ajustes secundario o vice versacon una simple orden sobre el bus de comunica-ción serial.

Los valores de los parámetros del conjunto deajustes principal o secundario puede tambiénmodificarse a través del bus de comunicaciónserial. Una alteración no autorizada se evita conun código de palabra secreto, requerido paraarrancar el procedimiento de alteración.

Generalmente cuando se va a alterar un númeromayor de ajustes, p.e. durante la puesta enservicio de los relés, se recomienda que el ajustedel relé se realice a través de una computadorapersonal conectada a la entrada serial del relé ycon el software necesario. Cuando no se disponede una computadora ni del software o cuandodeben alterarse unos pocos valores, debe utili-zarse el procedimiento que se describe a conti-nuación.

Los registros del menú principal y los submenúscontienen todos los valores a ser ajustados. Losajustes se realizan en el así llamado modo deajuste, el cual es accesible desde el menú princi-pal o un submenú presionando el pulsadorPROGRAM, hasta que toda la indicación com-

pleta de la pantalla comienza a parpadear. Estaposición indica el valor del ajuste antes de alte-rarlo. Presionando el pulsador PROGRAM lasecuencia de programación se mueve un escalónhacia adelante. Primero el dígito de la derechacomienza a parpadear mientras que el restoestán fijos. El dígito parpadeante se ajusta pormedio del pulsador STEP. El cursor parpadeantese mueve de un dígito al otro presionando elpulsador PROGRAM y en cada posición serealiza el ajuste con el pulsador STEP. Despuésde que el valor ha sido ajustado , el puntodecimal se coloca en el lugar correcto. Al final sealcanza nuevamente la posición con todo lapantalla parpadeando y con los datos listos paraser registrados.

La mayoría de los valores y tiempos de operaciónse ajustan a través de la pantalla y los pulsadoressobre el panel frontal del módulo del relé. Cadaajuste tiene su indicador relacionado, el cual seenciende cuando el valor de ajuste correspon-diente se muestra en la pantalla.

Además del conjunto de valores de ajuste prin-cipal, la mayoría de los módulos tipo D permi-ten registrar en la memoria del módulo unsegundo conjunto de ajustes. El relé puede en-

Ajustes

Modo de Ajuste

5

Este nuevo valor se registra en la memoria pre-sionando simultáneamente los pulsadores STEPy PROGRAM. Si el nuevo valor no ha sidoregistrado y se sale del modo de ajuste, entoncesel valor anterior será todavía válido. Además, sise intenta realizar un ajuste por encima de loslímites permitidos para un ajuste particular,producirá que el nuevo valor sea descalificado yque el valor anterior sea mantenido. Es posiblevolver desde el modo de ajuste al menú principalo al submenú, presionando el pulsador PRO-GRAM hasta que los dígitos verdes en la panta-lla dejen de parpadear.

NOTA!Durante la comunicación local hombre-máqui-na entre los pulsadores y la pantalla sobre elpanel frontal, se activa una función temporal decinco minutos. De ésta manera, si no se hapresionado ningún pulsador durante los últi-mos cinco minutos, el relé vuelve auto-máticamente a su estado normal. Esto significaque cuando uno deja de ponerse en contacto conel relé, éste se apaga, sale del modo de display, de

la rutina de programación o de cualquier rutinaen curso. Esta es una manera conveniente para elusuario cuando no sabe como proceder.

Antes de insertar el módulo del relé en la caja,debe asegurarse que el módulo ha sido ajustadocorrectamente. Si existe alguna duda con respec-to a los ajustes del módulo a insertar, los ajustesdel módulo deberán ser leidos utilizando un reléde repuesto o con el relé de disparo desconecta-do. Si ésto no es factible, el relé puede serajustado al modo sin disparo, presionando elpulsador PROGRAM cuando la potencia auxi-liar se conecta al relé. La pantalla mostrará tresguiones "- - -" para indicar éste modo sin dispa-ro. La comunicación serial está operativa y todaslas indicaciones y ajustes son accesibles. En elmodo sin disparo, se evitan disparos innecesa-rios y los ajustes pueden ser controlados. Almodo de protección normal del relé se entraautomáticamente cinco minutos después de lano operación de los pulsadores o después de diezsegundos cuando la pantalla se ha apagado.

Fig.3. Principios básicos para entrar en los diferentes modos del menú.

Estado Normal, Display Apagado

Primer valor medido

Ultimo valor medido

Valores memorizados, etc.

Valor de ajuste real 1

SUBMENU

ESCALON 0.5 s PROGRAM A 1 s

MENU PRINCIPAL MODO DE AJUSTE

PROGRAM A 5 s PROGRAMA 5 s

Ajuste secundario valordel escalón 1

2

1 Ajuste principal valordel escalón 1

1 0 0 0

VALOR INCREMENTALDEL ESCALON 0.5 s

CURSOR CON EL PULSADORPROGRAM 1 s

ALMACENAR UN NUEVO AJUSTE PRESIONANDO SIMULTANEAMENTE STEP Y PROGRAM, CUANDO EL VALOR ESTA LISTO Y EL DISPLAY COMPLETOPARPADEA

Valor de ajuste real 2

ESCALON HACIA ADELANTE 1 s

ESCALON HACIA ATRAS 0.5 s

ESCALON HACIA ADELANTE 1 s

ESCALON HACIA ATRAS 0.5 s

EN LA MAYORIA DE LOS GRAFICOS DEL MENU LOS SUBMENUS SE DIBUJAN EN DIRECCION HORIZONTAL,DE MANERA DE PODER PRESENTAR TODAS LAS POSICIONES DEL MENU PRINCIPAL Y SUBMENUS EN EL MISMO GRAFICO

NOTA !

6

Fig.4 Ejemplo que muestra la parte del menú principal y submenús para los ajustes del módulo desobrecorriente y falla a tierra SPCJ 4D29. Los ajustes actuales se encuentran en el menú principaly se visualizan presionando el pulsador STEP. Además de los ajustes válidos el menú principalcontiene los valores de corriente medidos, los registros 1...9,0 y A. Los valores de ajuste principaly secundario están localizados en los submenús de los ajustes y se llaman al display presionando elpulsador PROGRAM

Estado normal, apagado

Corriente de fase L1



Corriente de neutro Io

Corriente de demanda máxima,valor para 15 minutos4

Valor de ajustesecundario para t> o k

Tiempo de operación real I> o multiplicador k para el escalón I>

21

Valor de ajustesecundario para I>>

Valor de arranque I>> 21

Valor de ajustesecundario para t>>

Tiempo de operación real t>>del escalón I>>

21

Valor de ajustesecundario para Io>

Valor de ajuste real Io> 21

Valor de ajustesecundario para to> o ko

Tiempo de operación real to>o multiplicador ko 21

Valor de ajustesecundario para Io>>

Valor de arranque real Io>> 21

Valor de ajustesecundario para to>>

Tiempo de operación real to>> 21

Ajuste principal del checksum de SGF1

Ajuste real del grupo de llavesfuncional SGF1

21

Ajuste real del grupo de llavesde bloqueo SGB

1 Ajuste principal del checksum de SGB

Ajuste real del grupo de llavesdel relé SGR1

1 Ajuste principal del checksum de SGR1

2

Evento (n-1) valor de fase L1

Evento(n-2) valor de fase L1

Ultimo evento memorizado (n)valor de fase L11 1 2



Ultimo evento memorizado (n)valor de fase L22 1 2



Ultimo evento memorizado (n)valor de fase L3

3 1 2

Valor de ajusteprincipal para t> o k

Valor de ajusteprincipal para I>>

Valor de ajusteprincipal para t>>

Valor de ajusteprincipal para Io>

Valor de ajusteprincipal para to> o ko

Valor de ajusteprincipal para Io>>

Valor de ajusteprincipal para to>>

Ajuste secundario del checksum de SGB

2

Valor de ajustesecundario para I>

21 Valor de ajusteprincipal para I> Valor de arranque I>

SUBMENUSESCALON HACIA ADELANTE 1 sESCALON HACIA ATRAS 0.5 s

MENU

PRINCIPAL

ESCALON

HACIA

ATRAS

.5s

ESCALON

HACIA

ADELANTE

1s

1

2

3

MENU PRINCIPAL SUBMENUS

ESCALON 0.5 s PROGRAMA 1 s

Ajuste secundario del checksum de SGF1

Ajuste secundario del checksum de SGR1

7

Ejemplo 1

Ajuste de los valoresde operación del relé

Operación en el modo ajuste. Ajuste manual delajuste principal del valor de arranque desobrecorriente I> del módulo del relé. El valor

a)Presionar el pulsador STEP y mantenerlo en esaposición hasta que se encienda el LED cercanoal símbolo I> y el valor de la corriente dearranque aparezca en la pantalla.

b)Entrar al submenú para obtener el valor deajuste principal, presionando el pulsadorPROGRAM durante más de un segundo yluego liberándolo. La pantalla rojo muestra aho-ra el número 1 en forma parpadeante, indicandola primera posición del submenú y los dígitosverdes muestran el valor de ajuste.

c)Entrar al modo de ajuste presionando el pulsa-dor PROGRAM durante 5 segundos hasta quela pantalla comienza a parpadear.

d)Presionar una vez más el pulsador PROGRAMdurante un segundo para hacer parpadear eldígito de la derecha.

e)Ahora éste dígito puede ser alterado. Usar elpulsador STEP para ajustar el dígito al valorrequerido.

f)Presionar el pulsador PROGRAM para hacerparpadear el dígito verde central.

g)Ajustar el dígito central con el pulsador STEP.

h)Presionar el pulsador PROGRAM para hacerparpadear el dígito verde de la izquierda.

inicial para el ajuste principal es 0.80 x In y parael segundo ajuste es 1.00 x In. El valor dearranque principal requerido es 1.05 x In.

5 x 1 s

1 s

5 s

1 s

5 x

1 s

2 x

1 s

0. 8 0

1 0. 8 0

1 0. 8 0

1 0. 8 0

1 0. 8 5

1 0. 8 5

1 0. 0 5

1 0. 0 5

RESET STEP

PROGRAM

PROGRAM

PROGRAM

RESET STEP

RESET STEP

PROGRAM

PROGRAM

8

1 s

0 x

1 s

0 x

1 s

5 s

i)Ajustar el dígito con el pulsador STEP.

j)Presionar el pulsador PROGRAM para hacerparpadear el punto decimal.

k)Si fuera necesario, mover el punto decimal conel pulsador STEP.

l)Presionar el pulsador PROGRAM para hacerparpadear todo la pantalla. En ésta posición, quecorresponde a la posición c) mencionada arriba,puede verse el nuevo valor antes de que éste searegistrado. Si el valor debe cambiarse, utilizar elpulsador PROGRAM para alterar el dígito in-correcto.

m)Una vez que el nuevo valor ha sido corregido,registrarlo en la memoria del módulo del relépresionando simultáneamente los pulsadoresPROGRAM y STEP. En el momento en que lainformación entra en la memoria, los guionesverdes parpadean en la pantalla, es decir 1 - - -.

n)Al registrar el nuevo valor, se regresa automáti-camente desde el modo de ajuste al submenúnormal. Si no se desea registrar, se puede aban-donar el modo de ajuste en cualquier momentopresionando el pulsador PROGRAM duranteaproximadamente 5 segundos, hasta que el dígitoverde sobre la pantalla deja de parpadear.

o)Si se desea alterar el ajuste secundario, entrar a laposición 2 del submenú de ajuste I> presionan-do el pulsador STEP durante aproximadamenteun segundo. La posición parpadeante del indi-cador 1 será reemplazada por un número 2parpadeante que indica que el ajuste presentadosobre la pantalla es el ajuste secundario para I>.

Entrar en el modo de ajuste como en el punto c)y proceder de la misma manera. Después deregistrar los valores requeridos, se vuelve al menúprincipal presionando el pulsador STEP hasta

RESET STEP

PROGRAM

RESET STEP

PROGRAM

RESET STEP

PROGRAM

PROGRAM

RESET STEP

que se apaga el primer dígito. El LED todavíaindica que se encuentra en la posición I> y lapantalla muestra el nuevo valor de ajuste utiliza-do actualmente en el relé.

1 1. 0 5

1 1. 0 5

1 1. 0 5

1 1. 0 5

1 - - -

1 1. 0 5

2 1. 0 0

9

Ejemplo 2

Ajuste de los gruposde llaves del relé

5 s

1 x

1 s

1 x

1 s

Operación en el modo de ajuste. Ajuste manualdel ajuste principal de la suma-control del grupode llaves SGF1 del módulo del relé. El valorinicial para la suma-control es 000 y las llaves

n x 1 s

1 s

a)Presionar el pulsador STEP hasta que se encien-da el LED cercano al símbolo SGF y la suma-control aparezca en la pantalla.

b)Entrar al submenú para obtener la suma-controlprincipal de SGF1, presionando el pulsadorPROGRAM durante más de un segundo yluego liberándolo. La pantalla rojo muestra aho-ra el número 1 en forma parpadeante, indicandola primera posición del submenú y los dígitosverdes muestran la suma-control.

c)Entrar al modo de ajuste presionando el pulsa-dor PROGRAM durante 5 segundos hasta quela pantalla comienza a parpadear

d)Presionar una vez más el pulsador PROGRAMpara obtener la posición de la primera llave. Elprimer dígito de la pantalla muestra ahora elnúmero de la llave. La posición de la llave lamuestra el dígito de la derecha.

e)La posición de la llave puede ser ahora cambiadaentre 1 y 0 por medio del pulsador STEP. Ennuestro ejemplo la posición 1 es solicitada.

f)Cuando la llave número 1 se encuentra en laposición requerida, se llama la llave 2 presionan-do el pulsador PROGRAM durante un segun-do. Como en el punto e), la posición de la llavepuede alterarse utilizando el pulsador STEP.Como el ajuste requerido para SGF1/2 es 0, lodejamos en ésta posición.

g)La llave SGF1/3 se llama como en el punto f), osea presionando el pulsador PROGRAM du-rante aproximadamente un segundo.

RESET STEP

PROGRAM

PROGRAM

PROGRAM

RESET STEP

PROGRAM

PROGRAM

SGF1/1 y SGF1/3 se ajustan a la posición 1.Esto significa que el resultado final de la suma-control debe ser 005.

0 0 0

1 0 0 0

1 0 0 0

1 1 0

1 1 1

1 2 0

1 3 0

10

1 x

n x 1 s

5 s

5 x 1 s

h)Con el pulsador STEP, cambiar la posición de lallave a la posición 1, la cual es requerida ennuestro ejemplo.

i)Utilizando el mismo procedimiento se llamanahora todos las llaves SGF1/4...8 y de acuerdocon el ejemplo, se dejan en la posición 0.

j)En la posición final del modo de ajuste, corres-pondiente a c), se muestra la suma-control basa-do en el ajuste de las posiciones de las llaves.

k)Si se ha obtenido la suma-control correcta, éstase registra en la memoria presionando simultá-neamente los pulsadores PROGRAM y STEP.Cuando la información entra en la memoria, losguiones verdes parpadean en la pantalla, es decir1 - - -. Si la suma-control es incorrecta, se repiteel ajuste de las llaves por separado utilizando lospulsadores PROGRAM y STEP, empezandodesde el punto d).

l)Al registrar el nuevo valor, se regressa automáti-camente desde el modo de ajuste al submenúnormal. Si no se desea registrar, se puede aban-donar el modo de ajuste en cualquier momentopresionando el pulsador PROGRAM duranteaproximadamente 5 segundos, hasta que el dígitoverde sobre la pantalla deje de parpadear.

m)Después de registrar los valores deseados, sepuede volver al menú principal presionando elpulsador STEP hasta que el primer dígito seapage. El LED SGF muestra todavía que uno seencuentra en la posición SGF y la pantallamuestra la nueva suma-control para SGF1 quese usa actualmente en el módulo del relé.

RESET STEP

PROGRAM

RESET STEP

PROGRAM

PROGRAM

RESET STEP

1 0 0 5

1 - - -

1 0 0 5

0 0 5

1 3 1

11


En los registros se almacenan los valores de losparámetros medidos en el momento cuandoocurre una falla o en el instante del disparo. Losdatos registrados, con la excepción de algunosparámetros, se ajustan a cero presionando si-multáneamente los pulsadores STEP yPROGRAM. Los datos en los registros norma-les se borran si se interrumpe la alimentación detensión auxiliar al relé, solamente los valores deajuste y otros importantes parámetros, son rete-nidos en registros no volátiles durante la falta detensión.

El número de los registros varia con los distintostipos de módulos. Las funciones de los registrosestán ilustradas en las descripciones de los mó-dulos del relé por separado. Además, el panel delrelé posee una lista simplificada de los datosregistrados en los distintos módulos del relé deprotección.

Todos los módulos de los relés tipo D se proveencon dos registros generales: registro 0 y registroA.

El registro 0 contiene, en forma codificada,información relacionada como p.e., sobre seña-les de bloqueo externo, información relacionadaal estado y otras señales. Los códigos se explicanen los manuales de los diferentes módulos delrelé.

El registro A contiene el código de la direccióndel módulo del relé la cual es requerida por elsistema de comunicación serial. El submenú 1del registro A contiene el valor de la relación detransferencia de datos, expresada en kilobaud,para la comunicación serial.

El submenú 2 del registro A contiene un moni-tor del bus de comunicación para el SPA bus. Siel relé de protección, el cual contiene el módulodel relé, está conectado a un sistema incluyendoel control de comunicación de datos, como porejemplo SRIO 1000M y el sistema de comuni-cación de datos esta operando, la lectura delcontador del monitor será cero. En caso contra-rio los dígitos 1...255 están continuamente ro-dando en el monitor.

El submenú 3 contiene el código de palabrarequerido para cambiar los ajustes en formaremota. El código de la dirección, la relación detransferencia de datos de la comunicación serialy el código de palabra pueden ajustarse ma-nualmente o a través del bus de comunicaciónserial. Para el ajuste manual ver el ejemplo 1.

El valor de fábrica para el código de la direcciónes 001, para la relación de transferencia de datos9.6 kilobaud y para el código de palabra 001.

Para asegurar los valores de ajuste, se registrantodos los ajustes en dos bancos de memoriaseparados dentro de una memoria no volátil.Cada banco está completo con su propia suma-control de prueba para verificar la condición delcontenido de la memoria. Si por alguna razón, elcontenido de un banco se altera, se toman todoslos ajustes del otro banco y el contenido de éstese transfiere a una región de memoria de falla,todo ésto mientras el relé se encuentra en condi-ción de operación plena. Solamente en el casoextremamente anormal donde ambos bancos dememoria se encuentren simultáneamente enfalla, el relé se pondrá fuera de operación, produ-ciendo una alarma através del bus de comunica-ción serial y através del contacto de salida IRFdel relé.

12

Función deprueba deldisparo

El registro 0 provee también acceso a la funciónde prueba del disparo, lo que permite que lasseñales de salida del módulo del relé sean activa-das una por una. Si se provee el módulo auxiliardel relé del conjunto de la protección, los relésauxiliares operaran entonces durante la pruebauno por uno.

Cuando se presiona el pulsador PROGRAMdurante aproximadamente cinco segundos, losdígitos verdes de la derecha comienzan a parpa-dear indicando que el módulo del relé está en laposición de prueba. Al parpadear los indicadoresde los ajustes, indican cual es la señal de salidaque puede ser activada. La función de salidarequerida se selecciona presionando el pulsadorPROGRAM durante aproximadamente un se-gundo.

Los indicadores de las cantidades de ajuste serefieren a las siguientes señales de salida:

Ajuste I> Arranque del escalón I>Ajuste t> Disparo del escalón I>Ajuste I>> Arranque del escalón I>>Ajuste t>> Disparo del escalón I>>etc.Sin indicación Autosupervisión IRF

La selección del arranque o disparo se activapresionando simultáneamente los pulsadoresSTEP y PROGRAM. Las señales permanecenactivadas mientras ambos pulsadores estan pre-sionados. El efecto de los relés de salida dependede la configuración de la matriz de llaves del reléde salida.

La salida de la autosupervisión se activa presio-nando una vez el pulsador STEP cuando no estáparpadeando el indicador de ajuste. La salidaIRF se activa en aproximadamente 1 segundo,después de presionar el pulsador STEP.

Las señales se seleccionan según el orden ilustra-do en la Fig. 4.

Fig.5 Orden de secuencia para la selección de las señales de salida del modo de prueba del disparo.

Si p.e. el indicador del ajuste t> está parpa-deando, y los pulsadores STEP y PROGRAMestan siendo presionados, se activa la señal dedisparo del escalón de sobrecorriente de ajustebajo.

Es posible volver al menú principal desde cual-quier posición del esquema de la secuencia

de prueba del disparo, presionando el pulsadorPROGRAM durante aproximadamente cincosegundos.

Nota!El efecto de los relés de salida depende de laconfiguración de la matriz del grupo de llavesSGR 1...3 del relé de salida.

REGISTRO 0

I>ARRANQUE

I> DISPARO

I>>ARRANQUE

I>> DISPARO

Io> ARRANQUE

Io> DISPARO

Io>> ARRANQUE

Io>> DISPARO

PROGRAM 5 s

PROGRAM1 s

PROGRAM1 s

PROGRAM1 s

PROGRAM1 s

PROGRAM1 s

PROGRAM1 s

PROGRAM1 s

PROGRAM1 s

STEP &PROGRAM

STEP &PROGRAM

STEP &PROGRAM

STEP &PROGRAM

STEP &PROGRAM-

STEP &PROGRAM

STEP &PROGRAM

STEP &PROGRAM

IRF

PROGRAM1 s

STEP

I>>t>>

I>t>

Io> to>Io>>

to>>

13

SGR

SGB

SGF

SPCJ 4D29

TRIP

PROGRAM

RESETSTEP

L1 L2 L3 o IRF

3 >I

IIII

> nI I/

ks>t [ ]

n>>I I/

s>>[ ]t

so >ko

[ ]t

no>I I/

s>>ot [ ]

n>>o I/I

879B

I

Ejemplo 3

Activación forzadade las salidas

n x 1 s

5 s

Función de prueba del disparo. Activación for-zada de las salidas.

a)Avanzar en la pantalla hasta el registro 0.

b)Presionar el pulsador PROGRAM duranteaproximadamente cinco segundos hasta que lostres dígitos verdes a la derecha y el indicadorsuperior comienzen a parpadear.

RESET STEP

PROGRAM

RESET STEP

PROGRAM

SGR

SGB

SGF

SPCJ 4D29

TRIP

PROGRAM

RESETSTEP

L1 L2 L3 o IRF

3 >I

IIII

> nI I/

ks>t [ ]

n>>I I/

s>>[ ]t

so >ko

[ ]t

no>I I/

s>>ot [ ]

n>>o I/I

879B

I

c)Mantener presionado el pulsador STEP. Des-pués de un segundo, se enciende el indicadorrojo IRF y se activa la salida IRF. Cuando selibera el pulsador STEP, se apaga el indicadorIRF y se repone la salida IRF.

d)Presionar el pulsador PROGRAM durante unsegundo.

e)Si se requiere un arranque del primer escalón,presionar ahora simultáneamente los pulsadoresPROGRAM y STEP. La salida del escalón seráactivada y los relés de salida operarán de acuerdocon la programación real del grupo de llaves desalida SGR del relé.

0 0 0 0

0 0 0 0

0 0 0 0

14

SGR

SGB

SGF

SPCJ 4D29

TRIP

PROGRAM

RESETSTEP

L1 L2 L3 o IRF

3 >I

IIII

> nI I/

ks>t [ ]

n>>I I/

s>>[ ]t

so >ko

[ ]t

no>I I/

s>>ot [ ]

n>>o I/I

879B

I

SGR

SGB

SGF

SPCJ 4D29

TRIP

PROGRAM

RESETSTEP

L1 L2 L3 o IRF

3 >I

IIII

> nI I/

ks>t [ ]

n>>I I/

s>>[ ]t

so >ko

[ ]t

no>I I/

s>>ot [ ]

n>>o I/I

879B

I

f)Para pasar a la siguiente posición presionar elpulsador PROGRAM durante aproximadamen-te 1 segundo hasta que el indicador del ajustesecundario comienze a parpadear.

g)Presionar simultáneamente los pulsadoresPROGRAM y STEP para activar el disparo delescalón 1 (p.e. el escalón I> del módulo desobrecorriente SPCJ 4D29). Los relés de salidaoperaran de acuerdo con la programación delgrupo de llaves SGR del relé. Si opera el reléprincipal de disparo se ilumina el indicador dedisparo del módulo.

h)El arranque y disparo de los escalones restantesse activa de la misma manera como en el primerescalón arriba. El indicador del ajuste corres-pondiente comienza a parpadear para indicarque el escalón correspondiente puede activarsepresionando simultáneamente los pulsadoresSTEP y PROGRAM. En caso de una operaciónforzada del escalón, los relés de salida responde-rán de acuerdo con los ajustes de los grupos dellaves de salida SGF del relé. Si se selecciona uncierto escalón que no se desea operar, puedesalirse de ésta posición y moverse a la próxima,presionando una vez más el pulsadorPROGRAM, sin producir ninguna operación através del escalón seleccionado.

Es posible dejar el modo de prueba del disparoen cualquier posición del esquema de la secuen-cia presionando el pulsador PROGRAM duran-te aproximadamente cinco segundos, hasta quelos tres dígitos a la derecha dejan de parpadear.

PROGRAM

1 s

RESET STEP

PROGRAM

0 0 0 0

0 0 0 0

15


Códigos de falla

El módulo del relé está provisto con escalones deoperación múltiples separados, cada uno con supropio indicador de operación en la pantalla yun indicador común de disparo en la parteinferior de la placa frontal del módulo del relé.

El arranque de un escalón del relé se indica conun número, el cual se cambia a otro cuando elescalón de operación funciona. El indicadorpermanece encendido a pesar que el escalón de

Además de las funciones de protección el módu-lo del relé está provisto con un sistema deautosupervisión que supervisa continuamentela función del microprocesador, la ejecución desu programa y la electrónica.

Cuando el sistema de autosupervisión detectauna falla permanente en el módulo del relé, seenciende el indicador rojo IRF sobre el paneldentro de aproximadamente 1 minuto despuésde que la falla fue detectada. Al mismo tiempo elmódulo envía una señal de control al contactode autosupervisión de la unidad del relé.

En la mayoría de los casos de falla, aparece sobrela pantalla del módulo un código de falla, indi-cando la naturaleza de ésta falla. El código de

falla, que consiste en un número rojo "1" y unnúmero de código de tres dígitos verde, nopuede removerse de la pantalla reincializando.Cuando ocurre una falla, debe registrarse elcódigo de ésta falla y debe ser indicada cuando seordena una revisión. Estando en el modo defalla, el menú normal del relé está operativo, esdecir todos los valores de ajuste y mediciónpueden accederse, a pesar de que la operacióndel relé está inhibida. La comunicación serialestá también operativa permitiendo acceder tam-bién a la información del relé enforma remota.El código de falla interna del relé que se muestraen la pantalla permanece activo hasta que la fallainterna desaparece y puede también ser leida enforma remota como variable V 169.

operación se reajusta. El indicador se reinicializapor medio del pulsador RESET del módulo delrelé. Un indicador de operación no reinicializadono afecta la función del módulo del relé demedición.

En ciertos casos, la función del indicador deoperación puede desviarse de los principios in-dicados arriba. Estos se describen en detalle enlas descripciones de los módulos por separado

1MR

S 7

5218

8-M

UM

E

S

ABB OySubstation AutomationP.O.Box 699FIN-65101 VAASAFinlandTel. +358 (0)10 22 11Fax.+358 (0)10 22 41094www.abb.com/substationautomation

Fieldbus Adapter with DC-DrivesDCS 400, DCS 500B, DCS 600

MODBUS Adapter Module

NMBA-01

2

Contents of the package 1 pc MODBUS Adapter Module, Type NMBA-01

2 pcs Fibre optic cables (2m) for connecting the adapter to the drive

1 pc Fieldbus adapter with DC-Drives (this document)

STOP! Take into account the Safety Instructions in the appropiate documentations!

Related Documentation There are two parts of documentation.

• Fieldbus Specific Documentation • Drive Specific Documentation

Fieldbus specific documentation

Description of the fieldbus adapter. Please see also the chapter “Specific hints for the operation with DC-Drives” of this document. Installation and Start-up Guide Modbus Adapter Module NMBA-01 3AFY58919772 Rev. B

Drive specific docu-mentation

Description of available fieldbus adapters concerning DCS 400, DCS 500 or DCS 600.

DCS 400 Manual 3ADW 000 095 R0701

DCS 500 Description of the drive-specific serial link connection 3ADW 000 086 R0201

DCS 600 Description of the drive-specific serial link connection 3ADW 000 097 R0101 incl. updates.

Internet

The documentation is available via internet: www.abb.com/dc , further please select : Drives DC Drives Standard Drives for DCS400 or Industrial Drives for DCS500 and DCS600 Options (tap) under chapter Serial communication please find

Further documentations, which are linked with the relevant documents

3

Adapter Connection For more detail please see the documentation “Installation and

Start-up Guide Modbus Adapter Module NMBA-01”

X2: X2: 1 D(P) =B Data Positive

(Conductor 1 in twisted pair) 5 SH Cable screen earthing

(directly earthed) 2 D(N) =A Data Negative

(Conductor 2 in twisted pair) 6 0V Power supply for the mod-

ule 3 DG Data Ground 7 +24V screened cable 4 SHF Cable screen AC earthing

(via an RC filter) 8 PE Earth

Specific hints for the operation with DC-Drives

The following table relates to the “Installation and Start-up Guide”, which is indicated in chapter “Related documentation” of this document. The column Page shows the page number of the documentation "Installation and Start-up Guide".

Page Rem. 2-2 Compatibility

• also compatible for DCS 400 and DCS 600 Delivery Check (different content for DC-Drives)

The option package for the NMBA-01 MODBUS Adapter Module contains: • MODBUS Adapter Module, Type NMBA-01 • Two pieces of fibre optic cables (2m) for connecting the adapter to the drive • This document : „Fieldbus adapter with DC-Drives“

4-3 NMBA-01 Connections Fibre optic link connecting the NMBA-01 to the drive. DCS 400 : Fibre optic link connector V800 on the SDCS-CON-3(A) board DCS 500 : Fibre optic link connector V260 on the SDCS-CON-2 board DCS 600 : Fibre optic link connector CH0 on the AMC-DC Classic board

5-2 Table 5-1 The NMBA-01 configuration parameters (and the description after this tabel)

Fieldbus Par.No. : 1 MODULE TYPE DCS 400 : Select "Fieldbus" in parameter 8.01

When a fieldbus communication is selected the character string „Fieldbus“ is displayed.

DCS 500 : Select "Fieldbus" in parameter 40.01 After initialisation the string NMBA-01 Vx.x instead of "Fieldbus" can be read by using the CDP312 panel.

DCS 600 : Select "Fieldbus" in parameter 98.02. This selection will open the fieldbus group 51. After the initialisation the string NMBA-01 Vx.x can be read in 51.01.

A-1 DDCS Link Compatible Devices • also compatible for DCS 400 and DCS 600

ABB Automation Products GmbH Postfach 1180 68619 Lampertheim • GERMANY Tel: +49 (0) 62 06-5 03-0 Fax: +49 (0) 62 06-5 03-6 09 www.abb.com/dc

*051Z0201A5030000**051Z0201A5030000*

Iden

t.No.

: 3A

DW

000

051Z

0201

RE

V B

01

_05

OK

FAULT

=U c 40...265 V –=I c 1.5 mA

=U aux 40...265 V –

2

5

0291

B

SPER 1B1 C4

RS 485 004-AAMade in Finland

SPER 1B1 C4, SPER 1C1 and SPER 1C2Supervision relay

User´s Manual and Technical Description

2

SPER 1B1 C4SPER 1C1 and 1C2

Supervision relay

Content Features .......................................................................................................................... 2Application ..................................................................................................................... 2Description of operation (modified 2005-06) .................................................................. 3Auxiliary voltage ............................................................................................................. 5Connection diagram ....................................................................................................... 6Connections ................................................................................................................... 7Technical data (modified 2002-10) .................................................................................. 8Applications (modified 1997-09) ................................................................................... 10Dimension drawings and mounting.............................................................................. 14Maintenance and repair ................................................................................................ 15Ordering information ................................................................................................... 15Spares and exchange parts ............................................................................................. 15Reference data .............................................................................................................. 15

Features Continuous monitoring of circuit breaker tripcircuits and other control circuits

Preset operate time preventing unwanted alarmsignals at circuit-breaker operation

Indication of relay operation with LED indica-tor on the front panel, output relay for signal-ling

Indicates bad contact, contact welding and aux-iliary voltage failures in the circuit monitored

Continuous self-supervision of the auxiliarysupply voltage of the relay

High immunity to interference and galvanicallyisolated electronics

COMBIFLEX design or base mounting, de-pending on relay type

Application SPER series supervision relays are used for moni-toring important control circuits such as circuitbreaker and disconnector control circuits, sig-nalling circuits, etc., in power installations. Onecontact circuit is monitored by one relay. If sev-eral branches of a circuit are to be monitored,the required number of relays can be connectedto the same control circuit.

The supervision relay detects interruptions, toohigh resistances caused by galvanically bad con-

nections, increased transfer resistance in thecontacts, welding of the control contact, dis-appearing control voltage and voltage failuresin the relay itself.

The relay is available in three versions: twoCOMBIFLEX versions with different supplyvoltage ranges, to be mounted in a rack, andone version provided with a base to be mountedon a rail or on a plane surface.

1MRS 750231-MUM EN

Issued 1995-12-27Modified 2005-06-21Version DChecked PSApproved JV

Data subject to change without notice

3

Description ofoperation(modified 2005-06)

The supervision relay contains the followingfunctional units:- constant current generator- opto-isolator

- triggering circuittime circuit- LED indicators- output relay

Fig. 1. Block diagram for supervision relay SPER 1B1 C4

Fig. 2. Block diagram for supervision relays SPER 1C1 and SPER 1C2

I

3 s

1

1

11

8

4

9

5

7

2+

10-

OKSPER 1B1 C4

3

FAULT

-

+

ALA

RM

Supply voltage

The circuit to be monitored and the constantcurrent generator, the measuring circuit and thechange-over contacts of the output relay are

galvanically isolated from each other, isolationlevel 2 kV, 50 Hz, 1 min.

I

3 s

1

16

26

27

17

25

11

21

18+

28-

OKSPER 1C1

15

FAULT

+

-A

LAR

M

Supply voltage

4

Fig. 3. Current and voltages of the circuit monitored. For further information about relay typessee next page

-

+

7

5

I

SPER 1B1 C4

+

-

f

Rc

Uc

Ic≈ 1.5 mA

≥40 Vdc

I

The constant current generator (I) of the drivercircuit feeds a small Ic current of some 1.5-5mA, depending on the relay type used, throughthe circuit to be monitored. The contact inputs5-7 of SPER 1B1 C4 or 11-21 of SPER 1C1 orSPER 1C2 are connected over the NO controlcontact (f ) and so the measuring current flowsbetween the poles of the control voltage (see Figs1, 2 and 3).

To avoid spurious CB tripping, for instance, inthe event of a short circuit in the control cir-cuit, the constant current generator circuit ofSPER 1B1 C4 contains an internal current lim-iting series resistor. The relays type SPER 1C1and SPER 1C2 are not provided with such aresistance.

To secure operation, the control voltage over thedriver circuit is not allowed to fall below 40 Vdc for SPER 1B1 C4 and SPER 1C1 type re-lays. For the SPER 1C2 relay the minimumcontrol voltage is 20 V dc.

The control voltage over the driver circuit canbe calculated using the following expression:

Uc - (Rc x Ic) > 40 V dc for SPER 1B1 C4 andSPER 1C1 orUc - (Rc x Ic) > 20 V dc for SPER 1C2,

whereUc = control voltageIc = measuring currentRc = resistance of the coil controlled

5

The measuring current is measured by an opto-isolator circuit in the measuring circuit of therelay. In normal service the green LED "OK"on the front panel is lit and the output relay ofSPER 1B1 C4 is operated, the change-over con-tacts 1-3 and 9-11 being closed. In the sameway the output relay of SPER 1C1 and SPER1C2 is operated, and the change-over contacts15-16 and 25-26 are closed. Should the controlvoltage fall below the minimum value permit-

ted due to interruption, unreliable connectionor activated trip contact, the output relay willdrop off when a time delay of about 3 s hasexpired. The red LED indicator "FAULT" is lit,the green LED indicator "OK" goes out andthe contacts 1-4 and 8-11 of SPER 1B1 C4close. The output relay of the relays SPER 1C1and SPER 1C2 operates in the same mannerand the contacts 16-17 and 26-27 are closed.

Fault situations Table 1. Faults normally detected by the supervision relays.

Type of fault Fault reason

The circuit monitored is interrupted or Broken wire, incorrect control operation,the resistance in the circuit increases. galvanically bad contact, increased contact

resistance, etc.

The voltage over the circuit monitored A fuse has blown, battery failure, etc.disappears.

Failure in the auxiliary voltage supply. See section "Auxiliary voltage" later in the text.

The NO contact of the monitored circuit, Contact welding if the tripping protectionthrough which the supervision relay is relay does not reset in time.connected, remains closed longer thanrequired for the operation.

Auxiliary voltage To operate the supervision relay needs a con-tinuous auxiliary voltage. The supply voltagerange of the relays type SPER 1B1 C4 and SPER1C1 is 40-265 V dc, whereas that of the relaytype SPER 1C2 is 20-60 V dc. In general, theauxiliary supply voltage and the voltage of thecircuit monitored are identical. The circuits aregalvanically separated. Separate voltage sourcescan be used for the auxiliary voltage supply tothe relay and for the voltage of the circuit moni-tored.

The driver circuit of the relay operates independ-ently of the measuring circuit and the outputcircuit so different voltage levels are permitted.Should the auxiliary voltage supply be inter-rupted, the indicator LEDs of the supervisionrelay go out and the change-over contacts of theoperated output relay operate without time de-lay in the measuring circuit. The contact opera-tion of the relay is the same as for a fault in thecircuit monitored.

The supervision relay can be connected to re-ceive the supply voltage from the control cir-cuit monitored, over the connection wires ofthe driver circuit. A condition, however, is thatthe control coil of the circuit monitored is notaffected by the increased current consumptionof about 7-16 mA, depending on the type ofsupervision relay, and that the residual voltageover the circuit monitored is above 40 V dcwhen SPER 1B1 C4 or SPER 1C1 is used and20 V dc, when SPER 1C2 is used.

Note!With the voltage supply described above thesupervision relay operates instantaneously andthe red LED indicator "FAULT" remains dark.An undelayed alarm signal is obtained via theoutput relay, also at normal control contact op-eration.

The connection of the auxiliary voltage supplyfor the different types of supervision relay is il-lustrated in Figs 4 and 5 and in Table 2 in thesection "Connections".

6

Connectiondiagram

Fig. 4. Supervision relay SPER 1B1 C4 receiving its auxiliary voltage from the control circuit andthe monitored circuit

I

3 s

1

5

7

2+

10-

SPER 1B1 C4

-

+

-

+

f

Rc

Supply voltage

Fig. 5.Supervision relay SPER 1B1 C4 supplied from a separate voltage source

I

3 s

1

5

7

2+

10-

SPER 1B1 C4

-

+

-

+

f

Rc

+

-

Supply voltage

It should be noted that the connection for therelays SPER 1C1 and SPER 1C2 is the samebut for the terminals used, see "Connections".

7

Connections Table 2. Connection of relays SPER 1B1 C4, SPER 1C1 and SPER 1C2.

Relay type Terminal No. Function

SPER 1B1 C4 2 (+) and 10 (-) Supply voltage 40-265 V dc.The positive pole (+) of the dc voltage is connected toterminal 2.

SPER 1C1 18 (+) and 28 (-) Supply voltage 40-265 V dc.The positive pole (+) of the dc voltage is connected toterminal 18

SPER 1C2 18 (+) and 28 (-) Supply voltage 20-60 V dc.The positive pole (+) of the dc voltage is connected toterminal 18

SPER 1B1 C4 5 (+) and 7 (-) Voltage of the circuit monitored (control circuit)40-265 V dc.The positive pole (+) of the dc voltage supply is connectedto terminal 5.

SPER 1C1 11 (+) and 21 (-) Voltage of the circuit monitored (control circuit)40-265 V dc.The positive pole (+) of the dc voltage supply is connectedto terminal 11.

SPER 1C2 11 (+) and 21 (-) Voltage of the circuit monitored (control circuit)20-60 V dc.The positive pole (+) of the dc voltage supply is connectedto terminal 11.

SPER 1B1 C4 1 - 3 - 4 and Output relay with two change-over contacts.8 - 9 - 11 The relay operates on the closed circuit principle and in

normal duty the contacts 1 - 3 and 9 - 11 are closed.When a fault occurs, the contacts 1 - 4 and 8 - 11 of theoutput relay are closed.

SPER 1C1 and 15 - 16 - 17 and Output relay with two change-over contacts.SPER 1C2 25 - 26 - 27 The relay operates on the closed circuit principle and in

normal duty the contacts 15 - 16 and 25 - 26 are closed.When a fault occurs, the output relay contacts 16 - 17and 26 - 27 close.

8

Technical data(modified 2002-10)

Circuit monitoredVoltage of the circuit monitored- SPER 1B1 C4 and SPER 1C1 40-265 V dc- SPER 1C2 20-60 V dcMeasuring current- SPER 1B1 C4 and SPER 1C1 1.5 mA, typ.- SPER 1C2 5 mA, typ.Min. residual voltage over the circuit monitored- SPER 1B1 C4, terminal 5-7 >40 V dc- SPER 1C1, terminal 11-21 >40 V dc- SPER 1C2, terminal 11-21 >20 V dc

Typical resistance of current limiting resistorin the control circuit at different voltage levelsSPER 1B1 C4 and SPER 1C1 (SPE-ZR3)- 48 V dc 1.2 kΩ/4 W- 60 V dc 5.6 kΩ/4 W- 110 V dc 22 kΩ/4 W- 220 V dc 28.8 kΩ or (33 kΩ)/4 WSPER 1C2 (SPE-ZR4)- 30 V dc 680 Ω/4 W- 48 V dc 2.2 kΩ/4 W

Time circuitOperate delay, typ. 3 sReset time, typ 1 s

Auxiliary supply voltage and currentSPER 1B1 C4 and SPER 1C1- rated voltage Un 48/60/110/220 V dc- operation voltage 40-265 V dcSPER 1C2- rated voltage Un 24/48 V dc- operation voltage 20-60 V dcCurrent drain, typ.- SPER 1B1 C4 and SPER 1C1 7 mA- SPER 1C2 16 mA

Output relayContact outputs, change-over contact- SPER 1B1 C4 1-3-4/8-9-11- SPER 1C1 and SPER 1C2 15-16-17/25-26-27Rated voltage 250 V ac/dcCarry continuouslyBreaking capacity for dc when the control circuittime constant L/R ≤ 40 ms at the control voltage levels- 220 V dc 0.15 A- 110 V dc 0.25 A- 48 V dc 1 A

9

Test voltagesInsulation test voltage acc. to IEC 60255-5and SS 436 15 03 2 kV, 50 Hz, 1 minImpulse test voltage acc. to IEC 60255-5and SS 436 15 03 5 kV, 1.2/50 µs, 0.5 J

Disturbance testsHigh-frequency test voltage acc. to IEC 60255-5and SS 436 15 03 2.5 kV, 1 MHzFast transients acc. to IEC 61000-4-4 2 kV, 5/50 ns, 1 min.Spark interference test voltage acc. to SS 436 15 03 4-8 kV

Environmental conditionsService temperature range -10°C…+55°CTransport and storage temperature range (IEC 60068-2-2) -40°C…+70°CDamp heat test (IEC 60068-2-30) RH = 92-96%

+25°C/+55°C, 6 x 24 h

Mounting and weightDegree of protection by enclosure Not specifiedMounting- SPER 1B1 C4 11-pole base for rail mounting acc.

to DIN 50022, or screw fastening- SPER 1C1 and SPER 1C2 COMBIFLEX design, mounting

space 2U-6UWeight- SPER 1B1 C4 about 0.2 kg- 11-pole base about 0.05 kg- SPER 1C1 and SPER 1C2 about 0.2 kg

10

Applications One supervision relay is able to monitor onecircuit. When separate, parallel contact circuitsof the same control circuit are to be monitored,

each of these circuits has to be provided with itsown relay.

Example 1

-

Rc

+

f

I

5

7

SPER 1B1 C4

-

+

f

I

5

7

SPER 1B1 C4

-

+

f

I

5

7

SPER 1B1 C4

-

+

~1 mA ~1 mA ~1 mA

n x ~1 mA

1 2 n

Fig. 6. Monitoring of parallel contact circuits with separate supervision relays

When the supervision relays are connected inparallel, it should be noticed that each relaydrives a current of about 1.5-5 mA, dependingon the type of relay used, through the controlcircuit monitored. The currents are summedup in the trip or relay coil controlled by the cir-cuit. To avoid the operation of the control relaycoil being affected by these currents, the numberof parallel supervision relays has to be limited.The voltage drop over the control coil increaseswith the number of supervision relays connectedin parallel. The voltage drop has to be kept on

such a level that the difference between the aux-iliary voltage of the control circuit and the volt-age drop over the control coil, that is, the re-sidual voltage over the circuit monitored, is be-low 40 V dc or 20 V dc, depending on the relaytype used.

Lower voltage values are an indication of a faultin the circuit, for instance, poor galvanic con-tact, and will produce an alarm signal via thecontact of the output relay.

-

7

5

f1 f2 fn

~1.5 mA

+

I

SPER 1B1 C4

+

-

Rc

Fig. 7. Simplified supervision of parallel contact circuits using one common supervision relay

Example 2

11

To a certain extent, the number of supervisionrelays can be reduced by parallelling the con-tacts of the control circuit as illustrated in ex-ample 2. Then the wiring of the installation

should be carried out accordingly. Unless thesystem is continuously supervised, this methodreduces the reliability of the system.

Example 3 When the control circuit includes two or moreNO contacts in series, the supervision relay isconnected over all of the contacts. The supervi-sion relay is connected to the plus pole (+) ofthe control voltage at the first of the contactsand to the control coil side at the last of thecontacts in series, see Fig. 8. The circuit betweenthe contacts will not, however, be monitored inthis application of the relay.

-

+

7

5

I

SPER 1B1 C4

+

-

f2

Rc

Ic≈ 1.5 mA

If1

Fig. 8. Monitoring of a control circuit with se-ries-connected contacts using one supervisionrelay

Example 4(modified 97-09)

whereUc = control voltageIc = measuring currentRc = resistance of the coil controlled andn = number of relays connected in series

To achieve the same operate time for each su-pervision relay the auxiliary voltage for the sepa-rate relays and the voltage of the circuit moni-tored (control voltage of the series connection)should be supplied from the same source.

If the control voltage of the circuit monitoredis high enough, several supervision relays canbe connected in series in the same circuit, asillustrated in Fig. 9 above. With such a connec-tion all the control contacts connected in seriesare monitored. Then the control voltage has tobe high enough to prevent the residual voltagedistributed between the separate series-con-nected circuits from falling below 40 V dc or20 V dc at a 1.5-5 mA current flowing throughthe control coil.

The control voltage through a separate drivercircuit can be calculated using the followingexpression:

Uc - ( Rc x Ic ) n

for SPER 1B1 C4 and SPER 1C1 or

Uc - ( Rc x Ic ) n

for SPER 1C2,

≥ 40 V ls

≥ 20 V ls

12

-

+

7

5

I

+

-

f1

Rc

Ic≈ 1.5 mA

≥40 Vdc

I

7

5

I

SPER 1B1 C4

+

-

If2 ≥40 Vdc

Ic≈ 1.5 mA

Fig. 9. Monitoring of a control circuit with series-connected contacts and one relay for eachcontrol contact

Example 5

Fig. 10. Two supervision relays in serieswith series-connected contacts with self-holding.

I

3 s

1

1

11

8

4

9

5

7

2+

10-

OKSPER 1B1 C4

+

3

FAULT

f

+

-

I

3 s

1

1

11

8

4

9

5

7

2+

10-

OKSPER 1B1 C4

3

FAULT

+

-

-

h1 h2

Supply voltage

ALARM

Supply voltage

13

For breaking the control voltage the circuitbreaker control circuit includes an auxiliary con-tact (h1) connected in series with the controlcoil.

To prevent the supervision relay from provid-ing spurious alarm signals, for instance, at cir-cuit breaker operation, the measuring currentof the control circuit is routed so as to by-passthe break contact (h1), through the auxiliarycontact (h2) and a current limiting resistor Ry.

The resistance is calculated so that the currentover the auxiliary contact and the resistor doesnot affect the operation of the control coil, whenthe control contact is closed. The voltage dropover the resistor and the coil must be lowenough, to prevent the residual voltage over thedriver circuit of the supervision relay from fall-ing below the minimum values specified for thedifferent relay types.

The external current limiting resistor Ry is de-pending on the auxiliary voltages of the super-vision relays. The resistances for the most com-monly used voltages are given in "Technicaldata".

Fig. 11. Supervision relay with an auxiliary contact (h) and an external current limiting resistor Ry.

I>

I

3 s

1

1

11

8

4

9

5

7

2+

10-

OKSPER 1B1 C4

+

-

h1

Ry *)

h2

3

FAULT

f

+

-

*) Current limiting resistor

ALA

RM

Supply voltage

Example 6

14

Dimensiondrawing andmounting

The supervision relay is available in three ver-sions: SPER 1B1 C4, SPER 1C1 and SPER1C2. The relay type SPER 1B1 C4 is enclosedin a plastic case provided with an 11-pole ter-minal base with screw terminals for the con-nections. The base is fitted on a rail (DIN50022) or screwed to a plane surface. The ter-minal base meets the same requirements con-cerning insulation test voltage as the supervi-sion relay.

The relay types SPER 1C1 and SPER 1C2 aredesigned for COMBIFLEX mounting. The re-lays require a mounting height correspondingto 2U (1U = 44.45) and a mounting width cor-responding to 6C (1C = 7 mm). Separate ter-minal bases to be mounted in an apparatus frameor on a rail in a frame, are used for connectingthe relays. The frames and the terminal basesare part of the COMBIFLEX system and areavailable on separate order.

Supervision relay SPER 1B1 C4

Dimensions in mm.Width = 38.5 mm

90

103

(~3,5)

~115*)

36 (

DIN

462

77)

38,5

65,5

*) Depends on the type of the base

Dimensions

(2 x 1,5 mm2)

1 x 2,5 mm2

8 4

7 6 5

9 310 211 1

657

8 4

9 3

10 2

11 1

675

4 8

3 9

2 101 11

Terminal base Pin arrangement

15

Maintenanceand repairs

When the supervision relay is used under theconditions specified in "Technical data", it re-quires practically no maintenance. The relayincludes no parts or components that are sensi-tive to physical or electrical wear under normaloperating conditions and the input and outputcircuits are galvanically separated from the otherelectronic circuitry of the relay.

Should the temperature and humidity at theoperating site differ from the values specified,or the atmosphere contain chemically activegases or dust, the relay should be visually in-spected in association with the secondary test-ing of the relay. This visual inspection shouldfocus on:

- Signs of mechanical damage to relay case andterminals

- Collection of dust inside the relay case or onterminal bases; remove with compressed air

- Signs of corrosion on terminals, case or ter-minal bases

If the relay malfunctions or the operating val-ues differ from those specified, the relay shouldbe overhauled. Minor measures can be takenby the customer but any major repair involvingthe electronics has to be carried out by themanufacturer. Please contact the manufactureror his nearest representative for further infor-mation about checking, overhaul and recali-bration of the relay.

Note!Protective relays are measuring instruments andshould be handled with care and protectedagainst moisture and mechanical stress, espe-cially during transport.

Orderinginformation

Please state:

Type Auxiliary voltage Order number

SPER 1B1 C4 Supervision relay 40-265 V dc RS 485 004-AASPER 1C1 Supervision relay 40-265 V dc RS 485 002-AASPER 1C2 Supervision relay 20-60 V dc RS 485 003-AA

PC-XL2 Terminal base for SPER 1B1 C4 RS 961 051-AA

When required, current limiting resistorSPE-ZR3 for SPER 1B1 and SPER 1C1 RS 961 015-AASPE-ZR4 for SPER 1C2 RS 961 015-AA

Quantity

Spares andexchange parts

Type Order number

PC-XL2 Terminal base for SPER 1B1 C4 RS 961 051-AA

COMBIFLEX mounting, see "Relay mounting systems", data sheet 1MDB14003-EN inBuyer’s Guide.

Reference data Buyer’s Guide 1MDC92-WEN Mounting Systems 1MDB14000-ENRelay mounting systems 1MDB14003-ENDimensions 1MDB14005-EN

1MR

S 7

5023

1-M

UM

E

N

ABB OyDistribution AutomationP.O.Box 699FI-65101 VaasaFINLANDTel. +358 (0)10 22 11Fax.+358 (0)10 22 41094www.abb.com/substationautomation

Relés • Auxiliares, función y medidaAuxiliaries, function and measurement • Relays

2

Símbolo deconfianza

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ARTECHE es una referencia internacional en el desarrollode soluciones y equipos eléctricos en las áreas de laGENERACION, TRANSMISION, DISTRIBUCION E INDUSTRIA.

Su independencia tecnológica y financiera, la experienciade más 60 años e inversiones constantes en I+D+i,tecnología, calidad y formación hace que sus productosalcancen los mayores níveles de fiabilidad en los camposde la medida, protección, control y comunicación.

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ARTECHE is an international leader in the development of

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Its technological and financial independence, the experience

gained in 60 years, constant investments in R&D&I, intechnology, in quality and in training, ensure that its

products achieve the highest levels of reliability in the fields

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Moreover, the worldwide presence of the ARTECHE Group assures

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Sede Central •EspañaHead Office • Spain

España • Spain (EAHSA) España • Spain (Team Arteche)

México • Mexico (TyT) México • Mexico (AMyT) Brasil • Brazil (AEDC)México • Mexico (INELAP)

Argentina (AIT)Venezuela (CACEI)

Tailandia • Thailand(Oficina comercial

Commercial office)

En todo el mundo

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Centros de Atención Técnico-Comercial • Agencies: 65Referencias de ventas • Units installed in: >125 países • countries

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4

p. 6

p. 6

p. 7

Respuestas paracualquier aplicación

Answersfor every need

Los relés ARTECHE están diseñados para garantizar óptimasprestaciones y absoluta seguridad aún en los entornos defuncionamiento más adversos. Sólo así puede disponersede más de 3.000.000 unidades activas en todo el mundo.

ARTECHE relays are designed to guarantee the bestfeatures and complete security even in the hardest workingenvironments. Only thus it is possible to have more than3.000.000 working relays al l over the world.

Relés MonoestablesRelés cuyos contactos de sal ida pasaninstantáneamente de la posición de reposo a trabajocuando se alimenta su bobina, volviendo esoscontactos a la posición inicial de reposo cuando labobina deja de alimentarse.

Auxiliary-Monoestable RelaysRelays whose output contacts change instantaneously

from non-working position to working position when

its coil is fed, coming back these contacts to the initial

non-working position when the coil is on more fed.

Relés BiestablesRelés de 2 posiciones estables para los contactosde salida. Dependiendo de la bobina que se alimente,los contactos pasarán de una posición a otra. Eldiseño del relé Arteche permite que no tenga consumoen permanencia.

Latching RelaysRelays with 2 output contacts stable positions.

Depending on which coil is fed, the outpu contacts

will change from one position to another. The design

of Arteche relay allows to have no consumption in

permanence.

Relés TemporizadosRelés en los cuales la actuación de sus contactos desalida está gobernada por una temporización prefijada.Esta temporización puede ser a la excitación odesexcitación, cíclica,..., todas ellas pudiendodisponerse en el mismo relé.

Time-Lag RelaysRelays in which the output contact actuation

is directed by a timing. This timing can be pick-up

timing, drop-out timing, cycling timing,.., all of them

available in the same relay.

5

p. 7

p. 8

Relés de Funcióny Medida

Relés cuyos contactos de salida actúan en funciónde los valores de una señal externa (tensión, corriente),que puede ser independiente de la alimentaciónauxiliar.

Measuring andFunction RelaysRelays whose output contacts actuate depending on

the level of an external signal (voltage, current), which

can be independent from the auxiliary supply.

BasesDispositivo mecánico en el que se enchufa el relé,y que permite la conexión eléctrica del relé con elcableado de la instalación. Las bases pueden serdelanteras (relé y cableado de la instalación por elmismo lado de la base), trasera(por lados opuestos)o empotradas.

SocketsMechanical device to plug the relay in, which

allows the electrical connection between the relay

and the wiring of the installation. The sockets can be

front sockets (relay and wiring in the same

side of the socket), rear sockets (opposite sides) or

flush mounting.

Cableado de relés auxiliarespara celda de 72 kV.

Auxiliary relayswiring for 72 kV cubicle.

Tensión•VoltageVcc•VdcVca•Vac OP

RelésAuxiliares

AuxiliaryRelays

RD-2RF-4RJ-8RI-16

24816

Modelo

Model

Nºcontactos

No.contacts

Relés Monoestables Instantaneous Relays

Relés Biestables Latching Relays

BF-3BF-4BJ-8BI-16

[ ][ ][ ]

34816

[ ][ ][ ][ ]

[ ][ ][ ]

[ ][ ][ ]

[ ][ ][ ]

[ ][ ][ ]

Opciones • Options

Rápido

Fast

Modelo

Model

Nºcontactos

No.contacts

Diodo

Diode

Varistancia

Varistor

Rango extendidode tensión

Extended voltagerange

Botónde test

Testbutton

Indicador mecánicode actuaciónMechanical

indicator

6

BornasB

Terminals

BornasA

Terminals

RI-1610 2011 21 30 4031 41 50 6051 61 70 8071 81

2 3 4 5 6 7 8

10 2011 21 30 4031 41 50 6051 61 70 8071 81

1 2 3 4 5 6 7 8

(-) (+)d a

2(-) (+)1

43

7 85 6

RD-2

3 4

11 127 8

5 6

13 9 14 10

(-) (+)1 2

RF-4

1 2 3 4 5 6 7 8

10 2011 21 30 4031 41 50 6051 61 70 8071 81

(-) (+)d a

RJ-8

43

11 127 8 13 9

5

BF-3

(-)(+)12

I

(-)(+)1014

II

BJ-8

1 2 3 4 5 6 7 8

10 2011 21 30 4031 41 50 6051 61 70 8071 81

(-)(+)cd

I

(-)(+)ab

II

BI-16

BornasB

Terminals

BornasA

Terminals

1

10 2011 21 30 4031 41 50 6051 61 70 8071 81

2 3 4 5 6 7 8

10 2011 21 30 4031 41 50 6051 61 70 8071 81

1 2 3 4 5 6 7 8

(-)(+)ab

II

BF-4

(+)1

I2

(+)B1

II

3

11 127 8

5 6

13 9 14 10

3 4

MODELO • MODEL

TIPO • TYPE

RD-2 • RF-4 • RJ-8 X X X X X

StandardRápido • Fast-acting

Diodo en paralelo con la bobina (solo Vcc)Diode in parallel with the coil (only Vdc)

Con características sísmicas • Seismic characteristicsCaracterísticas sísmicas y diodo en paralelo con la bobina (solo Vcc)Seismic characteristics and diode in parallel with the coil (only Vdc)

R

DI

SY

SYDI

01

OPCIONES • OPTIONSSOPLADO MAGNETICO (Para aumentar el poder de corte) NoMAGNETIC ARC BLOW OUT (To increase breaking capacity) Si • Yes

LED FRONTAL NoFRONTAL LED Si • Yes

INDICACION MECANICA DE LA POSICION DE LOS CONTACTOS NoCONTACT POSITION MECHANICAL INDICATOR Si • Yes

BANDEROLA DE DISPARO Y ACTUACION DEL RELE NoRELAY TRIP FLAG Si • Yes

No Mueve los contactos

BOTON DE PRUEBA To push the contacts

PUSH-TO-TEST BUTTON Mueve y enclava los contactosTo push and fix the contacts

01

01

01

0

1

2

VDF-10

156

10

FU ALIMENTACIÓNTRIP SUPPLY

12 8

FU

Relés Temporizados Time-Lag Relays

7

TF-2TF-2FTTDF-22TDF-4TJ-8

TJ-44

[ ]22448

8

[ ][ ][ ][ ]

[ ][ ][ ][ ][ ][ ][ ]

Modelo

Model

Nºcontactos

No.contacts

Temporizadoa la excitación

Pick-uptiming

Temporizado ala desexcitación

Drop-uptiming

TemporizadomultifunciónMultifunction

timing

LED debobina excitada

Front LEDindicator

Rango extendidode tensión

Extended voltagerange

[ ][ ][ ][ ]


Relés de Función y Medida Function & Measurement Relays

VDF-10IJ-2UJ-2RJS-4

[ ]2224

[ ][ ]

[ ]

[ ]

[ ][ ][ ][ ]

Modelo

Model

Nºcontactos

No.contacts

Supervisión circuítointerruptor

Circuit breakersupervision

Medidaintensidad

Currentmeasurement

MedidaTensiónVoltage

measurement

AlarmalocalLocalalarm

Telemando

Remotecontrol

LED debobina excitada

Front LEDindicator

Botónpulsador

Pushbutton

[ ][ ][ ][ ]

Visor

Indicator


TJ-8

(-) (+)a d

10 2011 21 30 4031 41 50 6051 61 70 8071 81

1 2 3 4 5 6 7 8

TJ-44

(-) (+)a d

10 2011 21 30 4031 41 50 6051 61 70 8071 81

1 2 3 4 5 6 7 8

TDF-4

3 4

11 127 8

5 6

13 9 14 10

Temporizado • Timer

12(-)(~) (+)(~)

B1(+)

TDF-22

12(-)(~) (+)(~)

B1(+)

3 4

11 127 8 13 9 14 10

5 6

TF-2

21(-)(~) (+)(~)

65

13 109 14

TF-2FT

21(-)(~) (+)(~)

12(+)

65

13 109 14

CONTACTO DE DISPAROTRIP CONTACT

14 9 13 2

4

K1 K2

52a 52a

CBInterruptor Circuit breaker

ALIMENTACIÓNTRIP SUPPLY

+

_

Contactos representados con relé sin tensión

Contacts represented without auxiliary supply in the relay.

Grabación Laser dePlaca de Características.

Nameplates Printby Laser.

50,4

82,5

72

10,5

50,4

42,5

72

10,5

50,4

22,5

72

10,5

22,720

3129

112

Fijación a barraRail DIN fixingEN50022 DIN46277/3

2420

436

4251,2

42,740

112

29

Fijación a barraRail DIN fixingEN50022DIN46277/3

4440

51,2

436

41,8

82,780

112

29

Fijación a barraRail DIN fixingEN50022DIN46277/3

51,2

8480

436

41,8

DFJI

24816

ModeloModel

Nºcontactos

No.contacts

Delantera • Front Tornillo Doble clip Screw Double faston

DN-DE OPFN-DE OPJN-DE OP

I-DE

FN-DE2C OPFN-DE2C OPJN-DE2C OP

Trasera • Back Tornillo Doble clip Simple clip Screw Double faston Clip faston

D-TR OPF-TR OPJ-TR OP

I-TR

DN-TR2C OPFN-TR2C OPJ-TR2C OP

I-TR2C I-TRC

EmpotradaEmpotrada

F-EMP OP • F-EMP (corta-short) OPJ-EMP OP • J-EMP (corta-short) OP


Bases Sockets

Dimensiones Housing

Embalajes unitariosy especialmenteresistentes.

Individualresistant package

Como en la industria petroquímica,los relés ARTECHE están diseñadospara trabajar en condiciones yambientes extremos de especialresponsabilidad.

ARTECHE relays are designedfor working in the hardest

conditionsand most criticalapplication, such

as petrochemical industry

8

DN-DE OP • DN-DE2C OP DN-TR OP • DN-TR2C OP

FN-DE OP • FN-DE2C OP FN-TR OP • FN-TR2C OP F-EMP OP • F-EMP (corta/short) OP

JN-DE OP • JN-DE2C OP JN-TR OP • JN-TR2C OP J-EMP OP • J-EMP (corta/short) OP

I-DE I-TR • I-TRC • I-TR2C I-TR • I-TR2C I-TRC96

120

110

105

115

75

80

155 45 12

154

120

110

41 31

Dimensiones de los relésRelays dimensions

Bases perforadosSockets drilling and cut-out

TipoD

Type

TipoF

Type

TipoJ

Type

TipoI

Type

10

101,5 F-EMP(corta/short) OP8

15 12,5

124 F-EMP OP

101,5 J-EMP(corta/short) OP8

15 12,5

124 J-EMP OP

120

80

Instalación de Ultrasonidospara limpieza de relésconforme a ISO 14001.

Ultrasound installationfor relay cleaningaccording to ISO 14001.

RelésAuxiliares

AuxiliaryRelays

Aplicaciones

Compañías e Instalaciones eléctricas• Actuación directa sobre el aparellaje de MT y

AT (interruptor, seccionador).• Temporizaciones que requieran gran precisión

en la medida de tiempo.• Relés específicos para centrales nucleares.• Multiplicación de contactos en controles de

centrales generadoras y subestaciones de AT y MT.• Supervisión del circuito de disparo del interruptor.

Ferrocarriles• Control de la apertura y el cierre de puertas

en trenes.• Vigilancia del circuito de frenos.• Actuación sobre el sistema de iluminación.

Industria pesada (Siderurgia,petroquímica, cementeras...)

• Vigilancia de procesos críticos.• Alarmas para señalización y telemando.

Ventajas1 Diseñados para trabajar en servicio permanente incluso en ambientes de altas temperaturas en todo el rango de tensión.2 Autolimpieza en los contactos.3 Rapidez de actuación (hasta 8 ms).4 Soportan condiciones sísmicas y vibraciones

(Normas EN61373).5 Contactos de seguridad y rango de tensión

+25/-30% para aplicaciones de alta seguridad.6 Fácil instalación (relés enchufables, bases en

carril DIN).7 Sin mantenimiento.8 Relés biestables sin consumo en permanencia.9 Posibilidad de trabajar en ambientes con

humedad relativa 100%10 Relés temporizados multifunción y multiescala

de tiempo.11 Relés de alta seguridad para aplicaciones sensibles.

Applications

Electrical utilities• Direct operation upon MV / HV (circuit breaker,

sectionaliser).• Timings where high accuracy time measure is

needed.• Specific relays for nuclear power plants.• Contact multiplication in power plants and HV /

MV substation controls.• Circuit breaker trip circuit supervision.

Railways• Door opening and closing control in trains.• Brake circuit surveillance.• Lighting system actuation.

Heavy industry (Petrochemical,concrete, iron industry,...)

• Critical process surveillance.• Alarms for signalisation and telecontrol.

Advantages1 Relays designed for working in permanence in

the whole voltage range, even in high temperatureambience.

2 Self cleaning contacts.3 Fast actuation (less than 8 ms).4 Adapted to vibratins and seismic conditions

(EN61373 Standard)5 Security contacts and voltage range +25% -

30% of nominal voltage, for high security applications.

6 Easy installation(plug in relays, sockets for DIN rail).7 Without maintenance.8 Latching relays without consumption in

permanence.9 Possibility of working in 100% humidity ambiences.10 Multifunction time lag relays with multi time setting

ranges.11 High security relays for critical applications.

9

Fiabilidady tecnología

Reliability andtechnology

10

Los relés ARTECHE son diseñados utilizando las tecnologíasmás innovadoras del mercado reduciendo el “time to market”mediante el uso de técnicas como el prototipado rápido ola simulación del proceso de inyección (MOLDFLOW).

Los plásticos y materiales empleados en la fabricación derelés y bases son los que ofrecen las prestaciones másóptimas, en una busqueda constante de la mayor calidaden el producto final.

Además de la independencia tecnológica y los notablesrecursos dedicados a I+D+i, la división de relés mantienecolaboraciones con centros tecnológicos (LABEIN,ROBOTIKER, IMQ).

ARTECHE relays are designed using the most innovative

technologies. That allow us to reduce the time to market

because the use of fast prototipe technics and injection

process simulation.

Materials and plastic used in our manufacturing process are

the ones that give the option technical characteristics. In

our constant search of the best quality for our products.

ARTECHE relays Division colaborates with technological

centers (LABEIN, IMQ, ...), and dedicates high resources to

I+D+i, being technological independent.

Todos los relés ARTECHE son sometidos a milesde maniobras para garantizar la

calidad del producto entregado al cliente.

ARTECHE relays are tested with thousandof manoeuvre to guarantee the quality

of our products.

El Grupo ARTECHE se encuentra inmerso en la filosofía dela Calidad Total. Una decisión que implica importantesinversiones y esfuerzos en gestión, producción y formación.El sistema asegura los máximos niveles de excelencia enproductos, servicios y respeto medioambiental.

Gestión:• Certificado del Sistema de Calidad conforme a la norma

ISO 9001:2000 e ISO 14001.• Fabricación just-in-time.• Acuerdos de Calidad Concertada con Compañías Eléctricas.

Control:• Laboratorios físico-químicos y eléctricos para ensayos de Normas Internacionales.• Niveles de homologación: a solicitud del Cliente.• Marcado CE• Más de 3.000.000 de relés en servicio en más de 50 países.

ARTECHE Group is full committed to the philosophy of Total

Quality. A decision that has involved significant investment

and emphasis placed on management, production and

training. The system ensures the highest level of excellence

in products, services and respecting the environment.

Management:• ISO 9001 and ISO 14001 quality system certificate.• Just in Time manufacturing.

• Concerted qual i ty agreements with ut i l i t ies.

Control:• Physic-chemical and electrical laboratories for approval

testing in accordance with any International Standard.

• Approved testing levels: to specific Customer requirements.

• CE marking.

• More than 3.000.000 relays in service in more than 50

countries.

El servicio ofrecido por ARTECHE se basa en una atencióny relación estrecha con el Cliente que se refleja en:• Evaluación periódica de la satisfacción de los Clientes.• Garantía de los relés de 3 años en servicio.• Atención a través de la página web.Asimismo, la existencia de almacenes y representacionestécnico-comerciales, permite ofrecer una respuesta ysuministro inmediato ante cualquier requerimiento.

ARTECHE offers a service based in a wide relationship with

customers showed by:

• Customer satisfaction evaluation.

• 3 years service guarantee.

• Web page customer service.

Technical and commercial representatives and warehouses

stocks allows us to give a fast service to our customers.

11

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Satisfaccióny servicio

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Los más de 1.500 profesionalesdel Grupo ARTECHE

trabajan bajo un enfoqueclaramente orientado hacia el Cliente.Unas directrices homogéneas gracias

a la implantación de técnicaspropias de la Gestión de Conocimiento.

The more than 1,500 professionals that make upthe ARTECHE Group work according to a clearly

customer-oriented approach. Common guidelinesare applied due to the introduction of our

own skills in Knowledge Management.

A1

SEDE CENTRAL • HEAD OFFICEDerio bidea, 28 • 48100 Mungia (Bizkaia) • ESPAÑA -SPAINT: +34 946 011 200 • F: +34 946 740 [email protected]

ESPAÑA • SPAINEAHSA • [email protected] ARTECHE • [email protected]

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TCHI

NG

Relés biestables dotados de tres contactos in-versores, montados sobre cajas “F” yenchufados en los distintos tipos de bases “F”.

CARACTERISTICAS DESTACABLESSin consumo en permanencia. Señalización de posición en la parte frontal. Granvariedad de montajes con bases de tomas traserasy delanteras, por tornillo o clip faston. El diseño,durabilidad y calidad de estos relés garantiza suaplicación en aquellos controles de alta respon-sabilidad: Centrales generadoras, subestaciones,tracción de trenes, empresas de proceso continuo(petroquímicas, laminadoras, cementeras yquímicas), etc. Cumplimiento de las normas deensayo más severas CEI, EN, IEEE y marcado CE.Memoriza posiciones Abier to/Cerrado deInterruptores y Seccionadores de AT y posicionesestables Automático/Manual, Cuadro/Tele-mando, etc. El gran poder de sus contactos desalida les hace posible actuar directamentesobre el aparellaje de AT y MT, ya que su poderde cierre, paso, apertura y sobretensiones quepuede sopor tar garantiza un aislamientoperfecto. Alto grado de protección con cubiertatransparente que los hace apropiados paraambientes tropicales y salinos.

BF-3 Standard.BF-3BB Diodo en paralelo con la bobina.BF-3R Relé de disparo (Vcc)BF-4 Con 4 contactos inversores.BF-4R Relé de disparo (Vcc)BF-4RP Relé rápido con botón pulsador de reset.BF-4BB Diodo en paralelo con la bobina.

•Calibres de tensión (Un):24, 48, 72, 110, 125, 220 Vcc/Vca; 50/60 Hz

Otros calibres bajo demanda.•Rangos de utilización y consumos:

Durante la alimentación auxiliar de la bobina de SET,el botón pulsador de RESET no debe permanecerapretado durante más de 20s.•Tiempo excitación: <20 ms(BF-3R; BF-4R:<8 ms)•Poder de contactos:

Paso intensidad permanente: 10 APaso intensidad instantánea: 80 A/200 ms

200 A/10 msCapacidad de cierre 40 A/0,5 s/110 VccCapacidad de corte Ver curvasUmáx, contacto abierto: 250 Vcc/400 Vca

•Nº maniobras en vacío: 107 operaciones•Temperaturas de utilización: -10°C +70°C•Humedad máxima utilización: 93%/40°C•Características sísmicas según IEEE501

Grado de ZPA: 3 g/33 Hz

DESCRIPCION

GAMA Y TIPOS

CARACTERISTICAS

Latching relays with three changeover contacts,mounted on “F” boxes, able to be plugged intothe various types of “F” sockets.

NOTABLE CHARACTERISTICSNo consumption in permanence.Front indication on the nameplate. Large variety ofassemblies with front and rear connection socketsby screw or fast-on clip. The design, durability andquality of these relays guarantee their application inhigh responsibility controls such as power stations,substations, railway, industries of continuousprocesses (petrochemical, rolling mills, cement andchemical industries), etc. According to the mostdemanding test standards: IEC, EN, IEEE, andbearing the CE mark.Position memory Open/Close, for HV breakersand switches and stable positionsAutomatic/Manual, Board/Telecomand, etc. Thegreat power of the output contacts makespossible direct action on HV and MV switchgear,because their making/breaking capacities,continuous through current and overvoltagecapacity guarantee perfect insulation. Absolutelyreliable for use in salty, tropical atmospheres,and in general in those atmospheres which needprotection with transparent cover.

BF-3 Standard.BF-3BB Diode in parallel with the coil.BF-3R Master trip relay (Vdc)BF-4 4 transfer contacts.BF-4R Master trip relay (Vdc)BF-4RP Fast-acting with reset push-button.BF-4BB Diode in parallel with the coil.

•Standard voltages (Un): 24, 48, 72, 110, 125, 220 Vdc/Vac; 50/60 HzOther voltages upon request.

•Voltage range and consumptions:

During auxiliary supply of the SET coil, the RESETpush button must not remain pushed longer than 20s.•Pick-up time: <20 ms (BF-3R; BF-4R: <8 ms)•Contacts:

Permanent current: 10 AInstantaneous current: 80 A/200 ms

200 A/10 msMaking capacity: 40 A/0,5 s/110 VdcBreaking capacity: See curvesUmax, opened contact: 250 Vdc/400 Vac

•Mechanical life: 107 operations•Operating temperature: -10°C +70°C•Operating humidity: 93%/40°C•Seismic characteristics according to IEEE501

Degree of ZPA: 3 g/33 Hz

DESCRIPTION

RANGE

CHARACTERISTICS

www.arteche.com

CONEXIONES • CONNECTIONS

5

12

8

11

12I

(+) (–)

9

13

37

4

6

13

9

12

2

1 I

II

(+)

(–)

10

14

48

11

7

B1

3

(+)

5

5

12

8

11

12

I

II

(+) (–)

9

13

37

14 10(+) (–)

4

Rango Consumos en de tensión la conmutación

BF-3, BF-3BB +25% -30% UN 6 WBF-4, BF-4BB BF-3R, BF-4R +10% -20% UN <15 W(pico)BF-4RP

Voltage Consumption inRange the conmutation

BF-3, BF-3BB +25% -30% UN 6 WBF-4, BF-4BB BF-3R, BF-4R +10% -20% UN <15 W(sharp)BF-4RP

BF-3, BF-3R

BF-4, BF-4RBF-4RP

6

13

9

12

1I

II

(+)

10

14

48

11

7

B

3

2

(+)

5

BF-4BB

BF-3BB

RELES AUXILIARES BIESTABLES LATCHING AUXILIARY RELAYS BF

Contactos representados en posición IIContacts represented in position II

II14 10

(+) (–)

(–)

Tornillo Clip Doble ClipScrew Faston Double Faston

Tomas delanteras • Front connection FN-DE FN-DE2CTomas traseras • Rear connection F-TR OP FN-TR2C OPEmpotrado • Flush mounting F-EMP OP

BIESTABLES BF LATCHING

•Ensayos eléctricos Rigidez dieléctricaImpulso de tensión Resistencia de aislamiento

•Ensayos de inflamabilidadMateriales plásticos

•Grado de protección envolvente•Ensayos climáticos

Calor seco - Muestra no disipadora- Muestra disipadora Calor húmedo cíclicoFrío 100 cíclos

•Muestra no disipadoraPrueba de envejecimiento térmicoA la tensión nominal (UN)

• Enclavamientos de fijación.• Carteles definición funcional, sobre la anilla

de extracción.• Pines de prohibición.•Accesorio bases tomas delanteras IP20.

ELEMENTOS COMPLEMENTARIOS

PESOS

NORMAS CONSTRUCTIVASIEC60255

2 kV/50 Hz/1 min5 kV/1,2/50 µs

> 2000 M/500 VdcIEC60692-2-1

UL94: V0IEC60695: 850°C/30 s

IEC60529, EN60529: IP40IEC60255-7

IEC60068-2-2+70°C/96 h+55°C/96 h

IEC60068-2-30: +55°C/12 hIEC60068-2-1

-10°C/2 hIEC60255-7

55°C/1440 h

•Electrical testDielectric testSurge withstand Insulation

• Inflammability tests Plastic materials

•Cover protection degree •Climatic tests

Dry heat - Non-dissipating sample- Dissipating sampleCyclic humid heatCold 100 cycles

•Non-dissipating sampleThermal aging testAt nominal voltage (UN)

BF-3/BF-4: 300 g. FN-DE: 160 g. F-EMP OP: 300 g. F-TR OP, FN-TR2C OP: 100 g.

• Retaining springs.• Function sign on the extraction ring.• Security pins.• Front connection sockets IP20.

COMPLEMENTS AND ACCESORIES

WEIGHT

CONSTRUCTION STANDARDS

=

Curvas de poder Breakingde corte capacity curves

Intensidad [A] Current [A]

Nº

de M

anio

bras

N

umbe

r of

Man

oeuv

re

TIPOS DE BASES KIND OF SOCKETS

Dimensiones y Dimensions and panelperforados mounting cut-off

Base FN-DE, FN-DE2C Socket

Fijación a barra Rail DIN fixingEN50022 DIN46277/3

Agujeros de fijaciónFix drilling

2 of ø

4,534

= =

= =

==

==

75

32,2

105

4550

Relé Relay

Base F-TR OP • FN-TR2C OP Socket

10896,5 11,545

45

Base F-EMP OP Socket

124

15

8

12,5

61

80 min.

90 m

in.

50

VaciadoCut-off66 57

R2

4 of Ø 4,5

80

ISO 9001:2000 • ISO 14001

©M

ungu

ía 2

007.

EAH

SA

AR

TEC

HE

Doc

umen

to s

omet

ido

a po

sibl

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ambi

os.S

ubje

ct t

o ch

ange

with

out

notic

e.

E1

41,8

51,2

44 43 40,8 (± 0,2)

60 m

in. r

ecom

ende

d75

min

. with

reta

inin

g cli

p

42

==

= =40 6

Vaciado Cut-off

Relés auxiliares de cuatro contactos inversores,enchufables en los distintos tipos de bases “F”.

CARACTERISTICAS DESTACABLESSe han incorporado nuevas opciones a los relésARTECHE. Sus elevadas prestaciones técnicas ymecánicas los hacen idóneos para las aplicacionesmás exigentes y de mayor responsabilidad:Centrales generadoras, subestaciones, ferrocarril,industrias de procesos contínuos (petroquímicas,laminadoras, cementeras y químicas), etc. Cumplen las normas de ensayo más severas CEI,EN, IEEE y marcado CE. El gran poder de suscontactos de salida hace posible que actuendirectamente sobre el aparellaje de AT y MT,gracias a su poder de cierre, paso, apertura ysobretensiones que puede soportar.

•Calibres de tensión (UN): 24,48,72,96,110,125,220Vcc/Vca;50/60 Hz

Otros calibres bajo demanda.•Tiempos de excitación: <20 ms

(RF-4R Vcc: <8 ms • RF-4R Vca: <10 ms)T. de desexcitación:<15 ms/Vcc • <50 ms/Vca

<40 ms (RF-4R, RF-4DI y todos los relés con LED frontal)

•Rangos de utilización y consumos:

Auxiliary relays with four changeover contacts, ableto be plugged into the various types of "F" sockets.

NOTABLE CHARACTERISTICSNew options have been included in ARTECHErelays. The design, durability and quality of theserelays guarantee their application in highresponsibility controls such as power stations,substations, railway, industries of continuousprocesses (petrochemical, rolling mills, cementand chemical industries), etc.According with the most demanding teststandards: IEC, EN, IEEE, and bearing the CE mark.The great power of the output contacts allowsdirect action on HV and MV switchgear, because ofits making/breaking capacities, high permanentcurrent and overvoltage capacity.

•Standard voltages (UN): 24,48,72,96,110,125,220Vdc/Vac;50/60 Hz

Other voltages upon request.•Pick-up time: <20 ms

(RF-4R Vdc: <8 ms • RF-4R Vac: <10 ms)Drop-out time: <15 ms/Vdc • <50 ms/Vac

<40 ms (RF-4R, RF-4DI and all relays including front LED)

•Voltage range and consumptions:

INST

ANTA

NEOS

INST

ANTA

NEOU

S

DESCRIPCION

GAMA Y SELECCION DE MODELOS

CARACTERISTICAS

DESCRIPTION

RANGE AND MODEL SELECTION

CHARACTERISTICS

www.arteche.com

CONEXIONES • CONNECTIONSRF-4 •RF-4SY

RF-4DI •RF-4SYDI

1(–) (+)

5 63 4

7 98 1312 1011 14

2

1(–) (+)

5 63 4

7 98 1312 1011 14

2

1(–) (+)

5 63 4

7 98 1312 1011 14

2

RF-4R

RFRELES AUXILIARES INSTANTANEOSINSTANTANEOUS AUXILIARY RELAYS

Rangos de tensión • Voltage range Consumos • ConsumptionsRF-4, RF-4DI +10% -20% UN 3,9 W; 6,6 VARF-4R +10% -20% UN 1,5 W

pico: 1 A/20 ms hasta 72 Vcc y 0.3 A/20 ms a partir de 72 Vcc peak: 1 A/20 ms up to 72 Vdc and 0.3 A/20 ms from 72 Vdc

RF-4SY, RF-4SYDI +25% -30% UN 3,9 W; 6,6 VA

0

1

2

R

DI

SY

SYDI

01

01

01

01

TensiónVcc•VdcVca•Vac OPRF-4 X X X X X

TIPO • TYPEStandardRápido • Fast-actingDiodo en paralelo con la bobina (solo Vcc)Diode in parallel with the coil (only Vdc)Con características sísmicas • Seismic characteristicsCaracterísticas sísmicas y diodo en paralelo con la bobina (solo Vcc)Seismic characteristics and diode in parallel with the coil (only Vdc)

OPCIONES • OPTIONSSOPLADO MAGNETICO (Para aumentar el poder de corte) NoMAGNETIC ARC BLOW OUT (To increase breaking capacity) Si • YesLED FRONTAL NoFRONTAL LED Si • YesINDICACION MECANICA DE LA POSICION DE LOS CONTACTOS NoCONTACT POSITION MECHANICAL INDICATOR Si • YesBANDEROLA DE DISPARO Y ACTUACION DEL RELE NoRELAY TRIP FLAG Si • Yes

NoBOTON DE PRUEBA Mueve los contactos

To push the contactsPUSH-TO-TEST BUTTON Mueve y enclava los contactos

To push and fix the contacts

Tornillo • Screw Doble Clip • Double FastonTomas delanteras • Front connection FN-DE OP FN-DE2C OPTomas traseras • Rear connection FN-TR OP FN-TR2C OPEmpotrado • Flush mounting F-EMP Corta • Short OP F-EMP2C Corta • Short OP

•Ensayos eléctricos Rigidez dieléctricaImpulso de tensión Resistencia de aislamiento

•Ensayos de inflamabilidadMateriales plásticos

•Grado de protección envolvente•Ensayos climáticos

Calor frioCalor seco Choque térmico

•Enclavamientos de fijación.•Carteles de definición funcional sobre anilla de

extracción.•Pines de prohibición.

ELEMENTOS COMPLEMENTARIOS

PESOS

NORMAS CONSTRUCTIVASIEC60255-5

2 kV/50 Hz/1 min5 kV/1,2/50 µs

> 2000 MΩ/500 VccUL94: V0

IEC60529, EN60529: IP40IEC60068-2

-10°C+55°C

-25°C +70°C

•Electrical testDielectric testSurge withstand Insulation

• Inflammability tests Plastic materials

•Protection degree relay•Climatic tests

Dry coldDry heat Thermal shock

RF-4: 250 g.•FN-DE OP, FN-DE2C OP: 110 g.•F-TR OP, FN-TR2C OP: 90 g.•F-EMP OP, F-EMP2C OP: 300 g.

•Retaining clips.•Function signs on the extraction ring.•Security pins.

COMPLEMENTS AND ACCESORIES

WEIGHT

CONSTRUCTION STANDARDS

•Poder de contactos:Paso intensidad permanente: 10 APaso inten. instan.: 80 A/200 ms; 150 A/10 msCapacidad de cierre: 40 A/0,5 s/110 VccCapacidad de corte: ver curvas.Umáx, contacto abierto: 250 Vcc/400 Vca

•Nº de maniobras en vacío: 107 operaciones•Temperaturas de utilización: -10°C +55°C•Temperaturas de almacenamiento:-30°C +70°C•Humedad máxima utilización: 93%/40°C•Características sísmicas (RF4SY-RF4SYDI)

según IEC 60068-2-27 (9g/11 ms), IEC 60068-2-29 (10g/16 ms), IEC 60068-2-6 (2g/5Hz a 150 Hz).

•Contacts:Permanent current: 10 AInstant. current: 80 A/200 ms; 150 A/10 msMaking capacity: 40 A/0,5 s/110 VdcBreaking capacity: see curves. Umax, opened contact: 250 Vdc/400 Vac

•Mechanical life: 107 operations•Operating temperature: -10°C +55°C•Storage temperature: -30°C +70°C•Operating humidity: 93%/40°C•Seismic characteristics (RF4SY-RF4SYDI)

according to IEC 60068-2-27 (9g/11 ms), IEC 60068-2-29 (10g/16 ms), IEC 60068-2-6 (2g/5Hz at 150 Hz).

TIPOS DE BASES KIND OF SOCKETS

ISO 9001:2000 • ISO 14001

©M

ungu

ía 2

006.

EAH

SA

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TEC

HE

Doc

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out

notic

e.

C2

Dimensiones y Dimensions and panelperforados mounting cut-off

Base FN-DE OP • FN-DE2C OP Socket

Fijación a barra Rail DIN fixingEN50022 DIN46277/3

Agujeros de fijaciónFix drilling

2 of ø3,5

4 of ø4,5

20= =

15

66 57=

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12,5

90 m

in.

80 min.

29

112

41,8

51,2

40

44 43 40,8 (± 0,2)

54 min. recomended

60 m

in. r

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42,7

Relé Relay

Base FN-TR OP • FN-TR2C OP Socket

Base F-EMP Corta/Short OP S ocketBase F-EMP2C Corta/Short OP S ocket

75

80

Vaciado Cut-off

Vaciado Cut-off

8

R2

6150 ==

= =

101,5

7210,5

42,5

50,4

Curvas de poder Breakingde corte capacity curves

Nº

de M

anio

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N

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Man

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• Perturbaciones de alta frecuencia (Onda osci-latoria). Nivel ensayo: 1 MHz, 400 imp/s, 2 sModo común: 2,5 kV • Modo difer.: 1 kV

•Transitorios rápidos en ráfagas. Nivel ensayo:4 kV, 2,5 kHz, 1 min•2 kV, 5 kHz, 1 min

•Onda de choque: 1,2/50 µs.(tensión)-M. común: 2 kV 8/20 µs.(intensidad)-Modo diferencial: 1 kV

•Campo electromagnético radiofrecuencia radiadoEnsayo: 80-1000MHz, 10V/m, 80% AM (1kHz)

•Campo electromagnético radiado por teléfonos digitales. Nivel ensayo: 900 ±5MHz, 10V/m, 50%(200Hz)1.89GHz ±10MHz, 10V/m, 50% (200Hz)

•Perturbaciones conducidas inducidas por campos radioeléctricos. Nivel ensayo:0,15-80 MHz, 10V, 80% AM (1kHz)

•Descargas electrostáticas. Nivel ensayo: Contacto: ±15 kV • Aire: ±15 kV

•Campos magnéticos a frecuencia industrial.N. ensayo: 100 A/m 1min•1000 A/m 1s.

•Ensayos emisión. N. ensayo: Envolvente:30-230 MHz, 40dB(uV/m) (cuasi cresta)-10m230-1000 MHz, 47dB(uV/m) (cuasi cresta)-10mAlimentación:

0,15-0,5 MHz, 79dB(uV)(cresta)/66dB valor medio0,5-5 MHz, 73dB(uV) (cresta)/60dB valor medio5-30 MHz, 73dB(uV) (cresta)/60dB valor medio

EN 60255-22-1

EN 61000-4-4

EN 61000-4-5

EN 61000-4-3

EN 61000-4-3

EN 61000-4-6

EN 61000-4-2

EN 61000-4-8

EN 55011Class A

•High frequency 1MHz burst disturbance test: Test level: 1 MHz, 400 imp/s, 2 sCommon mode: 2,5 kV • Dif. mode: 1 kV

•Electrical Fast transient burst: Test level:4 kV, 2,5 kHz, 1 min•2 kV, 5 kHz, 1 min

•Surge: 1,2/50 µs.(voltage)-Common mode: 2 kV 8/20 µs.(current)-Diferential mode: 1 kV

•Radiated electromagnetic field: Test level:80-1000MHz, 10V/m, 80% AM (1kHz)

•Digital telephones radiated electromagnetic field: Test level: 900 ±5MHz, 10V/m, 50%(200Hz)1.89GHz ±10MHz, 10V/m, 50% (200Hz)

•Conducted disturbances induced by radio frequency fields. Test level:0,15-80 MHz, 10V, 80% AM (1kHz)

•Electrostatic discharges: Test level: Contact: ±15 kV • Air mode: ±15 kV

•Power frequency magnetic field:Test level: 100 A/m 1min•1000 A/m 1s.

•Emisivity test: Test level: Cover:30-230 MHz, 40dB(uV/m) (quasi peak)-10m230-1000 MHz, 47dB(uV/m) (quasi peak)-10mPower supply:0,15-0,5 MHz, 79dB(uV)(peak)/66dB med. value0,5-5 MHz, 73dB(uV) (peak)/60dB med. value5-30 MHz, 73dB(uV) (peak)/60dB med. value

ENSAYOS CEM (RF-4R) EMC TEST (RF-4R)

Mínimo par de apriete: 0,5 NmMáximo par de apriete: 1 NmMinimum torque value: 0,5 NmMaximum torque value: 1 Nm

Intensidad [A] Current [A]El soplado magnético incrementa estos valores un 50%

Magnetic blow out increases these values 50%

INSTANTANEOS RF INSTANTANEOUS

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERÍA INDUSTRIAL

PROYECTO FIN DE CARRERA

PLANOS SISTEMA DE

PROTECCIONES GENERADOR

CENTRAL DIESEL

ÁLVARO GARCÍA GARCÍA

MADRID, septiembre de 2007

Índice v

Índice

1 PLANOS SISTEMA DE PROTECCIONES ................................................................................... 2

1.1 Interpretación planos Sistema de protecciones.............................................. 2

2 PLANOS ARMARIO Y DISPOSICIÓN DE APARATOS ........................................................ 68

2.1 Interpretación planos armarío y disposición de aparatos .......................... 68

1 Planos Sistema de Protecciones

Planos Sistema de Protecciones 2

1 Planos Sistema de Protecciones

1.1 Interpretación planos Sistema de protecciones

En el presente apartado se adjuntan los distintos planos del sistema de protecciones.

Lo configuran un total de 62 planos, los cuales para su interpretación correcta debemos

de tener en cuenta las siguientes apreciaciones.

En primer lugar, observando el cajetín de cada plano podemos ver como se indican

las siguientes características:

- Nombre del Proyecto

- Nombre del Plano

- Autor , Comprobación y fechas de realización y comprobación del plano

- Hoja de Plano y siguiente plano.

- Logos ABB y Alstom Power.

Observar adicionalmente que en la parte externa del cajetín se puede observar

unas letras ordenadas de la A a la F en la parte derecha e izquierda, y en la parte

superior e inferior se encuentran los números ordenados de el 1 al 8, estos dos

conjuntos nos servirán para identificar dónde se encuentran las referencias externas

al plano que estemos tratando, esto hace que la manera de encontrar dicha

referencia sea mucho mas sencilla y rápida en el plano de destino, Así por ejemplo

si en un plano determinado nos encontramos con una referencia del tipo 51.E2, nos

indicará que en el plano con número de hoja 51 y en el cruce de la horizontal “E” y

la vertical “2” se encuentra, la referencia del plano en el que nos encontramos, estos

Planos Sistema de Protección 3

tipos de referencia pueden ser desde continuaciones de cables, bornas de conexión

etc…

En cuanto a la lógica seguida en el diseño de la ingeniería, se puede decir que el

proyecto se encuentra divdido en 8 secciones que son:

- Portada, listas de materiales, disposición general aparatos y unifilar.

- Esquemas trifilares.

- Alimentaciones.

- Entradas digitales.

- Matriz de disparos y disparos de los distintos relés.

- Salidas relés y alarmas.

- Protecciones aparatos.

- Regleteros de bornas.

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2 Planos Armarío y Disposición de

Aparatos

Planos Armario y Disposición de Aparatos 5

2 Planos Armario y Disposición de Aparatos

2.1 Interpretación planos armarío y disposición de aparatos

Estos planos nos muestran, tanto la disposición general de aparatos dentro del

armario de protecciones visto desde distintas secciones del mismo, y tambien podemos

encontrar el plano representativo de la bancada fundición y anclaje del armario.

Sistema de Protecciones Generador Central Diesel AGG · el equipo, el tamaño del generador no es...

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Transcript of Sistema de Protecciones Generador Central Diesel AGG · el equipo, el tamaño del generador no es...