1MRK504089-UES C Es Manual de Aplicaciones Proteccion de Transformador RET670

Serie 670 Relion®

Protección de transformador RET670Manual de Aplicaciones

ID de documento: 1MRK 504 089-UESFecha de emisión: Febrero 2014

Revisión: CVersión de producto: 1.1

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

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

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

Este producto se diseña y produce para usos industriales.

Índice

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

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

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

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

Protección diferencial del transformador................................20Protección de distancia..........................................................22

Protección de faltas a tierra restringida (diferencial de bajaimpedancia).................................................................................22

TC de neutro y TC de fase para transformadoresconectados a tierra rígidamente.............................................23TC de neutro y TC de fase para transformadoresconectados a tierra a través de una impedancia....................24

Requisitos del transformador de corriente para TC segúnotras normas................................................................................25

Transformadores de corriente según IEC 60044-1,clase P, PR.............................................................................25Transformadores de corriente según IEC 60044-1,clase PX, IEC 60044-6, clase TPS (y la antigua normabritánica, clase X)...................................................................26Transformadores de corriente según ANSI/IEEE...................26

Requisitos del transformador de tensión..........................................27Requisitos del servidor SNTP...........................................................27

Sección 3 Aplicación del IED..........................................................29Aplicación general del IED...............................................................29Entradas analógicas.........................................................................31

Introducción.................................................................................31Directrices de ajuste....................................................................31

Ajuste del canal de referencia de fase...................................31

Índice

1Manual de Aplicaciones

Parámetros de ajuste..................................................................58Interfaz hombre-máquina local.........................................................63

Interfaz hombre-máquina............................................................63Funciones relacionadas con la HMI local....................................65

Introducción............................................................................65Parámetros de ajuste generales............................................65

LED de indicación........................................................................65Introducción............................................................................65Parámetros de ajuste.............................................................66

Funciones básicas del IED...............................................................68Autosupervisión con lista de eventos internos............................68

Aplicación...............................................................................68Parámetros de ajuste.............................................................69

Sincronización horaria.................................................................69Aplicación...............................................................................69Directrices de ajuste...............................................................70Parámetros de ajuste.............................................................71

Grupos de ajuste de parámetros.................................................74Aplicación...............................................................................74Directrices de ajuste...............................................................75Parámetros de ajuste.............................................................75

Funcionalidad de modo de prueba TEST....................................75Aplicación...............................................................................75Directrices de ajuste...............................................................76Parámetros de ajuste.............................................................76

Bloqueo de cambios CHNGLCK.................................................76Aplicación...............................................................................76Parámetros de ajuste.............................................................77

Identificadores del IED................................................................77Aplicación...............................................................................77Parámetros de ajuste.............................................................78

Información del producto.............................................................78Aplicación...............................................................................78Parámetros de ajuste.............................................................78

Frecuencia nominal del sistema PRIMVAL.................................79Aplicación...............................................................................79Directrices de ajuste...............................................................79Parámetros de ajuste.............................................................79

Matriz de señales para entradas binarias SMBI..........................79Aplicación...............................................................................80Directrices de ajuste...............................................................80Parámetros de ajuste.............................................................80

Matriz de señales para salidas binarias SMBO ..........................80

Índice


Aplicación...............................................................................80Directrices de ajuste...............................................................80Parámetros de ajuste.............................................................80

Matriz de señales para entradas mA SMMI................................81Aplicación...............................................................................81Directrices de ajuste...............................................................81Parámetros de ajuste.............................................................81

Matriz de señales para entradas analógicas SMAI.....................81Aplicación...............................................................................81Valores de frecuencia.............................................................81Directrices de ajuste...............................................................82Parámetros de ajuste.............................................................87

Bloque de suma trifásica 3PHSUM.............................................88Aplicación...............................................................................88Directrices de ajuste...............................................................88Parámetros de ajuste.............................................................89

Estado de autorizaciones ATHSTAT...........................................89Aplicación...............................................................................89Parámetros de ajuste.............................................................89

Protección diferencial.......................................................................90Protección diferencial de transformador T2WPDIF yT3WPDIF ....................................................................................90

Aplicación...............................................................................90Directrices de ajuste...............................................................91Ejemplo de ajuste.................................................................100Parámetros de ajuste...........................................................112

Protección de falta a tierra restringida de baja impedanciaREFPDIF ..................................................................................117

Aplicación.............................................................................117Directrices de ajuste.............................................................123Parámetros de ajuste...........................................................126

Protección diferencial monofásica de alta impedanciaHZPDIF .....................................................................................126

Aplicación.............................................................................126Ejemplos de conexión..........................................................133Directrices de ajuste.............................................................136Parámetros de ajuste...........................................................150

Protección de impedancia .............................................................151Zonas de medición de distancia, característica cuadrilateralZMQPDIS, ZMQAPDIS, ZDRDIR..............................................151

Aplicación.............................................................................151Directrices para ajustes........................................................168Parámetros de ajuste...........................................................177

Índice


Selección de fase, con característica cuadrilateral conángulo fijo FDPSPDIS...............................................................179


Función de medición de distancia de esquema completo,con característica mho ZMHPDIS ............................................187


Protección de distancia de esquema completo, concaracterística cuadrilateral para faltas a tierra ZMMPDIS,ZMMAPDIS................................................................................209


Función adicional de protección de distancia direccionalpara faltas a tierra ZDARDIR.....................................................232


Lógica de supervisión de impedancia mho ZSMGAPC.............236Aplicación.............................................................................236Directrices para ajustes........................................................236Parámetros de ajuste...........................................................237

Identificación de fase defectuosa con delimitación de cargaFMPSPDIS................................................................................238


Bloque funcional de detección de oscilaciones de potenciaZMRPSB ...................................................................................242


Lógica de oscilaciones de potencia ZMRPSL ..........................252Aplicación.............................................................................252Directrices para ajustes........................................................254Parámetros de ajuste...........................................................261

Lógica de preferencia de fase PPLPHIZ...................................261Aplicación.............................................................................261Directrices para ajustes........................................................264Parámetros de ajuste...........................................................266

Protección de corriente...................................................................266

Índice


Protección de sobreintensidad instantánea de fasesPHPIOC ....................................................................................266


Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapasOC4PTOC ................................................................................272


Protección de sobreintensidad residual instantáneaEFPIOC ....................................................................................288


Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapasEF4PTOC .................................................................................291


Protección de sobreintensidad y potencia residuales,direccionales y sensibles SDEPSDE ........................................302

Introducción..........................................................................302Directrices de ajuste.............................................................304Parámetros de ajuste...........................................................312

Protección de sobrecarga térmica, dos constantes detiempo TRPTTR ........................................................................314


Protección de fallo de interruptor CCRBRF ..............................319Aplicación.............................................................................319Directrices de ajuste.............................................................320Parámetros de ajuste...........................................................324

Protección de discordancia de polos CCRPLD ........................324Aplicación.............................................................................325Directrices de ajuste.............................................................325Parámetros de ajuste...........................................................326

Protección de mínima potencia direccional GUPPDUP............327Aplicación.............................................................................327Directrices de ajuste.............................................................329Parámetros de ajuste...........................................................333

Protección de máxima potencia direccional GOPPDOP ..........334Aplicación.............................................................................335

Índice


Directrices de ajuste.............................................................337Parámetros de ajuste...........................................................341

Bloque funcional de comprobación de conductor rotoBRCPTOC ................................................................................343

Aplicación.............................................................................343Directrices para ajuste..........................................................343Parámetros de ajuste...........................................................344

Protección de tensión.....................................................................344Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV ................344


Protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV ............350Aplicación.............................................................................351Directrices de ajuste.............................................................352Parámetros de ajuste...........................................................355

Protección de sobretensión residual de dos etapasROV2PTOV ..............................................................................357


Protección de sobreexcitación OEXPVPH ...............................364Aplicación.............................................................................364Directrices de ajuste.............................................................366Parámetros de ajuste...........................................................370

Protección diferencial de tensión VDCPTOV ...........................371Aplicación.............................................................................372Directrices de ajuste.............................................................373Parámetros de ajuste...........................................................375

Comprobación de pérdida de tensión LOVPTUV .....................376Aplicación.............................................................................376Directrices de ajuste.............................................................376Parámetros de ajuste...........................................................377

Protección de frecuencia................................................................377Protección de subfrecuencia SAPTUF .....................................377


Protección de sobrefrecuencia SAPTOF ..................................380Aplicación.............................................................................380Directrices de ajuste.............................................................381Parámetros de ajuste...........................................................382

Protección de derivada de la frecuencia SAPFRC ...................382Aplicación.............................................................................382

Índice



Protección multipropósito...............................................................384Protección general de corriente y tensión CVGAPC.................384

Aplicación.............................................................................384Parámetros de ajuste...........................................................391

Supervisión del sistema secundario...............................................398Supervisión del circuito de corriente CCSRDIF ........................398


Supervisión de fallo de fusible SDDRFUF.................................400Aplicación.............................................................................400Directrices de ajuste.............................................................401Parámetros de ajuste...........................................................404

Control............................................................................................405Comprobación de sincronismo, comprobación deenergización y sincronización SESRSYN.................................405

Aplicación.............................................................................405Ejemplos de aplicación.........................................................411Directrices de ajuste.............................................................417Parámetros de ajuste...........................................................422

Control de aparatos APC...........................................................424Aplicación.............................................................................424Interacción entre módulos....................................................431Directrices de ajuste.............................................................433Parámetros de ajuste...........................................................435

Enclavamiento ..........................................................................438Directrices de configuración.................................................439Enclavamiento para una bahía de línea ABC_LINE ............440Enclavamiento para una bahía de acoplamiento debarras ABC_BC ...................................................................445Enclavamiento para una bahía de transformadorAB_TRAFO ..........................................................................451Enclavamiento para un interruptor de seccionamientoA1A2_BS..............................................................................453Enclavamiento para un seccionador de seccionamientoA1A2_DC .............................................................................457Enclavamiento para un seccionador de puesta a tierrade barras BB_ES .................................................................464Enclavamiento para una bahía de doble interruptor DB .....470Enclavamiento para un diámetro de interruptor y medioBH .......................................................................................472

Índice


Comunicación horizontal a través de GOOSE para elenclavamiento de GOOSEINTLKRCV.................................473

Control de tensión.....................................................................473Aplicación.............................................................................474Directrices de ajuste.............................................................509Parámetros de ajuste...........................................................520

Conmutador giratorio lógico para selección de funcionesy presentación LHMI SLGGIO...................................................529


Miniconmutador selector VSGGIO............................................530Aplicación.............................................................................531Directrices de ajuste.............................................................531Parámetros de ajuste...........................................................532

Bloque funcional DPGGIO genérico de dos puntos..................532Aplicación.............................................................................532Directrices de ajuste.............................................................532

Control genérico de 8 señales de un solo puntoSPC8GGIO................................................................................532


Bits de automatización, función de mando para DNP3.0AUTOBITS.................................................................................534


Orden simple, 16 señales SINGLECMD...................................548Aplicación.............................................................................548Directrices de ajuste.............................................................550Parámetros de ajuste...........................................................550

Esquemas de comunicación...........................................................551Lógica de esquemas de comunicaciónpara la protección de sobreintensidad residual ECPSCH ........551


Lógica de inversión de corriente y de extremo conalimentación débil para la protección de sobreintensidadresidual ECRWPSCH ...............................................................553


Índice


Lógica.............................................................................................557Lógica de disparo SMPPTRC ...................................................557


Lógica de matriz de disparo TMAGGIO....................................562Aplicación.............................................................................562Directrices de ajuste.............................................................562Parámetros de ajuste...........................................................563

Bloques lógicos configurables...................................................563Aplicación.............................................................................563Parámetros de ajuste...........................................................565

Bloque funcional de señales fijas FXDSIGN.............................565Aplicación.............................................................................565Parámetros de ajuste...........................................................566

Conversión de booleanos de 16 bits a enteros B16I.................567Aplicación.............................................................................567Parámetros de ajuste...........................................................567

Conversión de booleanos de 16 bits a enteros conrepresentación de nodo lógico B16IGGIO.................................567


Conversión de enteros a booleanos de 16 bits IB16.................568Aplicación.............................................................................568Parámetros de ajuste...........................................................568

Conversión de enteros a booleanos de 16 bits conrepresentación de nodo lógico IB16GGIO.................................568


Monitorización................................................................................569Medición....................................................................................569

Aplicación.............................................................................569Sujeción a cero.....................................................................571Directrices de ajuste.............................................................572Parámetros de ajuste...........................................................582

Contador de eventos CNTGGIO...............................................596Aplicación.............................................................................596Parámetros de ajuste...........................................................596

Función de eventos EVENT......................................................596Introducción..........................................................................597Directrices de ajuste.............................................................597Parámetros de ajuste...........................................................598

Informe de estado de señales lógicas BINSTATREP...............600Aplicación.............................................................................600

Índice



Bloque funcional Expansión del valor medido RANGE_XP......601Aplicación.............................................................................601Directrices de ajuste.............................................................601

Informe de perturbaciones DRPRDRE......................................601Aplicación.............................................................................601Directrices de ajuste.............................................................602Parámetros de ajuste...........................................................608

Lista de eventos........................................................................617Aplicación.............................................................................617Directrices de ajuste.............................................................618

Indicaciones...............................................................................618Aplicación.............................................................................618Directrices de ajuste.............................................................618

Registrador de eventos ............................................................619Aplicación.............................................................................619Directrices de ajuste.............................................................619

Registrador de valores de disparo.............................................620Aplicación.............................................................................620Directrices de ajuste.............................................................620

Registrador de perturbaciones..................................................621Aplicación.............................................................................621Directrices de ajuste.............................................................621

Medida............................................................................................622Lógica del contador de pulsos PCGGIO...................................622


Función de cálculo de energía y administración de lademanda ETPMMTR.................................................................623


Sección 4 Comunicación de estaciones.......................................629Información general........................................................................629Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1....................................629

Aplicación de IEC 61850-8-1.....................................................629Directrices de ajuste..................................................................631Parámetros de ajuste................................................................631Funciones de E/S de comunicaciones genéricas IEC 61850SPGGIO, SP16GGIO................................................................631

Aplicación.............................................................................631

Índice



Funciones de E/S de comunicaciones genéricas IEC 61850MVGGIO....................................................................................632


Protocolo de comunicación LON....................................................633Aplicación..................................................................................633Parámetros de ajuste................................................................635

Protocolo de comunicación SPA....................................................635Aplicación..................................................................................635Directrices de ajuste..................................................................637Parámetros de ajuste................................................................638

Protocolo de comunicación IEC 60870-5-103................................639Aplicación..................................................................................639Parámetros de ajuste................................................................644

Transmisión y órdenes múltiples MULTICMDRCV,MULTICMDSND.............................................................................647

Aplicación..................................................................................647Directrices de ajuste..................................................................648

Ajustes..................................................................................648Parámetros de ajuste................................................................648

Sección 5 Comunicación remota..................................................649Transferencia de señales binarias..................................................649

Aplicación..................................................................................649Soluciones de hardware de comunicación...........................649

Directrices de ajuste..................................................................650Parámetros de ajuste................................................................652

Sección 6 Configuración...............................................................655Introducción....................................................................................655Descripción de la configuración RET670.......................................656

Introducción...............................................................................656Descripción de la configuración A30....................................656Descripción de la configuración A40....................................659Descripción de la configuración B40....................................662Descripción de la configuración A10....................................665Descripción de la configuración A25....................................667

Sección 7 Glosario........................................................................671

Índice


12

Sección 1 Introducción

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

1.1 Introducción al manual de aplicación

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

=IEC09000744=1=es=Original.vsd

Pla

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Manual de aplicación

Manual del operador

Manual de instalación y puesta en servicio

Manual de ingeniería

Manual de referencias técnicas

IEC09000744 V1 ES

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

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

1MRK 504 089-UES C Sección 1Introducción


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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Sección 1 1MRK 504 089-UES CIntroducción


1.1.3 Destinatarios

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

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

1.1.4 Documentación relacionadaDocumentos relacionados con RET670 Número de identificaciónManual del operador 1MRK 504 087-UES

Manual de instalación y puesta en servicio 1MRK 504 088-UES

Manual de referencias técnicas 1MRK 504 086-UES

Manual de aplicación 1MRK 504 089-UES

Guía de compra 1MRK 504 091-BEN

Especificación de producto SA2005-001283

Diagrama de conexión, trafo de dos devanados Disposiciones de interruptor simple 1MRK 002 801-LA

Diagrama de conexión, trafo de dos devanados Disposiciones de interruptor múltiple 1MRK 002 801-HA

Diagrama de conexión, trafo de tres devanados Disposiciones de interruptor simple 1MRK 002 801-KA

Diagrama de conexión, trafo de tres devanados Disposiciones de interruptor múltiple 1MRK 002 801-GA

Diagrama de configuración A, trafo de dos devanados con una o dos barras pero con disposición deinterruptor simple a ambos lados (A30)

1MRK 004 500-93

Diagrama de configuración B, trafo de dos devanados en disposición de interruptor múltiple en una o amboslados (A40)

1MRK 004 500-94

Diagrama de configuración C, trafo de tres devanados con una o dos barras pero con disposición deinterruptor simple a ambos lados (B30)

1MRK 004 500-95

Diagrama de configuración D, trafo de tres devanados en disposición de interruptor múltiple en una o amboslados (B40)

1MRK 004 500-96

Diagrama de configuración E, trafo de dos o tres devanados, paquete de protección de respaldo (A10) 1MRK 004 500-135

Diagrama de configuración F, paquete de control del cambiador de toma para dos transformadoresparalelos. (A25)

1MRK 004 500-140

Diagrama de configuración F, paquete de control del cambiador de toma para cuatro transformadoresparalelos. (A25)

1MRK 004 500-140

Ejemplo de ajuste 1, transformador de 400/230 kV 500 MVA, conectado a YNyn 1MRK 504 083-WEN

Ejemplo de ajuste 2, transformador de 132/230 kV 40 MVA, conectado a YNd1 1MRK 504 084-WEN

Componentes de instalación y conexión 1MRK 513 003-BEN

Sistema de prueba, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN

Accesorios para IED 670 1MRK 514 012-BEN

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

La tabla continúa en la página siguiente

1MRK 504 089-UES C Sección 1Introducción


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

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

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

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

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

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

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

informes sobre problemas.

Sección 1 1MRK 504 089-UES CIntroducción


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Sección 2 Requisitos

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

2.1 Requisitos del transformador de corriente

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

2.1.1 Clasificación del transformador de corrientePara garantizar un correcto funcionamiento, los transformadores de corriente (TC)deben ser capaces de reproducir correctamente la corriente por un tiempo mínimoantes de que el TC comience a saturarse. Para cumplir con el requisito de untiempo específico para la saturación, los TC deben cumplir con los requisitos deuna FEM secundaria mínima que se especifica a continuación.

Existen diferentes formas de especificar los TC. Por lo general, los TCconvencionales de núcleo magnético se especifican y fabrican según normasnacionales o internacionales que también especifican diferentes clases deprotección. Hay muchas normas diferentes y muchas clases pero,fundamentalmente, hay tres tipos de TC:

• TC del tipo de remanencia alta• TC del tipo de remanencia baja• TC del tipo sin remanencia

El tipo de remanencia alta no tiene límite para el flujo remanente. Este TC tieneun núcleo magnético sin ningún entrehierro y un flujo remanente puedepermanecer por un tiempo casi infinito. En este tipo de transformadores, laremanencia puede ser hasta alrededor del 80% del flujo de saturación. Ejemplostípicos de TC del tipo de remanencia alta son los de clase P, PX, TPS, TPX segúnla IEC, de clase P, X según la BS (antigua norma británica), y de clase sin intervaloC, K según el ANSI/IEEE.

1MRK 504 089-UES C Sección 2Requisitos


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

El TC del tipo sin remanencia tiene un nivel prácticamente insignificante de flujoremanente. Este tipo de TC tiene entrehierros relativamente grandes con el fin dereducir la remanencia a un nivel prácticamente cero. Al mismo tiempo, estosentrehierros reducen la influencia del componente de CC desde la corriente de faltaprimaria. Los entrehierros también disminuyen la precisión de medición en laregión no saturada de funcionamiento. La clase TPZ según la IEC es un TC del tiposin remanencia.

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

2.1.2 CondicionesLos requisitos son el resultado de investigaciones llevadas a cabo en nuestrosimulador de red. Los modelos de transformadores de corriente representantransformadores de corriente del tipo de remanencia alta y baja. Los resultadospueden no siempre ser válidos para los tipos de TC sin remanencia (TPZ).

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

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

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

Sección 2 1MRK 504 089-UES CRequisitos


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

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

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

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

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

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



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

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

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

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

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

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

2.1.6.1 Protección diferencial del transformador

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



sn Ral alreq nt CT L 2

pn r

I SE E 30 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷

è øEQUATION1412 V1 ES (Ecuación 1)

sn Ral alreq tf CT L 2

pn r

I SE E 2 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷


donde:

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

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

Ipn La corriente primaria nominal del TC (A)

Isn La corriente secundaria nominal del TC (A)

Ir La corriente nominal del IED de protección (A)

RCT La resistencia secundaria del TC (W)

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

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

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

sn Ral alreq f CT L 2

pn r

I SE E I R RI I

æ ö³ = × × + +ç ÷


donde:

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



2.1.6.2 Protección de distancia

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

k max sn Ral alreq CT L 2

pn r

I I SE E a R RI I

× æ ö³ = × × + +ç ÷


kzone1 sn Ral alreq CT L 2

pn r

I I SE E k R RI I

× æ ö³ = × × + +ç ÷


donde:

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

Ikzone1 Corriente primaria máxima de frecuencia fundamental para faltas en el extremodel alcance de zona 1 (A)




RCT La resistencia secundaria del TC (W)

RL La resistencia del conductor secundario y la carga adicional (W). En las redesconectadas a tierra rígidamente, la resistencia de bucle que contiene losconductores de fase y neutro se debe utilizar para faltas de fase a tierra y laresistencia del conductor de fase se debe utilizar para faltas trifásicas.En redes de neutro aislado o de alta impedancia, siempre se puede utilizar laresistencia del conductor secundario simple.

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

a Este factor es una función de la constante primaria de tiempo para elcomponente de CC de la corriente de falta.a= 2 para la constante primaria de tiempo Tp£ 50 msa = 3 para la constante primaria de tiempo Tp> 50 ms

k Un factor de la constante primaria de tiempo para el componente de CC de lacorriente de falta para una falta trifásica dentro del alcance de la zona 1 ajustada.k = 4 para la constante de tiempo primaria Tp£ 30 msk = 6 para la constante de tiempo primaria Tp> 30 ms

2.1.7 Protección de faltas a tierra restringida (diferencial de bajaimpedancia)Los requisitos se especifican por separado para transformadores con conexión atierra rígida y con conexión a tierra a través de una impedancia. Para



transformadores con conexión a tierra a través de una impedancia, los requisitospara los TC de fase dependen de si son tres TC individuales conectados en paraleloo si es un TC de conductor que cubre las tres fases.

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

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

230 sn R

al alreq nt CT L

pn r

I SE E I R R

I I³ = × × × + +

æ öç ÷è ø

EQUATION2237 V1 ES (Ecuación 6)

22 sn R

al alreq etf CT L

pn r

I SE E I R R

I I³ = × × × + +

æ öç ÷è ø


Donde:

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

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




RCT La resistencia secundaria del TC (Ω)

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

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

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

2

sn Ral alreq ef CT L

pn r

I SE E I R R

I I³ = × × + +

æ öç ÷è ø




Donde:

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

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

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

23 sn R

al alreq etf CT L

pn r

I SE E I R R

I I³ = × × × + +

æ öç ÷è ø


Donde:

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




RCT La resistencia secundaria del TC (Ω)

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

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

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

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

22 sn R

al alreq tf CT L

pn r

I SE E I R R

I I³ = × × × + +

æ öç ÷è ø


Donde:

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

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



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

2

sn Ral alreq f CT L

pn r

I SE E I R R

I I³ = × × + +

æ öç ÷è ø


Donde:

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

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

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

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

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



2 max alreqE max imum of E>


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

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

Eknee » Ek » EkneeBS » Ual > 0.8 · (maximum of Ealreq)EQUATION2100 V1 ES (Ecuación 12)

2.1.8.3 Transformadores de corriente según ANSI/IEEE

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

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


donde:

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

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

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

alANSI alreqE max imum of E>




Un TC según ANSI/IEEE se especifica también por medio de la tensión de codoUkneeANSI que se define gráficamente desde una curva de excitación. La tensión decodo UkneeANSI tiene, por lo general, un valor inferior a la FEM de codo según IECy BS. UkneeANSI se puede calcular aproximadamente al 75% del valor Ealcorrespondiente según IEC 60044 6. Por lo tanto, los TC según ANSI/IEEE debentener una tensión de codo UkneeANSI que cumpla con lo siguiente:

EkneeANSI > 0.75 · (maximum of Ealreq)EQUATION2101 V1 ES (Ecuación 15)

2.2 Requisitos del transformador de tensión

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

Se pueden utilizar transformadores de tensión capacitivos o magnéticos.

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

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

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

2.3 Requisitos del servidor SNTP

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



28

Sección 3 Aplicación del IED

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

3.1 Aplicación general del IED

El RET670 proporciona protección rápida y selectiva, monitorización y controlpara transformadores de dos y tres devanados, autotransformadores, unidades degenerador-transformador, transformadores de desplazamiento de fase,transformadores especiales ferroviarios y reactores shunt. El IED de transformadorestá diseñado para funcionar correctamente en un amplio rango de frecuencia, paraadaptar las variaciones de frecuencia de la red eléctrica durante perturbaciones ydurante el arranque y la parada del generador.

Una función de protección diferencial muy rápida, con adaptación automática de larelación del TC y compensación del grupo vectorial, hace que este IED sea lasolución ideal incluso para las aplicaciones más exigentes. El RET670 tienerequisitos muy bajos de los TC principales, y no necesita TC de interposición.Resulta adecuado para aplicaciones diferenciales con disposiciones de interruptoresmúltiples, con un máximo de seis entradas de TC restringidas. La función deprotección diferencial dispone de características de frenado por el 2º armónico y laforma de onda, para evitar el disparo por corrientes de magnetización; y del 5ºarmónico, para evitar el disparo por sobreexcitación.

La función diferencial ofrece una alta sensibilidad para faltas internas de bajonivel. El RET670 tiene una exclusiva e innovadora función de proteccióndiferencial sensible, basada en la bien conocida teoría de componentes simétricos,gracias a la cual ofrece la mejor cobertura posible para faltas entre espiras internasde los devanados.

Las funciones de protección, de baja impedancia, de falta a tierra restringida sepueden utilizar como protección principal adicional, rápida y sensible, contra faltasa tierra en los devanados. Esta función incluye un criterio de corriente direccionalde secuencia cero para más seguridad.

También se puede utilizar una función diferencial de alta impedancia. Se la puedeusar como protección de falta a tierra restringida o, dado que incluye tresfunciones, como protección diferencial en autotransformadores, de una reactanciaterciaria, como protección diferencial T de un alimentador del transformador en

1MRK 504 089-UES C Sección 3Aplicación del IED


una disposición en anillo o de esquina en malla, o como protección de una barraterciaria, etc.

El disparo de dispositivos de presión súbita / Buchholz y de temperatura se puederealizar mediante el IED del transformador, donde se generan pulsos,enclavamientos, etc. Las entradas binarias están firmemente estabilizadas contraperturbaciones, para evitar el funcionamiento incorrecto cuando se producen, porejemplo, descargas capacitivas o faltas a tierra de CC.

La funcionalidad de protección de distancia para faltas de fase a fase o de fase atierra se puede utilizar como protección de respaldo para faltas en el transformadory en la red eléctrica conectada.

Las funciones de sobreintensidad de fase versátil, a tierra, de frecuencia positiva,negativa y cero, que se pueden ajustar al modo direccional y/o con control detensión, ofrecen otra alternativa de protección de respaldo. También se pueden usarfunciones de protección de sobrecarga térmica con dos constantes de tiempo, V/Hz,de sobretensión y subtensión y de sobrefrecuencia y subfrecuencia .

El registrador de eventos y perturbaciones incorporado ofrece al usuario datosvaliosos sobre el estado y funcionamiento para análisis de perturbacionesposteriores a las faltas.

La protección de fallo de interruptor para cada interruptor del transformador haceposible el disparo de respaldo rápido de los interruptores adyacentes.

El IED de transformador también puede incluir una funcionalidad deenclavamiento y control total con función de comprobación de sincronismo, parapermitir la integración del control local principal y/o de respaldo.

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

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

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

Sección 3 1MRK 504 089-UES CAplicación del IED


3.2 Entradas analógicas

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

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

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

3.2.2 Directrices de ajuste

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

3.2.2.1 Ajuste del canal de referencia de fase

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

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

Ajuste de los canales de corrienteLa dirección de una corriente en el IED depende de la conexión del TC. A menosque se indique lo contrario, se supone que los TC principales están conectados en



estrella y se pueden conectar con puesta a tierra hacia o desde el objeto. Estainformación se debe ajustar en el IED. La convención de la direccionalidad sedefine de la siguiente manera: Un valor positivo de corriente, potencia, etcéterasignifica que la cantidad tiene una dirección hacia el objeto, y un valor negativosignifica que la dirección es contraria al objeto. Para las funciones direccionales, ladirección hacia el objeto se define como Forward y la dirección desde el objeto sedefine como Reverse. Consulte la figura 1

IEC05000456 V1 ES

Figura 1: Convención interna de la direccionalidad en el IED

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

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



IEC05000753 V1 ES

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

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

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



IEC05000460 V1 ES


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

Ejemplo 3Un IED utilizado para proteger dos objetos.



IEC05000461 V1 ES


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

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

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



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

IEC05000462 V1 ES




IEC06000196 V1 ES


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

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

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

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



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

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

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

ISec

I Pri

S1 (X1)

P1(H1)

P2(H2)

S2 (X2)

P2(H2)

P1(H1)

x x

a) b) c)

en06000641.vsd

S2 (X2) S1 (X1)

IEC06000641 V1 ES

Figura 7: Marcaciones comúnmente utilizadas en terminales de los TC

Donde:

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

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

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

• 1 A• 5 A

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

• 2 A• 10 A



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

Se recomienda:

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

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

Ejemplo de cómo conectar un TC trifásico conectado en estrella al IEDLa figura 8 muestra un ejemplo de cómo conectar el TC trifásico conectado enestrella al IED. También presenta una descripción general de las acciones que debecompletar el usuario para que esta medición esté disponible para las funciones deprotección y control incorporadas dentro del IED.

IEC06000642 V2 ES

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

Donde:

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

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




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

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

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

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

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

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

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

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

Luego, estos valores ya calculados están disponibles para todas las funciones deprotección y control incorporadas dentro del IED, que están conectadas a este bloquefuncional de preprocesamiento en la herramienta de configuración. Para esta aplicación,la mayoría de los ajustes de preprocesamiento se pueden dejar como los valorespredeterminados.Si se requiere seguimiento y compensación de la frecuencia (por lo general estacaracterística solo es necesaria para los IED instalados en las centrales de generación),entonces los parámetros de ajuste DFTReference se deben ajustar según corresponda.

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



789101112

123456

L1

IL1

IL2

IL3

L2 L3

Objeto protegido

CT 800/1Conectado en

estrella

IL1

IL2

IL3AI 01 (I)

AI 02 (I)

AI 03 (I)

AI 04 (I)

AI 05 (I)

AI 06 (I)

IR

IED

1

3

4

2

5


6

SMAI2BLOCK AI3P

AI1AI2AI3AI4AIN

^GRP2L2^GRP2L1

^GRP2L3^GRP2NTYPE

IEC06000644 V2 ES

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

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

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

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

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



7

8

910

1112

1

2

34

5

6

L1

IL1

IL2

IL3

L2 L3

Objeto protegido

AI 01 (I)

AI 02 (I)

AI 03 (I)

AI 04 (I)

AI 05 (I)

AI 06 (I)

IED

IL1-IL2

IL2-IL3

IL3-IL1

1

2 3

.

# No utilizado

5


SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

TYPE

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

4

TC 6

00/5

co

nect

ado

en

trián

gulo

DAB

IEC06000645 V2 ES

Figura 10: TC trifásico conectado en triángulo DAB

Donde:

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


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





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

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




Luego, estos valores ya calculados están disponibles para todas las funciones deprotección y control incorporadas dentro del IED, que están conectadas a este bloquefuncional de preprocesamiento en la herramienta de configuración. Para esta aplicación,la mayoría de los ajustes de preprocesamiento se pueden dejar como los valorespredeterminados.Si se requiere seguimiento y compensación de la frecuencia (por lo general estacaracterística solo es necesaria para los IED instalados en las centrales de generación),entonces los parámetros de ajuste DFTReference se deben ajustar según corresponda.

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



78

9

10

1112

1

23

4

56

L1

IL1

IL2

IL3

L2 L3

Objeto protegido

AI 01 (I)

AI 02 (I)

AI 03 (I)

AI 04 (I)

AI 05 (I)

AI 06 (I)

IED

IL3-IL2

IL2-IL1

IL1-IL3

2 3

# No utilizado

5


4

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

TYPE

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2NTC 8

00/1

co

nect

ado

en

trián

gulo

DC

A

IEC06000646 V2 ES

Figura 11: TC trifásico conectado en triángulo DAC

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

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

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

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



Objeto protegido

7

8

9

10

11

12

1

2

3

4

5

6

L1 L2 L3AI 01 (I)

AI 02 (I)

AI 03 (I)

AI 04 (I)

AI 05 (I)

AI 06 (I)

IED IN

P

INP

INP

2

1

3

# No utilizado

# No utilizado

# No utilizado


5

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

TYPE

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

4

CT

1000

/1

a)

b)

IEC06000647 V2 ES

Figura 12: Conexiones para una entrada de TC monofásico

Donde:

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


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


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

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




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

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




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

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

EjemploTenga en cuenta un TT con los siguientes datos:

132 1103 3kV V


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

Ejemplos de cómo conectar, configurar y ajustar las entradas de TTpara las conexiones de TT más utilizadasLa figura 13 define la marcación de los terminales de transformadores de tensióncomúnmente utilizados en todo el mundo:



A(H1)

B(H2)

b(X2)

a(X1)

A(H1)

N(H2)

n(X2)

a(X1)

b) c)

A(H1)

N(H2)

dn(X2)

da(X1)

d)

UPri

+ +USec

a)

en06000591.vsdIEC06000591 V1 ES

Figura 13: Marcaciones comúnmente utilizadas en terminales de TT

Donde:

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

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

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

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

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

• 100 V• 110 V• 115 V• 120 V

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

Ejemplos de cómo conectar tres TT conectados de fase a tierra al IEDLa figura 14 muestra un ejemplo de cómo conectar los tres TT conectados de fase atierra al IED. También presenta una descripción general de las acciones que deberealizar el usuario para que esta medición esté disponible para las funciones deprotección y control incorporadas dentro del IED.



192021222324

131415

1617

18

L1

AI 07 (I)

AI 08 (U)

AI 09 (U)

AI 10 (U)

AI 11 (U)

AI 12 (U)

IED L2

L3

663

1103

kV

V

1

3

2

663

1103

kV

V

663

1103

kV

V

.

# No utilizado

5


SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

TYPE

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

4

IEC06000599 V2 ES

Figura 14: Tres TT conectados de fase a tierra

Donde:

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

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

6666 3

1101103

=





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

4) muestra que en este ejemplo el cuarto canal de entrada (es decir, el residual) del bloquede preprocesamiento no está conectado en la SMT. Así, el bloque de preprocesamientocalcula automáticamente 3Uo dentro del IED, mediante la suma vectorial de las trestensiones de fase a tierra conectadas a los primeros tres canales de entrada del mismobloque de preprocesamiento. Alternativamente, el cuarto canal de entrada se puedeconectar a la entrada del TT conectado en triángulo abierto, como se observa en la figura16.




Luego, estos valores ya calculados están disponibles para todas las funciones deprotección y control incorporadas en el IED, que están conectadas a este bloque funcionalde preprocesamiento en la herramienta de configuración. Para esta aplicación, la mayoríade los ajustes de preprocesamiento se pueden dejar como los valores predeterminados.Sin embargo, los siguientes ajustes se deben ajustar como se muestra a continuación:UBase=66 kV (es decir, la tensión nominal de fase a fase)Si se requiere seguimiento y compensación de la frecuencia (por lo general estacaracterística solo es necesaria para los IED instalados en las centrales de generación),entonces los parámetros de ajuste DFTReference se deben ajustar según corresponda.

Ejemplo de cómo conectar dos TT conectados de fase a fase al IEDLa figura 15 muestra un ejemplo de cómo conectar los dos TT conectados de fase afase al IED. También presenta una descripción general de las acciones que debecompletar el usuario para que esta medición esté disponible para las funciones deprotección y control incorporadas dentro del IED. Se debe tener en cuenta que estaconexión del TT solo se utiliza para niveles de tensión bajos (es decir, una tensiónnominal primaria inferior a 40 kV).



192021222324

13

1415161718

L1

AI 07 (I)

AI08 (U)

AI09 (U)

AI 10 (U)

AI11 (U)

AI12 (U)

IED

L2

L313.8

120kV

V

1

2

3

# No utilizado

13.8120

kVV

.

5


4

SMAI2BLOCK

^GRP2L1

TYPE

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

^GRP2L2^GRP2L3^GRP2N

IEC06000600 V2 ES

Figura 15: Dos TT conectados de fase a fase

Donde:

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

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




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

4) muestra que en este ejemplo el cuarto canal de entrada (es decir, el residual) del bloquede preprocesamiento no está conectado en la SMT.




Luego, estos valores ya calculados están disponibles para todas las funciones deprotección y control incorporadas en el IED, que están conectadas a este bloque funcionalde preprocesamiento en la herramienta de configuración. Para esta aplicación, la mayoríade los ajustes de preprocesamiento se pueden dejar como los valores predeterminados.Sin embargo, los siguientes ajustes se deben ajustar como se muestra a continuación:ConnectionType=fase-faseUBase=13,8 kVSi se requiere seguimiento y compensación de la frecuencia (por lo general estacaracterística solo es necesaria para los IED instalados en las centrales de generación),entonces los parámetros de ajuste DFTReference se deben ajustar según corresponda.

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

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

3 3 3Ph Ph Ph EUo U U- -= × = ×


La tensión primaria nominal de este TT siempre es igual a UPh-E. Por lo tanto, losdevanados secundarios del TT conectados en serie de tres dan una tensiónsecundaria igual al triple de la relación del devanado secundario del TT individual.Así, los devanados secundarios de estos TT conectados en triángulo abiertos suelentener una tensión secundaria nominal igual a un tercio de la tensión secundarianominal del TT de fase a fase (es decir, 110/3 V en el caso de este ejemplo). Lafigura 16 también presenta una descripción general de las acciones que debecompletar el usuario para que esta medición esté disponible para las funciones deprotección y control incorporadas dentro del IED.



192021222324

13141516

1718

L1

AI 07 (I)

AI 08 (U)

AI 09 (U)

AI 10 (U)

AI 11 (U)

AI 12 (U)

IED L2

L3

6.63

1103

kV

V

+3Uo

6.63

1103

kV

V

6.63

1103

kV

V

1

2

4

3# No utilizado

5


# No utilizado

# No utilizado

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2NTYPE

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

IEC06000601 V2 ES

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



Donde:

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

+3Uo se debe conectar al IED

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

3 6.6 11.43VTprim kV= × =


110sec 3 110

3VT V= × =


Dentro del IED solo se utiliza la relación entre estos dos parámetros. Se debe tener encuenta que la relación entre los valores introducidos corresponde exactamente a larelación del TT conectado en triángulo abierto individual.

6.63 6.6 3

1101103

×=


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

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




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



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

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

33

Ph PhPh E

UUo U-

-= =


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



192021222324

131415161718

L1

AI07 (I)

AI08 (U)

AI09 (U)

AI10 (U)

AI11 (U)

AI12 (U)

IED L2

L3

1383

1153

kV

V

+3Uo

1383

1153

kV

V

1383

1153

kV

V

1

2

4

3


SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

TYPE

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

5

# No utilizado

# No utilizado

# No utilizado

IEC06000602 V2 ES

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



Donde:

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

+3Uo se debe conectar al IED.

2) es el módulo TRM donde se encuentra esta entrada de tensión. Recuerde que paraesta entrada de tensión se deben introducir los siguientes valores de ajuste:

1383 138

3VTprim kV= × =


115sec 3 115

3VT V= × =


Dentro del IED solo se utiliza la relación entre estos dos parámetros. Se debe teneren cuenta que la relación entre los valores introducidos corresponde exactamente ala relación del TT conectado en triángulo abierto individual.

138138 3

1151153

=



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

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


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

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



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

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

3Ph Ph

Ph E

UUo U-

-= =


La figura 18 también presenta una descripción general de las acciones que debecompletar el usuario para que esta medición esté disponible para las funciones deprotección y control incorporadas dentro del IED.

19

20

21

22

23

24

13

14

15

16

17

18

L1 L2 L3AI07 (I)

AI08 (I)

AI09 (I)

AI10 (U)

AI11 (U)

AI12 (U)

IED

6.63

100

kV

V

RUo

1

2

3


5

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

TYPE

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

# No utilizado

# No utilizado

# No utilizado

4

Objeto protegido

IEC06000603 V2 ES

Figura 18: TT de punto neutro conectado al IED



Donde:

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

+Uo se debe conectar al IED.

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

6.63.81

3VTprim kV= =


sec 100VT V=


Dentro del IED solo se utiliza la relación entre estos dos parámetros. Se debe tener encuenta que la relación entre los valores introducidos corresponde exactamente a larelación del TT de punto neutro.


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




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

3.2.3 Parámetros de ajuste

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



Tabla 1: AISVBAS Ajustes sin grupo (básicos)

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

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

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

Tabla 2: TRM_12I Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCTStarPoint1 DesdeObjeto

HaciaObjeto- - HaciaObjeto HaciaObjeto= hacia objeto a proteger,

DesdeObjeto= lo opuesto

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

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

CTStarPoint2 DesdeObjetoHaciaObjeto

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




















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


























Tabla 3: TRM_9I_3U Ajustes sin grupo (básicos)









































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

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





Tabla 4: TRM_6I_6U Ajustes sin grupo (básicos)
















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

























Tabla 5: TRM_6I Ajustes sin grupo (básicos)





























3.3 Interfaz hombre-máquina local

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

La HMI local se divide en zonas con diferente funcionalidad.

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

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

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

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



IEC05000055-LITEN V1 ES

Figura 19: HMI alfanumérica pequeña

IEC05000056-LITEN V1 ES

Figura 20: HMI gráfica mediana, 15 objetos controlables



3.3.2 Funciones relacionadas con la HMI local

3.3.2.1 Introducción

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

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

3.3.2.2 Parámetros de ajuste generales

Tabla 6: SCREEN Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónLanguage Inglés

IdiomaOpcional- - Inglés Idioma de HMI local

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

AutoRepeat OffOn

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

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

DefaultScreen 0 - 0 - 1 0 Pantalla predeterminada

EvListSrtOrder Más reciente enparte superiorEl más antiguo enel sitiosuperior

- - Más reciente enparte superior

Orden de clasificación de la lista deeventos

SymbolFont IECANSI

- - IEC Fuente de símbolos para esquema unifilar

3.3.3 LED de indicación


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

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

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

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



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

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

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

3.3.3.2 Parámetros de ajuste

Tabla 7: LEDGEN Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónOperation Off

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

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

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

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

- - Seguir-S Tipo de secuencia para LED 1










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

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















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

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










3.4 Funciones básicas del IED

3.4.1 Autosupervisión con lista de eventos internos

3.4.1.1 Aplicación

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



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

Se realiza una supervisión tanto del hardware como del software, y también sepueden indicar fallos posibles a través de un contacto físico en el módulo dealimentación y/o a través de la comunicación del software.

Los eventos internos se generan a partir de funciones de supervisión incorporadas.Estas funciones de supervisión controlan el estado de distintos módulos del IED y,en caso de que hubiera fallos, se genera el evento correspondiente. Del mismomodo, también se genera el evento correspondiente cuando el fallo está corregido.

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

• el reloj incorporado de tiempo real (en funcionamiento / fuera de servicio)• la sincronización de tiempo externa (en funcionamiento / fuera de servicio)

También se generan eventos:

• cada vez que se cambia cualquier ajuste del IED.

Los eventos internos tienen un indicador de cronología con una resolución de 1 msy se almacenan en una lista. La lista puede almacenar hasta 40 eventos. La listaestá basada en el principio FIFO, es decir, cuando está llena se sobrescribe elevento más antiguo. La lista no se puede borrar y el contenido no se puedemodificar.

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

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


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

3.4.2 Sincronización horaria

3.4.2.1 Aplicación

Utilice la sincronización horaria para lograr una base horaria común para todos losIED de un sistema de protección y control. Esto hace posible la comparación deeventos y datos de perturbaciones entre todos los IED de un sistema.



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

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

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

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

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

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

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

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

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

3.4.2.2 Directrices de ajuste

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

SincronizaciónLos parámetros de ajuste para el reloj de tiempo real con sincronización horariaexterna (TIME) se ajustan desde la HMI local o el PCM600.

TimeSynchCuando se selecciona la fuente de la sincronización horaria en la HMI local, elparámetro se llama TimeSynch. La fuente de la sincronización horaria también sepuede ajustar desde el PCM600. Las alternativas de ajuste son:



FineSyncSource que puede tener estos valores:

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

CoarseSyncSrc que puede tener estos valores:

• Off• SPA• LON• SNTP• DNP

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

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

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


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

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



Tabla 8: TIMESYNCHGEN Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCoarseSyncSrc Off

SPALONSNTPDNP

- - Off Fuente para sincronización horariaaproximada

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

- - Off Fuente de sincronización horaria fina

SyncMaster OffServidor SNTP

- - Off Activar IED como maestro desincronización

TimeAdjustRate LentoRápido

- - Rápido Ajustar velocidad para sincronizaciónhoraria

Tabla 9: SYNCHBIN Ajustes sin grupo (básicos)

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

para sincronización horaria

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

BinDetection FlancoPositivoFlancoNegativo

- - FlancoPositivo Detección de flanco positivo o negativo

Tabla 10: SYNCHSNTP Ajustes sin grupo (básicos)

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

n IP1 0.0.0.0 Dirección IP del servidor

RedServIP-Add 0 - 18 Dirección IP

1 0.0.0.0 Dirección IP de servidor redundante



Tabla 11: DSTBEGIN Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMonthInYear Enero

FebreroMarzoAbrilMayoJunioJulioAgostoSeptiembreOctubreNoviembreDiciembre

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

DayInWeek DomingoLunesMartesMiércolesJuevesViernesSábado

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

WeekInMonth ÚltimaPrimeraSegundaTerceraCuarta

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

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

Tabla 12: DSTEND Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMonthInYear Enero

FebreroMarzoAbrilMayoJunioJulioAgostoSeptiembreOctubreNoviembreDiciembre

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

DayInWeek DomingoLunesMartesMiércolesJuevesViernesSábado

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

WeekInMonth ÚltimaPrimeraSegundaTerceraCuarta

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

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



Tabla 13: TIMEZONE Ajustes sin grupo (básicos)

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

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

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónSynchType BNC

Opto- - Opto Tipo de sincronización

TimeDomain Horario localUTC

- - Horario local Dominio del tiempo

Encoding IRIG-B13441344TZ

- - IRIG-B Tipo de codificación

TimeZoneAs1344 Menos TZMás TZ

- - Más TZ Zona horaria como en Norma 1344

3.4.3 Grupos de ajuste de parámetros

3.4.3.1 Aplicación

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

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

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

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




El ajuste ActiveSetGrp se utiliza para seleccionar el grupo de parámetros activo. Elgrupo activo también se puede seleccionar mediante una entrada configurada en elbloque funcional SETGRPS.

La longitud del pulso, que envía la señal de salida SETCHGD cada vez que secambia un grupo activo, se ajusta con el parámetro t.

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


Tabla 15: ActiveGroup Ajustes sin grupo (básicos)

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

de ajuste

Tabla 16: SETGRPS Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónActiveSetGrp GrupoAjuste1

GrupoAjuste2GrupoAjuste3GrupoAjuste4GrupoAjuste5GrupoAjuste6

- - GrupoAjuste1 GrupoAjusteActivo

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

3.4.4 Funcionalidad de modo de prueba TEST

3.4.4.1 Aplicación

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

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




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


Tabla 17: TESTMODE Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónTestMode Off

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

o no (Off)

EventDisable OffOn

- - Off Evento inhabilitado durante modo deprueba

CmdTestBit OffOn

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

3.4.5 Bloqueo de cambios CHNGLCK

3.4.5.1 Aplicación

La función de bloqueo de cambios CHNGLCK se utiliza para bloquear cambiosadicionales en la configuración del IED una vez terminada la puesta en servicio. Elobjetivo es impedir la realización de cambios involuntarios en la configuración delIED después de cierto momento.

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

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

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



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

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

Cuando CHNGLCK tiene una señal lógica uno en la entrada, todos los intentospara modificar la configuración del IED se rechazan y se visualiza el mensaje"Error: Changes blocked" (Error: cambios bloqueados") en la HMI local; en elPCM600, el mensaje es "Operation denied by active ChangeLock" (Operaciónrechazada por bloqueo de cambios activo). La función CHNGLCK se debeconfigurar de modo que sea controlada por una señal de una tarjeta de entradasbinarias. Esto garantiza la desactivación de CHNGLCK mediante el ajuste de esaseñal a un valor lógico cero. Si se incluye alguna lógica en el camino de la señal ala entrada CHNGLCK, dicha lógica debe tener un diseño que le impida emitir unvalor lógico uno permanente en la entrada CHNGLCK. Si eso sucede a pesar de lasprecauciones, contacte con el representante local de ABB para tomar medidascorrectivas.


Tabla 18: CHNGLCK Ajustes sin grupo (básicos)

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

ComBloquearHMI,HabilitarCOMHabilitarHMI,BloquearCOM

- - Bloquear HMI yCom

Modo de operación de bloqueo decambios

3.4.6 Identificadores del IED

3.4.6.1 Aplicación

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

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




Tabla 19: TERMINALID Ajustes sin grupo (básicos)

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

StationNumber 0 - 99999 - 1 0 Número de la estación

ObjectName 0 - 18 - 1 Object name Nombre del objeto

ObjectNumber 0 - 99999 - 1 0 Número del objeto

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

UnitNumber 0 - 99999 - 1 0 Número de la unidad

3.4.7 Información del producto

3.4.7.1 Aplicación

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

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

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

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



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

Existen los siguientes identificadores disponibles:

• IEDProdType



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

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

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

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

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

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

3.4.8 Frecuencia nominal del sistema PRIMVAL

3.4.8.1 Aplicación

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


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


Tabla 20: PRIMVAL Ajustes sin grupo (básicos)

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

3.4.9 Matriz de señales para entradas binarias SMBI



3.4.9.1 Aplicación

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


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


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

3.4.10 Matriz de señales para salidas binarias SMBO

3.4.10.1 Aplicación

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


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





3.4.11 Matriz de señales para entradas mA SMMI


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


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



3.4.12 Matriz de señales para entradas analógicas SMAI


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

3.4.12.2 Valores de frecuencia

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

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



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

IEC10000060-1-en.vsd

IEC10000060 V1 ES

Figura 21: Ejemplo de conexión

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

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


Los parámetros para las funciones del bloque Matriz de señales para entradasanalógicas (SMAI) se ajustan a través de la HMI local o el PCM600.

Cada bloque funcional SMAI puede recibir cuatro señales analógicas (tres de fase yuna de neutro), ya sea de tensión o de corriente. Las salidas del bloque SMAIbrindan información sobre todos los aspectos de las señales analógicas trifásicasadquiridas (ángulo de fase, valor RMS, frecuencia y derivadas de frecuencia, etc.;244 valores en total). Además del bloque "nombre de grupo", el tipo de entradasanalógicas (tensión o corriente) y los nombres de las entradas analógicas tambiénse pueden ajustar directamente en la ACT.



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

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

DFTReference: DFT de referencia para el bloque.

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

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

Negación: si el usuario desea negar la señal trifásica, puede optar por negar solo lasseñales de fase Negate3Ph, solo la señal de neutro NegateN o ambas Negate3Ph+N; la negación significa la rotación de 180º de los vectores.

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

MinValFreqMeas: El valor mínimo de tensión sobre el que se calcula la frecuencia,expresado como porcentaje de UBase (para cada instancia n).

Los ajustes DFTRefExtOut y DFTReference se deben ajustar segúnel valor predeterminado InternalDFTRef si no hay entradas del TTdisponibles.

Ejemplos de seguimiento de frecuencia adaptativa



IEC07000197.vsd

Instancia de SMAI grupo trifásicoSMAI1:1 1SMAI2:2 2SMAI3:3 3SMAI4:4 4SMAI5:5 5SMAI6:6 6SMAI7:7 7SMAI8:8 8SMAI9:9 9

SMAI10:10 10SMAI11:11 11SMAI12:12 12

Grupo de tareas 1


SMAI10:22 10SMAI11:23 11SMAI12:24 12

Grupo de tareas 2


SMAI10:34 10SMAI11:35 11SMAI12:36 12

Grupo de tareas 3

AdDFTRefCh7

AdDFTRefCh4

IEC07000197 V2 ES

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



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

Ejemplo 1

IEC07000198.vsd

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

SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN

IEC07000198 V2 ES

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

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

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

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

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

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



Ejemplo 2



IEC07000199.vsd


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN

IEC07000199 V2 ES

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

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

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



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






Tabla 21: SMAI1 Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónDFTRefExtOut RefDFTInterna

AdDFTRefCh1AdDFTRefCh2AdDFTRefCh3AdDFTRefCh4AdDFTRefCh5AdDFTRefCh6AdDFTRefCh7AdDFTRefCh8AdDFTRefCh9AdDFTRefCh10AdDFTRefCh11AdDFTRefCh12RefDFTExterna

- - RefDFTInterna Referencia DFT para salida externa

DFTReference RefDFTInternaAdDFTRefCh1AdDFTRefCh2AdDFTRefCh3AdDFTRefCh4AdDFTRefCh5AdDFTRefCh6AdDFTRefCh7AdDFTRefCh8AdDFTRefCh9AdDFTRefCh10AdDFTRefCh11AdDFTRefCh12RefDFTExterna

- - RefDFTInterna Referencia DFT

ConnectionType F-NF-F

- - F-N Tipo de conexión de entrada

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

Tabla 22: SMAI1 Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónNegation Off

NegarNNegar3FNegar3F+N

- - Off Negación

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

UBase 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Tensión base



Tabla 23: SMAI2 Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónDFTReference RefDFTInterna

AdDFTRefCh1AdDFTRefCh2AdDFTRefCh3AdDFTRefCh4AdDFTRefCh5AdDFTRefCh6AdDFTRefCh7AdDFTRefCh8AdDFTRefCh9AdDFTRefCh10AdDFTRefCh11AdDFTRefCh12RefDFTExterna


ConnectionType F-NF-F

- - F-N Tipo de conexión de entrada

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

Tabla 24: SMAI2 Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónNegation Off

NegarNNegar3FNegar3F+N

- - Off Negación

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


3.4.13 Bloque de suma trifásica 3PHSUM


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


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

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

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



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

UBase: Ajuste de tensión base.


Tabla 25: 3PHSUM Ajustes sin grupo (básicos)

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

Grupo1-Grupo2Grupo2-Grupo1-(Grupo1+Grupo2)

- - Grupo1+Grupo2 Tipo de suma

DFTReference RefDFTInternaAdDFTRefCh1RefDFTExterna


Tabla 26: 3PHSUM Ajustes sin grupo (avanzados)

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

frecuencia en % de Ubase


3.4.14 Estado de autorizaciones ATHSTAT


El bloque funcional Authority Status (estado de autorizaciones) (ATHSTAT) es unbloque de indicación, que brinda información sobre dos incidencias relacionadascon el IED y la autorización de usuarios:

• el hecho de que al menos un usuario ha intentado iniciar sesión en el IED demanera incorrecta y ha sido bloqueado (salida USRBLKED), y

• el hecho de que al menos un usuario ha iniciado sesión (salida LOGGEDON).

Ambas salidas del bloque funcional ATHSTAT se pueden utilizar en laconfiguración para distintos motivos de indicaciones y alarmas, o se pueden enviaral control de estaciones para el mismo fin.





3.5 Protección diferencial

3.5.1 Protección diferencial de transformador T2WPDIF yT3WPDIF

Descripción de la función Identificación IEC61850

Identificación IEC60617

Número dedispositivo ANSI/IEEE C37.2

Protección diferencial detransformador, dos devanados

T2WPDIF

3Id/I

SYMBOL-BB V1 ES

87T

Protección diferencial detransformador, tres devanados

T3WPDIF

3Id/I

SYMBOL-BB V1 ES

87T

3.5.1.1 Aplicación

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

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

Es importante desconectar el transformador defectuoso lo antes posible. Como laprotección diferencial es una protección de unidad, se la puede diseñar paradisparos rápidos y así proporcionar desconexión selectiva del transformador



defectuoso. La protección diferencial nunca debe funcionar en las faltas que seencuentran fuera de la zona de protección.

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

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

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

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

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


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

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



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

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

Protección diferencial restringida y no restringidaPara que un IED diferencial sea lo más sensible y estable posible se handesarrollado protecciones diferenciales restringidas, y ahora se las adopta como lapráctica general en la protección de transformadores de potencia. La protección sedebe proporcionar con una polarización proporcional, lo cual hace que laprotección funcione para una corriente diferencial de cierto porcentaje relacionadacon la corriente que pasa por el transformador. Esto estabiliza la protección encondiciones de falta externa al tiempo que permite que el sistema tenga una buenasensibilidad básica. La corriente de polarización se puede definir de muchasmaneras diferentes. Una manera clásica de definirla ha sido Ibias = (I1 + I2) / 2,



donde I1 es la magnitud de la corriente primaria del transformador de potencia, yI2 es la magnitud de la corriente secundaria del transformador de potencia. Sinembargo, se ha descubierto que si la corriente de polarización se define como lacorriente más alta del transformador de potencia, se logra reflejar las dificultades alas que se ven sometidos los transformadores de corriente mucho mejor. La funciónde protección diferencial utiliza la corriente más alta de todas las entradas derestricción como la corriente de polarización. Para aplicaciones en las que lacorriente nominal del transformador de potencia y la corriente nominal primaria delTC pueden diferir considerablemente (aplicaciones con conexiones en T), lascorrientes medidas en las conexiones en T se convierten al valor pu utilizando lacorriente nominal primaria del TC, pero se introduce un punto de mediciónadicional como suma de estas dos corrientes T. Esta corriente sumada se convierteal valor pu utilizando las corrientes nominales de los devanados del transformadorde potencia. Después, el valor pu más alto se toma como corriente de polarizaciónen pu. De esta manera se obtiene la mejor combinación posible entre sensibilidad yseguridad para la función de protección diferencial con conexión en T. La filosofíaprincipal detrás del principio con la característica de polarización defuncionamiento es disminuir la sensibilidad de funcionamiento cuando lostransformadores de corriente enfrentan condiciones de funcionamiento difíciles.Esta cantidad de polarización da la mejor estabilidad ante el funcionamiento nodeseado de la protección diferencial general.

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

Los transformadores se pueden conectar a barras de tal manera que lostransformadores de corriente utilizados para la protección diferencial estén en seriecon los devanados del transformador de potencia o en interruptores que formanparte de la barra, como un esquema de interruptor y medio o de barra en anillo.Para transformadores de corriente con primarios en serie con el devanado deltransformador de potencia, la corriente primaria del transformador de corrientepara faltas externas está limitada por la impedancia del transformador. Cuando lostransformadores de corriente son parte del esquema de barras, como en el esquemade interruptor y medio o de barra en anillo, la corriente primaria del transformadorde corriente no está limitada por la impedancia del transformador de potencia. Sepueden esperar altas corrientes primarias. De cualquier modo, toda deficiencia de



salida de corriente causada por la saturación de un transformador de corriente queno está compensado por una deficiencia similar de otro transformador de corrientehace que aparezca una corriente diferencial falsa. La protección diferencial puedesuperar este problema si la polarización se obtiene por separado de cada conjuntode circuitos del transformador de corriente. Por lo tanto, es importante evitar lacolocación en paralelo de dos o más transformadores de corriente para conexióncon una sola entrada de restricción. Cada corriente conectada al IED estádisponible para polarizar la función de protección diferencial.

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

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

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

La característica de funcionamiento general de la protección diferencial detransformador se observa en la figura 25.



Sección 1

Funcionamiento condicional

UnrestrainedLimit

Sección 2 Sección 3

Restricción

Funcionamiento incondicional5

4

3

2

1

00 1 2 3 4 5

IdMin

EndSection1

EndSection2

SlopeSection2

SlopeSection3


corriente de funcionamiento

[ por IBase ]

Corriente de restricción[ por IBase ]

IEC05000187 V2 ES

Figura 25: Descripción de las características de funcionamiento restringido yno restringido

100%Ioperateslope IrestrainD= D ×


y donde la característica restringida está definida por los ajustes:

1. IdMin

2. EndSection1

3. EndSection2

4. SlopeSection2

5. SlopeSection3

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



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

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

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

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

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



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

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

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

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

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

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

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

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



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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



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

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

Los siguientes parámetros de ajuste están relacionados con esta característica:

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

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

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

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

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

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

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

fase L2, 3 para la fase L3)

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

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

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



3.5.1.3 Ejemplo de ajuste

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

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

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

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

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

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



Conexiones típicas del TC principal para la protección diferencial detransformadorLas tres conexiones típicas del TC principal más utilizadas para la proteccióndiferencial de transformador se observan en la figura 26. Se supone que lasecuencia de fase primaria es L1-L2-L3.

IEC06000549 V1 ES

Figura 26: Conexiones más usadas del TC principal para la protección diferencial de transformador

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

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

corriente de secuencia cero

Para TC conectados en estrella, la relación del TC principal se debe ajustar comoestá en la aplicación real. El parámetro "puntoestrella", para la conexión en estrellaespecífica que se observa en la figura 26, se debe ajustar a ToObject. Si los TCconectados en estrella tienen su punto estrella hacia el lado opuesto deltransformador protegido, este parámetro se debe ajustar a FromObject.

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

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

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

• no contienen el componente de corriente de secuencia cero



Para los TC principales conectados en triángulo DAC, la relación se debe ajustar a√3 veces menos que la relación real de los TC de fase individuales. El parámetro"puntoestrella", para esta conexión específica se debe ajustar a ToObject. Observeque los TC principales conectados en triángulo DAC deben estar conectadosexactamente como se observa en la figura 26.

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

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

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

• no contienen el componente de corriente de secuencia cero

Para los TC principales conectados en triángulo DAB, la relación se debe ajustar a√3 veces menos en RET 670 que la relación real de los TC de fase individuales. Elparámetro "puntoestrella", para esta conexión específica se debe ajustar aToObject. Observe que los TC principales conectados en triángulo DAB debenestar conectados exactamente como se observa en la figura 26.

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

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

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

lados del transformador de potencia protegido conectados en estrella.

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

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

introducen datos específicos sobre el transformador de potencia protegido.

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

Ejemplo 1: Transformador de potencia conectado en estrella-triángulo sincambiador de toma en cargaEsquemas unifilares para dos soluciones posibles para este tipo de transformadorde potencia con todos los datos de aplicación relevantes se pueden observar en lafigura 27.



IEC06000554 V1 ES

Figura 27: Dos soluciones de protección diferencial para transformador depotencia conectado en estrella-triángulo

Para este transformador de potencia específico, las tensiones sin carga de fase atierra del lado de 69 kV están 30 grados adelantadas a las tensiones sin carga defase a tierra del lado de 36,75 kV. Así, cuando se realiza la compensación dedesplazamiento de ángulo de fase externa mediante la conexión en triángulo de losTC principales de alta tensión, como se observa en el lado derecho de la figura 27,es necesario asegurarse de que las corrientes de alta tensión estén rotadas unos 30°en el sentido de las agujas del reloj. Así, la conexión en triángulo DAC se debeutilizar para el TC de 69 kV a fin de poner las corrientes de 69 kV y de 12,5 kV enfase.

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

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

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

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



4. Introduzca los siguientes ajustes para los tres canales de entrada de TC utilizadospara los TC del lado de baja tensión, consulte la tabla 27.

Tabla 27: Canales de entrada de TC utilizados para el TC del lado de baja tensión

El parámetro de ajuste Valor seleccionado para ambas solucionesCTprim 800

CTsec 5

CTStarPoint ToObject

5. Introduzca los siguientes ajustes para los tres canales de entrada de TC utilizadospara los TC del lado de alta tensión, consulte la tabla 28.

Tabla 28: Canales de entrada de TC utilizados para los TC del lado de alta tensión

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

Valor seleccionado paraambos Solución 2 (TCconectado en triángulo)

CTprim 300 300173

3=


CTsec 5 5

CTStarPoint FromObject ToObject

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

6. Introduzca los siguientes valores para los ajustes generales de la función deprotección diferencial de transformador, consulte la tabla 29.

Tabla 29: Ajustes generales de la función de protección diferencial



RatedVoltageW1 69 kV 69 kV

RatedVoltageW2 12,5 kV 12,5 kV

RatedCurrentW1 175 A 175 A


ConnectTypeW1 STAR (Y) STAR (Y)

ConnectTypeW2 triángulo=d estrella=y 1)

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

ZSCurrSubtrW1 On Off 2)

ZSCurrSubtrW2 Off Off

TconfigForW1 No No

TconfigForW2 No No






LocationOLTC1 No utilizado No utilizado

Otros parámetros No corresponde para estaaplicación. Utilice el valorpredeterminado.

No corresponde para estaaplicación. Utilice el valorpredeterminado.

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

Transformador de potencia conectado en triángulo-estrella sin cambiadorde tomaEsquemas unifilares para dos soluciones posibles para este tipo de transformadorde potencia con todos los datos de aplicación relevantes se pueden observar en lafigura 28.

IEC06000555 V1 ES

Figura 28: Dos soluciones de protección diferencial para transformador depotencia conectado en triángulo-estrella

Para este transformador de potencia específico, las tensiones sin carga de fase atierra del lado de 115 kV están 30° adelantadas de las tensiones sin carga de fase atierra del lado de 36,75 kV. Así, cuando se realiza la compensación dedesplazamiento de ángulo de fase externa mediante la conexión en triángulo de losTC principales de 24,9 kV, como se observa en el lado derecho de la figura 28, esnecesario asegurarse de que las corrientes de 24,9 kV estén rotadas unos 30° en el



sentido contrario de las agujas del reloj. Así, la conexión en triángulo DAB(consulte la figura 28) se debe utilizar para el TC de 24,9 kV a fin de poner lascorrientes de 115 kV y de 24,9 kV en fase.


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

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

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



El parámetro de ajuste Valor seleccionado para ambas solucionesCTprim 400

CTsec 5

CTStarPoint ToObject

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

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

Solución 1 (TC conectado enestrella )


CTprim 1500 1500866

3=


CTsec 5 5

CTStarPoint ToObject ToObject


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



Tabla 31: Ajustes generales de la protección diferencial







ConnectTypeW1 Triángulo (D) STAR (Y) 1)

ConnectTypeW2 estrella=y estrella=y

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

ZSCurrSubtrW1 Off Off

ZSCurrSubtrW2 On On 2)

TconfigForW1 No No

TconfigForW2 No No

LocationOLTC1 No utilizado No utilizado



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

Transformador de potencia conectado en estrella-estrella con cambiadorde toma en carga y devanado terciario en triángulo sin cargaEsquemas unifilares para dos soluciones posibles para este tipo de transformadorde potencia con todos los datos de aplicación relevantes se pueden observar en lafigura 29. Se debe tener en cuenta que este ejemplo también corresponde a laprotección de autotransformadores con devanados terciarios en triángulo sin carga.



IEC06000558 V1 ES

Figura 29: Dos soluciones de protección diferencial para transformador depotencia conectado en estrella-estrella .

Para este transformador de potencia específico, las tensiones sin carga de fase atierra del lado de 110 kV están exactamente en fase con las tensiones sin carga defase a tierra del lado de 36,75 kV. Así, cuando se realiza la compensación dedesplazamiento de ángulo de fase externa mediante la conexión en triángulo de losTC principales, los dos juegos de TC deben estar conectados de la misma manera(es decir, los dos en DAC o los dos en DAB, como se observa en el lado derechode la figura 29) para que las corrientes de 110 kV y de 36,75 kV estén en fase.


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

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

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

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





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

Valor seleccionado para ambosSolución 2 (TC conectado entriángulo)

CTprim 200 200115

3=


CTsec 1 1

CTStarPoint FromObject ToObject


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

Tabla 33: Canales de entrada de TC utilizados para los TC del lado de baja tensión



CTprim 500 500289

3=


CTsec 5 5

CTStarPoint ToObject ToObject


7. Introduzca los siguientes valores para los ajustes generales de la función deprotección diferencial, consulte la tabla 34

Tabla 34: Ajustes generales de la función de protección diferencial







ConnectTypeW1 STAR (Y) STAR (Y)

ConnectTypeW2 estrella=y estrella=y

ClockNumberW2 0 [0 grados] 0 [0 grados]








TconfigForW1 No No

TconfigForW2 No No

LocationOLT1 Devanado 1 (W1) Devanado 1 (W1)

LowTapPosOLTC1 1 1

RatedTapOLTC1 12 12

HighTapPsOLTC1 23 23

TapHighVoltTC1 23 23

StepSizeOLTC1 1.5% 1.5%



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

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

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

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

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

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



Grupo vectorial IEC Diagrama de fasor detensión sin carga desecuencia positiva

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

YNd1 Y

IEC06000559 V1 ES

DAC/Yy0

Dyn1Y

IEC06000560 V1 ES

DAB/Yy0

YNd11 Y

IEC06000561 V1 ES

DAB/Yy0

Dyn11

Y

IEC06000562 V1 ES

DAC/Yy0

YNd5 Y

IEC06000563 V1 ES

DAB/Yy6

Dyn5

YIEC06000564 V1 ES

DAC/Yy6




Tabla 35: T2WPDIF Grupo de ajustes (básicos)


On- - Off Operación Off/On

SOTFMode OffOn

- - On Modo de operación para cierre sobre falta

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

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

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

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

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

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


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

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


CrossBlockEn OffOn

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

NegSeqDiffEn OffOn

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

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

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

OpenCTEnable OffOn

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

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

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

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



Tabla 36: T2WPDIF Ajustes sin grupo (básicos)

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

transformador (devanado de AT) en kV

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

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

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

ConnectTypeW1 ESTRELLA (Y)Delta (D)

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



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

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

ZSCurrSubtrW1 OffOn

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

ZSCurrSubtrW2 OffOn


TconfigForW1 NoSí

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

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

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

TconfigForW2 NoSí




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

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

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

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




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

toma de OLTC1 (por ejemplo 11)

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

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

Tabla 37: T3WPDIF Grupo de ajustes (básicos)



SOTFMode OffOn

- - On Modo de operación para la función cierresobre falta

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

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

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

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

CrossBlockEn OffOn

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

NegSeqDiffEn OffOn

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

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

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

Tabla 38: T3WPDIF Grupo de ajustes (avanzados)

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

base, normalmente Corriente en W1

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







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

de arm. fundamental, %

OpenCTEnable OffOn

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

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

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

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

Tabla 39: T3WPDIF Ajustes sin grupo (básicos)

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

transformador (devanado de AT) en kV



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








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

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

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




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

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

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

ZSCurrSubtrW1 OffOn


ZSCurrSubtrW2 OffOn


ZSCurrSubtrW3 OffOn


TconfigForW1 NoSí



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

TconfigForW2 NoSí




TconfigForW3 NoSí




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




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






Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónLocationOLTC2 Sin uso

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




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



3.5.2 Protección de falta a tierra restringida de baja impedanciaREFPDIF




Protección de falta a tierra restringidade baja impedancia

REFPDIF

IdN/I

SYMBOL-AA V1 ES

87N

3.5.2.1 Aplicación

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

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

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



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

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

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

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

• faltas entre espiras.

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

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

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

Devanado de transformador, con conexión rígida a tierraLa aplicación más común es en un devanado de transformador con conexión rígidaa tierra. La conexión se observa en la figura 30.




IdN/I

REFPDIF

I3P

I3PW1CT1

IEC09000109 V1 ES

Figura 30: Conexión de una función de falta a tierra restringida de bajaimpedancia REFPDIF para un transformador con conexión directa(rígida) a tierra

Devanado de transformador, con conexión a tierra a través de untransformador de puesta a tierra Z-0Una aplicación común es para un transformador de conexión a tierra de bajareactancia donde la puesta a tierra es a través de transformadores separados de Z-0puesta a tierra. La corriente de falta se limita típicamente de 800 a 2000 A paracada transformador. La conexión de la protección de falta a tierra restringida debaja impedancia REFPDIF para esta aplicación se observa en la figura 31.



IdN/I

REFPDIF

IdN/I

REFPDIF

I3P

I3PW1CT1

I3P

I3PW1CT1

IEC09000110-1-en.vsdIEC09000110 V1 ES

Figura 31: Conexión de una función de falta a tierra restringida de bajaimpedancia REFPDIF para un transformador completamenteaislado, con conexión a tierra mediante un transformador depuesta a tierra Z-0



Devanado de autotransformador, con conexión rígida a tierraLos autotransformadores se pueden proteger con una función de protección de faltaa tierra restringida de baja impedancia REFPDIF. El transformador completo estáconectado, incluyendo el lado de alta tensión, la conexión de neutro y el lado debaja tensión. La conexión de un REFPDIF para esta aplicación se observa en lafigura 32.


IdN/I

REFPDIF

I3P

I3PW1CT1

I3PW2CT1

IEC09000111 V1 ES

Figura 32: Conexión de una función de falta a tierra restringida de bajaimpedancia REFPDIF para un autotransformador, con conexiónrígida a tierra

Devanado de reactor, con conexión rígida a tierraLos reactores se pueden proteger con una función de protección de falta a tierrarestringida de baja impedancia REFPDIF. La conexión del REFPDIF para estaaplicación se observa en la figura 33.




IdN/I

REFPDIF

I3P

I3PW1CT1

IEC09000112 V1 ES

Figura 33: Conexión de una función de falta a tierra restringida de bajaimpedancia REFPDIF para un reactor, con conexión rígida a tierra

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

Una típica conexión para un autotransformador, que es el caso máximo, se observaen la figura 34.



IdN/I

REFPDIF

I3P

I3PW1CT1I3PW1CT2

IEC09000113-1-en.vsdIEC09000113 V1 ES

Figura 34: Conexión de una función de falta a tierra restringida de bajaimpedancia REFPDIF en disposiciones de varios interruptores

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

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


Ajuste y configuración

Recomendaciones para las entradas analógicas

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

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



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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



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

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

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

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

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




Tabla 40: REFPDIF Grupo de ajustes (básicos)



IBase 1 - 99999 A 1 3000 Corriente base

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

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

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

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

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

Tabla 41: REFPDIF Grupo de ajustes (avanzados)

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

característica direccional de secuenciacero

3.5.3 Protección diferencial monofásica de alta impedanciaHZPDIF




Protección diferencial monofásica dealta impedancia HZPDIF Id

SYMBOL-CC V2 EN

87

3.5.3.1 Aplicación

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

• Protección diferencial de autotransformador• Protección de falta restringida a tierra• Protección de línea en T



• Protección de barra terciaria (o secundaria)• Protección de reactor conectado en terciario• Protección diferencial de generador para generadores conectados de bloque

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

3·Id

Z<

3·Id

Z<


IEC05000738 V2 ES

Figura 35: Distintas aplicaciones de una función de protección diferencialmonofásica de alta impedancia HZPDIF

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



Id

IEC05000164-1-en.vsdIEC05000164 V2 ES

Figura 36: El principio de alta impedancia para entradas monofásicas concuatro transformadores de corriente

En el caso de una falta externa, un transformador de corriente se puede saturarcuando los demás TC continúan alimentando corriente. En este caso, se desarrollauna tensión a través del IED. Los cálculos se realizan pensando en las peores de lassituaciones, y se calcula una tensión mínima de funcionamiento UR según laecuación 34

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

donde:

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

Rct es la resistencia secundaria del transformador de corriente, y

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



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

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

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

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

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

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

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

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



Tabla 42: Tensiones de funcionamiento para 1 A

Tensión defuncionamiento

ResistenciadeestabilizaciónR ohmios

Nivel decorriente defuncionamiento 1 A





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

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

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

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

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

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

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

Tabla 43: Entrada de 5 A con funcionamiento mínimo de hasta 100 mA

Tensión defuncionamiento

ResistenciadeestabilizaciónR1 ohmios






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

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

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

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

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

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

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

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

Cuando se ha seleccionado el valor R y ajustado el valor U>Trip , se puedecalcular la sensibilidad del esquema IP . La sensibilidad del IED se decide deacuerdo con la corriente total del circuito, según la ecuación 35.

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

donde:

n es la relación del TC

IP es la corriente que pasa por el IED,

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

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



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

La característica de la resistencia dependiente de la tensión (Metrosil) se observaen la figura 45.

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



I>

R

Rres

Rl

Rct Rct

Rl

UR

a) Situación de carga

b) Situación de falta externa

UR

UR

c) Faltas internas

UR

Objeto protegido


IEC05000427 V2 ES



Figura 37: El principio de alta impedancia para entradas monofásicas con dostransformadores de corriente

3.5.3.2 Ejemplos de conexión

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

Conexiones para la protección diferencial trifásica de alta impedanciaLa protección diferencial de generador, reactor o barra es una aplicación común dela protección diferencial trifásica de alta impedancia. Las conexiones comunes delos TC para el esquema de protección diferencial trifásica de alta impedancia seobservan en la figura 38.

L1(A)

L2(B)

L3(C)

Objeto protegido

TC conectado en estrella/estrella a 1200/1

L1(A)

L2(B)

L3(C)


7

8

9101112

1

2

3

4

5

6

AI01 (I)

AI02 (I)

AI03 (I)

AI04 (I)

AI05 (I)

AI06 (I)

78

6

9

X1

R4

R5

R6

12

12

12

11 12 13 14

U U U R1

13

4

2

13

R2

2

4

13

R3

2

4

1 2 3 4 5 6 7

L1 (A)

L2 (B)

L3 (C)

N

Placa trifásica con resistencias Metrosil y resistores

2

3

5

4

10

X X

L1 (A)

L2 (B)

L3 (C)

N

1

IED

IEC07000193_2_en.vsd

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

TYPE

IEC07000193 V2 ES

Figura 38: Conexiones de TC para la protección diferencial de alta impedancia



Posición

Descripción

1 Punto de puesta a tierra del esquema

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

2 Placa trifásica con resistencias de ajuste y Metrosil.

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

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

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

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

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

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

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

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

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


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

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

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

Conexiones para la protección diferencial monofásica de altaimpedancia HZPDIFLa protección de falta restringida a tierra REFPDIF es una aplicación común de laprotección diferencial monofásica de alta impedancia HZPDIF. Las conexionestípicas de TC para el esquema de protección basado en alta impedancia REFPDIFse observan en la figura 39.



L1(A)

L2(B)

L3(C)

Objeto protegido


7

8

9

10

11

12

1

2

3

4

5

6

AI01 (I)

AI02 (I)

AI03 (I)

AI04 (I)

AI05 (I)

AI06 (I)

6

7

8

IED

X1

R1

12

4 5

U R2

13

4

2

1 2 3

N

Placa monofásica con resistencia Metrosil y resistores

23

5

4

9

N

L1(A)

L2(B)

L3(C)

CT

1500

/51


AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

TYPE

IEC07000194 V2 ES

Figura 39: Conexiones de TC para la protección de faltas restringidas a tierra

Posición

Descripción

1 Punto de puesta a tierra del esquema

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

2 Placa monofásica con resistencia de ajuste y Metrosil.

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

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

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

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

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

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



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



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

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


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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



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

Protección de línea en TEn muchas disposiciones de barra como interruptor y medio, interruptor de anillo,esquina en malla hay una línea en T desde el transformador de corriente de losinterruptores hasta los transformadores de corriente de los bornes aislantes de lostransformadores. Suele ser necesario separar las zonas de manera que la zona hastael borne aislante quede cubierta de una función diferencial y el transformador, deotro. La función de protección diferencial monofásica de alta impedancia HZPDIFdel IED permite que esto se realice de manera eficiente, consulte la figura 40.

3·Id

IEC05000739-2-en.vsdIEC05000739 V2 ES

Figura 40: El esquema de protección con la función de alta impedancia parala línea en T y la protección diferencial para el transformador

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

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



autotransformador, se pueden inducir tensiones mucho más altasque los límites diseñados.

Ejemplo de ajusteDatos básicos: Relación del transformador decorriente:

2000/1 A

Clase de TC: 20 VA 5P20

Resistencia secundaria: 6,2 ohmios

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

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

Cálculo:

( )40006.2 1.6 156

2000UR V> × + =


Seleccione un ajuste de U>Trip=200 V.

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

( )5 20 6.2 20 524E P V> + × =


es decir, mayor que 2 U>Trip

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

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

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

1IP approx A-= ° + ° + × - ° × £


donde

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

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



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

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

Protección diferencial de autotransformadorCuando se utilizan autotransformadores, es posible usar el esquema de altaimpedancia de manera que cubra los devanados de los autotransformadores, perono un devanado terciario. La zona y la conexión de la protección diferencialmonofásica de alta impedancia HZPDIF se observan en la figura 41.

3·Id

IEC05000173-3-en.vsdIEC05000173 V3 ES

Figura 41: Aplicación de la protección diferencial monofásica de altaimpedancia HZPDIF en un autotransformador

Ejemplo de ajuste

Se recomienda utilizar la toma más alta del TC siempre que seutilice la protección de alta impedancia. Esto ayuda a utilizar lacapacidad máxima del TC, minimizar la corriente y, por lo tanto, areducir el límite de tensión de estabilidad. Si se utiliza una tomamás baja del TC, la tensión que se desarrolla en la toma



seleccionada se ve limitada por la resistencia no lineal; pero en lastomas no utilizadas, debido a la acción de los autotransformadores,se pueden inducir tensiones mucho más altas que los límitesdiseñados.

Datos básicos: Corriente nominal deltransformador Irated (en toma debaja tensión):

1150 A

Relación del transformador decorriente:

1200/1 A (Nota: debe ser igual en todas las ubicaciones)


Resistencia secundaria: 3.8 ohmios

Resistencia de bucle del cable: <100 m 2,5 mm2(un sentido) da 2 · 0,8 ohmios a 75° C

Corriente máxima de falta: La corriente máxima de falta externa. Utilice 15 Irated para eltransformador de potencia.

Cálculo:

( )115015 3.8 1.6 77.625

1200UR V> × × + =


Seleccione un ajuste de U>Trip=100 V

La tensión de codo del transformador de corriente con un error del 5% se puede calcularaproximadamente a partir de los valores nominales, teniendo en cuenta que la tensión de codo seestima alrededor del 70% de la tensión del límite de precisión.

( )5 20 3.6 20 472E P V> + × =



En la tabla de resistencias seleccionadas, compruebe el valor de la resistencia deestabilización en serie que debe utilizar. Como esta aplicación necesita tener buenasensibilidad, seleccione SeriesResistor= 2500 ohmios, lo cual da una corriente totaldel IED de 40 mA.

Para calcular la sensibilidad de la tensión de funcionamiento, consulte laecuación 41 que da un valor aceptable, sin tener en cuenta la corriente derivada porla resistencia no lineal.



( )120040 0 20 0 3 20 60 .108

1IP approx A= × ° + ° + × - ° £


donde:

100 mA es la corriente derivada por el circuito del IED


Si se necesita una sensibilidad mayor, la resistencia en serie se puede seleccionaren 5000 ohmios. La corriente de magnetización se toma de la curva demagnetización para los núcleos del transformador de corriente que deberían estardisponibles. Se toma el valor en U>Trip . Para la corriente de la resistenciadependiente de la tensión, se utiliza el valor máximo de la tensión 100 √2 y lacorriente máxima utilizada. Después se calcula la corriente RMS, dividiendo por√2. Utilice el valor máximo de la curva.

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

Protección de barra terciariaPara muchos transformadores puede haber un sistema secundario para distribuciónlocal o compensación shunt. La protección diferencial monofásica de altaimpedancia HZPDIF se puede utilizar para proteger la barra terciaria, por logeneral con un nivel de 10-33 kV y relativamente pocas líneas.



3·Id

IEC05000774-2-en.vsdIEC05000774 V2 ES

Figura 42: Aplicación de la función de protección diferencial de alta impedancia en barra terciaria

Ejemplo de ajuste

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



Datos básicos: Relación del transformadorde corriente:

2000/1 A (Nota: debe ser igual en todas las ubicaciones)



Resistencia de bucle delcable:

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

Corriente máxima de falta: La corriente máxima de falta externa determinada por la reactancia deltransformador, por ejemplo 28 kA.

Cálculo:

( )280005.5 0.4 82.6

2000UR V> × + =


Seleccione un ajuste deU>Trip=100 V.

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

( )5 10 5.5 20 310E P V> + × =


es decir, mayor que 2 U>Trip.

En la tabla de resistencias seleccionadas, compruebe el valor de la resistencia deestabilización en serie que debe utilizar. Como esta aplicación no necesita ser tansensible, seleccione SeriesResistor=

1000 ohmios, lo cual da una corriente del IED de 100 mA.

Para calcular la sensibilidad de la tensión de funcionamiento, consulte laecuación 44 que da un valor aceptable, sin tener en cuenta la corriente derivada porla resistencia no lineal:

( )2000100 0 20 0 4 15 60 .220

1IP approx A= × ° + ° + × - ° £


Donde

200 mA es la corriente derivada por el circuito del IED




La corriente de magnetización se toma de la curva de magnetización para losnúcleos del transformador de corriente que deberían estar disponibles. Se toma elvalor en U>Trip . Para la corriente de la resistencia dependiente de la tensión, seutiliza el valor máximo de la tensión 100 √2 y la corriente máxima utilizada.Después se calcula la corriente RMS, dividiendo por √2. Utilice el valor máximode la curva.

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



3·Id


IEC05000176 V2 ES

Figura 43: Aplicación de la función de protección diferencial monofásica de alta impedancia HZPDIF en unautotransformador

Ejemplo de ajuste

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



se pueden inducir tensiones mucho más altas que los límitesdiseñados.

Datos básicos: Relación del transformadorde corriente:

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



Resistencia de bucle delcable:

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

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

Cálculo:

( )8000.26 0.4 5.28

1000UR V> × + =




105 0.26 20 5 66

25E P V> + × × =æ ö

ç ÷è ø


es decir, mayor que 2 U>Trip.

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

Para calcular la sensibilidad de la tensión de funcionamiento, consulte laecuación 47que da un valor aceptable. Con un valor de resistencia inferior, sepuede seleccionar una sensibilidad un poco menor.

( )100100 0 5 0 2 100 60 .5

5IP approx A= × ° + ° + × - ° £




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

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

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

La conexión de un IED de falta restringida a tierra se observa en la figura 44. Estáconectado a través de cada uno directamente o en el devanado del transformador atierra de baja resistencia, como se observa en la figura.

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



Id

IEC05000177-2-en.vsdIEC05000177 V2 ES

Figura 44: Aplicación de la función HZPDIF como un IED de falta restringidaa tierra para un transformador YNd

Ejemplo de ajuste

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

Datos básicos: Corriente nominal del transformador endevanado de alta tensión:

250 A

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


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

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



Cálculo:

( )25015 0.66 0.8 18.25

300UR V> × × + =




( )5 10 0.66 20 213.2E P V> + × =



En la tabla de resistencias seleccionadas, compruebe el valor de la resistencia deestabilización en serie que debe utilizar. Como esta aplicación necesita ser muysensible, seleccione SeriesResistor= 1000 ohmios, lo cual da una corriente de 20 mA.

Para calcular la sensibilidad de la tensión de funcionamiento, consulte laecuación 50 que resulta aceptable, ya que da aproximadamente 10% de la corrientemínima de funcionamiento.

( )30020 0 5 0 4 20 60 .25.5

1IP approx A= × ° + ° + × - ° £


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

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

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



existe con una función de sobreintensidad de neutro o con una función de tensiónde neutro.

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

110

100

1000

10000

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

Volti

os d

e C

Aap

licad

osTe

nsió

n C

C o

pico

(vol

tios)

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

IEC05000749 V1 ES

Figura 45: Características de tensión de corriente para las resistencias no lineales, en el rango de 10 a200 V, el rango promedio de la corriente es: 0,01 a 10 mA


Tabla 44: HZPDIF Grupo de ajustes (básicos)



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

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

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

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



3.6 Protección de impedancia

3.6.1 Zonas de medición de distancia, característica cuadrilateralZMQPDIS, ZMQAPDIS, ZDRDIRDescripción de función Identificación IEC

61850Identificación IEC60617


Zona de protección de distancia,característica cuadrilateral (zona, 1)

ZMQPDIS

S00346 V1 ES

21

Zona de protección de distancia,característica cuadrilateral (zona 2-5)

ZMQAPDIS

S00346 V1 ES

21

Impedancia direccional cuadrilateral ZDRDIR

Z<->

IEC09000167 V1 ES

21D

3.6.1.1 Aplicación

Las redes de subtransmisión se están ampliando y con frecuencia resultan cada vezmás complejas, con una gran cantidad de líneas con varios circuitos o variosterminales de longitudes muy diferentes. Estos cambios en la red generalmenteimplican demandas más rígidas en cuanto a los equipos para el despeje de faltas, afin de mantener un nivel de seguridad intacto o mejorado en el sistema de potencia.

La función de protección de distancia del IED está diseñada para responder a losrequisitos básicos de líneas de transmisión y subtransmisión (sistemas de neutrorígido a tierra ), aunque también se puede utilizar en niveles de distribución.

Puesta a tierra del sistemaEl tipo de sistema conectado a tierra cumple un papel importante a la hora dediseñar el sistema de protección. A continuación se indican algunas sugerenciascon respecto a la protección de distancia.

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



xx05000215.vsdIEC05000215 V1 ES

Figura 46: Red de neutro rígido a tierra

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

La corriente de falta a tierra en una fase a tierra en fase L1 se puede calcular segúnla ecuación 51:

L1 L10

1 2 0 f 1 N f

3 U U3I

Z Z Z 3Z Z ZZ

×= =

+ + + + +

EQUATION1267 V3 EN (Ecuación 51)

Donde:

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

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

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

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

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

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

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

La corriente de secuencia cero en redes continuas a tierra hace posible el uso detécnicas de medición de impedancia para detectar faltas a tierra . Sin embargo, laprotección de distancia tiene pocas posibilidades de detectar faltas de altaresistencia y, por lo tanto, siempre debería estar complementada con otrasfunciones de protección que puedan llevar a cabo el despeje de las faltas en estoscasos.



Redes conectadas a tierra de manera eficazUna red se considera conectada a tierra eficazmente cuando el factor f de falta atierrae es menor que 1,4. El factor de falta a tierra se define según la ecuación 52.

maxe

pn

Uf

U=


Donde:

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

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

Otra definición de una red conectada a tierra eficazmente es cuando las siguientesrelaciones entre los componentes simétricos de las impedancias de la red sonválidos, observe la ecuación 53 y la ecuación 54.

0 1X 3 X< ×


0 1R R£


Donde

R0 es el ajuste del alcance resistivo de secuencia cero

X0 es el ajuste del alcance reactivo de secuencia cero

R1 es el ajuste del alcance resistivo de secuencia positiva

X1 es el ajuste del alcance reactivo de secuencia positiva

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

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



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

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

La magnitud de la corriente de falta total se puede calcular según la ecuación 55.

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


Donde:

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

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

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

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

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

13

LC

ww

=× ×


IcIcIc

ILIR

en05000216.vsdIEC05000216 V1 ES

Figura 47: Red de neutro impedante

El funcionamiento de las redes de neutro impedante es diferente en comparacióncon las redes de neutro rígido a tierra , en las que todas las faltas principales sedeben despejar rápidamente. En las redes de neutro impedante , algunos operadoresde los sistemas no despejan las faltas monofásicas a tierra de inmediato, sino quedespejan la línea más tarde, cuando resulta más conveniente. En el caso de las



faltas múltiples, muchos operadores de redes desean despejar una de las dos faltas atierra . Para manejar fenómenos de este tipo, se necesita un bloque funcionalseparado de lógica de preferencia de fases (PPLPHIZ), que no es común en lasaplicaciones de transmisión.

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

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

Haciendo referencia a la figura 48, la ecuación para la tensión de barras UA en ellado A es:

UA = IA ·p ·ZL + (IA+IB)· RfEQUATION1273-IEC-650 V1 ES (Ecuación 57)

Si dividimos UA por IA obtenemos Z en el lado A del IED.

IA + IBUA

IA IA ZA = = p ·ZL + ·Rf

EQUATION1274-IEC-650 V1 ES (Ecuación 58)

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



Z <

ZL

Z <

ESA

UA UBA B ESBIA IB

Rf

p*ZL (1-p)*ZLZSA ZSB

IEC09000247-1-en.vsdIEC09000247 V1 EN

Figura 48: Influencia de la alimentación de corriente de falta desde el extremoremoto de la línea

El efecto de la influencia de corriente de falta desde el extremo remoto de la líneaes uno de los factores más importantes para justificar la protección complementariaa la protección de distancia.

Cuando la línea tiene carga pesada, la protección de distancia en el extremo deexportación tiende al sobrealcance. Para manejar este fenómeno, el IED tiene unalgoritmo adaptable incorporado, que compensa la tendencia al sobrealcance de lazona 1, en el extremo de exportación. Para esta función no se necesita ningún ajuste.

Delimitación de cargaEn algunos casos, la impedancia de carga puede entrar en la característica de zonasin ninguna falta en la línea protegida. El fenómeno se denomina delimitación decarga y puede ocurrir cuando se despeja una falta externa y la carga de emergenciaalta se transfiere en la línea protegida. El efecto de la delimitación de carga estáilustrado en la parte izquierda de la figura 49. Por supuesto que la entrada de laimpedancia de carga en la característica no está permitida, entonces la manera demanejar esta situación mediante la protección convencional de distancia es tenerlaen cuenta junto con los ajustes, es decir, tener un margen de seguridad entre la zonade distancia y la impedancia de carga mínima. Esto presenta la desventaja de quedisminuye la sensibilidad de la protección, es decir, la capacidad para detectar lasfaltas resistivas.

El IED tiene una función incorporada que forma la característica según la figuraderecha de la figura 49. El algoritmo de delimitación de carga aumenta laposibilidad de detectar las faltas de alta resistencia, en especial para las faltas defase a tierra en el extremo remoto de la línea. Por ejemplo, para un ajustedeterminado del ángulo de carga ArgLd en el bloque funcional de selección defases con delimitador de carga, característica cuadrilateral (FDPSPDIS), eldelimitador resistivo para la medición de zonas se puede expandir según lafigura 49 brindando así mayor cobertura de resistencia de falta sin correr el riesgode tener un funcionamiento no deseado debido a la delimitación de carga. Esto esválido en ambas direcciones.



El uso de la función de delimitación de carga es fundamental para las líneas largascon cargas pesadas, en las que puede haber un conflicto entre la transferencia decarga de emergencia necesaria y la sensibilidad necesaria de la protección dedistancia. La función también se puede utilizar en líneas de mediana longitud concarga pesada. Para las líneas cortas, la preocupación principal es lograr la coberturade resistencia de falta necesaria, pero la delimitación de carga no es un problemaimportante. Por esta razón, para las líneas cortas, la función de delimitación decarga podría desactivarse. Consulte la sección "Limitación de impedancia decarga, sin delimitación de carga".

Los ajustes de los parámetros para la delimitación de carga se realizan en el bloquefuncional FDPSPDIS.

R

X

Z1

Área de impedancia de carga en dirección

hacia delante

RLdRv

R

Z1

ArgLdArgLd

ArgLdArgLd

RLdFw


X

IEC09000248 V1 ES

Figura 49: Fenómenos de delimitación de carga y característica formada dedelimitación de carga, definidos en el bloque de selección de fasecon delimitación de carga FDPSPDIS

Aplicación en líneas cortasEn las aplicaciones en líneas cortas, la preocupación principal es lograr unacobertura de resistencia de falta suficiente. La delimitación de carga no es muycomún. La longitud de línea que se identifica como línea corta no es una longitudfija, depende de los parámetros del sistema, como la tensión y la impedancia defuente, consulte la tabla 45.

Tabla 45: Definición de línea corta y muy corta

Categoría de línea

Un Un110 kV 500 kV

Línea muy corta 1,1-5,5 km 5-25 km

Línea corta 5,5-11 km 25-50 km



La capacidad del IED para establecer ajustes de alcance de resistencia y reactanciaindependientes para bucles de falta de secuencia cero y ajustes de resistencia defalta individuales para faltas de fase a fase y de fase a tierra junto con el algoritmode delimitación de carga mejora la posibilidad de detectar las faltas de altaresistencia sin generar conflictos con la impedancia de carga, observe la figura 49.

Para aplicaciones en líneas muy cortas, la zona 1 de subalcance no se puede utilizarporque la distribución de caídas de tensión a lo largo de la línea es demasiado bajay provoca riesgo de sobrealcance.

La delimitación de carga no suele ser un problema en las aplicaciones en líneas cortas.

Aplicación en líneas de transmisión largasPara las líneas de transmisión largas, el margen de la impedancia de carga, es decir,para evitar la delimitación de carga, por lo general representa una preocupaciónimportante. Se sabe que resulta difícil lograr alta sensibilidad para una falta de fasea tierra en el extremo remoto de la línea en líneas largas cuando la línea tiene unacarga pesada.

Lo que se identifica como líneas largas en cuanto al rendimiento de la protecciónde distancia se puede describir en términos generales como figura en la tabla 46,las líneas largas tienen una relación de impedancia de fuente (SIR) menor que 0,5.

Tabla 46: Definición de líneas largas y muy largas


Un Un110 kV 500 kV

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

Líneas muy largas > 99 km > 450 km

La capacidad del IED para establecer ajustes de alcance resistivo y reactivoindependientes para bucles de falta de secuencia cero y ajustes de resistencia defalta individuales para faltas de fase a fase y de fase a tierra junto con el algoritmode delimitación de carga mejora la posibilidad de detectar las faltas de altaresistencia al mismo tiempo que se mejora la seguridad (se elimina el riesgo dedisparos no deseados debido a la delimitación de carga), observe la figura 49.

Aplicación en líneas paralelas con acoplamiento mutuo

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

Las líneas paralelas introducen un error en la medición, debido al acoplamientomutuo entre las líneas paralelas. Las líneas no tienen que tener la misma tensiónpara tener un acoplamiento mutuo, y existe algo de acoplamiento incluso entre laslíneas que están separadas por 100 metros o más. El acoplamiento mutuo influye enla impedancia de secuencia cero en el punto de la falta, pero normalmente nogenera una inversión de la tensión.



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

Desde el punto de vista de la aplicación, existen tres tipos de configuraciones(clases) de redes que se deben tener en cuenta al ajustar los valores de la función deprotección.

Las tres clases de configuración de redes son:

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

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

Un ejemplo de las redes de clase 3 puede ser el acoplamiento mutuo entre una líneade 400 kV y las líneas aéreas del ferrocarril. Si bien existe, este tipo deacoplamiento mutuo no es tan común, y no se lo desarrolla más en este manual.

Para cada tipo de red, existen tres topologías diferentes; la línea paralela puedeestar en servicio, fuera de servicio, fuera de servicio y conectada a tierra en ambosextremos.

El alcance de la zona 1 de protección de distancia varía según la condición defuncionamiento de la línea paralela. Esto se puede manejar con grupos de ajustesdiferentes para los casos en los que la línea paralela está en funcionamiento y fuerade servicio y conectada a tierra en ambos extremos.

La protección de distancia dentro del IED puede compensar la influencia delacoplamiento mutuo de secuencia cero durante la medición en faltas monofásicas atierra de las siguientes maneras:

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

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

La mayoría de las líneas con varios circuitos tienen dos circuitos defuncionamiento paralelos.

Aplicación en líneas paralelasEste tipo de redes se define como esas redes en las que las líneas de transmisiónparalelas terminan en nodos comunes en ambos extremos.

Los tres modos de funcionamiento más comunes son:

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



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

Analicemos lo que sucede cuando ocurre una falta en la línea paralela, observe lafigura 50.

De los componentes simétricos, podemos obtener la impedancia Z en el punto delrelé para las líneas normales sin acoplamiento mutuo, según la ecuación 59.

ph ph

0 1 ph 0 Nph 0

1

U U

Z Z I 3I KI 3I

3 Z

Z = =- + ×

+ ××

IECEQUATION1275 V1 EN (Ecuación 59)

Donde:

Uph es la tensión de fase a tierra en el punto del relé

Iph es la corriente de fase en la fase defectuosa

3I0 es la corriente de falta a tierra

Z1 es la impedancia de secuencia positiva

Z0 es la impedancia de secuencia cero

Z0m

A B

Z< Z< IEC09000250_1_en.vsd

IEC09000250 V1 EN

Figura 50: Clase 1, línea paralela en servicio

El circuito equivalente de las líneas se puede simplificar, observe la figura 51.

A

B

CZ0m

Z0mZ0 -

Z0mZ0 -


IEC09000253 V1 EN

Figura 51: Circuito equivalente de impedancia de secuencia cero de la líneade funcionamiento paralela de circuito doble con una faltamonofásica a tierra en la barra remota

Cuando se introduce acoplamiento mutuo, la tensión en el punto A del relé cambiasegún la ecuación 60.



L L mph L ph 0 0p

L L

Z0 Z1 Z0U Z1 I 3I 3I

3 Z1 3 Z1

-= × + × +

× ×

æ öç ÷è ø


Al dividir la ecuación 60 por la ecuación 59 y después de algunas simplificaciones,podemos escribir la impedancia presente en el lado A del relé como:

3 013 0

LI KNmZ Z

Iph I KNæ ö×

= +ç ÷+ ×è øEQUATION1277 V1 ES (Ecuación 61)

Donde:

KNm = Z0m/(3 · Z1L)

La segunda parte entre paréntesis es el error introducido en la medición de laimpedancia de línea.

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

El sobrealcance máximo ocurre cuando la alimentación de corriente de falta delextremo remoto de la línea es débil. Cuando se tiene en cuenta una faltamonofásica a tierra en la 'p' unidades del largo de línea de A a B de la línea paralelacuando la alimentación de corriente de la falta del extremo remoto de la línea escero, la tensión UA de la fase defectuosa en el lado A como en la ecuación 62.

( )A L ph N 0 Nm 0pU p Z1 I K 3I K 3I= × + × + ×


También se observa la siguiente relación entre las corrientes de secuencia cero:

03 0 3 0 0 (2 )L LI Z I p Z p× = × -EQUATION1279 V1 ES (Ecuación 63)

Simplificación de la ecuación 63, resuelta para 3I0p y habiendo reemplazado elresultado en la ecuación 62 da que la tensión se puede calcular como:

0A L ph N 0 Nm

3I pU p Z1 I K 3I K

2 p

×= × + × + ×

-

æ öç ÷è ø




Si finalmente dividimos la ecuación 64 por la ecuación 59 podemos calcular laimpedancia presente en el IED como

0

0

33 02

13

m

L

I pIph KN I KNp

Z p ZIph I KN

é ùæ ö×+ × + ×ê úç ÷-è øê ú= ×

ê ú+ ×ê úë û


Cálculo para una línea de 400 kV, donde por cuestiones de simplicidad hemosexcluido la resistencia, da con X1L=0,303 Ω/km, X0L=0,88 Ω/km, el alcance de lazona 1 se ajusta al 90% de la reactancia de la línea p=71%, es decir, la proteccióntiene un subalcance de aproximadamente un 20%.

El acoplamiento mutuo de secuencia cero puede disminuir el alcance de laprotección de distancia del circuito protegido cuando la línea paralela tiene unfuncionamiento normal. La disminución del alcance es mayor cuando no hayalimentación de corriente en el IED más próximo a la falta. Por lo general, estadisminución del alcance es de menos del 15%. Pero cuando el alcance sedisminuye en un extremo de la línea, se aumenta de manera proporcional en elextremo opuesto. De manera que esta disminución del alcance del 15% no afecta elfuncionamiento de un esquema de subalcance permisivo en forma significativa.

Línea paralela fuera de servicio y conectada a tierra

Z0m

A B

Z< Z<IEC09000251_1_en.vsd

IEC09000251 V1 EN

Figura 52: La línea paralela está fuera de servicio y conectada a tierra

Cuando la línea paralela está fuera de servicio y conectada a tierra en ambosextremos de la línea del lado de la barra de los TI de la línea de manera que lacorriente de secuencia cero pueda fluir en la línea paralela, el circuito equivalentede secuencia cero de las líneas paralelas son como se indica en la figura 53.



A

B

C


I0

I0

Z0mZ0 -

Z0mZ0 -

Z0m

IEC09000252 V1 EN

Figura 53: Circuito equivalente de impedancia de secuencia cero para unalínea de circuito doble que funciona con un circuito desconectado yconectado a tierra en ambos extremos

Aquí la impedancia equivalente de secuencia cero es igual a Z0-Z0m en paralelocon (Z0-Z0m)/Z0-Z0m+Z0m que es igual a la ecuación 66.

2 20 m

0E

0

Z Z0Z

Z-

=


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

Todas las expresiones que aparecen a continuación se sugieren para uso práctico.Se entiende que el valor de la resistencia mutua de secuencia cero R0m es igual acero. Se tiene en cuenta solamente la reactancia mutua de secuencia cero X0m.Calcule los parámetros equivalentes de secuencia cero X0E y R0E según laecuación 67 y la ecuación 68 para cada sección de línea en particular, y utilícelospara calcular el alcance de la zona de subalcance.

20

0 0 2 20 0

1 mE

XR RR X

æ ö= · +ç ÷+è ø

DOCUMENT11520-IMG3502 V1 ES (Ecuación 67)

20

0 0 2 20 0

1 mE

XX XR X

æ ö= · -ç ÷+è ø




Línea paralela fuera de servicio y no conectada a tierra

Z0m

A B

Z< Z<IEC09000254_1_en.vsd

IEC09000254 V1 EN

Figura 54: Línea paralela fuera de servicio y no conectada a tierra

Cuando la línea paralela está fuera de servicio y no conectada a tierra, la secuenciacero de la línea solo puede fluir a través de la admitancia de línea a tierra. Laadmitancia de línea es alta, lo cual limita la corriente de secuencia cero en la líneaparalela a valores muy bajos. En la práctica, el circuito equivalente de impedanciade secuencia cero para faltas en la barra remota se puede simplificar en el circuitoque se observa en la figura 54

La impedancia mutua de secuencia cero de la línea no influye en la medición de laprotección de distancia en un circuito defectuoso. Esto significa que el alcance dela zona de protección de distancia de subalcance se reduce si, debido a lascondiciones de funcionamiento, la impedancia equivalente de secuencia cero seajusta según las condiciones del sistema paralelo cuando está fuera de servicio yconectado a tierra en ambos extremos.

A

B

C


I0

I0

Z0mZ0 -

Z0m

Z0mZ0 -

IEC09000255 V1 EN

Figura 55: Circuito equivalente de impedancia de secuencia cero para unalínea de circuito doble con un circuito desconectado y noconectado a tierra

La disminución del alcance es igual a la ecuación 69.

( )( ) ( )

21 0

0

1 001 0

1 23 11 2 323

E fm

U

ff

Z Z R ZKZ Z Z RZ Z R

× × + += = -

× × + +× × + +


Esto significa que el alcance se disminuye en las direcciones de reactancia y deresistencia. Si los componentes reales e imaginarios de la constante A son iguales ala ecuación 70 y la ecuación 71.



Re( ) 0 (2 1 0 3 ) 0 ( 0 2 1)A R R R Rf X X X= × × + + × - × + ×EQUATION1285 V1 ES (Ecuación 70)

0 1 0 1 0 1 0Im( ) (2 3 ) (2 )A X R R R R X X= × × + + × + × × +EQUATION1286 V1 ES (Ecuación 71)

El componente real del factor KU es igual a la ecuación 72.

( ) ( )( ) ( )

20

2 2

ReRe 1

Re Im

mU

A XK

A A

×= +

é ù é ù+ë û ë ûEQUATION1287 V1 ES (Ecuación 72)

El componente imaginario del mismo factor es igual a la ecuación 73.

( )( )

( ) ( )2

ImIm

Re

AKU

A

×=

+éë

éë

éë

éë

Im A2

Xm02


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

Aplicación con línea derivada



A B

Z< Z<

Z<C

T

IC

IB

-IB


IA F

IEC09000160 V2 EN

Figura 56: Ejemplo de línea derivada con autotransformador

Esta aplicación genera el mismo problema que se resaltó en la sección"Alimentación de faltas desde un extremo remoto" , es decir, mayor impedanciamedida, debido a alimentación de corriente de falta. Por ejemplo, para faltas entreel punto T y la estación B, la impedancia medida en A y C es

ZA =ZAT + ·ZTFIA + IC

IA DOCUMENT11524-IMG3509 V2 ES (Ecuación 74)

ZC = ZTrf + ( ZCT + ·ZTF) ·( )2IA + IC

IC U2

U1


Donde:

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

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

U2/U1 Relación de transformación para transformación de impedancia en el lado U1 deltransformador al lado de medición U2 (se entiende que la función distancia toma lacorriente y la tensión del lado U2 del transformador).

ZTF es la impedancia de línea desde el punto T a la falta (F).

ZTrf Impedancia del transformador



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

Otra complicación que puede ocurrir según la topología es que la corriente de unextremo puede tener dirección hacia atrás para una falta en la línea protegida. Porejemplo, para las faltas en T, la corriente desde B puede ir en dirección hacia atrásdesde B a C, según los parámetros del sistema (observe la línea discontinua de lafigura 56), dado que la protección de distancia en B a T mide la dirección equivocada.

En aplicaciones de tres extremos, según la impedancia fuente detrás de los IED, lasimpedancias del objeto protegido y según la ubicación de la falta, es posible quesea necesario aceptar el disparo de la zona 2 en un extremo o el disparo secuencialen un extremo.

Por lo general, para este tipo de aplicación resulta difícil seleccionar ajustes de lazona 1 que den al mismo tiempo superposición de las zonas con suficientesensibilidad y sin interferencia con otros ajustes de la zona 1, es decir, sinconflictos de selección. Se necesitan cálculos de faltas bien precisos paradeterminar los ajustes adecuados y la selección de la comunicación de esquemaadecuada.

Resistencia de faltaEl rendimiento de la protección de distancia para faltas monofásicas a tierra es muyimportante, porque por lo general más del 70% de las faltas en las líneas detransmisión son faltas monofásicas a tierra . En estas faltas, la resistencia de faltaconsta de tres partes: resistencia de arco, resistencia de una estructura de torre yresistencia de cimiento de torre. La resistencia de arco se puede calcular según lafórmula de Warrington:

1.428707 LRarc

I×

=


donde:

L representa la longitud del arco (en metros). Esta ecuación corresponde a la zona 1 de laprotección de distancia. Tenga en cuenta aproximadamente tres veces el espaciado de labase del arco para la zona 2 y la velocidad del viento de aproximadamente 50 km/h

I es la corriente de falta real en A.

En la práctica, el ajuste de la resistencia de falta tanto para fase a tierra RFPE comopara fase a fase RFPP debe ser lo más alto posible sin interferir con la impedanciade carga a fin de obtener una detección de falta fiable.



3.6.1.2 Directrices para ajustes

GeneralLa configuración del bloque de zonas de medición de distancia, con característicacuadrilateral (ZMQPDIS) se realiza en valores primarios. La relación deltransformador de medida que se ha configurado para la tarjeta de entrada analógicase utiliza para convertir automáticamente las señales de entrada secundariasmedidas en los valores primarios utilizados en ZMQPDIS.

Cuando calcule los ajustes, tenga en cuenta los siguientes principios básicos, segúncada aplicación:

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

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

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

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

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

• Acoplamiento mutuo de secuencia cero de las líneas paralelas.

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

En el caso de líneas paralelas, tenga en cuenta la influencia del acoplamientomutuo según la sección "Aplicación en líneas paralelas con acoplamiento mutuo"y seleccione los casos válidos para la aplicación en particular. Con el ajusteadecuado se pueden compensar los casos en los que la línea paralela está enfuncionamiento, fuera de servicio y no conectada a tierra y fuera de servicio yconectada a tierra en ambos extremos. El valor predeterminado del alcance de faltaa tierra debería ser <95% incluso cuando la línea paralela está fuera de servicio yconectada a tierra en ambos extremos (el peor de los casos).

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

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



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

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

A veces se puede aceptar un sobrealcance mayor que el mencionado del 80%,debido a la alimentación de corriente de falta desde otras líneas. Sin embargo, estorequiere que se realicen análisis mediante cálculos de falta.

Si alguno de estos da un alcance de zona 2 menor que el 120%, el retardo detiempo de la zona 2 se debe aumentar aproximadamente 200 ms para evitar unfuncionamiento no deseado cuando la telecomunicación para la línea cortaadyacente en el extremo remoto no funciona durante las faltas. La zona 2 no sedebe reducir por debajo del 120% de la sección de la línea protegida. Toda la líneadebe estar cubierta en todas las condiciones.

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

Si ocurre una falta en el punto F, observe la figura 57, el IED del punto A percibela impedancia:

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

IA IA + IB

IA EQUATION302 V2 EN (Ecuación 77)

A B

Z<

CI A

IB

ZAC ZCB

Z CF

IA+ I B


F

IEC09000256 V1 EN

Figura 57: Ajuste de la zona de sobrealcance

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

Tenga en cuenta el posible facto de ampliación que puede existir debido a laalimentación de faltas desde líneas adyacentes. La ecuación 78 se puede utilizar



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

Zrev 1.2 ZL Z2rem³ ×EQUATION1525 V3 EN (Ecuación 78)

Donde:

ZL es la impedancia de la línea protegida

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

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

Ajuste de zonas para aplicación en líneas paralelas

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

Sin embargo, se debe tomar en cuenta la influencia de la impedancia mutua.

Línea paralela en servicio: Ajuste de la zona 2Las zonas de sobrealcance (por lo general, las zonas 2 y 3) siempre debensobrealcanzar el circuito protegido. La mayor reducción de un alcance ocurrecuando los dos circuitos paralelos están en servicio con una falta monofásica atierra ubicada en el extremo de una línea protegida. El circuito equivalente deimpedancia de secuencia cero para este caso es igual al de la figura 51 de la sección"Línea paralela en servicio".

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

R0E R0 Rm0+=


X0E X0 Xm0+=


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



00 12 1 0

m

f

ZKZ Z R

= -× + +


Si el denominador de la ecuación 81 se llama B y Z0m se simplifica en X0m,entonces la parte real e imaginaria del factor de reducción del alcance para laszonas de sobrealcance se puede formular de la siguiente manera:

2 20 Im( )Re( 0) 1

Re( ) Im( )X m BK

B B×

= -+


2 20 Re( )Im( 0) 1

Re( ) Im( )X m BK

B B×

= -+


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

Ajuste los valores de la zona correspondiente (resistencia y reactancia de secuenciacero) a:

R0E R0 1Xm0

2

R02 X0

2+--------------------------+

è øç ÷æ ö

×=


X0E X0 1Xm0

2

R02 X0

2+--------------------------–

è øç ÷æ ö

×=


Ajuste del alcance en dirección resistivaAjuste el alcance resistivo R1 independientemente para cada zona.

Por separado, ajuste la resistencia de falta esperada para las faltas de fase a faseRFPP y para las faltas de fase a tierra RFPE para cada zona. Para cada zona dedistancia, ajuste todos los demás parámetros de ajuste para el alcance de maneraindependiente.

El alcance final en dirección resistiva para la medición de bucles de faltas de fase atierra respeta automáticamente los valores de la resistencia de secuencia positiva ycero de la línea, y en el extremo de la zona protegida es igual a la ecuación 86.



( )1R 2 R1 R0 RFPE

3= × + +


2 X1 X0arctan

2 R1 R0loopj

× +=

× +é ùê úë û


El ajuste del alcance resistivo para la zona 1 de subalcance debería respetar lacondición para minimizar el riesgo de sobrealcance:

RFPE 4.5 X1£ ×IECEQUATION2305 V1 EN (Ecuación 88)

Por lo general, la resistencia de falta para faltas de fase a fase es bastante baja encomparación con la resistencia de falta para faltas de fase a tierra . Para minimizarel riesgo de sobrealcance, limite el ajuste del alcance de la zona 1 en direcciónresistiva para la medición de bucles de fase a fase a:

RFPP 3 X1£ ×IECEQUATION2306 V1 EN (Ecuación 89)

Limitación de impedancia de carga, sin delimitación de cargaLas siguientes instrucciones son válidas cuando el bloque funcional de selección defases con delimitación de carga, característica cuadrilateral FDPSPDIS no estáactivado. Para desactivar el bloque, el ajuste de la resistencia de carga RLdFw yRLdRv en FDPSPDIS debe estar en el valor máximo (3000). Si se va a utilizar elbloque FDPSPDIS para todas las zonas de medición o para algunas de ellas, lalimitación de carga para esas zonas, según este capítulo, se puede omitir.Compruebe el alcance resistivo máximo permisible para cualquier zona a fin deasegurarse de que haya un margen de ajuste suficiente entre el límite y laimpedancia de carga mínima. La impedancia de carga mínima (Ω/fase) se calculade la siguiente manera:

Z loadminU2

S-------=


Donde:

U es la tensión de fase a fase mínima en kV

S es la potencia aparente máxima en MVA.

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



Z loadUmin

3 Imax×----------------------=


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

Como margen de seguridad se requiere evitar la delimitación decarga en condiciones trifásicas y garantizar el funcionamientoadecuado del IED para las fases sanas durante faltas a tierracombinadas con carga trifásica pesada, tenga en cuenta ambas:características de funcionamiento de faltas de fase a fase y de fase atierra .

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

RFPE 0.8 Z load×£


Esta ecuación es aplicable solo cuando el ángulo característico del bucle para lasfaltas monofásicas a tierra es mayor que el triple del ángulo de impedancia de cargamáxima esperada. Cuando el ángulo característico del bucle es menor que el tripledel ángulo de impedancia de carga, se requieren cálculos más precisos, según laecuación 93.

min

2 1 00.8 cos sin

2 1 0load

R RRFPE Z

X X

× +£ × × ¶ - × ¶

× +é ùê úë û


Donde:

ϑ es un ángulo de impedancia de carga máxima, relativo a la potencia de carga máxima.

Para evitar la delimitación de carga para los elementos de medición de fase a fase,el alcance resistivo ajustado de cualquiera de las zonas de protección de distanciadebe ser menor que el 160% de la impedancia de carga mínima.



RFPP 1.6 Zload£ ×load1.6 Z£ ×RFPP


La ecuación 94 es aplicable solo cuando el ángulo característico del bucle para lasfaltas de fase a fase es mayor que el triple del ángulo de impedancia de cargamáxima esperada. Se requieren cálculos más precisos, según la ecuación 95.

load minR1

RFPP 1.6 Z cos sinX1

J J£ × - ×é ù× ê úë ûIECEQUATION2307 V1 EN (Ecuación 95)

Todo esto es aplicable a todas las zonas de medición cuando ningún bloquefuncional de detección de oscilaciones de potencia ZMRPSB está activado en elIED. Utilice un margen de seguridad adicional de aproximadamente un 20%cuando haya un bloque ZMRPSB activado en el IED, consulte la descripción delbloque funcional de detección de oscilaciones de potencia ZMRPSB.

Limitación de impedancia de carga, con selección de fase condelimitación de carga, característica cuadrilateral activadoLos parámetros para formar la característica de delimitación de carga se encuentranen la descripción del bloque funcional de selección de fase con delimitación decarga, característica cuadrilateral (FDPSPDIS).

Ajuste de corrientes mínimas de funcionamientoEl funcionamiento del bloque de zonas de protección de distancia, concaracterística cuadrilateral (ZMQPDIS) se puede bloquear cuando la magnitud delas corrientes está por debajo del valor ajustado del parámetro IMinOpPP yIMinOpPE.

El valor predeterminado de IMinOpPP y IMinOpPE es 20% de IBase donde IBasees la corriente elegida para los canales de entradas analógicas. Se ha probado que elvalor resulta adecuado en la mayoría de las aplicaciones. Sin embargo, es posibleque en algunas aplicaciones sea necesario aumentar la sensibilidad disminuyendola corriente mínima de funcionamiento a un 10% de IBase. Esto sucedeespecialmente en los casos en que el IED funciona como protección de respaldoremota en series de líneas de transmisión muy largas.

El parámetro IMinOpIN bloquea el bucle de fase a tierra cuando 3I0<IMinOpIN. Elvalor predeterminado de IMinOpIN es 5% de IBase.

La corriente de falta mínima de funcionamiento disminuye automáticamente al75% de su valor ajustado, cuando la zona de protección de distancia está ajustadapara funcionar en dirección hacia atrás.



Elemento de impedancia direccional para característicascuadrilateralesLa evaluación de la direccionalidad ocurre en el bloque funcional cuadrilateral deimpedancia direccional ZDRDIR. La ecuación 96 y la ecuación 97 se utilizan paraclasificar una falta en dirección hacia delante para faltas de fase a tierra y faltas defase a fase.

1 1

1

0.8 1 0.2 1arg ReL L M

L

U UArgDir ArgNeg s

I

× + ×- < <


Para el elemento L1-L2 , la ecuación en dirección hacia delante se basa en

1 2 1 2

1 2

0.8 1 0.2 1arg ReL L L L M

L L

U UArgDir ArgNeg s

I

× + ×- < <


donde:

ArgDir es el ajuste para el límite inferior de la característica direccional hacia delante, demanera predeterminada ajustado en 15 (= -15 grados) y

ArgNegRes es el ajuste para el límite superior de la característica direccional hacia delante, demanera predeterminada ajustado en 115 grados, consulte la figura 58.

U1L1 es la tensión de fase de secuencia positiva en fase L1

U1L1M es la tensión de fase memorizada de secuencia positiva en fase L1

IL1 es la corriente de fase en fase L1

U1L1L2 es la diferencia de tensión entre fase L1 y L2 (L2 detrás de L1)

U1L1L2M es la diferencia de tensión memorizada entre fase L1 y L2 (L2 detrás de L1)

IL1L2 es la diferencia de corriente entre fase L1 y L2 (L2 detrás de L1)

El valor predeterminado de ArgDir y ArgNegRes está ajustado en 15 (= -15) y 115grados respectivamente (como se observa en la figura 58). No se debería cambiar amenos que sea necesario según estudios del sistema.

ZDRDIR proporciona información direccional con codificación binaria por cadabucle de medición en la salida STDIRCND.

STDIR= STFWL1*1+STFWL2*2+STFWL3*4+STFWL1L2*8++STFWL2L3*16+STFWL3L1*32+STRVL1*64+STRVL2*128++STRVL3*256+STRVL1L2*512+STRVL2L3*1024+STRVL3L1*2048



R

X

ArgDir

ArgNegRes

en05000722.vsdIEC05000722 V1 ES

Figura 58: Ángulos de ajuste para distinción entre faltas hacia delante y haciaatrás en el bloque funcional cuadrilateral de impedanciadireccional ZDRDIR

La característica direccional hacia atrás es igual a la característica hacia delante,pero con un giro de 180 grados.

La tensión de polarización está disponible siempre que la tensión secuenciapositiva supera el 5% de la tensión base ajustada UBase. De esta manera, elelemento direccional se puede utilizar para todas las faltas asimétricas, incluidas lasfaltas cercanas.

Para las faltas trifásicas cercanas, la tensión de memoria U1L1M basada en la mismatensión de secuencia positiva, asegura la correcta distinción direccional.

La tensión de memoria se utiliza para 100 ms o hasta que se restablece la tensiónde secuencia positiva.

Después de los 100 ms, ocurre lo siguiente:

• Si la corriente sigue estando por encima del valor ajustado de la corrientemínima de funcionamiento (entre 10% y 30% de la corriente base ajustado delIED IBase), la condición se conserva.



• Si la falta ha generado un disparo, el disparo perdura.• Si la falta se detecta en la dirección hacia atrás, el elemento de medición

de la dirección hacia atrás se mantiene en funcionamiento.• Si la corriente cae por debajo del valor mínimo de funcionamiento, la memoria

se reinicia hasta que la tensión de secuencia positiva supere el 10% de su valornominal.

Ajuste de temporizadores para zonas de protección de distanciaLos retardos de tiempo necesarios para las distintas zonas de protección dedistancia son independientes uno del otro. La zona 1 de protección de distanciatambién puede tener un retardo de tiempo, en caso de ser necesario por cuestionesde selectividad. Los retardos de tiempo para todas las zonas se pueden ajustardentro de un rango de 0 a 60 segundos. La función de disparo de cada zona enparticular se puede inhibir ajustando el parámetro correspondiente Operation enOff. Se permiten diferentes retardos de tiempo para los bucles de medición de fasea tierra tPE y de fase a fase tPP en cada zona de protección de distancia porseparado, a fin de aumentar la flexibilidad total de una protección de distancia.


Las señales y los ajustes para ZMQPDIS son válidos para la zona 1,mientras que las señales y los ajustes para ZMQAPDIS son válidospara la zona 2 - 5.

Tabla 47: ZMQPDIS Grupo de ajustes (básicos)


On- - On Operación Off/On

IBase 1 - 99999 A 1 3000 Corriente base, es decir corriente nominal

UBase 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Tensión base, es decir tensión nominal

OperationDir OffNo direccionalFijo a ZA y ZBHacia atrás

- - Fijo a ZA y ZB Modo de operación de direccionalidadno direccional / hacia delante / hacia atrás

X1 0.10 - 3000.00 ohmio/f 0.01 30.00 Alcance de reactancia de secuenciapositiva

R1 0.10 - 1000.00 ohmio/f 0.01 5.00 Resistencia de secuencia positiva paraángulo de característica de zona

X0 0.10 - 9000.00 ohmio/f 0.01 100.00 Alcance de reactancia de secuencia cero

R0 0.50 - 3000.00 ohmio/f 0.01 15.00 Resistencia de secuencia cero paraángulo característico de zona

RFPP 1.00 - 3000.00 ohmio/l 0.01 30.00 Alcance de resistencia de falta en ohmios/bucle, F-F

RFPE 1.00 - 9000.00 ohmio/l 0.01 100.00 Alcance de resistencia de falta en ohmios/bucle, F-T




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónOperationPP Off

On- - On Modo de operación Off / On de bucles

de fase-fase

Timer tPP OffOn

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

tPP 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo de disparo, F-F

OperationPE OffOn

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

Timer tPE OffOn

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

tPE 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo de disparo, F-T

IMinOpPP 10 - 30 %IB 1 20 Corriente mínima de operación en deltapara bucles fase-fase

IMinOpPE 10 - 30 %IB 1 20 Corriente mínima de operación de fasepara bucles fase-tierra

IMinOpIN 5 - 30 %IB 1 5 Corriente residual mínima de operaciónpara bucles fase-tierra

Tabla 48: ZMQAPDIS Grupo de ajustes (básicos)











RFPP 1.00 - 3000.00 ohmio/l 0.01 30.00 Alcance de resistencia de falta en ohmios/bucle, F-F


OperationPP OffOn

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

Timer tPP OffOn

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

tPP 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo de disparo, F-F

OperationPE OffOn


Timer tPE OffOn





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntPE 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo de disparo, F-T



Tabla 49: ZDRDIR Grupo de ajustes (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónArgNegRes 90 - 175 Grad 1 115 Ángulo de delimitador en segundo

cuadrante de dirección hacia delante

ArgDir 5 - 45 Grad 1 15 Ángulo de delimitador en cuartocuadrante de dirección hacia delante

IMinOp 1 - 99999 %IB 1 10 Corriente de operación mínima, en % deIBase



3.6.2 Selección de fase, con característica cuadrilateral conángulo fijo FDPSPDISDescripción de funcion Identificación IEC



Selección de fase con delimitación decarga, característica cuadrilateral

FDPSPDIS

Z<phs

SYMBOL-DD V1 ES

21

3.6.2.1 Aplicación

El funcionamiento de las redes de transmisión actualmente está en muchos casospróximo al límite de estabilidad. La capacidad para clasificar de forma precisa yfiable los distintos tipos de falta de manera que se puedan utilizar el disparo de unpolo y el reenganche automático juega un papel importante en este asunto. Elbloque funcional de selección de fase con delimitación de carga FDPSPDIS estádiseñado para seleccionar precisamente el bucle de falta adecuado en la función demedición de distancia, según el tipo de falta.

En algunos casos, la transferencia de cargas pesadas, que es común en muchasredes de transmisión, puede ser contraria a la cobertura deseada de la resistencia defalta. Por lo tanto, la función tiene un algoritmo incorporado para delimitación decarga, que ofrece la posibilidad de aumentar el ajuste resistivo de la selección defase con delimitación de carga y de las zonas de medición sin interferir con la carga.



Las señales de salida extensivas de FDPSPDIS también proporcionan informaciónimportante sobre las fases defectuosas, que se puede utilizar en el análisis de faltas.


La siguiente directriz para ajustes tiene en cuenta los usos de líneas aéreasnormales en los que el bucle φ y la línea φ son mayores a 60°.

Características de la delimitación de cargaEl selector de fase debe cubrir al menos el sobrealcance de la zona 2 a fin de lograruna selección de fase correcta para utilización de reenganche automáticomonofásico para faltas en toda la línea. No es necesario cubrir todas las zonas deprotección de distancia. Se recomienda un margen de seguridad de al menos 10%.Para obtener el funcionamiento de las zonas de distancia , las salidas de selecciónde fase STCNDZ o STCNDI deben estar conectadas con la entrada STCND enZMQPDIS, bloque de medición de distancia.

Para las líneas aéreas normales, el ángulo de la impedancia del bucle φ para unafalta de fase a tierra se define según la ecuación 98.

L

L

X1arctanR1

+j =

+XNRN


En algunas aplicaciones, como las líneas de cable, el ángulo del bucle puede sermenor que 60°. En estas aplicaciones, los ajustes de la cobertura de resistencia defaltas en dirección hacia delante y hacia atrás, RFFwPE y RFRvPE para faltas defase a tierra y RFFwPP y RFRvPP para faltas de fase a fase se deben aumentarpara evitar que la característica de FDPSPDIS corte alguna parte de lacaracterística de zona. El aumento necesario de la cobertura de resistencia de faltasse puede derivar de la evaluación trigonométrica de la característica básica del tipode falta correspondiente.

Falta de fase a tierra en dirección hacia delanteHaciendo referencia a la figura 59, se pueden obtener las siguientes ecuacionespara los cálculos de ajuste.

Índice PHS en ajustes de referencia de imágenes y ecuaciones parala función de selección de fase con delimitación de cargaFDPSPDIS y ajustes de referencia del índice Zm para la función deprotección de distancia (ZMQPDIS).



R

X

60°

60°

1

2

3 5

6 6

6 6

7

7

8

8

4


43 5

(W/bucle)

(W/bucle)

IEC09000043 V1 ES

Figura 59: Relación entre la protección de distancia ZMQPDIS y FDPSPDISpara una falta de fase a tierra a tierra, bucle φ > 60° (parámetrosde ajuste en cursiva)

1 FDPSPDIS (línea roja)

2 ZMQPDIS

3 RFRvPEPHS

4 (X1PHS+XN)/tan(60°)

5 RFFwPEPHS

6 RFPEZm

7 X1PHS+XN

8 bucle φ

9 X1ZM+XN

Alcance reactivoEl alcance reactivo en dirección hacia delante debe estar ajustado de manera quecubra como mínimo la zona de medición que se utiliza en los esquemas de



teleprotección, normalmente la zona 2. La ecuación 99 y la ecuación 100 dan elmínimo alcance reactivo sugerido.

PHS ZmX1 1.44 X1³ ×EQUATION1309 V1 ES (Ecuación 99)

PHS ZmX0 1.44 X0³ ×EQUATION1310 V1 ES (Ecuación 100)

donde:

X1Zm es el alcance reactivo para la zona que cubre FDPSPDIS, y la constante

1.44 es un margen de seguridad

X0Zm es el alcance reactivo de secuencia cero para la zona que cubre FDPSPDIS

El alcance reactivo en dirección hacia atrás se ajusta automáticamente en el mismovalor que para la dirección hacia delante. No se necesita ningún ajuste adicional.

Alcance de resistencia de faltaEl alcance resistivo debe cubrir RFPE para la zona de sobrealcance que se debecubrir, normalmente la zona 2. Si la selección de la falta adecuada resultaimportante para el uso, tenga en cuenta la zona de sobrealcance más amplia. Laecuación 101 da el mínimo alcance resistivo sugerido.

min 1.1 zmRFFwPE RFPE³ ×EQUATION1312 V2 EN (Ecuación 101)

donde:

RFPEZm es el ajuste RFPE para la zona de sobrealcance más amplia que debe cubrir FDPSPDIS .

El margen de seguridad se debe aumentar al menos 1,2° cuando el bucle φ < 60°para evitar que la característica de FDPSPDIS corte alguna parte de lacaracterística de medición de zonas.

Falta de fase a tierra en dirección hacia atrásAlcance reactivoEl alcance reactivo en dirección hacia atrás es el mismo que para la dirección haciadelante, de manera que no se necesita ningún ajuste adicional.

Alcance resistivoEl alcance resistivo en dirección hacia atrás se debe ajustar de manera que sea másamplio que las zonas de dirección hacia atrás más amplias. En los esquemas debloqueo se debe ajustar de manera que sea más amplio que la zona de sobrealcanceen el extremo remoto que se utiliza en el esquema de comunicación. En la



ecuación 102 el índice ZmRv hace referencia a la zona específica que se va acoordinar.

min ZmRvRFRvPE 1.2 RFPE³ ×


Falta de fase a fase en dirección hacia delanteAlcance reactivoEl alcance en dirección reactiva se determina por el ajuste de alcance de fase atierra X1. No se necesita ningún ajuste adicional.

Alcance resistivoAl igual que para la falta de fase a tierra, el alcance se calcula automáticamente,según el ajuste X1. El alcance es X1/tan(60°) =X1/√(3).

Alcance de resistencia de faltaLos alcances de resistencia de falta en dirección hacia delante RFFwPP debencubrir RFPPZm con al menos un margen del 25%. RFPPZm es el ajuste deresistencia de falta para una falta de fase a fase en la zona de sobrealcance másamplia que debe cubrir FDPSPDIS, consulte la figura 60. El alcance mínimorecomendado se puede calcular según la ecuación 103.

1.25 zmRFFwPP RFPP³ ×

donde:

RFPPZm es el ajuste del alcance más amplio de las zonas de sobrealcance que debe cubrirFDPSPDIS .

La ecuación 103 modificada también se puede aplicar en el caso de RFRvPP de lasiguiente manera:

min 1.25 zmRvRFRvPP RFPP³ ×EQUATION2264 V1 ES

La ecuación 103 también es válida para una falta trifásica. El margen sugerido del25% abastece en caso de corte de la característica de medición de zona que puedeocurrir en una falta trifásica cuando el ángulo característico de FDPSPDIS cambiade 60 grados a 90 grados (giro de 30° en el sentido contrario a la agujas del reloj).



(W/bucle)

R

X

60°

60°

1

2

3 5

6 6

6 6

7

7

8

8

4


(W/bucle)

43 5

IEC09000257 V1 ES

Figura 60: Relación entre la protección de distancia (ZMQPDIS) y lacaracterística de FDPSPDIS para una falta de fase a fase paralínea φ > 60° (parámetros de ajuste en cursiva)

1 FDPSPDIS (línea roja)

2 ZMQPDIS

3 0.5 · RFRvPP PHS

4

( )60tan °PHSX1

5 0.5 · RFFwPPPHS

6 0.5 · RFPPZm

7 X1PHS

8 X1Zm



Alcance resistivo con característica de delimitación de cargaEl procedimiento para calcular los ajustes para la delimitación de carga consistebásicamente en definir el ángulo de carga ArgLd, el delimitador RLdFw endirección hacia delante y el delimitador RLdRv en dirección hacia atrás, como seobserva en la figura 61.

R

X

RLdFw

RLdRvArgLd

ArgLdArgLd

ArgLd


IEC09000050 V1 ES

Figura 61: Característica de delimitación de carga

El ángulo de carga ArgLd es el mismo tanto en dirección hacia delante, como endirección hacia atrás, de modo que podría resultar conveniente comenzar a calcularel ajuste para ese parámetro. Ajuste el parámetro al máximo ángulo de cargaposible en la carga activa máxima. Se debe utilizar un valor superior a 20°.

El delimitador en dirección hacia delante, RLdFw, se puede calcular según laecuación 104.

2 min0.8

expmax

URLdFw

P= ×

donde:

Pexp max es la potencia activa de exportación máxima

Umin es la tensión mínima para la cual ocurre Pexp max

0.8 es un factor de seguridad para garantizar que el ajuste de RLdFw puede ser menor quela carga resistiva mínima calculada.

El delimitador resistivo RLdRv para la característica de delimitación de carga endirección hacia atrás se puede calcular de la misma manera que RLdFw, peroutilizando la potencia de importación máxima que pueda ocurrir, en lugar de lapotencia de exportación máxima, y la tensión Umin correspondiente relevante paraesta condición.



Corrientes mínimas de funcionamientoFDPSPDIS tiene dos parámetros de ajuste de corriente que bloquean los bucles defase a tierra y de fase a fase, cuando el valor RMS de la corriente de fase (ILn) y lacorriente de diferencia de fase (ILmILn) se encuentra por debajo del umbral ajustable.

El umbral para activar el selector de fase para fase a tierra (IMinOpPE) se ajustapara detectar de manera segura una falta de fase a tierra en el alcance más lejano dela selección de fase. Se recomienda ajustar IMinOpPP en el doble del valor deIMinOpPE.

El umbral para abrir el bucle de medición para una falta de fase a tierra(INReleasePE) se ajusta para detectar de manera segura una falta monofásica atierra en el extremo remoto de la línea protegida. Se recomienda ajustar INBlockPPen el doble del valor de INReleasePE.


Tabla 50: FDPSPDIS Grupo de ajustes (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIBase 1 - 99999 A 1 3000 Corriente base, es decir corriente nominal


INBlockPP 10 - 100 %Ifase 1 40 Límite 3I0 para bloqueo de bucles demedición de fase-fase

INReleasePE 10 - 100 %Ifase 1 20 Límite 3I0 para liberación de bucles demedición de fase-tierra

RLdFw 1.00 - 3000.00 ohmio/f 0.01 80.00 Alcance resistivo hacia delante dentrodel área de impedancia de carga

RLdRv 1.00 - 3000.00 ohmio/f 0.01 80.00 Alcance resistivo hacia atrás dentro delárea de impedancia de carga

ArgLd 5 - 70 Grad 1 30 Ángulo de carga que determina el áreade impedancia de carga



RFFwPP 0.50 - 3000.00 ohmio/l 0.01 30.00 Alcancede resistencia de falta, F-F,hacia delante

RFRvPP 0.50 - 3000.00 ohmio/l 0.01 30.00 Alcance de resistencia de falta, F-F,hacia atrás

RFFwPE 1.00 - 9000.00 ohmio/l 0.01 100.00 Alcance de resistencia de falta, F-T,hacia delante

RFRvPE 1.00 - 9000.00 ohmio/l 0.01 100.00 Alcance resistencia de falta, F-T, haciaatrás





Tabla 51: FDPSPDIS Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónTimerPP Off

On- - Off Modo de operación Off / On del

temporizador de zona, F-F

tPP 0.000 - 60.000 s 0.001 3.000 Retardo de tiempo hasta disparo, F-F

TimerPE OffOn

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

tPE 0.000 - 60.000 s 0.001 3.000 Retardo de tiempo hasta disparo, F-T

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

IEC 61850Identificación IEC 60617 Número de

dispositivoANSI/IEEEC37.2

Protección de distancia de esquemacompleto, con característica mho

ZMHPDIS

S00346 V1 ES

21

3.6.3.1 Aplicación

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

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

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

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



xx05000215.vsdIEC05000215 V1 ES


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

La corriente de falta a tierra en una fase a tierra en fase L1 se puede calcular segúnla ecuación 105:

L1 L10

1 2 0 f 1 N f

3 U U3I

Z Z Z 3Z Z ZZ

×= =

+ + + + +EQUATION1267 V3 EN (Ecuación 105)

Donde:

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






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

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



Redes conectadas a tierra de manera eficazUna red se considera conectada a tierra eficazmente cuando el factor f de falta atierra es menor que 1,4. El factor de falta a tierra se define según la ecuación 52.

maxe

pn

Uf

U=


Donde:

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


Otra definición de una red conectada a tierra eficazmente es cuando las siguientesrelaciones entre los componentes simétricos de las impedancias de la red sonválidos, consulte la ecuación 107 y la ecuación 108.

X X×0 1= 3


R R£0 1


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

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


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

La magnitud de la corriente de falta total se puede calcular según la ecuación 109.



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


donde

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



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

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

13

LC

ww

=× ×


IcIcIc

ILIR

en05000216.vsdIEC05000216 V1 ES


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

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



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

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

Haciendo referencia a la figura 64, podemos formular la ecuación para la tensiónde barras VA del lado izquierdo como:

( )A A L A B fV I p Z I I R= × × + + ×EQUATION1273 V1 ES (Ecuación 111)

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

a A BA L f

A A

V I IZ p Z R

I I

+= = × + ×


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

Z <

ZL

Z <

EsAVA VAA B EsB

IA IB

Rf


en05000217.vsdIEC05000217 V1 ES

Figura 64: Influencia de la alimentación de corriente de faltas desde elextremo remoto.

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

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



carga y puede ocurrir cuando se despeja una falta externa y la carga de emergenciaalta se transfiere en la línea protegida. El efecto de la delimitación de carga en elcírculo mho está ilustrado en la parte izquierda de la figura 65. Por supuesto que laentrada de la impedancia de carga en la característica no está permitida, entonces lamanera de manejar esta situación mediante la protección convencional de distanciaes tenerla en cuenta junto con los ajustes, es decir, tener un margen de seguridadentre la zona de distancia y la impedancia de carga mínima. Esto presenta ladesventaja de que reduce la sensibilidad de la protección, es decir, la capacidadpara detectar las faltas resistivas.

IEC06000403 V1 ES

Figura 65: Fenómenos de delimitación de carga y característica formada dedelimitación de carga

La función de identificación de fases defectuosas con delimitación de carga paramho (FMPSPDIS) forma la característica según el diagrama de la derecha de lafigura 65. El algoritmo de delimitación de carga aumenta la posibilidad de detectarlas faltas de alta resistencia, en especial para las faltas de fase a tierra en el extremoremoto de la línea. Por ejemplo, para un ajuste determinado del ángulo de cargaArgLd (consulte la figura 66) en el caso de la función de identificación de fasesdefectuosas con delimitación de carga para mho (FMPSPDIS), el alcance de zonase puede expandir según el diagrama de la derecha de la figura 65 brindando asímayor cobertura de resistencia de falta sin correr el riesgo de tener unfuncionamiento no deseado debido a la delimitación de carga. La parte del sectorde delimitación de carga que entra en el círculo mho no provoca un disparo cuandola función FMPSPDIS está activada para la medición de zona. Esto es válido enambas direcciones.



R

X

RLdFw

RLdRvArgLd

ArgLdArgLd

ArgLd


IEC09000127 V1 ES

Figura 66: Característica de delimitación de carga de la función deidentificación de fases defectuosas con delimitación de carga paramho FMPSPDIS

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

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

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



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

En los usos de líneas cortas, la preocupación principal es lograr la cobertura deresistencia de falta suficiente. La delimitación de carga no es muy común. Lalongitud de línea que se identifica como línea corta no es una longitud fija, dependede los parámetros del sistema, como la tensión y la impedancia de fuente, consultela tabla 45.



Un Un110 kV 500 kV

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

Línea corta 5 - 11 km 25 - 50 km

El uso del algoritmo de delimitación de carga en la función de protección dedistancia de esquema completo, con característica mho (ZMHPDIS) mejora laposibilidad de detectar las faltas de alta resistencia sin generar conflicto con laimpedancia de carga (consulte la derecha de la figura 65).

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

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

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

Lo que se identifica como líneas largas en cuanto al rendimiento de la protecciónde distancia se indica en la tabla 53.

Tabla 53: Definición de líneas largas


Un Un110 kV 500 kV



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



debido a la delimitación de carga). La posibilidad de utilizar, además, eldelimitador junto con el algoritmo de delimitación de carga aumenta la seguridadpero también puede disminuir la capacidad de dependencia, ya que el delimitadorpuede recortar una porción mayor del área de funcionamiento del círculo (consultela derecha de la figura 65).

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



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

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

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



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

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

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

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



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

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

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

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

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

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


Analicemos lo que sucede cuando ocurre una falta en la línea paralela, consulte lafigura 67.

Z0m

A B

Z< Z< en05000221.vsd

IEC05000221 V1 ES

Figura 67: Clase 1, línea paralela en servicio.

El circuito equivalente de las líneas se puede simplificar, consulte la figura 68.



A

B

CZ0m

Z0Z0 m-

Z0Z0 m-

99000038.vsdIEC99000038 V1 ES

Figura 68: Circuito equivalente de impedancia de secuencia cero de la líneade funcionamiento paralela de circuito doble con una faltamonofásica a tierra en la barra remota.


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

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


Z0m

A B

Z< Z<en05000222.vsd

DOCUMENT11520-IMG867 V1 ES

Figura 69: La línea paralela está fuera de servicio y conectada a tierra

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



secuencia cero pueda fluir en la línea paralela, el circuito equivalente de secuenciacero de las líneas paralelas respeta la figura 69.

Z Z00 m

Z Z00 m

Z0m

A

B

C

99000039.vsd

I0

I0

IEC99000039 V1 ES

Figura 70: Circuito equivalente de impedancia de secuencia cero para unalínea de circuito doble que funciona con un circuito desconectado yconectado a tierra en ambos extremos

Aquí, la impedancia equivalente de secuencia cero es igual a Z0-Z0m en paralelocon (Z0-Z0m)/Z0-Z0m+Z0m, que es igual a la ecuación 113.

2 20 m

0E

0

Z Z0Z

Z-

=


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


Z0m

A B

Z< Z<en05000223.vsd

IEC05000223 V1 ES

Figura 71: Línea paralela fuera de servicio y no conectada a tierra.

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

En la práctica, el circuito equivalente de impedancia de secuencia cero para faltasen la barra remota se puede simplificar al circuito que se observa en la figura 71



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

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

Z Z00 m

Z Z00 m

Z0m

A

B

C

99000040.vsd

I0

I0

IEC99000040 V1 ES

Figura 72: Circuito equivalente de impedancia de secuencia cero para unalínea de circuito doble con un circuito desconectado y noconectado a tierra.

La reducción del alcance es igual a la ecuación 114.

21 0

0 1 01 0

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

E fm

U

ff


× × + += = -

× × + +× × + +


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





A B

Z< Z<

Z<C

T

IC

IB

-IB


IA F

IEC09000160 V2 EN


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

A CA AT TF

A

I IZ Z Z

I

+= + ×


2

A CC Trf CT TF

C

I I U2Z Z Z Z

I U1

+= + + × ×

æ ö æ öç ÷ç ÷ è øè ø


donde

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

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

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



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


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

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


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

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



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

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

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




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

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

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

• especialmente se recomienda la opción Comparator• normalmente no debería utilizarse la opción Imp/Comp• no debería utilizarse la opción Impedancía. Este valor

alternativo se recomienda para uso conjunto con la función dezona de protección de distancia, con característica cuadrilateral(ZMQPDIS)


En el caso de líneas paralelas, tenga en cuenta la influencia del acoplamientomutuo según la sección "Aplicación en líneas paralelas con acoplamiento mutuo"y seleccione los casos válidos para su uso. Se recomienda compensar el ajustecuando la línea paralela está en funcionamiento, fuera de servicio y no conectada atierra y fuera de servicio y conectada a tierra en ambos extremos. El ajustepredeterminado del alcance de faltas a tierra debería ser <95% incluso cuando lalínea paralela está fuera de servicio y conectada a tierra en ambos extremos (el peorde los casos).

Ajuste de la zona de sobrealcanceLa primera zona de sobrealcance (por lo general la zona 2) debe detectar las faltasde toda la línea protegida. Si tenemos en cuenta los distintos errores que podríaninfluir la medición al igual que para la zona 1, resulta necesario aumentar elalcance de la zona de sobrealcance a por lo menos un 120% de la línea protegida.El alcance de la zona 2 puede ser incluso mayor, cuando la alimentación de faltadesde líneas adyacentes en el extremo remoto es bastante mayor que la corriente defalta en la ubicación del IED.






Si los requisitos enumerados anteriormente dan un alcance de zona 2 que no daninguna selectividad entre la zona de sobrealcance y la línea de salida más corta delextremo remoto, el retardo de la zona 2 se debe aumentar aproximadamente 200 mspara evitar un funcionamiento no deseado cuando la telecomunicación para la líneacorta adyacente en el extremo remoto no funciona durante las faltas. La zona 2 nose debe reducir por debajo del 120% de la sección de la línea protegida. Toda lalínea debe estar cubierta en todas las condiciones.

En el siguiente ejemplo se resalta el requisito de que la zona 2 no debe superar el80% de la línea adyacente más corta en el extremo remoto.

Si ocurre una falta en el punto F (consulte la figura 74, también para la explicaciónde todas las abreviaciones utilizadas), el IED del punto A registra la impedancia:


IA IA + IB


A B

Z<

CI A

IB

ZAC ZCB

Z CF

IA+ I B


F

IEC09000256 V1 EN

Figura 74: Ajuste de la zona de sobrealcance

Ajuste de la zona hacia atrásLa zona hacia atrás se utiliza para fines de lógica de esquema de comunicación,lógica de inversión de corriente, lógica de extremo con alimentación débil, etc. Lomismo corresponde para la protección de respaldo de la barra o de lostransformadores de potencia. Es necesario asegurarse de que siempre se cubra lazona de sobrealcance utilizada en el terminal de línea en el extremo remoto para losfines de telecomunicación.

Tenga en cuenta el posible factor de ampliación que puede existir debido a laalimentación de faltas desde líneas adyacentes. La ecuación 118 se puede utilizar



para calcular el alcance en dirección hacia atrás, cuando la zona se utiliza paraesquema de bloqueo, extremo con alimentación débil, etc.

Zrev 1.2 ZL Z2rem³ ×EQUATION1525 V3 EN (Ecuación 118)

Donde:


Z2rem es el ajuste de la zona 2 en el extremo remoto de la línea protegida.

En algunas aplicaciones puede resultar necesario tener en cuenta el factor deampliación debido a la alimentación de corriente de falta desde líneas adyacentesen la dirección hacia atrás a fin de obtener cierta sensibilidad.

Ajuste de zonas aplicación en de líneas paralelas

Línea paralela en servicio: Ajuste de la zona 1Haciendo referencia a la sección "Aplicación en líneas paralelas con acoplamientomutuo", el alcance de zona se puede ajustar al 85% de la línea protegida.

Línea paralela en servicio: Ajuste de la zona 2Las zonas de sobrealcance (por lo general, las zonas 2 y 3) siempre debensobrealcanzar el circuito protegido. La mayor reducción de un alcance ocurrecuando los dos circuitos paralelos están en servicio con una falta monofásica atierra ubicada en el extremo de una línea protegida.

El circuito equivalente de impedancia de secuencia cero para este caso es igual alde la figura 68 de la sección "Aplicación en líneas paralelas con acoplamientomutuo".


0 0 0E mR R R= +EQUATION2009 V1 ES (Ecuación 119)

0 0 0E mX X X= +EQUATION2010 V1 ES (Ecuación 120)




00 12 1 0

m

f

ZKZ Z R

= -× + +


De ser necesario, agrande el alcance de la zona debido a la reducción por elacoplamiento mutuo. Tenga en cuenta, también, la influencia en el alcance de lazona debido a la alimentación de corriente de falta de líneas adyacentes.

Línea paralela fuera de servicio y conectada a tierra en ambos extremosAplique las mismas medidas que en el caso de un solo conjunto de parámetros deajuste. Esto significa que una zona de subalcance no debe sobrealcanzar el extremode un circuito protegido para las faltas monofásicas a tierra .

La impedancia equivalente respeta la ecuación 113.

Limitación de impedancia de carga, sin función de delimitación decargaLa siguiente instrucción es válida cuando la función de delimitación de carga o lafunción del delimitador no están activadas (BlinderMode=Off). La función dedelimitación de carga no está activada cuando RLdFw y RLdRv están ajustados aun valor superior que la impedancia de carga mínima esperada. Si se utiliza lafunción de delimitación de carga o la función del delimitador para todas las zonasde medición o para algunas de ellas, la delimitación de carga para esas zonas,según este capítulo, se puede omitir. Compruebe el alcance resistivo máximopermisible para cualquier zona a fin de asegurarse de que haya un margen de ajustesuficiente entre el límite del relé y la impedancia de carga mínima. La impedanciade carga mínima (Ω/fase) se calcula de la siguiente manera:

Z loadminU2

S-------=


Donde:




Z loadUmin

3 Imax×----------------------=





Para evitar la delimitación de carga para los elementos de medición de fase atierra , el alcance de impedancia ajustado de cualquiera de las zonas de protecciónde distancia debe ser menor que el 80% de la impedancia de carga mínima.

Para ajustar el bucle de falta a tierra, se puede utilizar la siguiente fórmula:

LoadZZPE 1.6

2(1 cos( ))b£ ×

-


donde:

Zload = magnitud de la impedancia de carga mínima

jPE = 180°-2·g =180°–2(ArgPE-QLoad)

La fórmula se obtiene mediante el análisis trigonométrico de la figura 75. Lalongitud del vector desde el origen O al punto F en el círculo se define por la leydel coseno. El resultado da el diámetro máximo (RFPE) para el cual la impedanciade carga toca el círculo con la condición de carga dada. Utilice un margenadicional del 20% para permitir una distancia suficiente entre la impedancia decarga mínima calculada y el límite del relé.

jX

R

ZPE/2

βArgLd

(Ref)

γ

O

rc

F

φ

Carga

|Zload||Zload|/2Ohmio/fase


IEC06000406 V1 ES

Figura 75: Definición de la condición de ajuste para evitar la delimitación decarga para un bucle de falta a tierra



El ajuste máximo para las faltas de fase a fase se puede definir mediante el análisistrigonométrico de la misma figura 75. La fórmula para evitar la delimitación decarga para los elementos de medición de fase a fase respeta, por lo tanto, laecuación 125.

LoadZZPP 1.6

2 (1 cos( PP))j£ ×

× -EQUATION1605 V1 ES (Ecuación 125)

donde:

jPP = 180°–2·(ArgPP-QLoad)

Todo esto se puede aplicar en todas las zonas de medición cuando no hay ningúnelemento de detección de oscilaciones de potencia ni delimitador activados en laszonas de protección. Utilice un margen de seguridad adicional deaproximadamente un 20% cuando haya un elemento de detección de oscilacionesde potencia en el esquema de protección, consulte la descripción de la función dedetección de oscilaciones de potencia.

Limitación de impedancia de carga, con función de delimitación decarga activadaLos parámetros para formar la característica de la delimitación de carga seencuentran en la descripción de la función de identificación de fases defectuosascon delimitación de carga para mho (FMPSPDIS), consulte la sección"Características de la delimitación de carga".

Ajuste de corrientes mínimas de funcionamientoEl funcionamiento de la función de distancia se bloquea cuando la magnitud de lascorrientes está por debajo del valor ajustado del parámetro IMinOpPP y IMinOpPE.

El ajuste predeterminado de IMinOpPP y IMinOpPE es 20% de IBase donde IBasees la corriente base elegida para los canales de entradas analógicas. Se ha probadoque los valores resultan adecuados en la mayoría de las aplicaciones. Sin embargo,es posible que en algunas aplicaciones sea necesario aumentar la sensibilidadreduciendo la corriente mínima de funcionamiento a un 10% de IBase.

La corriente de falta mínima de funcionamiento se reduce automáticamente al 75%de su valor ajustado, cuando la zona de protección de distancia está ajustada parafuncionar en dirección hacia atrás.

Ajuste del modo direccionalEl modo direccional está ajustado de forma predeterminada a dirección haciadelante, mediante el ajuste del parámetro DirMode a Forward.

La selección de Offset mho se puede utilizar para enviar una señal de bloqueo en elesquema de teleprotección de bloqueo, el uso de conmutación en caso de faltas, etc.



El modo Reverse se puede utilizar en los esquemas de comparación, en los queresulta absolutamente necesario distinguir entre las faltas hacia delante y hacia atrás.

Ajuste de dirección para la característica mho desplazadaCuando se selecciona la característica mho desplazada, se puede seleccionar sidebe ser no direccional, hacia delante o hacia atrás, ajustando el parámetroOfffsetMhoDir.

Cuando se selecciona el funcionamiento hacia delante o hacia atrás, lacaracterística de funcionamiento se recorta mediante las líneas direccionalesutilizadas por la característica mho. El ajuste predeterminado es No-Directional.

Ajuste de temporizadores para zonas de protección de distanciaLos retardos de tiempo necesarios para las distintas zonas de protección dedistancia son independientes uno del otro. La zona 1 de protección de distanciatambién puede tener un retardo de tiempo, en caso de ser necesario por cuestionesde selectividad. Se pueden ajustar retardos de tiempo para todas las zonas en unrango entre 0 y 60 segundos. La función de disparo de cada zona en particular sepuede inhibir ajustando el parámetro correspondiente Operation a Off. Se permitendiferentes retardos de tiempo para los bucles de medición de fase a tierra tPE y defase a fase tPP en cada zona de protección de distancia por separado, a fin deaumentar incluso más la flexibilidad total de una protección de distancia.


Tabla 54: ZMHPDIS Grupo de ajustes (básicos)





DirMode OffDesplazamientoFijo a ZA y ZBHacia atrás

- - Fijo a ZA y ZB Modo de dirección

LoadEnchMode OffOn

- - Off Modo de delimitación de carga Off/On

ReachMode SobrealcanceSubalcance

- - Sobrealcance Modo de alcance sobre/subalcance

OpModePE OffOn


ZPE 0.005 - 3000.000 ohmio/f 0.001 30.000 Ajuste de impedancia de secuenciapositiva para bucle fase-tierra

ZAngPE 10 - 90 Grad 1 80 Ángulo para impedancia de línea desecuencia positiva para bucle fase-tierra

KN 0.00 - 3.00 - 0.01 0.80 Magnitud de factor KN de compensaciónde retorno de tierra

KNAng -180 - 180 Grad 1 -15 Ángulo de factor KN de compensaciónde retorno de tierra




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónZRevPE 0.005 - 3000.000 ohmio/f 0.001 30.000 Alcance hacia atrás del bucle de fase a

tierra (magnitud)

tPE 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo para operación deelementos de fase a tierra

IMinOpPE 10 - 30 %IB 1 20 Corriente de fase a tierra mínima deoperación

OpModePP OffOn

- - On Modo de operación Off / On de buclesde fase-fase

ZPP 0.005 - 3000.000 ohmio/f 0.001 30.000 Ajuste de alcance de impedancia paraelementos fase-fase

ZAngPP 10 - 90 Grad 1 85 Ángulo para impedancia de línea desecuencia positiva para elementos fase-fase

ZRevPP 0.005 - 3000.000 ohmio/f 0.001 30.000 Alcance hacia atrás del bucle de fase afase (magnitud)

tPP 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo para operación deelementos fase-fase

IMinOpPP 10 - 30 %IB 1 20 Corriente de fase a fase mínima deoperación

Tabla 55: ZMHPDIS Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónOffsetMhoDir No direccional

Fijo a ZA y ZBHacia atrás

- - No direccional Modo de dirección para mho desplazada

OpModetPE OffOn


OpModetPP OffOn

- - On Modo de operación Off / On detemporizador de zona, F-F

3.6.4 Protección de distancia de esquema completo, concaracterística cuadrilateral para faltas a tierra ZMMPDIS,ZMMAPDISDescripción de función Identificación IEC



Protección de distancia de esquemacompleto, con característicacuadrilateral para faltas a tierra (zona 1)

ZMMPDIS

S00346 V1 ES

21

Protección de distancia de esquemacompleto, con característicacuadrilateral para faltas a tierra (zona2-5)

ZMMAPDIS

S00346 V1 ES

21



3.6.4.1 Aplicación

IntroducciónLas redes de subtransmisión se están ampliando y con frecuencia resultan cada vezmás complejas, con una gran cantidad de líneas con varios circuitos o variosterminales de longitudes muy diferentes. Estos cambios en la red generalmenteimplican demandas más rígidas en cuanto a los equipos para eliminación de faltas,a fin de mantener un nivel de seguridad intacto o mejorado en el sistema de potencia.

La función de protección de distancia del IED está diseñada para responder a losrequisitos básicos de uso en líneas de transmisión y subtransmisión (sistemas deneutro rígido a tierra ), aunque también se puede utilizar en niveles de distribución.

Puesta a tierra del sistemaEl tipo de puesta a tierra del sistema juega un papel importante a la hora de diseñarel sistema de protección. En las siguientes secciones, se resaltan algunos consejoscon respecto a la protección de distancias.

Redes de neutro rígido a tierraEn los sistemas de neutro rígido a tierra, los neutros de los transformadores estánconectados rígidamente tierra, sin ninguna impedancia entre el neutro deltransformador y tierra.

xx05000215.vsdIEC05000215 V1 ES


La corriente de falta a tierra es tan alta como la corriente de los cortocircuitos, oincluso más alta que ella. Las impedancias en serie determinan la magnitud de lacorriente de falta a tierra. La admitancia shunt tiene una influencia muy limitada enla corriente de falta a tierra. Sin embargo, puede tener cierta influencia marginal enla corriente de faltas a tierra de redes con líneas de transmisión largas.

La corriente de faltas a tierra en una fase a tierra en fase L1 se puede calcular segúnla ecuación126:

L1 L10

1 2 0 f 1 N f

3 U U3I

Z Z Z 3Z Z ZZ

×= =

+ + + + +EQUATION1267 V3 EN (Ecuación 126)



Donde:

UL1 es la tensión (kV) de fase a tierra en la fase defectuosa antes de lafalta






Por lo general, la tensión en las fases sanas es menor que el 140% de la tensiónnominal de fase a tierra. Esto corresponde a un 80% de la tensión nominal de fase afase.

La corriente alta de secuencia cero en redes de neutro rígido a tierra hace posible eluso de la técnica de medición de impedancias para detectar las faltas a tierra. Sinembargo, la protección de distancia tiene pocas posibilidades de detectar faltas dealta resistencia y, por lo tanto, siempre debería estar complementada con otrasfunciones de protección que puedan llevar a cabo el despeje de las faltas en estoscasos.

Redes conectadas a tierra de manera eficazUna red se define como conectada a tierra de manera eficaz cuando el factor fe defaltas a tierra es menor que 1,4. El factor de faltas a tierra se define según laecuación "".

maxe

pn

Uf

U=


Donde:

Umax es la tensión de frecuencia fundamental más alta de las fases sanas durante una faltamonofásica a tierra .


Otra definición de una red conectada a tierra eficazmente es cuando las siguientesrelaciones entre los componentes simétricos de las impedancias de la red sonválidos, consulte la ecuación 128 y la ecuación 129.

X X×0 1= 3EQUATION1269 V3 EN (Ecuación 128)



R R£0 1EQUATION1270 V3 EN (Ecuación 129)

La magnitud de la corriente de faltas a tierra en redes conectadas a tierra de maneraeficaz es lo suficientemente alta para que el elemento de medición de impedanciasdetecte las faltas. Sin embargo, al igual que en las redes de neutro rígido a tierra, laprotección de distancia tiene pocas posibilidades de detectar faltas de altaresistencia y, por lo tanto, siempre debería estar complementada con otrasfunciones de protección que puedan llevar a cabo el despeje de las faltas en estoscasos.

Redes de neutro impedanteEn las redes de neutro impedante, los neutros de los transformadores del sistemaestán conectados a tierra a través de una impedancia alta, normalmente, de unareactancia en paralelo con una resistencia alta.


Lo típico de este tipo de red es que la magnitud de la corriente de falta a tierra esmuy baja en comparación con la corriente de los cortocircuitos. La tensión de lasfases sanas alcanza una magnitud de √3 veces la tensión de fase durante la falta. Latensión de secuencia cero (3U0) tiene la misma magnitud en diferentes lugares dela red, debido a la distribución de la baja caída de tensión.

La magnitud de la corriente total de falta se puede calcular según la siguiente fórmula:

( )22R L C03I I I I= + -


Donde:

3I0 es la corriente de falta a tierra(A)



IC es la corriente capacitiva total de falta a tierra(A)

Por lo general, la reactancia de punto neutro está diseñada para poder ajustarla auna posición en la que la corriente reactiva equilibre la corriente capacitiva de lared, es decir:

13

LC

ww

=× ×




IcIcIc

ILIR

en05000216.vsdIEC05000216 V1 ES


El funcionamiento de las redes de neutro impedante es diferente en comparacióncon las redes de neutro rígido a tierra , en las que todas las faltas principales sedeben despejar rápidamente. En las redes de neutro impedante , algunosoperadores de sistemas no despejan las faltas monofásicas a tierra de inmediato,sino que despejan la línea más tarde, cuando resulta más conveniente. En el caso delas faltas múltiples, muchos operadores de redes desean despejar una de las dosfaltas a tierra. Para manejar fenómenos de este tipo, se necesita una funciónseparada de lógica de preferencia de fase (PPLPHIZ), que no es común en los usosde transmisión.

Por lo general, en este tipo de red no se puede utilizar la función de protección dedistancia para detectar y despejar las faltas a tierra. Es posible que la baja magnitudde la corriente de falta a tierra no dé arranque al elemento de medición desecuencia cero o que la sensibilidad sea demasiado baja para ser aceptada. Por estemotivo, se necesita una protección de alta sensibilidad de faltas a tierra porseparado, a fin de completar el despeje de faltas en el caso de faltas monofásicas atierra .

Alimentación de faltas desde un extremo remotoTodas las redes de transmisión y la mayoría de las redes de subtransmisiónfuncionan en malla. En este tipo de redes, es común que la alimentación de faltasdesde un extremo remoto ocurra cuando haya una falta en la línea protegida. Laalimentación de faltas aumenta la impedancia de falta que se observa desde laprotección de distancia. Es muy importante recordar este efecto tanto cuando seplanifica el sistema de protección, como cuando se realizan los ajustes.

Haciendo referencia a la figura 78, podemos formular la ecuación para la tensiónde la barra Va del lado izquierdo como:

( )A A L A B fV I p Z I I R= × × + + ×EQUATION1273 V1 ES (Ecuación 132)

Cuando dividimos Va por IA, obtenemos Z en el IED del lado A



a A BA L f

A A

V I IZ p Z R

I I

+= = × + ×


El factor de alimentación (IA+IB)/IA puede ser muy alto, 10-20 según lasdiferencias entre las impedancias fuente del extremo local y remoto.

Z <

ZL

Z <

EsAVA VAA B EsB

IA IB

Rf


en05000217.vsdIEC05000217 V1 ES

Figura 78: Influencia de la alimentación de faltas desde el extremo remoto.

El efecto de la alimentación de corriente de falta desde el extremo remoto es unode los factores más importantes para justificar la protección complementaria de laprotección de distancia.

Delimitación de cargaEn algunos casos, la impedancia de carga puede entrar en la característica de zonasin ninguna falta en la línea protegida. Este fenómeno se denomina delimitación decarga y puede ocurrir cuando se despeja una falta externa y la carga de emergenciaalta se transfiere en la línea protegida. El efecto de la delimitación de carga estáilustrado en la parte izquierda de la figura 79. Por supuesto que la entrada de laimpedancia de carga en la característica no está permitida, entonces la manera demanejar esta situación mediante la protección convencional de distancia es tenerlaen cuenta junto con los ajustes, es decir, tener un margen de seguridad entre la zonade distancias y la impedancia de carga mínima. Esto presenta la desventaja de quereduce la sensibilidad de la protección, es decir, la capacidad para detectar lasfaltas resistivas.

El IED tiene una función incorporada que forma la característica según la figuraderecha 4. El algoritmo de delimitación de carga aumenta la posibilidad de detectarlas faltas de alta resistencia, en especial para las faltas de fase a tierra en el extremoremoto. Por ejemplo, para un ajuste determinado del ángulo de carga ARGLd parala función de delimitación de carga, el delimitador resistivo para la medición dezonas se puede expandir según la derecha de la figura 79 brindando así mayorcobertura de resistencia de falta sin correr el riesgo de tener un funcionamiento nodeseado debido a la delimitación de carga. Esto es válido en ambas direcciones.

El uso de la característica de delimitación de carga es fundamental para las líneaslargas con cargas pesadas, en las que puede haber un conflicto entre la



transferencia de carga de emergencia necesaria y la sensibilidad necesaria de laprotección de distancia. ZMMPDIS también se puede utilizar en líneas de larga ymediana longitud con carga pesada. Para las líneas cortas, la preocupaciónprincipal es lograr la cobertura de resistencia de falta necesaria, pero ladelimitación de carga no es un problema importante. Por esta razón, para las líneascortas, la función de delimitación de carga podría desactivarse.

Los ajustes de los parámetros para la delimitación de carga se realizan en el bloquede selección de fase con delimitación de carga, con característica cuadrilateral(FDPSPDIS).

IEC05000495 V1 ES

Figura 79: Fenómenos de delimitación de carga y característica deconformación de delimitación de carga

Aplicación en líneas cortasEn los usos de líneas cortas, la preocupación principal es lograr la cobertura deresistencia de falta suficiente. La delimitación de carga no es muy común. Lalongitud de línea que se identifica como línea corta no es una longitud fija, dependede los parámetros del sistema, como la tensión y la impedancia de fuente, consultela tabla "Aplicación en líneas cortas".



Un Un

110 kV 500 kV

Línea muy cortaLínea corta

1,1 - 5,5 km 5 - 25 km

5,5 - 11 km 25 - 50 km

La posibilidad de ajustar alcances resistivos y reactivos independientes para buclesde falta de secuencia positiva y de secuencia cero, y ajustes individuales deresistencia de falta para faltas de fase a fase y de fase a tierra junto con el algoritmo



de delimitación de carga mejora la posibilidad de detectar las faltas de altaresistencia sin generar conflictos con la impedancia de carga, consulte la figura 79.

Para aplicaciones en líneas muy cortas, la zona 1 de subalcance no se puede utilizarporque la distribución de caídas de tensión a lo largo de la línea es demasiado bajay provoca riesgo de sobrealcance.

Generalmente, la delimitación de carga no representa ningún problema enaplicaciones en líneas cortas, de manera que la función de delimitación de carga sepuede desactivar (OperationLdCmp = Off). Esto aumenta la posibilidad de detectarlas faltas resistivas cercanas.

Aplicación en líneas de transmisión largasPara las líneas de transmisión largas el margen de la impedancia de carganormalmente representa una preocupación importante, es decir, para evitar ladelimitación de carga. Resulta difícil lograr alta sensibilidad para faltas de fase atierra en el extremo remoto de líneas largas cuando la línea tiene una carga pesada.

La definición de líneas largas en cuanto al rendimiento de la protección dedistancia se indica en la tabla 57.

Tabla 57: Definición de líneas largas


Un Un110 kV 500 kV



Como se mencionó en el capítulo anterior, la posibilidad de ajustar alcancesresistivos y reactivos independientes para bucles de falta de secuencia positiva y desecuencia cero, y ajustes individuales de resistencia de falta para faltas de fase afase y de fase a tierra en el IED, junto con el algoritmo de delimitación de cargamejora la posibilidad de detectar las faltas de alta resistencia al mismo tiempo quese mejora la seguridad (se elimina el riesgo de disparos no deseados debido a ladelimitación de carga).



Las líneas paralelas introducen un error en la medición, debido al acoplamientomutuo entre las líneas paralelas. Las líneas no tienen que tener la misma tensiónpara permitir el acoplamiento mutuo, y existe algo de acoplamiento incluso entrelas líneas que están separadas por 100 metros o más. El motivo del error en lamedición debido al acoplamiento mutuo es la inversión de tensión de secuenciacero que se produce.



A partir de cálculos analíticos de las impedancias de línea, se puede demostrar quelas impedancias mutuas para secuencia positiva y negativa son muy pequeñas (<1-2%) de la impedancia propia, y es común desatenderlas.

Desde el punto de vista de la aplicación, existen tres tipos de configuraciones(clases) de redes que se deben tener en cuenta al ajustar los valores de la función deprotección. Estos tipos son:



Un ejemplo de las redes de clase3 puede ser el acoplamiento mutuo entre una líneade 400 kV y las líneas aéreas del ferrocarril. Si bien existe, este tipo deacoplamiento mutuo no es tan común, y no se lo desarrolla más en este manual.

Para cada tipo de red, podemos tener tres topologías diferentes; la línea paralelapuede estar en servicio, fuera de servicio, fuera de servicio y conectada a tierra enambos extremos.

El alcance de la zona1 de protección de distancia varía según la condición defuncionamiento de la línea paralela. Por lo tanto, se recomienda utilizar losdistintos grupos de ajustes para manejar los casos en los que la línea paralela estáen funcionamiento y fuera de servicio y conectada a tierra en ambos extremos.

La protección de distancia dentro del IED puede compensar la influencia delacoplamiento mutuo de secuencia cero durante la medición en faltas monofásicas atierra de las siguientes maneras:

• La posibilidad de utilizar diferentes valores de ajuste que influyen lacompensación de retorno a tierra para distintas zonas de distancias dentro delmismo grupo de parámetros de ajuste.

• Diferentes grupos de parámetros de ajuste para diferentes condiciones defuncionamiento de una línea protegida con varios circuitos.

La mayoría de las líneas con varios circuitos tienen dos circuitos defuncionamiento paralelos. La guía de aplicación que se menciona a continuaciónproporciona más detalles sobre los ajustes de este tipo de línea en particular. Losprincipios básicos también corresponden a otras líneas con varios circuitos.

Aplicación en líneas paralelasEste tipo de redes se define como esas redes en las que las líneas de transmisiónparalelas terminan en nodos comunes en ambos extremos. Analizamos los tresmodos de funcionamiento más comunes:

1. línea paralela en servicio.2. línea paralela fuera de servicio y conectada a tierra.3. línea paralela fuera de servicio y no conectada a tierra.




Un diagrama simplificado de una sola línea se observa en la figura 80.

ph ph

0 1 ph 0 Nph 0

1

V V

Z Z I 3I KI 3I

3 Z

Z = =- + ×

+ ××


Donde:

Vph es la tensión de fase a tierra en el punto del IED

Iph es la corriente de fase en la fase defectuosa

3I0 es la corriente de falta a tierra

Z1 es la impedancia de secuencia positiva

Z0 es la impedancia de secuencia cero

Z0m

A B

Z< Z< en05000221.vsd

IEC05000221 V1 ES

Figura 80: Clase 1, línea paralela en servicio.

El circuito equivalente de las líneas se puede simplificar, consulte la figura 81.

A

B

CZ0m

Z0Z0 m-

Z0Z0 m-

99000038.vsdIEC99000038 V1 ES

Figura 81: Circuito equivalente de impedancia de secuencia cero de la líneade funcionamiento paralela de circuito doble con una faltamonofásica a tierra en la barra remota



Cuando se introduce acoplamiento mutuo, la tensión en el punto A del IED cambia.


El cálculo para una línea de 400 kV, en el que por cuestiones de simplificación seexcluye la resistencia, con X1L=0,303 Ω/km, da X0L=0,88 Ω/km, el alcance de lazona 1 se ajusta al 90% de la reactancia de la línea p=71%, es decir, la protecciónexperimenta un subalcance de aproximadamente un 20%.

El acoplamiento mutuo de secuencia cero puede reducir el alcance de la protecciónde distancias del circuito protegido cuando la línea paralela tiene unfuncionamiento normal. La reducción del alcance es mayor cuando no hayalimentación en el IED de la línea más próximo a la falta. Por lo general, estareducción del alcance es de menos del 15%. Pero cuando el alcance se reduce en unextremo de la línea, se aumenta de manera proporcional en el extremo opuesto. Demanera que esta reducción del alcance del 15% no afecta el funcionamiento de unesquema de subalcance permisivo en forma significativa.


Z0m

A B

Z< Z<en05000222.vsd


Figura 82: La línea paralela está fuera de servicio y conectada a tierra.

Cuando la línea paralela está fuera de servicio y conectada a tierra en ambosextremos del lado de la barra del TC de la línea de manera que la corriente desecuencia cero pueda fluir en la línea paralela, el circuito equivalente de secuenciacero de las líneas paralelas es como se indica en la figura 82.



Z Z0 m0

Z Z0 m0

Zm0

A

B

C

99000039.vsd

I0

I0


Figura 83: Circuito equivalente de impedancia de secuencia cero para unalínea de circuito doble que funciona con un circuito desconectado yconectado a tierra en ambos extremos.

Aquí, la impedancia equivalente de secuencia cero es igual a Z0-Z0m en paralelocon (Z0-Z0m)/Z0-Z0m+Z0m, que es igual a la ecuación 135.

2 20 m

0E

0

Z Z0Z

Z-

=


La influencia en la medición de distancia representa un sobrealcance importante, locual se debe tener en cuenta a la hora de calcular los ajustes. Se recomienda utilizarun grupo de ajustes separado para esta condición de funcionamiento, ya quecuando la línea está en funcionamiento reduce el alcance de manera significativa.Todas las expresiones que aparecen a continuación se sugieren para uso práctico.Se entiende que el valor de la resistencia mutua de secuencia cero R0m es igual acero. Se tiene en cuenta solamente la reactancia mutua de secuencia cero X0m.Calcule los parámetros equivalentes de secuencia cero X0E y R0E según laecuación 136 y la ecuación 137 para cada sección de línea en particular, y utilícelospara calcular el alcance de la zona de subalcance.

20

0 0 2 20 0

1 mE

XR RR X

æ ö= · +ç ÷+è ø


20

0 0 2 20 0

1 mE

XX XR X

æ ö= · -ç ÷+è ø





Z0m

A B

Z< Z<en05000223.vsd

IEC05000223 V1 ES

Figura 84: Línea paralela fuera de servicio y no conectada a tierra.

Cuando la línea paralela está fuera de servicio y no conectada a tierra, la secuenciacero de la línea solo puede fluir a través de la admitancia de la línea a tierra. Laadmitancia de línea es alta, lo cual limita la corriente de secuencia cero en la líneaparalela a valores muy bajos. En la práctica, el circuito equivalente de impedanciade secuencia cero para faltas en la barra remota se puede simplificar al circuito quese observa en la figura 84

La impedancia mutua de secuencia cero de la línea no influye en la medición de laprotección de distancia en un circuito defectuoso. Esto significa que el alcance dela zona de protección de distancia de subalcance se reduce si, debido a lascondiciones de funcionamiento, la impedancia equivalente de secuencia cero seajusta según las condiciones del sistema paralelo cuando está fuera de servicio yconectado a tierra en ambos extremos.

Z Z00 m

Z Z00 m

Z0m

A

B

C

99000040.vsd

I0

I0

IEC99000040 V1 ES

Figura 85: Circuito equivalente de impedancia de secuencia cero para unalínea de circuito doble con un circuito desconectado y noconectado a tierra.

La reducción del alcance es igual a la ecuación 138.

( )( ) ( )

21 0

0

1 001 0

1 23 11 2 323

E fm

U

ff


× × + += = -

× × + +× × + +




Esto significa que el alcance se reduce en la dirección reactiva y resistiva. Si loscomponentes reales e imaginarios de la constante A son iguales a la ecuación 139 yla ecuación 140.

Re( ) 0 (2 1 0 3 ) 0 ( 0 2 1)A R R R Rf X X X= × × + + × - × + ×EQUATION1285 V1 ES (Ecuación 139)

0 1 0 1 0 1 0Im( ) (2 3 ) (2 )A X R R R R X X= × × + + × + × × +EQUATION1286 V1 ES (Ecuación 140)

El componente real del factor KU es igual a la ecuación 141.

( ) ( )( ) ( )

20

2 2

ReRe 1

Re Im

mU

A XK

A A

×= +

é ù é ù+ë û ë ûEQUATION1287 V1 ES (Ecuación 141)

El componente imaginario del mismo factor es igual a la ecuación 142.

( )( )

( ) ( )2

ImIm

Re

AKU

A

×=

+éë

éë

éë

éë

Im A2

Xm02






A B

Z< Z<

Z<C

T

IC

IA IB

-IB

en05000224.vsdDOCUMENT11524-IMG869 V1 ES


Este uso genera el mismo problema que se resaltó en la sección "Alimentación defaltas desde un extremo remoto" , es decir, mayor impedancia medida, debido aalimentación de corriente de faltas. Por ejemplo, para faltas entre el punto T y laestación B, la impedancia medida en A y C es

ZA =ZAT + ·ZTFIA + IC

IA DOCUMENT11524-IMG3509 V2 ES (Ecuación 143)

ZC = ZTrf + ( ZCT + ·ZTF) ·( )2IA + IC

IC U2

U1


Donde:

ZAT y ZCT es la impedancia de línea desde las estaciones B y C respectivamente al punto T.

IA y IC es la corriente de faltas desde las estaciones A y C respectivamente para una faltaentre T y B.

U2/U1 Relación de transformación para transformación de impedancia en el lado U1 deltransformador al lado de medición U2 (se entiende que la función de distancia tomala corriente y la tensión del lado U2 del transformador).

Para este ejemplo con una falta entre T y B, la impedancia medida desde el punto Ta la falta aumenta por un factor definido como la suma de las corrientes desde el



punto T a la falta, dividido por la corriente del IED. Para el IED en C, laimpedancia del lado de la tensión alta U1 se tiene que transferir al nivel de tensiónde medición mediante la relación del transformador.


En usos de tres extremos, según la impedancia fuente detrás de los IED, lasimpedancias del objeto protegido y la ubicación de la falta, es posible que seanecesario aceptar el disparo de la zona2 en un extremo o el disparo secuencial enun extremo.

Por lo general, para este tipo de uso resulta difícil seleccionar ajustes de la zona1que den al mismo tiempo superposición de las zonas con suficiente sensibilidad ysin interferencia con otros ajustes de la zona1, es decir, sin conflictos de selección.Se necesitan cálculos de faltas bien precisos para determinar los ajustes adecuadosy la selección de esquema de comunicación adecuado.

Resistencia de faltaEl rendimiento de la protección de distancia para faltas monofásicas a tierra es muyimportante, porque por lo general más del 70% de las faltas en las líneas detransmisión son faltas monofásicas a tierra . En estas faltas, la resistencia de faltaconsta de tres partes: resistencia de arco, resistencia de estructura de la torre yresistencia de cimiento de la torre. La resistencia de arco se puede calcular según lafórmula de Warrington:

1.428707 LRarc

I×

=


donde:

L representa la longitud del arco (en metros). Esta ecuación corresponde a la zona 1 deprotección de distancia. Tenga en cuenta aproximadamente tres veces el espaciado de labase del arco para la zona 2 y la velocidad del viento de aproximadamente 50 km/h

I es la corriente de falta real en A.

En la práctica, el ajuste de la resistencia de falta tanto para fase a tierra (RFPE)como para fase a fase (RFPP) debe ser lo más alto posible sin interferir con laimpedancia de carga a fin de obtener una detección de falta fiable.




GeneralLos ajustes del bloque funcional de protección de distancia de esquema completo,con característica cuadrilateral para faltas a tierra (ZMMDPIS) se realizan envalores primarios. La relación del transformador de medida que se ha ajustado parala tarjeta de entrada analógica se utiliza para convertir automáticamente las señalesde entrada secundarias medidas en los valores primarios utilizados en el bloquefuncional ZMMPDIS .

Cuando calcule los ajustes, debería tener en cuenta los siguientes principiosbásicos, según cada uso:



• El efecto de la alimentación entre el IED y la ubicación de la falta, incluida lainfluencia de diferentes relaciones Z0/Z1 de las distintas fuentes.

• La impedancia de fase de líneas no transpuestas no es igual para todos losbucles de faltas. La diferencia entre las impedancias de diferentes bucles defase a tierra puede alcanzar entre el 5% y el 10% de la impedancia total de lalínea.

• El efecto de una transferencia de carga entre los IED de la resistencia de faltaprotegida es importante, y debe ser tomado en cuenta.



En el caso de líneas paralelas, tenga en cuenta la influencia del acoplamientomutuo según la sección "Aplicación en líneas paralelas con acoplamiento mutuo" yseleccione los casos válidos para su uso. Se recomienda compensar el ajustecuando la línea paralela está en funcionamiento, fuera de servicio y no conectada atierra y fuera de servicio y conectada a tierra en ambos extremos. El ajustepredeterminado del alcance de las faltas a tierra debería ser <95% incluso cuandola línea paralela está fuera de servicio y conectada a tierra en ambos extremos (elpeor de los casos).

Ajuste de la zona de sobrealcanceLa primera zona de sobrealcance (por lo general la zona2) debe detectar las faltasde toda la línea protegida. Si tenemos en cuenta los distintos errores que podríaninfluir la medición al igual que para la zona1, resulta necesario aumentar el alcancede la zona de sobrealcance a por menos un 120% de la línea protegida. El alcancede la zona2 puede ser incluso mayor, cuando la alimentación de falta desde líneasadyacentes en el extremo remoto es bastante mayor que la corriente de falta en laubicación del IED.






Si los requisitos enumerados en los párrafos anteriores dan un alcance de zona2menor que el 120%, el retardo de la zona2 se debe aumentar aproximadamente 200ms para evitar un funcionamiento no deseado cuando la telecomunicación para lalínea corta adyacente en el extremo remoto no funciona durante las faltas. La zona2no se debe reducir por debajo del 120% de la sección de la línea protegida. Toda lalínea debe estar cubierta en todas las condiciones.

En el simple ejemplo que se presenta a continuación, se resalta el requisito de quela zona 2 no debe superar el 80% de la línea adyacente más corta en el extremo remoto.

Si ocurre una falta en el punto F (consulte la figura 11, también para obtener unaexplicación de las abreviaciones utilizadas), el IED del punto A registra laimpedancia:


IA IA + IB


A B

Z<

CIA

IB

Z AC Z CD

Z CF

I A+ IB

en05000457.vsdIEC05000457 V1 ES

Figura 87:

Ajuste de la zona hacia átrasLa zona hacia átras se utiliza para fines de lógica de esquema de comunicación,lógica de inversión de corriente, lógica de extremo con alimentación débil, etc. Lomismo corresponde para la protección de respaldo de la barra o de lostransformadores de potencia. Es necesario asegurarse de que siempre se cubra lazona de sobrealcance utilizada en el IED de línea en el extremo remoto para losfines de telecomunicación.



Tenga en cuenta el posible factor de ampliación que puede existir debido a laalimentación de faltas desde líneas adyacentes. La ecuación 147 se puede utilizarpara calcular el alcance en dirección hacia atrás, cuando la zona se utiliza paraesquema de bloqueo, extremo con alimentación débil, etc.

Zrev 1.2 ZL Z2rem³ ×


Donde:


Z2rem es el ajuste de la zona2 en el extremo remoto de la línea protegida

En algunas aplicaciones puede resultar necesario tener en cuenta el factor deampliación debido a la alimentación de corriente de falta desde líneas adyacentesen la dirección hacia atrás a fin de obtener cierta sensibilidad.

Ajuste de zonas para aplicación en líneas paralelas

Línea paralela en servicio: Ajuste de la zona 1Haciendo referencia a la sección "Aplicación en líneas paralelas", el alcance dezona se puede ajustar al 85% de la línea protegida.

Línea paralela en servicio: Ajuste de la zona2Las zonas de sobrealcance (por lo general, las zonas 2 y 3) siempre debensobrealcanzar el circuito protegido. La mayor reducción de un alcance ocurrecuando los dos circuitos paralelos están en servicio con una falta monofásica atierra ubicada en el extremo de una línea protegida. El circuito equivalente deimpedancia de secuencia cero para este caso es igual al de la figura 81 de la sección"Aplicación en líneas paralelas".


R0E R0 Rm0+=


X0E X0 Xm0+=





00 12 1 0

m

f

ZKZ Z R

= -× + +


Si el denominador de la ecuación 150 se llama B y Z0m se simplifica en X0m,entonces la parte real e imaginaria del factor de reducción del alcance para laszonas de sobrealcance se puede formular de la siguiente manera:

2 20 Im( )Re( 0) 1

Re( ) Im( )X m BK

B B×

= -+


2 20 Re( )Im( 0) 1

Re( ) Im( )X m BK

B B×

= -+


Línea paralela fuera de servicio y conectada a tierra en ambos extremosAplique las mismas medidas que en el caso de un solo conjunto de parámetros deajuste. Esto significa que una zona de subalcance no debe sobrealcanzar el extremode un circuito protegido para las faltas monofásicas a tierra . Ajuste los valores dela zona correspondiente (resistencia y reactancia de secuencia cero) a:

R0E R0 1Xm0

2

R02 X0

2+--------------------------+

è øç ÷æ ö

×=


X0E X0 1Xm0

2

R02 X0

2+--------------------------–

è øç ÷æ ö

×=


Ajuste del alcance en dirección resistivaAjuste el alcance resistivo para cada zona de manera independiente, para lamedición de bucles de fase a tierra (RIPE).

Por separado, ajuste la resistencia de falta esperada para las faltas de fase a tierra(RFPE) para cada zona. Ajuste todos los demás parámetros de ajuste para cadazona de distancia de manera independiente.

El alcance final en dirección resistiva para la medición de bucles de faltas de fase atierra respeta automáticamente los valores de la resistencia de secuencia positiva ycero de la línea, y en el extremo de la zona protegida es igual a la ecuación 155.



R 13--- 2 R1PE× R0PE+( ) RFPE+=


loop2 X1 X0arctan2 R1 R0

j× +é ù= ê ú× +ë û


El ajuste del alcance resistivo para la zona1 de subalcance debe respetar lasiguiente condición:

4.5 1RFPE X£ ×EQUATION569 V2 EN (Ecuación 157)

Limitación de impedancia de carga, sin función de delimitación decargaLas siguientes instrucciones son válidas cuando la función de delimitación de cargano está activada (OperationLdCmp está ajustado a Off). Si la función dedelimitación de carga se debe utilizar para todas las zonas de medición o paraalgunas de ellas, la limitación de carga para esas zonas, según este capítulo, sepuede omitir. Compruebe el alcance resistivo máximo permisible para cualquierzona a fin de asegurarse de que haya un margen de ajuste suficiente entre el límitedel IED y la impedancia de carga mínima. La impedancia de carga mínima (Ω/fase) se calcula de la siguiente manera:

Z loadminU2

S-------=


Donde:




Z loadUmin

3 Imax×----------------------=





Como se requiere un margen de seguridad para evitar ladelimitación de carga en condiciones trifásicas y garantizar elfuncionamiento adecuado del IED para las fases sanas durantefaltas a tierra combinadas con carga trifásica pesada, tenga encuenta ambas: características de funcionamiento de faltas de fase afase y de fase a tierra .

Para evitar la delimitación de carga para los elementos de medición de fase atierra , el alcance resistivo ajustado de cualquiera de las zonas de protección dedistancia debe ser menor que el 80% de la impedancia de carga mínima.

RFPE 0.8 Z load×£


Esta ecuación corresponde solo cuando el ángulo característico del bucle para lasfaltas monofásicas a tierra es mayor que el triple del ángulo de impedancia de cargamáxima esperada. Se requieren cálculos más precisos, según la siguiente ecuación:

min

2 1 00.8 cos sin

2 1 0load

R RRFPE Z

X X

× +£ × × ¶ - × ¶

× +é ùê úë û


Donde:

ϑ es un ángulo de impedancia de carga máxima, relacionado a las condiciones de impedanciade carga mínima.

Todo esto se puede aplicar en todas las zonas de medición cuando no hay ningúnelemento de detección de oscilaciones de potencia en el esquema de protección.Utilice un margen de seguridad adicional de aproximadamente un 20% cuandohaya un elemento de detección de oscilaciones de potencia en el esquema deprotección, consulte la descripción del bloque funcional de detección deoscilaciones de potencia (ZMRPSB).

Limitación de impedancia de carga, con función de delimitación decarga activadaLos parámetros para formar la característica de la delimitación de carga seencuentran en la descripción del bloque funcional de selección de fase condelimitación de carga, en la sección "Alcance resistivo con característica dedelimitación de carga". Si la característica para la medición de la impedancia estáformada con el algoritmo de delimitación de carga, el parámetro OperationLdCmppara la selección de fase se tiene que ajustar a On.

Ajuste de corrientes mínimas de funcionamientoEl funcionamiento de la función de distancias se bloquea cuando la magnitud de lascorrientes está por debajo del valor ajustado del parámetro IMinOpPE.



El ajuste predeterminado de IMinOpPE es 20% de IBase donde IBase es lacorriente base elegida para los canales de entradas analógicas . Se ha probado queel valor resulta adecuado en la mayoría de las aplicaciones. Sin embargo, es posibleque en algunas aplicaciones sea necesario aumentar la sensibilidad reduciendo lacorriente mínima de funcionamiento a un 10% de la corriente base del IED. Estosucede especialmente en los casos en que el IED funciona como protección derespaldo remota en series de líneas de transmisión muy largas.

Cuando la compensación de la corriente de carga está activada, existe un criterioadicional IMinOpIN que bloquea los bucles de fase-tierra cuando 3I0<IMinOpIN.El ajuste predeterminado de IMinOpIN es el 5% de la corriente base del IED IBase.

La corriente de falta mínima de funcionamiento se reduce automáticamente al 75%de su valor ajustado, cuando la zona de protección de distancia está ajustada parafuncionar en dirección hacia atrás.

Ajuste de temporizadores para zonas de protección de distanciaLos retardos de tiempo necesarios para las distintas zonas de protección dedistancia son independientes uno del otro. La zona1 de protección de distanciatambién puede tener un retardo de tiempo, en caso de ser necesario por cuestionesde selectividad. Se pueden ajustar retardos de tiempo para todas las zonas (básicasy opcionales) en un rango entre 0 y 60 segundos. La función de disparo de cadazona en particular se puede inhibir ajustando el parámetro correspondienteOperation a Off. Se permiten diferentes retardos de tiempo para los bucles demedición de fase-T (tPE) en cada zona de protección de distancia por separado, afin de aumentar la flexibilidad total de una protección de distancia.


Tabla 58: ZMMPDIS Grupo de ajustes (básicos)















Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónTimer tPE Off

On- - On Modo de operación Off / On del

temporizador de zona, F-T



IMinOpIN 5 - 30 %IB 1 5 Corriente residual mínima de operaciónpara bucles fase-tierra

Tabla 59: ZMMAPDIS Grupo de ajustes (básicos)












Timer tPE OffOn




3.6.5 Función adicional de protección de distancia direccionalpara faltas a tierra ZDARDIR

Descripción de función Identificación IEC61850



Función adicional de protección dedistancia direccional para faltas a tierra

ZDARDIR

S00346 V1 ES

-



3.6.5.1 Aplicación

Los elementos de impedancia de fase a tierra se pueden supervisar mediante unafunción direccional no selectiva de fase basada en componentes simétricos.


AngleRCA y AngleOp: estos ajustes definen la característica de funcionamiento. Elparámetro AngleRCA se utiliza para girar la característica direccional, cuando elángulo de la corriente de falta esperado no coincide con la cantidad de polarizaciónpara producir la torsión máxima. El ángulo es positivo, cuando la cantidad defuncionamiento se queda atrás de la cantidad de polarización, y negativo, cuandova por delante de la cantidad de polarización. El parámetro AngleOp (máx. 180grados) define el ancho del sector de funcionamiento. El sector presenta simetría deespejo en todo el eje de torsión máxima (MTA).

Los elementos direccionales para faltas a tierra deben funcionar en valores decorriente de falta por debajo de la magnitud de las corrientes de carga. Como lascantidades de fase se ven afectadas de manera negativa por la carga, se prefiere eluso de cantidades de secuencia como cantidades de polarización para los elementosdireccionales de tierra . Existen seis posibilidades optativas:

• Tensión de secuencia cero polarizada (-U0)• Tensión de secuencia negativa polarizada (-U2)• Corriente de secuencia cero (I0)• Polarización doble (-U0/I0)• Tensión de secuencia cero con compensación de corriente de secuencia cero (-

U0Comp)• Tensión de secuencia negativa con compensación de corriente de secuencia

negativa (-U2Comp)

La unidad direccional de tensión de secuencia cero polarizada a tierra compara losángulos de fase de la corriente de secuencia cero I0 con la tensión de secuencia cero-U0 en la ubicación de la protección.

La unidad direccional de tensión de secuencia negativa polarizada a tierra comparaI2 con -U2.

Por lo general, la tensión de secuencia cero es mayor que la tensión de secuencianegativa donde está la falta, pero disminuye con mayor rapidez cuanto más lejos dela falta se la mida. Esto hace que se prefiera la polarización -U0 en las aplicacionesde líneas cortas, donde no hay problemas de acoplamiento mutuo.

La polarización de secuencia negativa presenta estas ventajas en comparación conla polarización de secuencia cero:

• En sistemas conectados a tierra firmemente U2 puede ser mayor que U0. Si labarra que se encuentra detrás de la ubicación del IED es una fuente de



secuencia cero fuerte, la tensión de secuencia negativa disponible en laubicación del IED es mayor que la tensión de secuencia cero.

• La polarización de secuencia negativa no se ve afectada por el acoplamientomutuo de secuencia cero (es posible que los elementos direccionalespolarizados de secuencia cero no funcionen correctamente en líneas paralelascon alto acoplamiento mutuo de secuencia cero y fuentes aisladas de secuenciacero).

• La polarización de secuencia negativa se ve menos afectada por el cambio deneutro del transformador de tensión (TT) (posiblemente causado por la falta deconexión a tierra o por las múltiples conexiones a tierra del neutro del TT)

• No se requiere devanado en triángulo abierto en los TTs, ya que solo senecesitan dos TTs (U2 = (UL12 - a · UL23)/3)

La unidad direccional de corriente de secuencia cero polarizada a tierra compara lacorriente de secuencia cero I0 de la línea con alguna corriente de referencia desecuencia cero, por ejemplo, la corriente en el neutro de un transformador depotencia. El ángulo característico del relé AngleRCA es fijo y tiene un valor de 0grados. Es necesario asegurar que la dirección de la corriente del neutro semantenga igual durante todas las configuraciones y faltas de la red, y por eso todaslas configuraciones y construcciones de los transformadores no son adecuadas parapolarización.

En la polarización doble, los elementos de polarización de la tensión de secuenciacero y de polarización de la corriente de secuencia cero funcionan en modo OR(disyuntivo). Por lo general, cuando la corriente de secuencia cero es alta, latensión de secuencia cero es baja, y viceversa. Así, al combinar un elementodireccional de polarización de tensión de secuencia cero con un elementodireccional de polarización de corriente de secuencia cero (corriente del neutropolarizada), el IED se puede beneficiar de ambos elementos, ya que las dosmediciones de polarización funcionan en modo OR, complementándose una conotra. El uso de la polarización de la tensión de secuencia cero también hace posibleel aumento de flexibilidad, cuando la fuente de polarización de la corriente desecuencia cero está fuera de servicio. Cuando la polarización de la corriente desecuencia cero supera el valor establecido para startPolCurrLevel, se utilizapolarización de la corriente de secuencia cero. Cuando la polarización de lacorriente de secuencia cero es menor que el valor establecido parastartPolCurrLevel, se utiliza polarización de la tensión de secuencia cero.

La polarización de la tensión de secuencia cero con compensación de corriente desecuencia cero (-U0Comp) compara los ángulos de fase de la corriente desecuencia cero I0 con la tensión de secuencia cero agregada por una parte condesplazamiento de fase de la corriente de secuencia cero (consulte la ecuación 162)en la ubicación de la protección. El factor k = parámetro Kmag. Este tipo depolarización se recomienda para aplicaciones en las que es posible que la tensiónde secuencia cero sea demasiado pequeña como para utilizarla como cantidad depolarización, y en las que no hay corriente de polarización de secuencia cero(corriente del neutro del transformador). La tensión de secuencia cero se "eleva"mediante una parte de la corriente de secuencia cero medida de la línea para formar



la cantidad de polarización. Este método requiere que exista una diferenciasignificativa entre las magnitudes de las corrientes de secuencia cero de las faltascercanas hacia delante y hacia atrás, es decir, es necesario que |U0| >> |k · I0| parafaltas hacia atrás; de lo contrario, se corre el riesgo de que las faltas hacia atrás sevean como faltas hacia delante.

AngleRCA

0 0U k I e- + × ×EQUATION1638 V2 EN (Ecuación 162)

La polarización de la tensión de secuencia negativa con compensación de corrientede secuencia negativa (-U2Comp) compara I2 con (consulte la ecuación 163)respectivamente; y de la misma manera, es necesario que |U2| >> |k · I2| para faltashacia atrás.

AngleRCA

2 2U k I e- + × ×EQUATION1639 V2 EN (Ecuación 163)


Tabla 60: ZDARDIR Grupo de ajustes (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIBase 1 - 99999 A 1 3000 Ajuste base de valores de Corriente

UBase 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Ajuste base nivel de tensión en kV

PolMode -3U0-U2IPolDual-3U0Comp-U2comp

- - -3U0 Cantidad de polarización para función dedirección opcional para faltas de F-T

AngleRCA -90 - 90 Grad 1 75 Ángulo característico del relé (= MTA oángulo base)

I> 1 - 200 %IB 1 5 Corriente de operación mínima, en % deIBase

UPol> 1 - 100 %UB 1 1 Tensión de polarización mínima, en %de UBase

IPol> 5 - 100 %IB 1 10 Corriente de polarización mínima, en %de IBase

Tabla 61: ZDARDIR Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónAngleOp 90 - 180 Grad 1 160 Ángulo de sector de operación

Kmag 0.50 - 3000.00 ohmio 0.01 40.00 Factor de elevación en polarización -U0comp y -U2comp



3.6.6 Lógica de supervisión de impedancia mho ZSMGAPCDescripción de funciones Identificación

61850 de la CEIIdentificación60617 de la CEI


Lógica de supervisión de impedanciamho

ZSMGAPC - -

3.6.6.1 Aplicación

El bloque de lógica de supervisión de impedancia mho (ZSMGAPC) incluyefunciones para la detección de inicio de faltas y de SIR alto. También incluye unafunción para lógica de pérdida de potencial, así como también para el esquema debloqueo por canal de piloto.

Una parte de la función ZSMGAPC identifica una pérdida del potencial de fase,que es el resultado de una condición de largo plazo (de régimen permanente), comoun fusible fundido o un devanado abierto o conexión abierta en el transformador detensión. Esto bloquea todos los disparos de la protección de distancia, ya que estánbasados en la medición de tensión.

En el esquema de bloqueo por canal de piloto, un inicio de falta detectado medianteel detector de cambios de rápida acción se utiliza para enviar una señal de bloqueoal extremo remoto a fin de bloquear la zona de sobrealcance. Si luego se detectaque la falta es una falta hacia delante, la señal de bloqueo que se envió antes se detiene.

El esquema de bloqueo es muy fiable porque funciona con faltas de cualquier partede la línea protegida, cuando el canal de comunicación está fuera de servicio. Encambio, es menos seguro que los esquemas permisivos porque dispara por faltasexternas dentro del alcance de la función de disparo, cuando el canal decomunicación está fuera de servicio. La velocidad o capacidad de dependenciainadecuadas pueden causar disparos falsos para las faltas externas. Una seguridadinadecuada puede causar un disparo demorado para faltas internas.

La función ZSMGAPC también incluye una función para bloquear la protección dedistancia basada en muestras, debido a una SIR alto. La SIR influye directamenteen el nivel de tensión de las faltas para un nivel de tensión dado, y este es el factorprincipal que afecta la gravedad de los transitorios de los transformadores detensión capacitivos. Por lo tanto, cuando el valor de la SIR es demasiado alto, senecesita más filtración de las señales medidas.


IBase: IBase generalmente se ajusta en el valor actual del devanado primario deltransformador de corriente (CT), pero también se puede ajustar en la corrientenominal de la bahía. IBase se debe adaptar para la aplicación actual.



UBase: UBase se ajusta en el valor de tensión del devanado primario deltransformador de tensión (VT). Como valor predeterminado, está ajustado en 400kV y es necesario adaptarlo a la aplicación actual.

PilotMode: Ajuste PilotMode a On cuando se deba utilizar el esquema piloto. Eneste modo, la función de inicio de faltas envía una señal de bloqueo al extremoremoto para bloquear las zonas de sobrealcance.

DeltaI: El valor predeterminado de la detección de inicio de faltas DeltaI estáajustado al 10% de IBase, que resulta adecuado en la mayoría de los casos.

Delta3I0: El valor predeterminado del parámetro Delta3I0 para la detección deinicio de faltas está ajustado al 10% de UBase, que resulta adecuado en la mayoríade los casos.

DeltaU: El valor predeterminado de DeltaU para la detección de inicio de faltasestá ajustado al 5% de IBase, que resulta adecuado en la mayoría de los casos.

Delta3U0: El valor predeterminado de Delta3U0 para la detección de inicio defaltas está ajustado al 5% de UBase, que resulta adecuado en la mayoría de los casos.

Zreach: El valor predeterminado de Zreach se debe adaptar a la aplicaciónespecífica. El ajuste se utiliza en el cálculo de la SIR para la detección de SIR alto.

SIRLevel: El valor predeterminado del parámetro SIRLevel está ajustado a 10. Estees un ajuste adecuado para las aplicaciones con transformadores de tensióncapacitivos, a fin de evitar el sobrealcance transitorio debido a la dinámica de lostransformadores. SIRLevel = 10 es un ajuste adecuado para las aplicaciones contransformadores de tensión capacitivos, a fin de evitar el sobrealcance transitoriodebido a la dinámica de los transformadores. Si se utilizan transformadores detensión magnéticos, ajuste SIRLevel a 15 del nivel superior

IMinOp: La corriente mínima de funcionamiento para la medición de la SIR estápreajustada en un 20% de IBase.


Tabla 62: ZSMGAPC Grupo de ajustes (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIBase 1 - 99999 A 1 3000 Valor base para medición de Corriente

UBase 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Valor base para medición de tensión

PilotMode OffOn

- - Off Modo piloto Off/On

Zreach 0.1 - 3000.0 ohmio 0.1 38.0 Impedancia de línea

IMinOp 10 - 30 %IB 1 20 Mínima Corriente de operación paramediciónde SIR



Tabla 63: ZSMGAPC Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónDeltaI 0 - 200 %IB 1 10 Nivel de cambio de Corriente en %IB

para detección de inicio de falta

Delta3I0 0 - 200 %IB 1 10 Nivel de cambio de Corriente de sec.cero en % de IB

DeltaU 0 - 100 %UB 1 5 Nivel de cambio de tensión en %UBpara detección de inicio de falta

Delta3U0 0 - 100 %UB 1 5 Nivel de cambio de tensión de sec. ceroen % de UB

SIRLevel 5 - 15 - 1 10 Nivel ajustable para relación deimpedancia de fuente

3.6.7 Identificación de fase defectuosa con delimitación de cargaFMPSPDISDescripción de función Identificación IEC



Identificación de fase defectuosa condelimitación de carga para mho

FMPSPDIS

S00346 V1 ES

21

3.6.7.1 Aplicación

En la actualidad, el funcionamiento de las redes de transmisión suele estar próximoal límite de estabilidad. Debido a consideraciones ambientales, la tasa de expansióny refuerzo de la red eléctrica se reduce, por ejemplo, por las dificultades paraobtener permiso para construir nuevas líneas eléctricas.

La capacidad para clasificar de forma precisa y fiable los distintos tipos de falta demanera que se puedan utilizar el disparo de un polo y el reenganche automáticojuega un papel importante en este asunto.

La función de identificación de fase defectuosa con delimitación de carga para mho(FMPSPDIS) está diseñado para seleccionar precisamente el bucle de faltaadecuado en la función Protección de distancia según el tipo de falta.

En algunos casos, la transferencia de cargas pesadas, que es común en muchasredes de transmisión, puede oponerse a la cobertura de resistencia de faltasdeseada. Por esta razón, FMPSPDIS cuenta con un algoritmo incorporado paradelimitación de carga, el cual ofrece al posibilidad de aumentar el ajuste deresistencia, tanto de la selección de fases con delimitación de carga, como de laszonas de medición. sin interferir con la carga.



El algoritmo de delimitación de carga y las funciones de delimitadores se activansiempre en el selector de fase. La influencia de estas funciones en la característicade medición de zonas se activa ajustando el parámetro de ajuste LoadEnchMode delas zonas de medición correspondientes en On.


IBase: IBase generalmente se ajusta en el valor actual del devanado primario deltransformador de corriente (TC), pero también se puede ajustar en la corrientenominal de la bahía. Como valor predeterminado, está ajustado en 3000 A y esnecesario adaptarlo a la aplicación actual.

UBase: UBase se ajusta en el valor de tensión del devanado primario deltransformador de tensión (TT). Como valor predeterminado, está ajustado en 400kV y es necesario adaptarlo a la aplicación actual.

INRelPE: El valor predeterminado de INRelPE para liberación del bucle de fase atierra está ajustado en 20% de IBase. El valor predeterminado es adecuado para lamayoría de las aplicaciones.

Por lo general, el valor debe estar configurado, como mínimo, en 10% menos queel valor de IINBlockPP para dar prioridad al bucle de fase a tierra abierto. INRelPEdebe estar por encima de la corriente asimétrica normal (3I0) que puede existirdebido a líneas no transpuestas.

El valor también debe estar ajustado por encima del 3I0 que ocurre cuando se abreun polo en aplicaciones de disparo monopolar.

IINBlockPP: El valor predeterminado de IINBlockPP está ajustado en 40% deUBase, que es adecuado para la mayoría de las aplicaciones.

I1LowLevel: El valor predeterminado del umbral de la corriente positivaI1LowLevel que se utiliza en la parte basada en secuencias del selector de fase paraidentificar las faltas trifásicas, está ajustado en 10% de IBase.

El valor predeterminado es adecuado para la mayoría de los casos, pero se debecontrolar de acuerdo con la corriente trifásica mínima que ocurre en el extremoremoto de la línea con resistencia de falta razonable.

IMaxLoad: El valor de ajuste IMaxLoad se debe ajustar por encima de latransferencia de corriente de carga máxima durante condiciones de emergencia,con un margen de seguridad de por lo menos 20%. Se recomienda que el valorrespete la ecuación 164:

IMaxLoad =1.2 ILoadEQUATION1614 V2 EN (Ecuación 164)

donde:

1.2 es el margen de seguridad para la corriente de carga y

ILoad es la corriente de carga máxima durante las condiciones de emergencia.



El parámetro ILoad se puede definir según la ecuación 165.

max

3

SILoad

ULmn=

×EQUATION1615 V1 ES (Ecuación 165)

donde:

Smax es la transferencia máxima de potencia aparente durante las condiciones de emergencia y

ULmn es la tensión de fase a fase durante las condiciones de emergencia en la ubicación del IED.

Delimitación de cargaLa función de delimitación de carga tiene dos parámetros de ajuste, RLd para laresistencia de carga y ArgLd para la inclinación del sector de carga (consulte lafigura 88).

R

X

RLdFw

RLdRvARGLd

ARGLdARGLd

ARGLd

en05000226.vsd

IEC05000226 V1 ES

Figura 88: Característica de la delimitación de carga

El cálculo de la impedancia de carga aparente Zcarga y la impedancia de cargamínima Zloadmin se puede realizar según estas ecuaciones:

Z loadUmin

3 Imax×----------------------=




Z loadminU2

S-------=


Donde:



El ángulo de carga se puede obtener según la ecuación 168:

maxcos

maxP

ArgLd aS

= æ öç ÷è ø


donde:

Pmax es la transferencia máxima de potencia activa durante las condiciones de emergencia y

Smax es la transferencia máxima de potencia aparente durante las condiciones de emergencia.

El parámetro RLd se puede calcular según la ecuación 169:

cos( )RLd ZLoad ArgLd= ×


Los valores predeterminados de RLd y ArgLd son 80 ohmios/fase y 20 grados.Estos valores se deben adaptar a las distintas aplicaciones en particular.


Tabla 64: FMPSPDIS Grupo de ajustes (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIBase 1 - 99999 A 1 3000 Corriente base


IMaxLoad 10 - 5000 %IB 1 200 Carga máxima para identificación defalta trifásica en % de IBase

RLd 1.00 - 3000.00 ohmio/f 0.01 80.00 Alcance resistivo de delimitación decarga en ohmios/fase

ArgLd 5 - 70 Grad 1 20 Inclinación de delimitación de carga delsector angular



Tabla 65: FMPSPDIS Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónDeltaIMinOp 5 - 100 %IB 1 10 Nivel de cambio de corriente, en % IBase

DeltaUMinOp 5 - 100 %UB 1 20 Nivel de cambio de tensión, en % UBase

U1Level 5 - 100 %UB 1 80 Límite de tensión de secuencia positivapara identificación de falta trifásica

I1LowLevel 5 - 200 %IB 1 10 Nivel de corriente de secuencia positivapara identificación de falta trifásica en %de IBase

U1MinOp 5 - 100 %UB 1 20 Tensión mínima de secuencia positivade operación para sel. fase

U2MinOp 1 - 100 %UB 1 5 Tensión mínima de secuencia negativade operación para sel. fase

INRelPE 10 - 100 %IB 1 20 Límite 3I0 para liberación de bucles demedición F-T en % de la corrientemáxima de fase

INBlockPP 10 - 100 %IB 1 40 Límite 3I0 para bloqueo de bucles demedición de F-F en % de la corrientemáxima de fase

3.6.8 Bloque funcional de detección de oscilaciones de potenciaZMRPSBDescripción de funciòn Identificación IEC



Detección de oscilaciones de potencia ZMRPSB

Zpsb

SYMBOL-EE V1 ES

68

3.6.8.1 Aplicación

GeneralExisten diversos cambios en la red eléctrica que pueden causar oscilaciones en lasunidades giratorias. Los motivos más comunes de estas oscilaciones son grandescambios en la carga o cambios en la configuración de la red eléctrica causados pordiferentes faltas y su despeje. A medida que las masas giratorias buscan unacondición de funcionamiento estable, sufren oscilaciones amortiguadas hasta quellegan a la estabilidad final.

La magnitud de las oscilaciones depende del alcance de las perturbaciones y de laestabilidad natural de la red.

La frecuencia de oscilación también depende de la inercia de la red y de laimpedancia de toda la red entre las diferentes unidades de generación. Estasoscilaciones causan cambios en la fase y en la amplitud de la diferencia de tensión



entre las unidades de generación oscilantes de la red eléctrica, lo cual se vereflejado en el flujo de energía eléctrica oscilante entre dos partes de la red: laenergía eléctrica oscila de una parte a la otra, y viceversa.

Los IED de distancia ubicados en redes interconectadas ven estas oscilaciones deenergía como la oscilación de la impedancia medida en los puntos del relé. Laimpedancia medida varía con el tiempo en un lugar geométrico en un plano deimpedancia, consulte la figura 89. Este lugar geométrico puede entrar en lacaracterística de funcionamiento de una protección de distancia y causar unfuncionamiento no deseado si no se toman medidas preventivas.

R

jX

Característica de funcionamiento

Lugar geométrico de impedancia en

oscilaciones de potencia

=IEC09000224=1=es=Original.vsdIEC09000224 V1 ES

Figura 89: Plano de impedancia con característica de funcionamiento dedetección de oscilaciones de potencia y lugar geométrico deimpedancia en oscilaciones de potencia

Características básicasEl bloque funcional de detección de oscilaciones de potencia (ZMRPSB) detectacon fiabilidad las oscilaciones de potencia con períodos de oscilación bajos, dehasta 200 ms (lo cual significa una frecuencia de deslizamiento alta, de hasta un10% de la frecuencia nominal sobre la base de 50 Hz). Detecta las oscilacionestanto en condiciones de funcionamiento normal del sistema como durante el tiempomuerto de un ciclo de reenganche automático monopolar.

El bloque funcional ZMRPSB puede asegurar el funcionamiento selectivo porfaltas internas durante oscilaciones de potencia. El funcionamiento del bloquefuncional de protección de distancia permanece estable para las faltas externasdurante la condición de oscilaciones de potencia, incluso con el centro (eléctrico)de la oscilación ubicado en la línea eléctrica protegida.

La característica de funcionamiento del bloque funcional ZMRPSB se puedeajustar fácilmente a las características de funcionamiento de impedanciaseleccionadas correspondientes a las zonas de protección de distancia controladas,y a las condiciones de carga máxima posible de las líneas eléctricas protegidas.Para los IED, consulte la descripción correspondiente en el "Manual de referenciastécnicas".




Las directrices para ajustes se preparan en forma de un ejemplo de ajuste para lalínea eléctrica protegida como parte de un sistema de dos máquinas, como seobserva en la figura 90.

99001019.vsd

~~

EA

dA= const dB= f(t)

EB

A BZSA ZSBZL

R

IEC99001019 V1 ES

Figura 90: Línea eléctrica protegida como parte de un sistema de dos máquinas

Reduzca la red eléctrica con línea protegida a un sistema equivalente de dosmáquinas con impedancias de fuente de secuencia positiva ZSA detrás del IED yZSB detrás de la barra B del extremo remoto. Tenga en cuenta que estasimpedancias no se pueden calcular directamente a partir de las corrientes trifásicasmáximas de cortocircuito para las faltas en la barra correspondiente. Se debenconsiderar las contribuciones de los distintos circuitos conectados.

Los datos necesarios son los siguientes:

400rU kV=EQUATION1321 V1 ES

Tensión nominal del sistema

min 380U kV=EQUATION1322 V1 ES

Tensión mínima esperada en condiciones críticas del sistema

50rf Hz=EQUATION1323 V1 ES

Frecuencia nominal del sistema

4003pU kV=

EQUATION1324 V1 ES

Tensión nominal primaria de los transformadores de protecciónde tensión utilizados

0.113sU kV=

EQUATION1325 V1 ES

Tensión nomina secundaria de los transformadores deprotección de tensión utilizados

1200pI A=EQUATION1326 V1 ES

Corriente nominal primaria de los transformadores deprotección de corriente utilizados




1sI A=EQUATION1327 V1 ES

Corriente nominal secundaria de los transformadores deprotección de corriente utilizados

( )1 10.71 75.6LZ j= + WEQUATION1328 V1 ES

Impedancia de línea de secuencia positiva

( )1 1.15 43.5SAZ j= + WEQUATION1329 V1 ES

Impedancia de fuente de secuencia positiva detrás de la barra A

( )1 5.3 35.7SBZ j= + WEQUATION1330 V1 ES

Impedancia de fuente de secuencia positiva detrás de la barra B

max 1000S MVA=EQUATION1331 V1 ES

Carga máxima esperada en dirección de A a B (con tensiónmínima de funcionamiento del sistema Umin)

( )maxcos 0.95j =EQUATION1332 V1 ES

Factor de potencia durante carga máxima de línea

max 25j = °EQUATION1333 V1 ES

Ángulo de carga máximo esperado

2.5sif Hz=EQUATION1334 V1 ES

Frecuencia inicial máxima posible de oscilación de potencia

7.0scf Hz=EQUATION1335 V1 ES

Frecuencia consecutiva máxima posible de oscilación de potencia

El factor de transformación de impedancia, que transforma las impedanciasprimarias en los valores secundarios correspondientes, se calcula según laecuación 170. Tenga en cuenta que todos los ajustes se realizan en los valoresprimarios. El factor de transformación de impedancias se incluye con finesorientativos y de evaluación solamente.

1200 0.11 0.331 400

p s

s p

I UKIMPI U

= × = × =


La impedancia de carga mínima durante la tensión mínima esperada del sistema esigual a la ecuación 171.

2 2min

minmax

380 144.41000L

UZS

= = = W


La resistencia de carga mínima RLmin durante la carga máxima y la tensión mínimadel sistema es igual a la ecuación 172.



( )min min maxcos 144.4 0.95 137.2L LR Z j= × = × = WEQUATION1338 V1 ES (Ecuación 172)

La impedancia del sistema ZS se determina como la suma de todas las impedanciasde un sistema equivalente de dos máquinas, consulte la figura 90. Su valor secalcula según la ecuación 173.

( )1 1 1 17.16 154.8S SA L SBZ Z Z Z j= + + = + WEQUATION1339 V1 ES (Ecuación 173)

El valor calculado de la impedancia del sistema es informativo y ayuda adeterminar la posición del centro de oscilación, consulte la figura 91 que, engeneral, se calcula según la ecuación 174.

1

1

SCO SA

B

A

ZZ ZEE

= -

+


Para casos particulares, cuando

A BE E=EQUATION1342 V1 ES (Ecuación 175)

el centro de oscilación reside en el punto de impedancia, consulte la ecuación 176.

( )1 7.43 33.92

SCO SA

ZZ Z j= - = + W




R

jX

ArgLd(ZMRPSB)ArgLd

(FDPSPDIS)

Z S1

jXZ SA

1

Z L1

Z SB

1

Lugar geométrico de impedancia para |EA| = |EB|

R

Z CO


Figura 91: Diagramas de impedancia con las impedancias específicascorrespondientes

El límite externo de la característica de detección de oscilaciones en direcciónhacia delante RLdOutFw se debería ajustar con cierto margen de seguridad KL encomparación con la resistencia de carga mínima esperada RLmin. Cuando no seconoce el valor exacto de la resistencia de carga mínima, se puede tener en cuentalas siguientes aproximaciones para líneas con tensión nominal de 400 kV:



• KL = 0,9 para líneas con una longitud superior a 150 km• KL = 0,85 para líneas de entre 80 y 150 km• KL = 0,8 para líneas con una longitud inferior a 80 km

Multiplique la resistencia necesaria para el mismo factor de seguridad KL con larelación entre la tensión real y 400 kV, cuando la tensión nominal de la líneaespecífica supera los 400 kV. En este caso en particular, el valor del límite externoRLdOutFw se obtiene según la ecuación 177.

min 0.9 137.2 123.5L LRLdOutFw K R= × = × = WEQUATION1343 V1 ES (Ecuación 177)

Generalmente, se recomienda ajustar el límite interno RLdInFw de la característicade detección de oscilaciones al 80% o menos del límite externo. Siempre es posibleque haya excepciones, pero preste atención especialmente cuando se trata de losajustes de los temporizadores tP1 y tP2 incluidos en la lógica de detección deoscilaciones. Para ello, se necesitan los valores de ajuste máximos permitidos delfactor kLdRFw = 0,8. En la ecuación 178, se muestra el valor máximo posiblecorrespondiente del parámetro RLdInFw.

RLdInFw = kLdRFw·RLdOutFw = 98.8WEQUATION1344 V2 EN (Ecuación 178)

Los ángulos de carga, que corresponden al límite externo δOut e interno δIn de lacaracterística de detección de oscilaciones propuesta en dirección hacia delante, secalculan con suficiente precisión según las ecuaciones 179 y 180, respectivamente.

155.752 arc tan 2 arc tan 64.52 2 123.5

dæ ö æ öç ÷= × = × = °ç ÷ç ÷× ×è øè ø

SOut

ZRLdOutFw


max

155.752 arc tan 2 arc tan 76.52 2 98.8

dæ ö æ öç ÷= × = × = °ç ÷ç ÷× ×è øè ø

SIn

ZRLdInFw


El ajuste necesario tP1 del temporizador de detección de oscilaciones inicialesdepende de la diferencia de ángulo de carga, según la ecuación 181.

76.5 64.51 13.3360 2.5 360

In Out

si

tP msf

d d- ° - °= = =

× ° × °EQUATION1347 V1 ES (Ecuación 181)



La tendencia general debería ser ajustar el tiempo de tP1 a 30 ms como mínimo, sies posible. Como no es posible seguir aumentando el ángulo de carga externo δOut,es necesario reducir el límite interno de la característica de detección deoscilaciones. El valor mínimo necesario se calcula según el procedimiento queaparece en las ecuaciones 182, 183, 184 y 185.

min1 30tP ms=EQUATION1348 V1 ES (Ecuación 182)

min min360 1 360 2.5 0.030 64.5 91.5In si Outf tPd d- = ° × × + = ° × × + ° = °EQUATION1349 V1 ES (Ecuación 183)

max1min

155.75 75.891.52 tan2 tan

22d -

= = = Wæ ö æ ö×× ç ÷ç ÷

è øè ø

S

in

ZRLdInFw


max1 75.8 0.61123.5

= = =RLdInFwkLdRFwRLdOutFw


También compruebe si este ajuste mínimo cumple con la velocidad necesaria paradetectar las oscilaciones consecutivas. Este requisito se cumple cuando el ajuste detiempo tP2 propuesto permanece por encima de los 10 ms, consulte laecuación 186.

max91.5 64.52 10.7

360 7 360In Out

sc

tP msf

d d- ° - °= = =

× ° × °EQUATION1352 V1 ES (Ecuación 186)

Los ajustes finales propuestos son los siguientes:

RLdOutFw = 123,5 Ω

kLdRFw = 0,61

tP1 = 30 ms

tP2 = 10 ms

Tenga en cuenta que RLdInFw = 75 Ω.

No olvide ajustar el parámetro de la resistencia de delimitación decarga RLdFw del bloque funcional de selección de fase condelimitación de carga (FDPSPDIS o FRPSPDIS) a un valor igual omenor que el valor calculado RLdInFw. Al mismo tiempo, es



necesario ajustar el ángulo de carga del bloque funcionalFDPSPDIS o FRPSPDIS de manera que respete la condición que sepresenta en la ecuación 187.

El índice PHS designa correspondencia con el bloque funcionalFDPSPDIS o FRPSPDIS, y el índice PSD designa correspondenciacon el bloque funcional ZMRPSB .

( )tanarc tan³ PSD

PHS

ArgLdArgLd

kLdRFwEQUATION1353 V2 EN (Ecuación 187)

Teniendo en cuenta la ecuación 188,

max 25PSDArgLd j= = °EQUATION1354 V1 ES (Ecuación 188)

resulta necesario ajustar el argumento de carga del bloque funcional FDPSPDIS oFRPSPDIS a un valor que no sea inferior al de la ecuación 189.

( ) ( )tan tan 25arc tan arc tan 37.5

0.61é ù é ù°

³ = = °ê ú ê úë û ë û

PSDPHS

ArgLdArgLd

kLdRFwEQUATION1355 V1 ES (Ecuación 189)

Se recomienda ajustar los parámetros del alcance resistivo en dirección hacia atráscorrespondientes (RLdOutRv y kLdRRv) a los mismos valores que los de ladirección hacia delante, a menos que las condiciones de funcionamiento delsistema, que dictan los tipos de oscilaciones de motorización y generación,requieran valores diferentes. Esta decisión se debe tomar en base a estudios sobrelas posibles contingencias del sistema, especialmente cuando la dirección de lapotencia transmitida puede cambiar rápidamente en cortos períodos de tiempo. Serecomienda utilizar diferentes grupos de ajustes para las condiciones defuncionamiento que cambian solo entre los distintos períodos del año (invierno,verano).

Los estudios sobre el sistema deberían determinar los ajustes para el temporizadorde retención tH. El objetivo de este temporizador es garantizar una señal de salidacontinua desde el bloque funcional de detección de oscilaciones de potencia(ZMRPSB) durante las oscilaciones, incluso después de que la impedanciatransitoria abandona la característica de funcionamiento de ZMRPSB , y se esperaque regrese dentro de un período de tiempo determinado debido a las oscilacionescontinuas. Tenga en cuenta la velocidad mínima posible de las oscilaciones depotencia en un sistema en particular.



El temporizador de inhibición tR1 retrasa la influencia de la corriente residualdetectada en los criterios de inhibición para el bloque funcional ZMRPSB. Impideel funcionamiento del bloque funcional para transitorios cortos en la corrienteresidual medida por el IED.

El temporizador de inhibición tR2 desactiva la señal de salida START del bloquefuncional ZMRPSB cuando la impedancia medida se mantiene dentro del área defuncionamiento de ZMRPSB por un período de tiempo mayor al ajuste de tR2. Endispositivos de oscilaciones antiguos, por lo general, este retardo se ajustaba a dossegundos aproximadamente.

El ajuste del temporizador tEF debe cubrir, con margen suficiente, el tiempo deapertura de un interruptor y el tiempo muerto de un reenganche automáticomonofásico, junto con el tiempo de cierre del interruptor.


Tabla 66: ZMRPSB Grupo de ajustes (básicos)


On- - Off Modo de operación On/Off

X1InFw 0.10 - 3000.00 ohmio 0.01 30.00 Límite reactivo interior, hacia delante

R1LIn 0.10 - 1000.00 ohmio 0.01 30.00 Resistencia de línea para ángulo decaracterística interior

R1FInFw 0.10 - 1000.00 ohmio 0.01 30.00 Cobertura de resistencia de falta a lalínea resistiva interior, hacia delante

X1InRv 0.10 - 3000.00 ohmio 0.01 30.00 Límite reactivo interior, hacia atrás

R1FInRv 0.10 - 1000.00 ohmio 0.01 30.00 Línea de resistencia de falta al límiteresistivo interior, hacia atrás

OperationLdCh OffOn

- - On Operación de característica dediscriminación de carga

RLdOutFw 0.10 - 3000.00 ohmio 0.01 30.00 Límite de carga resistiva exterior, haciadelante

ArgLd 5 - 70 Grad 1 25 Ángulo de carga que determina el áreade impedancia de carga

RLdOutRv 0.10 - 3000.00 ohmio 0.01 30.00 Límite de carga resistiva exterior, haciaatrás

kLdRFw 0.50 - 0.90 Mult 0.01 0.75 Factor de multiplicación para el límite decarga resistivo interior, hacia delante

kLdRRv 0.50 - 0.90 Mult 0.01 0.75 Factor de multiplicación para el límite decarga resistivo interior, hacia atrás

tEF 0.000 - 60.000 s 0.001 3.000 Temporizador para superar el tiempomuerto de reenganche monopolar

IMinOpPE 5 - 30 %IB 1 10 Corriente de operación mínima, en % deIBase

IBase 1 - 99999 A 1 3000 Ajuste base de nivel de corriente



Tabla 67: ZMRPSB Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntP1 0.000 - 60.000 s 0.001 0.045 Temporizador para detección de la

oscilación de potencia inicial

tP2 0.000 - 60.000 s 0.001 0.015 Temporizador para detección de lasoscilaciones de potencia posteriores

tW 0.000 - 60.000 s 0.001 0.250 Temporizador de espera para activacióndel temporizador tP2

tH 0.000 - 60.000 s 0.001 0.500 Temporizador para mantener la salidade arranque de oscilación de potenciainicial

tR1 0.000 - 60.000 s 0.001 0.300 Temporizador para el retardo deinhibición de corriente residual

tR2 0.000 - 60.000 s 0.001 2.000 Temporizador para el retardo deinhibición de ocilaciones muy lentas

3.6.9 Lógica de oscilaciones de potencia ZMRPSL

Descripción de función Identificación IEC61850



Lógica de oscilaciones de potencia ZMRPSL - -

3.6.9.1 Aplicación

La lógica de oscilaciones de potencia (ZMRPSL) es una función complementaria ala función de detección de oscilaciones de potencia (ZMRPSB). Permite el despejefiable de distintas faltas en líneas protegidas durante oscilaciones de potencia enredes eléctricas.

Su objetivo general es garantizar el funcionamiento rápido y selectivo del esquemade protección de distancia para las faltas que se producen en las líneas eléctricasdurante las oscilaciones de potencia. Se puede distinguir entre los siguientes casosprincipales:

• Se produce una falta en una línea que hasta el momento ha estado en sanascondiciones, en la cual se ha detectado la oscilación de potencia y el elementoZMRPSB ha bloqueado la zona de protección de distancia rápida.

• La oscilación de potencia se produce en dos fases de una línea protegidadurante el tiempo muerto de un reenganche automático monopolar, después deque la protección de distancia ha despejado correctamente la falta de fase atierra. La segunda falta puede producirse, aunque no necesariamente, dentro deeste intervalo de tiempo.

• Una falta en una línea adyacente (detrás de la subestación B; consulte la figura92) hace que la impedancia medida entre en el área de funcionamiento de lafunción ZMRPSB y, por ejemplo, en la característica de funcionamiento de lazona 2 (consulte la figura 93). El despeje correcto de la falta inicia unaoscilación de potencia evolutiva para que el lugar geométrico de la impedancia



medida cruce la característica de funcionamiento de la zona 1 y cause sufuncionamiento no deseado, si no se han tomado medidas preventivas;consulte la figura 93.

EA

A B

C

D

FZSA RA

EC

ED

xx06000238.vsd

ZSC

ZSD

IEC06000238 V1 ES

Figura 92: La falta en la línea adyacente y su despeje causan oscilaciones depotencia entre las fuentes A y C.

La función ZMRPSL y el principio de funcionamiento básico de la funciónZMRPSB funcionan con fiabilidad para diferentes faltas en líneas eléctricasparalelas con oscilaciones de potencia detectados. Sin embargo, es preferiblemantener la función de protección de distancia bloqueado en el caso de faltasmonofásicas a tierra en líneas que hasta este momento han estado sanas y donde sehan detectado oscilaciones de potencia. En estos casos, se recomienda utilizar unaprotección de sobreintensidad de falta a tierradireccional con lógica de esquema decomunicación.



R

jX

B

A

Impedancia medida en posición de la falta inicial

Lugar geométrico de impedancia en oscilaciones de potencia iniciales después del despeje de la falta

Característica de funcionamiento de ZMRPSB

Zona 2

Zona 1

IEC99000181_2_en.vsdIEC99000181 V2 ES

Figura 93: Trayectoria de la impedancia dentro de las zonas 1 y 2 deprotección de distancia durante la falta en la línea B - D y despuésde ella.


Esquema de comunicación y disparo para faltas que se producendurante oscilaciones de potencia en la línea protegidaPor lo general, el IED incluye hasta cinco zonas de protección de distancia. Sepuede utilizar solo una o dos intencionalmente para el despeje selectivo de faltasdurante las oscilaciones de potencia. A continuación se detallan las condicionesbásicas para el funcionamiento de las llamadas zonas (de subalcance ysobrealcance) de oscilaciones de potencia:

• En general, deben estar bloqueadas durante el funcionamiento normal ydesbloqueadas durante las oscilaciones de potencia.

• El funcionamiento debe tener un retardo de tiempo, aunque más corto (consuficiente margen) que el retardo de tiempo ajustado en la zona 2 deprotección de distancia normal que, generalmente, está bloqueada por laoscilación de potencia.

• El ajuste del alcance resistivo debe asegurar, junto con el retardo de tiempoajustado para su funcionamiento, que las oscilaciones más lentas esperadaspasen por el área de funcionamiento de la impedancia sin iniciar sufuncionamiento.



La lógica de comunicación y disparo, como la utilizan las zonas de protección dedistancia en oscilaciones de potencia, se muestra en forma de esquema en la figura94.

El funcionamiento de las zonas de oscilación de potencia está condicionado por elfuncionamiento de la función de detección de oscilaciones de potencia (ZMRPSB).Funcionan en un esquema de comunicación PUTT o POTT con las zonas deprotección de distancia correspondientes en el extremo remoto de la línea. Espreferible utilizar los canales de comunicación en lugar de la función del módulode comunicación de datos de línea (LDCM), disponible de manera opcional, y lafunción de transferencia de señales binarias al extremo remoto. También se puedeincluir la funcionalidad completa fácilmente (por medio de posibilidades deconfiguración) en la lógica de esquema de comunicción normal para la función deprotección de distancia. El esquema de comunicación para la protección dedistancia normal no funciona durante las condiciones de oscilación de potencia,porque las zonas de protección de distancia incluidas en el esquema generalmenteestán bloqueadas. Es por este motivo las zonas de oscilación de potencia puedenutilizar las mismas características de comunicación durante las condiciones deoscilación de potencia.

Cuando se aplica el esquema de comunicación POTT, solo se necesita una zona deoscilación de potencia en la protección de distancia en cada terminal de línea. Conlos esquemas PUTT, son necesarias una zona de subalcance de oscilaciones depotencia que envíe la señal portadora con retardo de tiempo, y una zona desobrealcance que lleve a cabo la condición de disparo local.

En muchos casos, el funcionamiento de las zonas de protección de distancia conmucho retardo de tiempo (por ejemplo, la zona 3) no está bloqueado por loselementos de detección de oscilaciones de potencia. Así es posible que, en esoscasos, la zona 3 de protección de distancia (junto con el diseño de esquemacompleto de la función de protección de distancia) se pueda utilizar al mismotiempo que la zona de sobrealcance de oscilaciones de potencia.



STDEFAR1P1 &

STPSDBLOCK & t

tCS&

CSUR

CS

ttBlkTr

&

ttTrip

CRCACC >1

& BLKZMPS

TRIP

en06000236.vsdIEC06000236 V1 ES

Figura 94: Diagrama de lógica simplificado: lógica de comunicación y disparoen oscilaciones de potencia

ConfiguraciónConfigure la entrada BLOCK en cualquier combinación de condiciones, que debenbloquear el funcionamiento de la lógica. La condición mínima requerida es laconexión con el fallo de fusible detectado.

La entrada funcional STDEF debe estar configurada en la señal START decualquier función de protección de sobreintensidad de faltas de línea a tierra dentrodel IED. Cuando se utiliza la función de sobreintensidad de faltas a tierradireccional, se debería utilizar una combinación OR de funcionamiento haciadelante y hacia atrás.

Conecte la entrada AR1P1 a la señal de salida de la función de reengancheautomático, que señala la activación del tiempo muerto del reenganche automáticomonopolar.

La entrada STPSD debería estar conectada a la señal de arranque de la función dedetección de oscilaciones de potencia (ZMRPSB), que se activa en casos dedetección de oscilaciones en el sistema.

La entrada funcional CSUR debería estar conectada a la salida de arranque de lazona de protección de distancia en oscilaciones de potencia, que se utiliza comocriterio de disparo local durante las oscilaciones en esquemas PUTT. Cuando seutiliza el esquema POTT (también en redes compensadas en serie), los criterioslocales y la zona de envío de portadora son una y la misma cosa. Es preferibleutilizar características de comunicación separadas para la protección de distancia ypara la lógica de comunicación de oscilaciones de potencia, pero la combinación defuncionalidades dentro del mismo canal de comunicación también es posible.

Conecte la entrada funcional CACC a la señal de salida de arranque de la zona deprotección de distancia de sobrealcance local de oscilaciones de potencia, que sirve



como criterio local para la recepción de portadora durante el ciclo de oscilacionesde potencia.

La señal CR se debería configurar a la entrada funcional que proporciona la lógicacon información sobre la señal de portadora recibida enviada por la zona deprotección de distancia de oscilaciones de potencia del extremo remoto.

La señal de salida funcional CS se debería configurar al relé de salida o a la entradacorrespondiente a la función de transferencia de señales binarias al extremo remoto.

La señal de salida BLKZMPS se debería configurar a la entrada BLOCK de laszonas de protección de distancia de oscilaciones de potencia.

La señal TRIP se debería conectar debidamente hacia la función de disparo de laprotección de distancia completa del IED.

Cálculos de ajusteRetardo de tiempo de las zonas de protección de distancia de envío deportadora de oscilaciones de potenciaEl retardo de tiempo de las zonas de oscilaciones de potencia de envío de portadorade subalcance o sobrealcance debe ser más corto (con suficiente margen) que elretardo de tiempo de la zona 2 de la protección de distancia normal, a fin deobtener una graduación de tiempo selectiva, también en casos de faltas duranteoscilaciones de potencia. La diferencia de tiempo necesaria depende en mayormedida de la velocidad del canal de comunicación utilizado, la velocidad delinterruptor utilizado, etc. En general, la diferencia de tiempo entre 100 ms y 150ms es suficiente.

Ajuste del alcance reactivo de zonas de protección de distancia deoscilaciones de potenciaAjuste el alcance reactivo para las zonas de oscilación de potencia según el planode selectividad del sistema. El alcance de la zona de subalcance no debe superar el85% de la longitud de la línea protegida. El alcance de la zona de sobrealcancedebería ser de al menos el 120% de la longitud de la línea protegida.

Ajuste del alcance resistivo de la zona de protección de distancia de envíode señal portadora de oscilaciones de potenciaDetermine la velocidad mínima posible de la impedancia ΔZ / Δt en Ω/ s primariode las oscilaciones de potencia esperadas. Cuando no se dispone de mejorinformación de estudios sobre los sistemas, se puede puede utilizar la siguienteecuación:

min min2z L sv Z f= × ×EQUATION1537 V1 ES (Ecuación 190)

Donde:

vz es una velocidad mínima esperada de la impedancia de potencia en Ω/ s

ZLmin es una impedancia de carga primaria mínima esperada en Ω

fsmin es una frecuencia de oscilación mínima esperada en Hz



Calcule el alcance resistivo máximo permisible para cada zona de oscilaciones depotencia por separado, según las siguientes ecuaciones.

0.8n zRFPP v tnPP= × ×EQUATION1538 V1 ES (Ecuación 191)

0.82

zn

v tnPERFPE ×= ×


Aquí está el factor 0,8considerado porrazones de seguridady:

RFPEn el ajuste del alcance resistivo de fase a tierra para una zona n de protecciónde distancia de oscilaciones de potencia, en Ω

RFPPn ajuste del alcance resistivo de fase a fase para una zona n de protección dedistancia en oscilaciones de potencia, en Ω

tnPE retardo de tiempo para la medición de una falta de fase a tierra en la zona nde protección de distancia de oscilaciones de potencia, en s

tnPP retardo de tiempo para la medición de faltas de fase a fase en la zona n deprotección de distancia de oscilaciones de potencia, en s

Retardo para la zona de sobrealcance de oscilaciones de potenciaEl retardo de tiempo para la zona de sobrealcance de oscilaciones de potencia no esun parámetro importante, si la zona se utiliza solo con fines de protección duranteoscilaciones de potencia.

Tenga en cuenta la graduación de tiempo normal, si la zona de sobrealcancefunciona como zona de respaldo con retardo, que no está bloqueada por elfuncionamiento de la función de detección de oscilaciones de potencia (ZMRPSB).

Temporizadores dentro de la lógica de oscilaciones de potenciaEl ajuste de los temporizadores dentro de la lógica de oscilaciones de potencia(ZMRPSL) depende en gran medida de los ajustes de otros elementos con retardode tiempo dentro de todo el sistema de protección. Estos ajustes son distintosdentro de las distintas redes eléctricas. Los ajustes recomendados tienen en cuentasolo las condiciones generales del sistema y la práctica más utilizada en diferentescompañías electricas. Siempre es necesario comprobar las condiciones de la red local.

El temporizador de envío de portadora tCS se utiliza por motivos de seguridaddentro de la lógica. Requiere la presencia continua de la señal de entrada STPSD,antes de poder emitir una señal de envío de portadora. En general, un retardo detiempo de entre 50 y 100 ms es suficiente.

El temporizador de disparo tTrip se utiliza por motivos de seguridad dentro de lalógica. Requiere la presencia continua de la señal de entrada STPSD, antes depoder emitir una orden de disparo durante las oscilaciones de potencia. En general,un retardo de tiempo de entre 50 y 100 ms es suficiente.



El temporizador de bloqueo tBlkTr prolonga la presencia de las señales de salidaBLKZMOR, que se pueden utilizar para bloquear el funcionamiento de las zonasde oscilación de potencia después de que se detectan faltas monofásicas a tierradurante las oscilaciones de potencia. Se debe permitir la protección desobreintensidad residual para despejar la falta inicial y hacer posible, al mismotiempo, que las zonas de oscilación de potencia funcionen para posibles faltasconsecutivas. En general, un retardo de tiempo de entre 150 y 300 ms es suficiente.

Lógica de bloqueo y disparo para oscilaciones de potencia evolutivasLa segunda parte de una función completa de lógica de oscilaciones de potencia(ZMRPSL) es una lógica de bloqueo y disparo para oscilaciones de potenciaevolutivas, consulte la figura 92 y la figura 93. La lógica simplificada se muestraen la figura 95. La lógica controla el funcionamiento de la zona de protección dedistancia de subalcance (Zona 1) durante oscilaciones de potencia causadas por lasfaltas y su despeje en las líneas adyacentes. En general, la lógica se deberíaconfigurar entre las zonas de protección de distancia 1 y 2.

ConfiguraciónLa impedancia de falta se debe detectar dentro del límite externo de la función dedetección de oscilaciones de potencia (ZMRPSB) sin que se haya detectado unaoscilación durante todo el transcurso de la falta. Por este motivo, configure laentrada STZMPSD a la señal de salida funcional de la función ZMRPSB , queindica la impedancia medida dentro de los límites externos.

STZMLBLOCK

&STMZHSTZMPSDSTPSD

ttDZ

ttZL

&

>1

&

&

&

-loop

>1 STZMLL

BLKZMH

&

en06000237.vsdIEC06000237 V1 ES

Figura 95: Lógica de bloqueo y disparo para oscilaciones de potenciaevolutivas

No se debe detectar ninguna oscilación de sistema en el sistema de potencia Poreste motivo, configure la entrada STPSD a la salida funcional START de lafunción ZMRPSB o a cualquier señal de entrada binaria que indique lasoscilaciones detectadas dentro del sistema de potencia.



Configure la entrada funcional STZMUR a la salida de arranque de la zona deprotección de distancia de subalcance instantáneo (generalmente, START de lazona 1 de la protección de distancia). La función determina si la señal de arranquede esta zona se puede utilizar en otras lógicas o no, según la diferencia de tiempoen la aparición de la zona de protección de distancia de sobrealcance(generalmente, la zona 2).

Por este motivo, configure la señal de salida funcional STZMURPS a la salida dearranque de la zona de protección de distancia de sobrealcance (generalmente,START de la zona 2 de la protección de distancia).

La salida funcional PUZMLL reemplaza las señales de arranque (y de disparo) dela zona 1 de protección de distancia en toda lógica siguiente. Ajústela de acuerdocon la lógica.

La señal de salida funcional BLKZMOR se debería configurar para bloquear lazona de protección de distancia de sobrealcance (generalmente, la zona 2) a fin deprevenir el mal funcionamiento durante las primeras oscilaciones del sistema. Porlo tanto configúrela a la entrada funcional BLOCK de la zona 2 de protección dedistancia.

Cálculos de ajusteEl ajuste del temporizador diferencial tDZ influye en gran medida el rendimientode la protección durante las oscilaciones de potencia, que se desarrolla a partir de laaparición y despeje de las faltas en líneas adyacentes. Se debe considerar laposibilidad de que las faltas se produzcan cerca del alcance ajustado de la zona deprotección de distancia de subalcance, lo cual puede ocasionar tiempos defuncionamiento prolongados de la zona 1 (zona de subalcance) en comparación conel tiempo de arranque de la zona 2 (zona de sobrealcance). En general, un ajuste deentre 80 y 150 ms es suficiente.

El temporizador de desbloqueo tZL permite el funcionamiento incondicional de lazona de subalcance, cuando la impedancia medida permanece dentro de sucaracterística de funcionamiento durante más tiempo que el ajustado en tZL. Elajuste depende de la velocidad esperada de las oscilaciones iniciales y del ajustedel retardo de tiempo para la zona 2 de sobrealcance. El temporizador dedesbloqueo aún debe permitir el disparo selectivo de la protección de distanciadentro de toda la red. En general, un ajuste de entre 200 y 300 ms es suficiente.




Tabla 68: ZMRPSL Grupo de ajustes (básicos)



tDZ 0.000 - 60.000 s 0.001 0.050 Diferencia máxima permitida en eltiempo de operación entre las zonassuperior e inferior

tDZMUR 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Retardo de operación de zona desubalcance con diferencia detectada enel tiempo de operación

tCS 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Temporizador condicional para el envíode CS en oscilaciones de potencia

tTrip 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Temporizador condicional para disparoen oscilaciones de potencia

tBlkTr 0.000 - 60.000 s 0.001 0.300 Temporizador para bloqueo del disparode las zonas de sobrealcance

3.6.10 Lógica de preferencia de fase PPLPHIZDescripción de funciones Identificación



Lógica de preferencia de fase PPLPHIZ - -


La lógica de preferencia de fase PPLPHIZ es una función auxiliar de la función dezona de protección de distancia, con característica cuadrilateral ZMQPDIS y de lafunción de selección de fase con delimitación de carga, con característicacuadrilateral FDPSPDIS. El objetivo es crear la lógica en sistemas a tierraresonante o de alta resistencia (generalmente de subtransmisión), para logrardisparos selectivos de las fases correctas durante dos faltas monofásicas a tierrasimultáneas en diferentes fases de distintas secciones de la línea.

Debido al principio de puesta a tierra resonante/alta resistencia, las faltas a tierradel sistema dan corrientes de faltas muy bajas, por lo general de menos de 25 A. Almismo tiempo, las tensiones del sistema en las fases sanas aumentan al nivel detensión de la línea, mientras que el desplazamiento del neutro es igual al nivel detensión de fase en una falta a tierra totalmente desarrollada. Este aumento de latensión de la fase sana, junto con los disparos lentos, aumenta el riesgo de unasegunda falta en una fase sana, y esta segunda falta puede ocurrir en cualquierubicación. Cuando ocurre en otra línea, generalmente se llama falta campo a travéso falta múltiple.

Las compañías eléctricas utilizan diferentes prácticas de los disparos. El usoprincipal de esta lógica es en sistemas en los que las faltas monofásicas a tierra no



se despejan automáticamente, sino que solo emiten una alarma y la falta quedahasta el momento adecuado de enviar gente para rastrear y reparar la falta. Cuandose producen faltas múltiples, se suele desconectar solo una de las líneasdefectuosas. En otros casos, se proporciona una protección de falta a tierradireccional sensible para proporcionar los disparos, pero debido a las bajascorrientes de falta se utilizan largos tiempos de disparo.

La figura 96 muestra una falta múltiple. La figura 97 muestra el logro de tensión delínea en las fases sanas y una falta múltiple.

IEC06000550 V1 ES

Figura 96: Una falta múltiple en diferentes líneas de una red desubtransmisión, de alta impedancia (resistencia, reactancia) a tierra

3U0

UL1

UL2UL3

UL2FUL

3 F

UL3 F

en06000551.vsd

IEC06000551 V1 ES

Figura 97: El aumento de tensión en las fases sanas y la tensión del puntoneutro (3U0) en una falta monofásica a tierra y una falta múltipleen diferentes líneas de una red de subtransmisión, de altaimpedancia (resistencia, reactancia) a tierra



PPLPHIZ está conectado entre la función de zona de protección de distancia, concaracterística cuadrilateral ZMQPDIS y ZMQAPDIS y la selección de fase condelimitación de carga, con característica cuadrilateral FDPSPDIS , como seobserva en la figura 98. El valor entero la función de selección de fase, que da eltipo de falta, es sometido a una comprobación y libera las zonas de protección dedistancia según lo que indica la lógica. La lógica incluye una comprobación de losbucles de falta por parte de la selección de fase, y si el tipo de falta indica una faltabifásica o trifásica, el valor entero que libera la zona no cambia.

Si la falta indica una falta a tierra se realizan comprobaciones para determinar quétipo de disparo utilizar, por ejemplo 1231c, que significa que la falta de las fases sedesconectan en el orden cíclico L1 antes que L2 antes que L3 antes que L1. Lascondiciones locales para comprobar los niveles de la tensión de fase a tierra y lacorriente y tensiones de secuencia cero producidos completan la lógica.

PPLPHIZI3P*U3P*BLOCKRELL1NRELL2NRELL3NSTCND

STARTZREL

I3P*U3P*BLOCKVTSZBLKTRSTCNDDIRCND

W2_CT_B_I3PW2_VT_B_U3P

FALSOW2_FSD1-BLKZ

FALSO

ZMQPDISI3P*U3P*BLOCKVTSZBLKTRSTCNDDIRCND

DISPAROTRL1TRL2TRL3

STARTSTL1STL2STL3

STND


FALSOW2_FSD1-BLKZ

FALSO


FALSOFALSO

FALSOFALSO

PHS_L1PHS_L2PHS_L3


FDPSPDISI3P*U3P*BLOCKDIRCND

DISPAROSTART

STFWL1STFWL2STFWL3STFWPESTRVL1STRVL2STRVL3STRVPESTNDL1STNDL2STNDL3STNDPE

STFW1PHSTFW2PHSTFW3PH

STPESTPP

STCNDZSTCNDI

ZMQAPDISDISPARO

TRL1TRL2TRL3

STARTSTL1STL2STL3

STND

IEC06000552 V2 ES

Figura 98: La conexión del bloque de lógica de preferencia de fase PPLPHIZentre el bloque de zona de protección de distancia, concaracterística cuadrilateral ZMQPDIS y ZMQAPDIS y el bloque deselección de fase con delimitación de carga, con característicacuadrilateral FDPSPDIS

Si la falta es una falta a tierra doble en distintas ubicaciones de la red, la corrientede la falta en la fase defectuosa de cada una de las líneas se toma como unacorriente de fase y al mismo tiempo como una corriente de neutro, ya que lasdemás fases de cada línea virtualmente no transportan ninguna corriente (carga).Ninguna corriente puede existir a través de la impedancia a tierra . La impedancialimita la corriente a menos de lo común, entre 25 y 40 A. La corriente de neutroproducida es, por lo tanto, una señal de una falta múltiple (una falta a tierra doble)



IL3=IN

IL1=IN

en06000553.vsdIEC06000553 V1 ES

Figura 99: Las corrientes de las fases en una falta a tierra doble

El bloque funcional tiene una entrada de bloqueo (BLOCK) para bloquear elarranque desde la función, en caso de ser necesario.


Los parámetros de la función de lógica de preferencia de fase PPLPHIZ se ajustandesde la HMI local o el PCM600.

La función de lógica de preferencia de fase es una lógica intermediaentre la función de zona de protección de distancia, concaracterística cuadrilateral ZMQPDIS y la función de selección defase con delimitación de carga, con característica cuadrilateralFDPSPDIS. La selección de fase y las zonas se ajustan según lapráctica normal, con los bucles de faltas a tierra incluidos, aunquelos bucles de faltas a tierra solo se activan durante una falta múltiple.

OperMode: Se selecciona el modo de funcionamiento. Las opciones incluyen laselección de fase cíclica o no cíclica en el modo de preferencia. Este parámetrotiene que ser igual para todos los IED de la misma parte galvánica de la red conectada.

UBase: Nivel de tensión base en kV. La tensión base se utiliza como referenciapara los factores de ajuste de tensión. Por lo general, se ajusta en el nivel de tensióndel sistema (fase a fase).

IBase: Nivel de corriente base en A. La corriente base se utiliza como referenciapara el factor de ajuste de la corriente de neutro. Por lo general, se ajusta en lacorriente nominal del transformador de corriente.



UPN<: El ajuste de nivel de tensión de fase a tierra (tensión de fase), utilizado porla lógica de evaluación para verificar que existe una falta en la fase. Por lo general,en un sistema a tierra de alta impedancia, la caída de tensión es importante, y sesuele ajustar en el 70% de la tensión base (UBase)

UPP<: El ajuste de nivel de tensión de fase a fase (tensión de la línea), utilizadopor la lógica de evaluación para verificar que existe una falta en dos o más fases.La tensión se debe ajustar de manera que evite que una tensión de fase a faseparcialmente sana, por ejemplo, L2-L3 para una falta L1-L2 , se active y accione laliberación incorrecta de todos lo bucles. Por lo general, se ajusta entre el 40% y50% de la tensión nominal tensión (UBase) dividida por √3, es decir el 40%.

3U0>: El ajuste de nivel de tensión residual (tensión de neutro), utilizado por lalógica de evaluación para verificar que existe una falta a tierra. Por lo general, elajuste es del 20% de la tensión base (UBase).

IN>: El ajuste de nivel de corriente residual (corriente de neutro), utilizado por lalógica de evaluación para verificar que existe una falta múltiple. Por lo general, elajuste es del 20% de la corriente base (IBase), pero debe estar por encima de lacorriente máxima generada por el sistema a tierra. Observe que los sistemas son atierra de alta impedancia, lo cual significa que las corrientes de falta a tierra enfaltas a tierra están limitadas, y una IN por encima de este nivel muestra que existeuna falta bifásica en esta línea y en una línea paralela, donde la IN es el nivel decorriente de la falta en la fase defectuosa. Como por lo general el nivel de la faltabifásica está bien por encima de la corriente base, no es necesario lograr unasensibilidad alta.

tIN: El retardo de tiempo para detectar que la falta es múltiple. El ajuste normal deltiempo es 0,1 - 0,15 s.

tUN: El retardo de tiempo para que una UN segura detecte que la falta es una faltaa tierra o una falta a tierra doble con tensión residual. El ajuste normal del tiempoes 0,1 - 0,15 s.

tOffUN: La tensión UN tiene una caída de reposición para asegurar elfuncionamiento adecuado sin problemas de tiempo. El ajuste normal del tiempo es0,1 s.




Tabla 69: PPLPHIZ Grupo de ajustes (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIBase 1 - 99999 A 1 3000 Corriente base


OperMode Sin filtroSin pref.1231c1321c123a132a213a231a312a321a

- - Sin filtro Modo de operación (c=cíclico,a=acíclico)

UPN< 10.0 - 100.0 %UB 1.0 70.0 Valor de operación de subtensión defase (% de UBase)

UPP< 10.0 - 100.0 %UB 1.0 50.0 Valor de operación de subtensión delínea a línea (% de UBase)

3U0> 5.0 - 70.0 %UB 1.0 20.0 Valor de operación de tensión residual(% de UBase)

IN> 10 - 200 %IB 1 20 Valor de operación de Corriente residual(% de IBase)

tUN 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Retardo de inicio para tensión residual

tOffUN 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Retardo de caída para tensión residual

tIN 0.000 - 60.000 s 0.001 0.150 Retardo de inicio para Corriente residual

3.7 Protección de corriente

3.7.1 Protección de sobreintensidad instantánea de fasesPHPIOC




Protección de sobreintensidadinstantánea de fases

PHPIOC

3I>>

SYMBOL-Z V1 ES

50

3.7.1.1 Aplicación

Las líneas de transmisión largas a menudo transfieren una gran cantidad depotencia eléctrica desde las áreas de producción a las de consumo. El desequilibrioentre potencia eléctrica producida y consumida en cada terminal de la línea de



transmisión es muy grande. Esto significa que una falta en la línea puede poner enpeligro la estabilidad de toda una red con facilidad.

La estabilidad transitoria de una red eléctrica depende mayormente de tresparámetros (a una cantidad constante de potencia eléctrica transmitida):

• El tipo de la falta: las faltas trifásicas son las más peligrosas, porque no sepuede transmitir potencia a través del punto de falta mientras duren lascondiciones de la falta.

• La magnitud de la corriente de falta: una corriente de falta alta indica que ladisminución de potencia transmitida es alta.

• El tiempo total de eliminación de faltas: los ángulos de fase entre las EMF delos generadores en ambos lados de la línea de transmisión aumentan porencima de los niveles de estabilidad permitidos si el tiempo total del despejede faltas, que está constituido por el tiempo de funcionamiento de laprotección y el tiempo de apertura del interruptor, se prolonga mucho.

La corriente de falta en líneas de transmisión largas depende mayormente de laposición de la falta y disminuye con la distancia desde el punto de generación. Poresta razón, la protección debe funcionar muy rápido para las faltas muy cercanas alpunto de generación (y del relé), para el cual las corrientes de falta altas soncaracterísticas.

La protección de sobreintensidad instantánea de fases PHPIOC puede funcionar en10 ms para faltas caracterizadas por corrientes muy altas.


Los parámetros para la protección de sobreintensidad instantánea de fases PHPIOCse ajustan a través de la HMI local o del PCM600.

Esta función de protección debe funcionar solo de manera selectiva. Compruebetodas las condiciones del sistema y transitorias que puedan causar unfuncionamiento no deseado.

Únicamente los estudios de redes detallados pueden determinar las condicionesoperativas para las que se espera la corriente de falta más alta posible en la línea.En la mayoría de los casos, esta corriente aparece durante tres condiciones de faltade corriente trifásica. Pero examine también las condiciones de corrientemonofásica a tierra y bifásica a tierra.

También analice las oscilaciones transitorias que puedan causar un aumentopronunciado de la corriente de la línea durante lapsos cortos. Un ejemplo típico esuna línea de transmisión con un transformador de potencia en el terminal remoto, elcual puede causar una alta corriente de entrada al conectarse con la red y, por ende,puede causar el funcionamiento de la protección de sobreintensidad instantáneaincorporada.



IBase: Corriente de base en A primarios. Esta corriente se utiliza como referenciapara el ajuste de corriente. Si es posible encontrar un valor adecuado, se elige lacorriente nominal del objeto protegido.

OpMode: Este parámetro se puede ajustar a 2 de 3 o 1 de 3. El ajuste controla lacantidad mínima de corrientes de fase que deben ser mayores que la corriente defuncionamiento ajustada IP>> para el funcionamiento. Por lo general, esteparámetro se ajusta a 1 de 3y, por ende, detecta todas las faltas. Si la protección seutiliza principalmente para faltas multifásicas, se debe elegir 2 de 3 .

IP>>: Ajuste la corriente de funcionamiento en % de IBase.

StValMult: La corriente de funcionamiento se puede cambiar activando la entradabinaria ENMULT al factor ajustado StValMult.

Red en malla sin línea paralelaLos siguientes cálculos de faltas se deben hacer para faltas trifásicas, monofásicas atierra y bifásicas a tierra . Haciendo referencia a la figura 100, aplique una falta enB y después calcule la corriente de falta existente IfB. El cálculo se debe realizarutilizando los valores mínimos de impedancia de fuente para ZA y los valoresmáximos de impedancia de fuente para ZB a fin de obtener la corriente máxima defalta existente de A a B.

~ ~ZA ZBZL

A B

IED

I fB

Falta


IEC09000022 V1 ES

Figura 100: Corriente de falta existente de A a B: IfB

Después se debe aplicar una falta en A y se debe calcular la corriente de faltaexistente lfA ; figura 101. A fin de obtener la corriente máxima de falta existente, sedeben considerar el valor mínimo para ZB y el valor máximo para ZA .



99000475.vsd

~ ~ZA ZBZL

A B

IED

I fA

Falta

IEC09000023 V1 ES

Figura 101: Corriente de falta existente de B a A: IfA

El IED no se debe disparar para ninguna de las dos corrientes de falta existentes.Así, el ajuste de corriente teórico mínimo (Imin) es:

Imin MAX I fA IfB,( )³


Se debe introducir un margen de seguridad del 5% para la imprecisión estática deprotección máxima y un margen de seguridad del 5% para el sobrealcancetransitorio máximo posible. Se sugiere un 20% adicional debido a la imprecisión delos transformadores de medida en condiciones transitorias y la imprecisión en losdatos del sistema.

Entonce, el ajuste primario mínimo (Is) para la protección de sobreintensidadinstantánea de fases es:

Is 1 3, Imin×³


La función de protección se puede utilizar para la aplicación específica solo si estevalor de ajuste es igual o menor que la corriente de falta máxima que el IED debedespejar, IF de la figura 102.




~ ~ZA ZBZL

A B

IED

I F

Falta

IEC09000024 V1 ES

Figura 102: Corriente de falta: IF

100Is

IPIBase

>>= ×


Red en malla con línea paralelaEn el caso de líneas paralelas, se tiene que tener en cuenta la influencia de lacorriente inducida desde la línea paralela hasta la línea protegida. Un ejemplo se veen la figura 103 donde las dos líneas están conectadas a las mismas barras. En estecaso, la influencia de la corriente de falta inducida desde la línea defectuosa (línea1) a la línea en buenas condiciones (línea 2) se tiene en cuenta junto con las doscorrientes de falta existentes IfA y IfB mencionadas anteriormente. La influenciamáxima desde la línea paralela para el IED de la figura 103 está en una falta en elpunto C con el interruptor abierto.

Se debe aplicar una falta en C y después se debe calcular la corriente máxima quese ve desde el IED (IM ) de la línea en buenas condiciones (esto se aplica a lasfaltas monofásicas a tierra y bifásicas a tierra ).




~ ~ZA ZB

ZL1A B

I M

Falta

IED

ZL2

M

CLínea 1

Línea 2

IEC09000025 V1 ES

Figura 103: Dos líneas paralelas. Influencia de la línea paralela en la corrientede falta existente: IM

El ajuste de corriente teórico mínimo (Imin) para la función de protección desobreintensidad es:

Imin MAX I fA IfB IM, ,( )³


Donde lfA y IfB ya se han descrito en el párrafo anterior. Considerando losmárgenes de seguridad mencionados anteriormente, entonces el ajuste mínimo (Is)para la protección de sobreintensidad instantánea de fases es:

Is ³1.3·IminEQUATION83 V2 EN (Ecuación 197)

La función de protección se puede utilizar para la aplicación específica solo si estevalor de ajuste es igual o menor que la corriente de falta de fase máxima que elIED debe despejar.

El valor de ajuste del IED IP>> se expresa en un porcentaje del valor de lacorriente de base primaria, IBase. El valor para IP>> se calcula con esta fórmula:

100Is

IPIBase

>>= ×





Tabla 70: PHPIOC Grupo de ajustes (básicos)




OpMode 2 de 31 de 3

- - 1 de 3 Seleccionar modo de operación 2 de 3 /1 de 3

IP>> 1 - 2500 %IB 1 200 Nivel de Corriente de fase de operaciónen % de IBase

Tabla 71: PHPIOC Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónStValMult 0.5 - 5.0 - 0.1 1.0 Multiplicador de nivel de Corriente de

operación

3.7.2 Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapasOC4PTOC




Protección de sobreintensidad de fasede cuatro etapas

OC4PTOC

44 alt

3I>

TOC-REVA V1 ES

51/67

3.7.2.1 Aplicación

La función de protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapas OC4PTOC seutiliza en varias aplicaciones de la red eléctrica. Algunos usos son:

• Protección de cortocircuito de líneas en sistemas de distribución ysubtransmisión. Por lo general, estas líneas tienen una estructura radial.

• Protección de respaldo de cortocircuito de líneas de transmisión.• Protección de respaldo de cortocircuito de transformadores de potencia.• Protección de cortocircuito de diferentes tipos de equipos conectados a la red

eléctrica como: baterías de condensadores shunt, reactores shunt, motores yotros.

• Protección de respaldo de cortocircuito de generadores de potencia.



Si las entradas TT no están disponibles o conectadas, el parámetrode ajuste DirModex (x = etapa 1, 2, 3 o 4) se debe dejar en el valorpredeterminado Non-directional.

En muchas aplicaciones, se necesitan varias etapas con distintos niveles deactivación de corriente y retardos. La función OC4PTOC puede tener hasta cuatrodistintas etapas individuales ajustables. Cada etapa de OC4PTOC tiene una granflexibilidad. Existen las siguientes opciones:

Función no direccional/direccional: En la mayoría de las aplicaciones, se utiliza lafuncionalidad no direccional. Esto suele suceder cuando no se puede alimentarcorriente de falta desde el objeto protegido. Para lograr tanto selectividad como undespeje rápido de las faltas, se puede necesitar la función direccional.

Elección de las características de retardo de tiempo: Se encuentran disponiblesvarios tipos de características de retardo de tiempo, como retardo definido ydistintos tipos de retardo inverso. Por lo general, la selectividad entre diferentesprotecciones de sobreintensidad se logra mediante la coordinación entre losretardos de funcionamiento de las diferentes protecciones. Para lograr unacoordinación óptima entre todas las protecciones de sobreintensidad, deben tener lamisma característica de retardo. Por lo tanto, se encuentra disponible una ampliagama de características de tiempo inverso estándar: IEC y ANSI. También esposible diseñar la característica de tiempo inverso según las necesidades.

Por lo general, se requiere que la protección de sobreintensidad de fase se repongatan rápido como sea posible cuando el nivel de corriente es más bajo que el nivelde funcionamiento. En algunos casos, se requiere algún tipo de reposición conretardo de tiempo. Por lo tanto, se pueden utilizar diferentes tipos de característicasde reposición.

Para algunas aplicaciones de protección, puede haber una necesidad de cambiar elnivel de activación de la corriente durante un tiempo. Un caso típico es cuando laprotección mide la corriente de un motor grande. En la secuencia de arranque de unmotor, la corriente de arranque puede ser considerablemente más grande que lacorriente nominal del motor. Por lo tanto, existe la posibilidad de dar un ajuste deun factor de multiplicación al nivel de activación de la corriente. Este factor demultiplicación se activa desde una señal de entrada binaria de la función.

Los transformadores de potencia pueden tener una gran corriente demagnetización, cuando están siendo energizados. Este fenómeno se debe a lasaturación del núcleo magnético del transformador durante partes del período.Existe el riesgo de que la corriente de magnetización alcance niveles superiores a lacorriente de activación de la protección de sobreintensidad de fase. La corriente demagnetización tiene un gran contenido de segundo armónico. Este se puede utilizarpara evitar un funcionamiento no deseado de la protección. Por lo tanto, la funciónOC4PTOC tiene la posibilidad de restricción por segundo armónico si el nivel deesta corriente armónica alcanza un valor superior a un porcentaje ajustado de lacorriente fundamental.



La protección de sobreintensidad de fase se suele utilizar para cortocircuitos de dosy tres fases. En algunos casos, no se desea detectar faltas monofásicas a tierramediante la protección de sobreintensidad de fase. Este tipo de faltas se detecta yse elimina tras el funcionamiento de la protección de falta a tierra . Por lo tanto, esposible elegir cuántas fases, como mínimo, deben tener corriente por encima delnivel de activación, para permitir el funcionamiento. Si se ajusta a 1 de 3 , essuficiente tener corriente alta solo en una fase. Si se ajusta a 2 de 3 o 3 de 3 , lasfaltas monofásicas a tierra no se detectan.


Los parámetros de la función de protección de sobreintensidad de fase de cuatroetapas OC4PTOC se ajustan a través de la HMI local o del PCM600.

Se pueden realizar los siguientes ajustes para la función OC4PTOC.

MeasType: selección de la señal de filtro discreto de Fourier (DFT) o filtroverdadero RMS (RMS). RMS se utiliza cuando se deben tener en cuenta loscontenidos armónicos, por ejemplo, en aplicaciones con condensadores shunt.

Operation: la protección se puede ajustar a Off o On

IBase: Corriente primaria base en A. Esta corriente se utiliza como referencia parael ajuste de corriente. Puede ser adecuado ajustar este parámetro a la corrientenominal primaria de la corriente del objeto protegido.

UBase: nivel de tensión base en kV. Esta tensión se expresa como una tensión defase a fase y es la referencia para los ajustes de la función relacionados con latensión. Por lo general, el parámetro se debe ajustar a la tensión de fase a fasenominal del transformador de tensión que alimenta el IED de protección.

AngleRCA: ángulo característico de protección, expresado en grados. Si el ángulode la corriente del bucle de falta tiene el ángulo RCA, la dirección de la falta eshacia delante.

AngleROA: valor de ángulo, expresado en grados, que define el sector del ángulode la función direccional, consulte la figura 104.

IminOpPhSel: corriente mínima para la selección de fase, ajustada en % de IBase.Este ajuste debe ser inferior al ajuste de la etapa más baja. El valor predeterminadoes 7%.

StartPhSel: cantidad de fases con corriente alta necesarias para el funcionamiento.Las posibilidades de ajustes son: No utilizado, 1 de 3, 2 de 3 y 3 de 3. El valorpredeterminado es 1 de 3.

2ndHarmStab: nivel de funcionamiento de la restricción de corriente del segundoarmónico, ajustado en % de la corriente fundamental. El rango de ajuste es 5 -100% en etapas de 1%. El valor predeterminado es 20%.



Uref

Idir

IEC09000636_1_vsd

1

2

2

3

4

IEC09000636 V1 EN

Figura 104: Característica de función direccional

1 RCA = ángulo característico del relé

2 ROA = ángulo de funcionamiento del relé

3 Hacia atrás

4 Hacia delante

Ajustes para cada etapa

x significa etapa 1, 2, 3 y 4.

DirModex: el modo direccional de la etapa x. Los ajustes posibles son Off/Nodireccionál/Hacia delante/Hacia atrás.

Characteristx: selección de la característica de tiempo para la etapa x. Seencuentran disponibles el retardo definido y diferentes tipos de características detiempo inverso, según la tabla 72.



Tabla 72: Características de tiempo inverso

Nombre de la curvaANSI Extremadamente inversa

ANSI Muy inversa

ANSI Inversa normal

ANSI Moderadamente inversa

ANSI/IEEE Tiempo definido

ANSI Extremadamente inversa de tiempo largo

ANSI Muy inversa de tiempo largo

ANSI Inversa de tiempo largo

IEC Inversa normal

IEC Muy inversa

IEC Inversa

IEC Extremadamente inversa

IEC Inversa de tiempo corto

IEC Inversa de tiempo largo

IEC Tiempo definido

Programable por el usuario

ASEA RI

RXIDG (logarítmica)

Las diferentes características se describen en el Manual de referencias técnicas.

Ix>: nivel de corriente de fase de funcionamiento para la etapa x , expresado en %de IBase.

tx: Retardo definido para la etapa x. Se utiliza si se elige la característica de tiempodefinido.

kx: multiplicador de tiempo para el retardo inverso para la etapa x.

IxMult: multiplicador para escalar el valor de ajuste de la corriente. Si se activa unaseñal de entrada binaria (EnableMultiplier), el nivel de funcionamiento de lacorriente aumenta mediante esta constante de ajuste. Margen de ajuste: 1.0-10.0

txMin: tiempo mínimo de funcionamiento para todas las características de tiempoinverso. En corrientes altas, la característica de tiempo inverso puede ofrecer untiempo de funcionamiento muy corto. Mediante el ajuste de este parámetro, eltiempo de funcionamiento de la etapa nunca puede ser más corto que el ajuste.Margen de ajuste: 0,000 - 60,000 s en etapas de 0,001 s.

Para ajustarse por completo a la definición de curvas, el parámetro de ajuste txMinse debe ajustar al valor que equivale al tiempo de funcionamiento de la curvainversa seleccionada para la corriente medida de veinte veces el valor de activaciónde corriente ajustado. Hay que tener en cuenta que el valor de tiempo de



funcionamiento depende del valor de ajuste seleccionado para el multiplicador detiempo kx.

ResetTypeCrvx: la reposición del temporizador de retardo se puede hacer dediferentes maneras. Al elegir el ajuste, existen las posibilidades que aparecen en latabla 73.

Tabla 73: Posibilidades de reposición

Nombre de la curva Nº índice de la curvaInstantánea 1

Reposición de IEC (tiempoconstante)

2

Reposición de ANSI (tiempoinverso)

3

Las características de retardo se describen en el manual de referencias técnicas.Existen algunas restricciones con respecto a la elección del retardo de reposición.

Para las características de retardo definido, los posibles ajustes de retardo soninstantáneo (1) e IEC (2 = reposición de tiempo constante).

Para las características de tiempo inverso ANSI, están disponibles los tres tipos decaracterísticas de tiempo de reposición: instantáneo (1), IEC (2 = reposición detiempo constante) y ANSI (3 = tiempo de reposición que depende de la corriente).

Para las características de tiempo inverso IEC, los posibles ajustes de retardo soninstantáneo (1) e IEC (2 = reposición de tiempo constante).

Para las características de retardo inverso diseñado según las necesidades (tipo 17),están disponibles los tres tipos de características de tiempo de reposición:instantáneo (1), IEC (2 = reposición de tiempo constante) y ANSI (3 = tiempo dereposición que depende de la corriente). Si se utiliza el tipo de característica quedepende de la corriente, se deben asignar los ajustes pr, tr y cr.

HarmRestrainx: activa el bloqueo de la etapa x por función de restricción delarmónico (segundo armónico). Esta función se debe utilizar cuando existe el riesgode que las corrientes de entrada del transformador de potencia causen un disparo nodeseado. Se puede ajustar a Off/On.

tPCrvx, tACrvx, tBCrvx, tCCrvx: parámetros para la curva de tiempo inversocreada por el usuario (tipo de curva = 17). Consulte la ecuación 199 para laecuación de característica de tiempo.

[ ]

>

p

At s B IxMult

iC

in

= + ×

-

æ öç ÷ç ÷ç ÷æ öç ÷ç ÷è øè ø




Para obtener más información, consulte el Manual de referencias técnicas.

tPRCrvx, tTRCrvx, tCRCrvx: parámetros para la curva característica de tiempo dereposición inversa creada por el usuario (tipo de curva de reposición = 3). Se puedeobtener una descripción más detallada en el Manual de referencias técnicas.

Restricción por segundo armónicoSi se energiza un transformador de potencia, existe el riesgo de que el núcleo deltransformador se sature durante parte del periodo y provoque una corriente demagnetización del transformador. Esto genera una corriente residual decreciente enla red, ya que la corriente de magnetización se está desviando entre las fases. Existeel riesgo de que la función de sobreintensidad de fase proporcione un disparo nodeseado. La corriente de magnetización tiene un índice relativamente alto decomponente del 2º armónico. Este componente se puede utilizar para crear unaseñal de restricción a fin de evitar esta función no deseada.

A continuación se describen los ajustes para la restricción del segundo armónico.

2ndHarmStab: la tasa de contenido de corriente del 2.º armónico para la activaciónde la señal de restricción por 2.º armónico, a fin de bloquear las etapas elegidas. Elajuste se expresa en % de la corriente residual de frecuencia fundamental. El rangode ajuste es 5 - 100% en etapas de 1%. El valor predeterminado es 20%.

HarmRestrainx: Este parámetro se puede ajustar a Off/On para desactivar o activarla restricción por segundo armónico.

La protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapas se puede utilizar envarias maneras, según la aplicación en la que se utiliza. A continuación se brindauna descripción general.

El ajuste de la corriente de funcionamiento de la protección de tiempo inverso o ala etapa con la corriente mas baja de la protección de tiempo inverso constante, seles debe asignar un ajuste de corriente para que la corriente de carga máximaposible no provoque el funcionamiento de la protección. Aquí también se debetener en cuenta la corriente de reposición de la protección, para que un pico cortode sobreintensidad no provoque el funcionamiento de la protección incluso cuandohaya finalizado la sobreintensidad. Este fenómeno se describe en la figura 105.



Corriente de funcionamiento

Corriente I

El IED no se repone

Corriente de fase de línea

Tiempo t

Corriente de reposición

IEC05000203-en-2.vsdIEC05000203 V2 ES

Figura 105: Corriente de funcionamiento y corriente de reposición para unaprotección de sobreintensidad

El valor mínimo de ajuste se puede escribir según la ecuación 200.

ImaxIpu 1.2k

³ ×


donde:

1.2 es un factor de seguridad,

k es la relación de reposición de la protección e

Imax es la corriente de carga máxima.

En estadísticas de funcionamiento, se puede encontrar la corriente de carga hasta lasituación actual. El ajuste de la corriente también debe ser válido para dentro dealgunos años. En la mayoría de los casos, es realista que los valores de ajuste seactualicen no más de una vez cada cinco años. En muchos casos, este intervalo detiempo es aun más prolongado. Investigue la corriente de carga máxima quepueden resistir diferentes equipos en la línea. Estudie sobre componentes comoconductores, transformadores de corriente, interruptores y seccionadores. Por logeneral, el fabricante del equipo proporciona la corriente térmica de carga máximadel equipo.



Se debe calcular la corriente de carga máxima en la línea. También existe elrequisito de que la protección de sobreintensidad de fase debe detectar todas lasfaltas dentro de la zona que cubre la protección. Se debe calcular la corriente defalta mínima Iscmin que va a detectar la protección. Con este valor como base, sepuede formular el ajuste de la corriente máxima de activación según la ecuación201.

Ipu 0.7 Iscmin£ ×EQUATION1263 V2 EN (Ecuación 201)

donde:

0.7 es un factor de seguridad e

Iscmin es la corriente de falta mínima que va a detectar la protección de sobreintensidad.

En resumen, la corriente de funcionamiento se debe elegir dentro del intervaloestablecido en la ecuación 202.

Imax1.2 Ipu 0.7 Iscmink

× £ £ ×


A la función de corriente alta de la protección de sobreintensidad, que solo tiene unbreve retardo de funcionamiento, se le debe asignar un ajuste de corriente para quela protección sea selectiva de otra protección en la red eléctrica. Es preferiblegenerar un disparo rápido de faltas dentro de una porción lo más grande posible dela parte de la red eléctrica que se va a proteger (zona de protección primaria). Uncálculo de corriente de falta proporciona la corriente más grande de faltas, Iscmax,en la parte más lejana de la zona de protección primaria. Se debe tener en cuenta elriesgo de sobrealcance transitorio, debido a un posible componente de CC de lacorriente del cortocircuito. El ajuste de corriente mínima de la etapa más rápida dela protección de sobreintensidad de fase se puede formular según

max1.2 t schighI k I³ × ×


donde:

1.2 es un factor de seguridad,

kt es un factor que se encarga del sobrealcance transitorio debido al componente de CC de lacorriente de falta y se lo puede considerar inferior a 1,1 e

Iscmax es la corriente máxima de falta en una falta en el punto más lejano de la zona de protecciónprimaria.

Los tiempos de funcionamiento de la protección de sobreintensidad de fase sedeben elegir de modo tal que el tiempo de la falta sea tan breve que el equipo



protegido no se destruya por la sobrecarga térmica, al mismo tiempo que segarantice selectividad. Para la protección de sobreintensidad en una red dealimentación radial, el ajuste de tiempo se puede elegir de forma gráfica. Esto seutiliza principalmente en la protección de sobreintensidad de tiempo inverso. Lafigura 106 muestra cómo se trazan las curvas tiempo-corriente en un diagrama. Seelige el ajuste de tiempo para obtener el tiempo de falta más corto con selectividadmantenida. La selectividad se garantiza si la diferencia de tiempo entre las curvases mayor a una diferencia de tiempo crítica.

en05000204.wmfCorriente de faltaIEC05000204 V1 ES

Figura 106: Tiempo de falta con selectividad mantenida

El tiempo de funcionamiento se puede ajustar de forma individual para cadaprotección de sobreintensidad.

Para garantizar la selectividad entre diferentes protecciones, en la red radial, tieneque haber una diferencia mínima de tiempo Dt entre los retardos de dosprotecciones. La diferencia mínima de tiempo se puede determinar para diferentescasos. Para determinar la diferencia de tiempo más corta, se deben conocer eltiempo de funcionamiento de las protecciones, el tiempo de apertura del interruptory el tiempo de reposición de la protección. Estos retardos pueden variar de manerasignificativa entre diferentes equipos de protección. Se pueden calcular lossiguientes retardos:



Tiempo defuncionamiento de laprotección:

15-60 ms

Tiempo de reposición dela protección:

15-60 ms

Tiempo de apertura delinterruptor:

20-120 ms

EjemploImaginemos dos subestaciones, A y B, directamente conectadas entre sí a través deuna misma línea, como se observa en la figura 107. Observe la falta localizada enotra línea de la estación B. La corriente de falta a la protección de sobreintensidaddel IED B1 tiene una magnitud tal que la protección tendrá una funcióninstantánea. La protección de sobreintensidad del IED A1 debe tener una funcióncon retardo de tiempo. La secuencia de eventos durante la falta se puede describirmediante un eje de tiempo, consulte la figura 107.

IEC05000205 V1 ES

Figura 107: Secuencia de eventos durante la falta

donde:

t=0 es cuando se produce la falta,

t=t1 es cuando se envía la señal de disparo de la protección de sobreintensidad en el IED B1 alinterruptor. El tiempo de funcionamiento de esta protección es t1,

t=t2 es cuando se abre el interruptor del IED B1. El tiempo de apertura del interruptor es t2 - t1 y

t=t3 es cuando se repone la protección de sobreintensidad del IED A1. El tiempo de reposiciónde la protección es t3 - t2.



Para garantizar que la protección de sobreintensidad del IED A1 sea selectiva de laprotección de sobreintensidad del IED B1, la diferencia de tiempo mínima debe sermayor al tiempo t3. Hay incertidumbres en los valores del tiempo defuncionamiento de la protección, el tiempo de apertura del interruptor y el tiempode reposición de la protección. Por lo tanto, se debe incluir un margen deseguridad. Con valores normales, la diferencia de tiempo necesaria se puedecalcular según la ecuación 204.

40 100 40 40 220t ms ms ms ms msD ³ + + + =EQUATION1266 V1 ES (Ecuación 204)

donde se considera que:

el tiempo de funcionamiento de la protección de sobreintensidad B1 es de 40 ms,

el tiempo de apertura del interruptor es de 100 ms,

el tiempo de reposición de la protección A1 es de 40 ms y

el margen adicional es de 40 ms.


Tabla 74: OC4PTOC Grupo de ajustes (básicos)





AngleRCA 40 - 65 Grad 1 55 Ángulo característico del relé (RCA)

AngleROA 40 - 89 Grad 1 80 Ángulo de operación del relé (ROA)

StartPhSel Sin uso1 de 32 de 33 de 3

- - 1 de 3 Número de fases requeridas paraoperación (1 de 3, 2 de 3, 3 de 3)

DirMode1 OffNo direccionalFijo a ZA y ZBHacia atrás

- - No direccional Modo direccional de etapa 1 (Off, nodireccional, hacia delante, hacia atrás)




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCharacterist1 ANSI Extrem. Inv.

ANSI muy inv.ANSI Norm. Inv.ANSI Moder. Inv.ANSI Tiempo Def.Inv. L.T.E.Inv. L.T.V.Inv. L.T.IEC Norm. Inv.IEC muy inv.IEC Inv.IEC Extrem. Inv.IEC T.C. Inv.IEC T.L. Inv.IEC Tiempo Def.ReservadoProgramableTipo RITipo RD

- - ANSI Tiempo Def. Selección del tipo de curva de retardo detiempo etapa 1

I1> 1 - 2500 %IB 1 1000 Nivel de operación de corriente de fasepara etapa 1 en % de IBase

t1 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo tiempo definido etapa 1

k1 0.05 - 999.00 - 0.01 0.05 Multiplicador de tiempo para retardo detiempo inverso etapa 1

t1Min 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Tiempo mínimo de operación paracurvas inversas etapa 1

I1Mult 1.0 - 10.0 - 0.1 2.0 Multiplicador de nivel de corriente deoperación para etapa 1



Characterist2 ANSI Extrem. Inv.ANSI muy inv.ANSI Norm. Inv.ANSI Moder. Inv.ANSI Tiempo Def.Inv. L.T.E.Inv. L.T.V.Inv. L.T.IEC Norm. Inv.IEC muy inv.IEC Inv.IEC Extrem. Inv.IEC T.C. Inv.IEC T.L. Inv.IEC Tiempo Def.ReservadoProgramableTipo RITipo RD








Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónI2Mult 1.0 - 10.0 - 0.1 2.0 Multiplicador de nivel de corriente de

operación para etapa 2













Characterist4 ANSI Extrem. Inv.ANSI muy inv.ANSI Norm. Inv.ANSI Tiempo Def.Inv. L.T.E.Inv. L.T.V.Inv. L.T.IEC Norm. Inv.IEC muy inv.IEC Inv.IEC Extrem. Inv.IEC T.C. Inv.IEC T.L. Inv.IEC Tiempo Def.ReservadoProgramableTipo RITipo RD





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónI4> 1 - 2500 %IB 1 175 Nivel de operación de corriente de fase

para etapa 4 en % de IBase


k4 0.05 - 999.00 - 0.01 0.05 Multiplicador de tiempo para curvainversa etapa 4



Tabla 75: OC4PTOC Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIMinOpPhSel 1 - 100 %IB 1 7 Corriente mínima para selección de fase

en % de IBase

2ndHarmStab 5 - 100 %IB 1 20 Nivel de operación de operación derestricción de 2º armónico en % defundamental

ResetTypeCrv1 InstantáneoRepos. IECReposición ANSI

- - Instantáneo Selección de tipo de curva de reposiciónpara etapa 1

tReset1 0.000 - 60.000 s 0.001 0.020 Retardo de tiempo de reposiciónempleado para curva IEC TiempoDefinido etapa 1

tPCrv1 0.005 - 3.000 - 0.001 1.000 Parámetro P para curva programablepor usuario etapa 1

tACrv1 0.005 - 200.000 - 0.001 13.500 Parámetro A para curva programablepor usuario etapa 1

tBCrv1 0.00 - 20.00 - 0.01 0.00 Parámetro B para curva programablepor usuario etapa 1

tCCrv1 0.1 - 10.0 - 0.1 1.0 Parámetro C para curva programablepor usuario etapa 1

tPRCrv1 0.005 - 3.000 - 0.001 0.500 Parámetro PR para curva programablepor usuario etapa 1

tTRCrv1 0.005 - 100.000 - 0.001 13.500 Parámetro TR para curva programablepor usuario etapa 1

tCRCrv1 0.1 - 10.0 - 0.1 1.0 Parámetro CR para curva programablepor usuario etapa 1

HarmRestrain1 OffOn

- - Off Habilitar bloqueo de etapa 1 porrestricción de armónico









Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntBCrv2 0.00 - 20.00 - 0.01 0.00 Parámetro B para curva programable

por usuario etapa 2





HarmRestrain2 OffOn












HarmRestrain3 OffOn













Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntTRCrv4 0.005 - 100.000 - 0.001 13.500 Parámetro TR para curva programable

por usuario etapa 4


HarmRestrain4 OffOn


Tabla 76: OC4PTOC Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMeasType DFT

RMS- - DFT Selección entre medición DFT y RMS

3.7.3 Protección de sobreintensidad residual instantánea EFPIOC




Protección de sobreintensidad residualinstantánea

EFPIOC

IN>>

IEF V1 ES

50N

3.7.3.1 Aplicación

En muchas aplicaciones, cuando la corriente de falta está limitada a un valordefinido por la impedancia del objeto, una protección de falta a tierra instantáneapuede proporcionar un disparo rápido y selectivo.

La protección de sobreintensidad residual instantánea EFPIOC, que puedefuncionar en 15 ms (frecuencia nominal de sistema de 50 Hz) para faltascaracterizadas por corrientes muy altas, está incluida en el IED.


Los parámetros para la protección de sobreintensidad residual instantánea EFPIOCse ajustan a través de la HMI local o del PCM600.

Se brindan algunas directrices para la elección de parámetros de ajuste para EFPIOC .

El ajuste de la función se limita a la corriente residual de funcionamiento a laprotección (IN>>).

El requisito básico es garantizar la selectividad, es decir que no se permite elfuncionamiento de EFPIOC para faltas en otros objetos que no sean el objetoprotegido (línea).



Para una línea normal en un sistema en malla, las faltas monofásicas a tierra y lasfaltas de fase a fase a tierra se deben calcular como se observa en la figura 108 y lafigura 109. Se calculan las corrientes residuales (3I0) a la protección. Para una faltaen el extremo de la línea remota, esta corriente de falta es IfB. En este cálculo, sedebe utilizar el estado de funcionamiento con impedancia de fuente alta ZA eimpedancia de fuente baja ZB . Para la falta en la barra remota, esta corriente defalta es IfA. En este cálculo, se debe utilizar el estado de funcionamiento conimpedancia de fuente baja ZA e impedancia de fuente alta ZB .

~ ~ZA ZBZL

A B

IED

I fB

Falta


IEC09000022 V1 ES

Figura 108: Corriente de falta existente de A a B: IfB

99000475.vsd

~ ~ZA ZBZL

A B

IED

I fA

Falta

IEC09000023 V1 ES

Figura 109: Corriente de falta existente de B a A: IfA

La función no debe funcionar para ninguna de las corrientes calculadas a laprotección. El ajuste de corriente teórico mínimo (Imin) es:

Imin MAX IfA IfA,( )³




Se debe introducir un margen de seguridad del 5% para la imprecisión máximaestática y un margen de seguridad del 5% para el sobrealcance transitorio máximoposible. Se sugiere un 20% adicional debido a la imprecisión de lostransformadores de medida en condiciones transitorias y la imprecisión en los datosdel sistema.

El ajuste mínimo de corriente primaria (Is) es:

Is 1 3, Imin×³EQUATION285 V1 ES (Ecuación 206)

En el caso de líneas paralelas con acoplamiento mutuo de secuencia cero, se debecalcular una falta como se observa en la figura 110.


~ ~ZA ZB

ZL1A B

I M

Falta

IED

ZL2

M

CLínea 1

Línea 2

IEC09000025 V1 ES

Figura 110: Dos líneas paralelas. Influencia de la línea paralela en la corrientede falta existente: IM

El ajuste mínimo de corriente teórica (Imin) en este caso es:

I m in M AX IfA I fB IM, ,( )³


Donde:

IfA y IfB se han descrito para el caso de una sola línea.

Considerando los márgenes de seguridad mencionados anteriormente, el ajustemínimo (Is) es:

Is 1 3, Imin×³




Se debe tener en cuenta la corriente de magnetización del transformador.

El ajuste de la protección se ajusta como un porcentaje de la corriente de base(IBase).

Operation: ajuste la protección a On o Off.

IBase: Corriente de base en A primarios. Esta corriente se utiliza como referenciapara el ajuste de corriente. Si es posible encontrar un valor adecuado, se elige lacorriente nominal del objeto protegido.

IN>>: Ajuste la corriente de funcionamiento en % de IBase.

StValMult: La corriente de funcionamiento se puede cambiar activando la entradabinaria ENMULT al factor ajustado StValMult.


Tabla 77: EFPIOC Grupo de ajustes (básicos)




IN>> 1 - 2500 %IB 1 200 Nivel de Corriente residual de operaciónen % de IBase

Tabla 78: EFPIOC Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónStValMult 0.5 - 5.0 - 0.1 1.0 Multiplicador de nivel de Corriente de

operación

3.7.4 Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapasEF4PTOC




Protección de sobreintensidad residualde cuatro etapas

EF4PTOC

44 alt

IN

TEF-REVA V1 ES

51N/67N



3.7.4.1 Aplicación

La función de protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas EF4PTOC seutiliza en varias aplicaciones de la red eléctrica. Algunas aplicaciones son laprotección de falta

• a tierra de las lìneas en sistemas de distribución y subtransmisión conectados atierra de manera eficaz. Por lo general, estas líneas tienen una estructura radial.

• Protección de respaldo de falta a tierra de las líneas de transmisión.• Protección sensible de falta a tierra de las líneas de transmisión. La función

EF4PTOC puede tener mejor sensibilidad para detectar faltas de fase a tierraresistivas, en comparación con la protección de distancia.

• Protección de respaldo de falta a tierra de los transformadores de potencia.• Protección de falta a tierra de distintos tipos de equipos conectados a la red

eléctrica, como bancos de condensadores shunt y reactancias shunt, entre otros.

En muchas aplicaciones, se necesitan varias etapas con diferentes niveles defuncionamiento de corriente y retardos. La función EF4PTOC puede tener hastacuatro etapas individuales ajustables. Cada etapa de EF4PTOC tiene una granflexibilidad. Existen las siguientes opciones:

La función no direccional/direccional: En algunas aplicaciones, se utiliza lafuncionalidad no direccional. Esto suele suceder cuando no se puede alimentarcorriente de falta desde el objeto protegido. Para lograr tanto selectividad como eldespeje rápido de las faltas, se puede necesitar la función direccional. Por ejemplo,para la protección de faltas a tierra en sistemas de transmisión en malla yconectados a tierra de manera eficaz. La protección de sobreintensidad residualdireccional también es adecuada para funcionar en esquemas de comunicación deteleprotección, lo que permite el despeje rápido de las faltas tierra en las líneas detransmisión. La función direccional utiliza la cantidad de polarización determinadasegún el ajuste. La polarización de tensión (-3U0) es la más utilizada, pero tambiénla polarización de corriente, donde las corrientes de los neutros del transformadorbrindan la fuente (ZN) del neutro (de secuencia cero), se utiliza para polarizar (IN ·ZN) la función. También se puede seleccionar la polarización doble cuando sepermite la polarización de la suma de los componentes de tensión y corriente.

Elección de características de tiempo: Varios tipos de características de tiempo seencuentran disponibles, como retardo definido y distintos tipos de tiempo inverso.Por lo general, la selectividad entre diferentes protecciones de sobreintensidad selogra mediante la coordinación entre los tiempos de funcionamiento de lasdiferentes protecciones. Para lograr una coordinación óptima, todas lasprotecciones de sobreintensidad, para estar coordinadas entre sí, deben tener lamisma característica de tiempo. Por lo tanto, se encuentra disponible una ampliagama de características de tiempo inverso estándar: IEC y ANSI.



Tabla 79: Características de tiempo


ANSI Muy inversa

ANSI Inversa normal






IEC Inversa normal

IEC Muy inversa

IEC Inversa




IEC Tiempo definido


ASEA RI


También es posible diseñar la característica de tiempo inverso según las necesidades.

Por lo general, se requiere que EF4PTOC se reponga tan rápido como sea posiblecuando el nivel de corriente es más bajo que el nivel de funcionamiento. Enalgunos casos, se requiere algún tipo de reposición con retardo. Por lo tanto, sepueden utilizar diferentes tipos de características de reposición.

Para algunas aplicaciones de protección, puede ser necesario cambiar el nivel defuncionamiento de la corriente durante algún tiempo. Por lo tanto, existe laposibilidad de dar un ajuste de un factor de multiplicación INxMult al nivel deactivación de la corriente residual. Este factor de multiplicación se activa medianteuna señal de entrada binaria ENMULTx a la función.

Los transformadores de potencia pueden tener una gran corriente demagnetización, cuando están siendo energizados. La corriente de magnetizaciónpuede tener componentes de corriente residual. El fenómeno se debe a la saturacióndel núcleo magnético del transformador durante partes del ciclo. Existe el riesgo deque la corriente de magnetización proporcione una corriente residual que alcanceniveles superiores a la corriente de funcionamiento de la protección desobreintensidad residual. La corriente de magnetización tiene un gran contenidopor segundo armónico. Este se puede utilizar para evitar un funcionamiento nodeseado de la protección. Por lo tanto, la función EF4PTOC tiene una posibilidadde restricción por segundo armónico 2ndHarmStab si el nivel de esta corriente



armónica alcanza un valor superior a un porcentaje ajustado de la corrientefundamental.


Ejemplo de aplicación del transformadorDos casos principales resultan de interés cuando se utiliza la protección desobreintensidad residual: si se puede alimentar corriente residual desde el devanadodel transformador protegido o no.

El devanado protegido alimenta corriente (residual) de falta a tierra a las faltas atierra de la red eléctrica conectada. La corriente residual que se alimenta desde eltransformador en faltas de fase a tierra externas depende mucho de las impedanciastotales de fuente de secuencia cero y positiva, y también de la distribución decorriente residual entre la impedancia de secuencia cero de la red y la impedanciade secuencia cero del transformador. Un ejemplo de esta aplicación se observa enla figura 111.

IEC05000490 V1 ES

Figura 111: Aplicación de la protección de sobreintensidad residual en eldevanado de un transformador conectado a tierra de forma directa

En este caso, la protección tiene dos tareas diferentes:

• Detección de faltas a tierra en el devanado del transformador, al que se conectala protección.

• Detección de faltas a tierra en la red eléctrica, a la que se conecta el devanadoprotegido.

Puede resultar adecuado utilizar una protección de sobreintensidad residual con almenos dos etapas. La etapa 1 debe tener un retardo definido corto y un ajuste de



corriente relativamente alto, a fin de detectar y eliminar las faltas a tierra decorrientes altas en el devanado del transformador o en la red eléctrica cerca deltransformador. La etapa 2 debe tener un retardo más largo (retardo definido oinverso) y un nivel más bajo de funcionamiento de la corriente. La etapa 2 debedetectar y eliminar faltas a tierra del devanado del trasformador con una corrientede falta a tierra pequeña; es decir, las faltas cerca del punto neutro del devanado deltransformador. Si la diferencia de ajuste de la corriente entre la etapa 1 y la etapa 2es grande, se puede introducir otra etapa con un ajuste de corriente y de retardoentre las dos etapas descritas.

La corriente de magnetización del transformador tiene un gran componente decorriente residual. Para evitar un funcionamiento no deseado de la protección desobreintensidad de falta a tierra se debe utilizar el bloqueo de restricción porsegundo armónico, al menos para la etapa 2 sensible.

Si el devanado protegido no alimenta corriente (residual) de falta a tierra a lasfaltas a tierra de la red eléctrica conectada, la aplicación es como se observa en lafigura 112.

IEC05000491 V1 ES

Figura 112: Aplicación de la protección de sobreintensidad residual en eldevanado de un transformador aislado

En el cálculo de la corriente de falta alimentada a la protección en diferentes faltasa tierra depende mucho de las impedancias de fuente de secuencia cero y positiva,y también de la división de corriente residual en la red. Cálculos de la corriente defalta a tierra son necesarios para este ajuste.

Ajuste de la etapa 1Un requisito es que se deben detectar las faltas a tierra en la barra remota, dondeestá conectado el devanado del transformador. Por lo tanto, se hace un cálculo defalta como se observa en la figura 113 .



IN >

a lt

T C tr ifá s ic o s u m a d o

T C ú n ic o

T ra n s fo rm a d o r Y N /D o Y N /Y

F a lta m o n o fá s ic a a t ie r ra

3 I0

IE C 0 5 0 0 0 4 9 2 -e n -2 .v s d

IEC05000492 V2 ES

Figura 113: Etapa 1, cálculo de falta 1

Este cálculo proporciona la corriente que se alimenta a la protección: 3I0fault1.

Para garantizar que en la etapa 1 haya selectividad a otras protecciones de falta atierra en la red, se selecciona un retardo corto. Por lo general, un retardo entre 0,3 y0,4 s es adecuado. Para garantizar la selectividad a las faltas de la línea, condisparos después de un retardo (por lo general la zona 2 de protección de distancia)de aproximadamente 0,5 s, el ajuste de corriente se debe ajustar suficientementealto para que esas faltas no provoquen un disparo no deseado de la etapa 1. Por lotanto, se hace un cálculo de falta como se observa en la figura 114 .

IN >

a lt

T C tr ifá s ic o s u m a d o

T C ú n ic o

T ra n s fo rm a d o r Y N /D o Y N /Y

F a lta m o n o fá s ic a a t ie r ra

3 I0

IE C 0 5 0 0 0 4 9 3 -e n -2 .v s d

IEC05000493 V2 ES

Figura 114: Etapa 1, cálculo de falta 1

La falta está ubicada en el límite entre el funcionamiento instantáneo y retardadode la protección de línea, como la protección de distancia o la protección desobreintensidad residual de línea. Este cálculo proporciona la corriente alimentadaa la protección: 3I0fault2

El ajuste de la etapa 1 se puede elegir dentro del intervalo que se observa en laecuación 209.



0fault 2 step1 0fault13I lowmar I 3I highmar× < < ×


Donde:

lowmar es un margen para garantizar selectividad (por lo general 1,2) y

highmar es un margen para garantizar el despeje rápido de faltas de la barra remota (por lo general1,2).

Ajuste de la etapa 2El ajuste de la etapa 2 sensible depende del retardo elegido. Con frecuencia, seelige un retardo definido relativamente largo o un retardo inverso. El ajuste decorriente se puede ajustar muy bajo. Como es necesario detectar faltas a tierra en eldevanado del transformador, cerca del punto neutro, se puede elegir valoresmínimos de las posibilidades de ajuste. Sin embrago, se debe considerar lascorrientes de secuencia cero que se puede producir durante el funcionamientonormal de la red eléctrica. Estas corrientes pueden deber a líneas no transpuestas.

Si la protección de los devanados del transformador no alimenta corriente residualen faltas a tierra externas, una etapa de corriente baja rápida puede resultar aceptable.


Tabla 80: EF4PTOC Grupo de ajustes (básicos)



IBase 1 - 99999 A 1 3000 Valor base para ajuste de Corriente

UBase 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Valor base para ajustes de tensión

AngleRCA -180 - 180 Grad 1 65 Ángulo característico del relé (RCA)

polMethod TensiónCorrienteDual

- - Tensión Tipo de polarización

UPolMin 1 - 100 %UB 1 1 Nivel de tensión mínima parapolarización en % de UBase

IPolMin 2 - 100 %IB 1 5 Nivel de Corriente mínima parapolarización en % de IBase

RNPol 0.50 - 1000.00 ohmio 0.01 5.00 Parte real de Z de fuente a utilizar parapolarización de Corriente

XNPol 0.50 - 3000.00 ohmio 0.01 40.00 Parte imaginaria de Z de fuente a utilizarpara polarización de Corriente

IN>Dir 1 - 100 %IB 1 10 Nivel de Corriente residual paraliberación de dirección en % de IBase

2ndHarmStab 5 - 100 % 1 20 Operación de restricción de segundoarmónico en % de amplitud de IN

BlkParTransf OffOn

- - Off Habilitar bloqueo para transformadoresen paralelo




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUseStartValue IN1>

IN2>IN3>IN4>

- - IN4> Bloqueo de nivel de Corriente paraTransf. en paralelo (etapa 1, 2, 3 o 4)

SOTF OffSOTFTiempo sinactividadDBF+tiempo bajo

- - Off Modo operación SOTF (Off/SOTF/Tiempo sin actividad/SOTF + Tiempo sinactividad

ActivationSOTF AbiertoCerradoOrden de cierre

- - Abierto Seleccionar la señal que activará SOTF

StepForSOTF Etapa 2Escalón 3

- - Etapa 2 Selección de etapa usada para SOTF

HarmResSOTF OffOn

- - Off Permitir función de restricción dearmónicos en SOTF

tSOTF 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Retardo de tiempo para SOTF

t4U 0.000 - 60.000 s 0.001 1.000 Tiempo activo de cierre sobre falta




- - ANSI Tiempo Def. Tipo de curva de retardo de tiempo paraetapa 1

IN1> 1 - 2500 %IB 1 100 Nivel de Corriente residual de operaciónpara etapa 1 en % de IBase

t1 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo independiente(definido) de etapa 1

k1 0.05 - 999.00 - 0.01 0.05 Multiplicador de tiempo para retardo detiempo dependiente para etapa 1

IN1Mult 1.0 - 10.0 - 0.1 2.0 Multiplicador para el valor de ajuste deCorriente para etapa 1


HarmRestrain1 OffOn

- - On Habilitar bloqueo de etapa 1 porrestricción de armónico




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónDirMode2 Off

No direccionalFijo a ZA y ZBHacia atrás




IN2> 1 - 2500 %IB 1 50 Nivel de Corriente residual de operaciónpara etapa 2 en % de IBase



IN2Mult 1.0 - 10.0 - 0.1 2.0 Multiplicador para el valor de ajuste decorriente para etapa 2


HarmRestrain2 OffOn




Characterist3 ANSI Extrem. Inv.ANSI muy inv.ANSI Norm. Inv.ANSI Moder. Inv.ANSI Tiempo Def.Inv. L.T.V.Inv. L.T.IEC Norm. Inv.IEC muy inv.IEC Inv.IEC Extrem. Inv.IEC T.C. Inv.IEC T.L. Inv.IEC Tiempo Def.ReservadoProgramableTipo RITipo RD





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIN3> 1 - 2500 %IB 1 33 Nivel de Corriente residual de operación

para etapa 3 en % de IBase

t3 0.000 - 60.000 s 0.001 0.800 Retardo tiempo independiente etapa 3




HarmRestrain3 OffOn






IN4> 1 - 2500 %IB 1 17 Nivel de corriente residual de operaciónpara etapa 4 en % de IBase





HarmRestrain4 OffOn




Tabla 81: EF4PTOC Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónActUnderTime Posición del

interruptorOrden interruptor

- - Posición delinterruptor

Seleccionar la señal que activará eltiempo sin actividad (pos. de interruptor/orden de interruptor)

tUnderTime 0.000 - 60.000 s 0.001 0.300 Retardo de tiempo para tiempo sinactividad


- - Instantáneo Tipo de curva de reposición para etapa 1

tReset1 0.000 - 60.000 s 0.001 0.020 Tipo de curva de reposición para etapa 1

























Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntACrv3 0.005 - 200.000 - 0.001 13.500 Parámetro A para curva programable

por usuario etapa 3
















3.7.5 Protección de sobreintensidad y potencia residuales,direccionales y sensibles SDEPSDE




Protección de sobreintensidad ypotencia residuales, direccionales ysensibles

SDEPSDE - 67N


En redes con conexión a tierra de alta impedancia, la corriente de falta de fase atierra normalmente es mucho menor que las corrientes de cortocircuito. Otra



dificultad para la protección de falta a tierra es que la magnitud de la corriente defalta de fase a tierra es casi independiente de la ubicación de la falta en la red.

La corriente residual direccional se puede utilizar para detectar y proporcionar undisparo selectivo de las faltas de fase a tierra en redes conectadas a tierra de altaimpedancia. La protección utiliza el componente de corriente residual 3I0 · cos φ,donde φ es el ángulo entre la corriente residual y la tensión residual (-3U0),compensado con un ángulo característico. Alternativamente, la función se puedeajustar a un nivel estricto 3I0 con una comprobación de ángulo 3I0 y cos φ.

La potencia residual direccional también se puede utilizar para detectar yproporcionar un disparo selectivo de las faltas de fase a tierra en redes conectadas atierra de alta impedancia. La protección utiliza el componente de potencia residual3I0 · 3U0 · cos φ, donde φ es el ángulo entre la corriente residual y la tensiónresidual de referencia, compensado con un ángulo característico.

Una función de corriente residual no direccional normal también se puede utilizarcon un retardo definido o inverso.

También se encuentra disponible una función de tensión de punto neutro derespaldo para protección de respaldo sensible no direccional.

En una red aislada, es decir, la red está acoplada solo a tierra a través de lascapacitancias entre los conductores de fase y tierra, la corriente residual siempretiene un desplazamiento de fase de -90° en comparación con la tensión residual dereferencia. El ángulo característico se elige en -90° en este tipo de red.

En redes de conexión a tierra con resistencia o con una bobina Petersen con unaresistencia paralela, el elemento de corriente residual activo (en una fase contensión residual) se debe utilizar para la detección de falta a tierra. En estas redes,el ángulo característico se elige en 0º.

Como la amplitud de la corriente residual es independiente de la ubicación de lafalta, la selectividad de la protección de falta a tierra se logra mediante laselectividad del tiempo.

¿Cuándo se debe utilizar la protección de sobreintensidad residual direccionalsensible y cuándo se debe utilizar la protección de potencia residual direccionalsensible? Tenga en cuenta los siguientes puntos:

• La protección de sobreintensidad residual direccional sensible ofrece laposibilidad de una mejor sensibilidad.

• La protección de potencia residual direccional sensible ofrece la posibilidad deutilizar características de tiempo inverso. Esto es aplicable a redes grandes conconexión a tierra de alta impedancia con una gran corriente capacitiva de faltaa tierra.

• En algunas redes eléctricas, se utiliza una resistencia del punto neutro detamaño mediano, por ejemplo, en sistemas con conexión a tierra de bajaimpedancia. Dicha resistencia ofrece un elemento resistivo de corriente defalta a tierra de 200 a 400 A en una falta de fase a tierra de resistencia cero. Endicho sistema, la protección de potencia residual direccional ofrece mejores



posibilidades para una selectividad habilitada por características de potencia detiempo inverso.


La protección de falta a tierra sensible se debe utilizar en sistemas con conexión atierra de alta impedancia o en sistemas con conexión a tierra resistiva donde laresistencia del punto neutro proporciona una corriente de falta a tierra superior quelo que la impedancia alta normal proporciona, pero inferior que la corriente decortocircuito de fase a fase.

En un sistema de alta impedancia, se entiende que la corriente de falta está limitadaúnicamente por la impedancia shunt de secuencia cero del sistema a tierra y laresistencia de falta. Se entiende que todas las impedancias en serie del sistema soniguales a cero.

Para el ajuste de la protección de falta a tierra, en un sistema con conexión a tierrade alta impedancia, la tensión del punto neutro (tensión de secuencia cero) y lacorriente de falta a tierra se calculan en la sensibilidad deseada (resistencia defalta). La tensión compleja del punto neutro (secuencia cero) se puede calcular como:

phase

0f

0

UU

3 R1

Z

=×

+


Donde

Uphase es la tensión de fase en el punto de falta antes de la falta,

Rf es la resistencia a tierra en el punto de falta y

Z0 es la impedancia de secuencia cero del sistema a tierra

En el punto de falta, la corriente de falta se puede calcular como:

phase

j 0

0 f

3 UI 3I

Z 3 R

×= =

+ ×


La impedancia Z0 depende de la conexión a tierra. En un sistema aislado (sinaparato en el punto neutro) la impedancia es igual al acoplamiento capacitivo entrelos conductores de fase y tierra:



phase

0 c

j

3 UZ jX j

I

×= - = -


Donde

Ij es la corriente de falta a tierra capacitiva en una falta de fase a tierra no resistiva.

Xc es la reactancia capacitiva a tierra

En un sistema con una resistencia en el punto neutro (sistema con conexión a tierracon resistencia) la impedancia Z0 se puede calcular como:

c n0

c n

jX 3RZ

jX 3R

- ×=

- +


Donde

Rn es el nivel de resistencia de una resistencia en el punto neutro.

En muchos sistemas, también hay un reactor en el punto neutro (bobina Petersen)conectado con uno o más puntos neutros de transformador. En dicho sistema, laimpedancia Z0 se puede calcular como:

( )n n c

0 c n n

n c n n c

9R X XZ jX // 3R // j3X

3X X j3R 3X X= - =

+ × -


Donde

Xn es la reactancia de la bobina Petersen. Si la bobina Petersen está bien ajustada, tenemos3Xn = Xc En este caso, la impedancia Z0 es: Z0 = 3Rn

Ahora, consideremos un sistema con una conexión a tierra a través de unaresistencia, lo cual proporciona una corriente de falta a tierra más alta que laconexión a tierra de alta impedancia. Las impedancias en serie del sistema ya no sepueden descuidar. El sistema con una falta monofásica a tierra se puede describirsegún la figura 115.



IEC06000654 V1 ES

Figura 115: Equivalencia de una red eléctrica para el cálculo de ajuste

La corriente de falta residual puede ser expresada como:

phase

0

1 0 f

3U3I

2 Z Z 3 R=

× + + ×


Donde

Uphase es la tensión de fase en el punto de falta antes de la falta

Z1 es la impedancia de secuencia positiva total al punto de falta. Z1 = Zsc+ZT,1+ZlineAB,1+ZlineBC,1

Z0 es la impedancia de secuencia cero total al punto de falta. Z0 = ZT,0+3RN+ZlineAB,0+ZlineBC,0

Rf es la resistencia de falta.

Las tensiones residuales en las estaciones A y B se pueden expresar como:

( )0 A 0 T,0 NU 3I Z 3R= × +


OB 0 T,0 N lineAB,0U 3I (Z 3R Z )= × + +




La potencia residual, medida por las protecciones de falta a tierra sensible en A yB, es:

0 A 0A 0S 3U 3I= ×


0 B 0B 0S 3U 3I= ×


La potencia residual es una cantidad compleja. La protección tiene una sensibilidadmáxima en el ángulo característico RCA. El elemento de potencia residual aparenteen el ángulo característico, medido por la protección, se puede expresar como:

0 A ,prot 0A 0 AS 3U 3I cosj= × ×


0 B,prot 0B 0 BS 3U 3I cosj= × ×


Los ángulos φA y φB son los ángulos de fase entre la corriente residual y la tensiónresidual en la estación, compensados con el ángulo característico RCA.

La protección utiliza los elementos de potencia en la dirección del ángulocaracterístico para la medición y como base para el retardo inverso.

El retardo inverso se define como:

0 0inv

0 0

kSN (3I 3U cos (reference))t3I 3U cos (measured)

× × × j=

× × j


La función se puede ajustar a On/Off con el ajuste de Operation.

El parámetro IBase proporciona la corriente base en A. Por lo general, se debeelegir la corriente nominal primaria del TC que alimenta la protección.

El parámetro UBase proporciona la tensión base en kV. Por lo general, se elige latensión de fase a tierra del sistema.

El parámetro SBase proporciona la potencia base en kVA. Por lo general, se eligeIBase · UBase .

Con el parámetro OpMode se elige el principio de la función direccional.

Con OpMode ajustado a 3I0cosfi se mide el elemento de corriente en la direcciónequivalente al ángulo característicoRCADir . La característica para RCADir esigual a 0°, se observa en la figura 116.



,

= =o o0 , 0RCADir ROADirrefU

03I

j = -0 refang(3I ) ang(3U )

- =0 ref3U U03I cos× j

IEC06000648_2_en.vsdIEC06000648 V2 ES

Figura 116: Característica para RCADir igual a 0°

La característica para RCADir es igual a -90°, se observa en la figura 117.


refU= - =o o90 , 90RCADir ROADir

03I

03 × jI cos

j = -0(3 ) ( )refang I ang U

- 03U

IEC06000649 V2 ES

Figura 117: Característica para RCADir igual a -90°

Cuando OpMode está ajustado a 3U03I0cosfi se mide el elemento de potenciaresidual en la dirección aparente.



Cuando OpMode está ajustado a 3I0 y fi la función entra en funcionamiento si lacorriente residual es mayor que el ajuste INDir> y el ángulo de corriente residualestá dentro del sector RCADir ± ROADir.

La característica para RCADir = 0° y ROADir = 80° se observa en la figura 118.

-3U08080

Área de funcionamiento

3I0

en06000652.vsd

RCADir = 0º

ROADir = 80º

IEC06000652 V2 ES

Figura 118: Característica para RCADir = 0° y ROADir = 80°

DirMode se ajusta a Forward o Reverse para ajustar la dirección de la función dedisparo desde la función de corriente residual direccional.

Todos los modos de protección direccional tienen un ajuste de nivel de desbloqueode corriente residual INRel> que se ajusta a un % de IBase. Este ajuste debe serinferior o igual que la corriente de falta más baja que se detecte.

Todos los modos de protección direccional tienen un ajuste de nivel de desbloqueode tensión residual UNRel> que se ajusta a un % de UBase. Este ajuste debe serinferior o igual que la tensión residual de falta más baja que se detecte.

tDef es el retardo definido, expresado en s, para la protección de corriente residualdireccional si se elige el retardo definido.

tReset es el tiempo de reposición para el retardo definido, expresado en s. Con untiempo tReset de varios periodos, aumentan las posibilidades de despejarcorrectamente las faltas a tierra intermitentes. El ajuste debe ser mucho más cortoque el retardo de disparo ajustado.

El ángulo característico de las funciones direccionales RCADir se ajusta en grados.RCADir por lo general se ajusta igual a 0° en una red de alta impedancia conconexión a tierra con una resistencia en el punto neutro ya que el elemento de



corriente activa aparece únicamente en la línea defectuosa. RCADir se ajusta iguala -90° en una red aislada ya que todas las corrientes son mayormente capacitivas.

El ángulo abierto del relé ROADir se ajusta en grados. Para ángulos con diferenciasde ROADir superiores aRCADir la función de la protección se bloquea. El ajuste sepuede utilizar para prevenir una función no deseada para las líneas no defectuosas,con grandes contribuciones de corriente de falta a tierra capacitiva, debido a unerror de ángulo de fase del TC.

INCosPhi> es el nivel de corriente de funcionamiento para la función direccionalcuando OpMode está ajustado a 3I0Cosfi. El ajuste se expresa en % de IBase. Elajuste se debe basar en el cálculo de la corriente de falta a tierra activa o capacitivapara la sensibilidad requerida de la protección.

SN> es el nivel de potencia de funcionamiento para la función direccional cuandoOpMode está ajustado a 3I03U0Cosfi. El ajuste se expresa en % de IBase. El ajustese debe basar en el cálculo de la potencia residual de falta a tierra activa ocapacitiva para la sensibilidad requerida de la protección.

El transformador de entrada para la función de protección de sobreintensidad ypotencia residuales direccionales y sensibles tiene la misma capacidad decortocircuito que los transformadores de corriente de fase.

Si se elige el retardo para la potencia residual, el retardo depende de dosparámetros de ajuste. SRef es la potencia residual de referencia, expresado en % deSBase. kSN es el multiplicador de tiempo. El retardo sigue la siguiente expresión:

inv0 0

kSN Sreft

3I 3U cos (measured)j×

=× ×


INDir> es el nivel de corriente de funcionamiento para la función direccionalcuando OpMode está ajustado a 3I0 y fi. El ajuste se expresa en % de IBase. Elajuste se debe basar en el cálculo de la corriente de falta a tierra para la sensibilidadrequerida de la protección.

OpINNonDir> se ajusta a On para activar la protección de corriente residual nodireccional.

INNonDir> es el nivel de corriente de funcionamiento para la función nodireccional. El ajuste se expresa en % de IBase. Esta función se utiliza para ladetección y despeje de faltas campo a través (faltas múltiples) en un tiempo máscorto que para la función direccional. El ajuste de corriente debe ser superior que lacorriente máxima residual monofásica en la línea protegida.

TimeChar es la selección de la característica de retardo para la protección decorriente residual no direccional. El retardo definido y los diferentes tipos decaracterísticas de tiempo inverso se encuentran disponibles:



Tabla 82: Características de tiempo inverso


ANSI Muy inversa

ANSI Inversa normal






IEC Inversa normal

IEC Muy inversa

IEC Inversa




IEC Tiempo definido


ASEA RI


Las diferentes características se describen en el Manual de referencias técnicas.

tPCrv, tACrv, tBCrv, tCCrv: Parámetros para la creación por parte del cliente deuna curva de característica de tiempo inverso (tipo de curva = 17). La ecuación decaracterística de tiempo es:

[ ] = + ×

->

æ öç ÷ç ÷ç ÷æ ö

ç ÷ç ÷è øè ø

p

At s B InMult

iC

inEQUATION1958 V1 ES (Ecuación 224)

tINNonDir es el retardo definido para la protección de corriente de falta a tierra nodireccional, expresado en s.

OpUN> se ajusta a On para activar la función de disparo de la protección detensión residual.

tUN es el retardo definido para la función de disparo de la protección de tensiónresidual, expresado en s.




Tabla 83: SDEPSDE Grupo de ajustes (básicos)



OpMode 3I0Cosfi3I03U0Cosfi3I0 y fi

- - 3I0Cosfi Selección de modo de operación para laprotección

DirMode Hacia delanteHacia atras

- - Hacia delante Sentido de operación, hacia delante ohacia atrás

RCADir -179 - 180 Grad 1 -90 Ángulo característico del relé RCA, engrados

RCAComp -10.0 - 10.0 Grad 0.1 0.0 Compensación del ángulo característicodel relé

ROADir 0 - 90 Grad 1 90 Ángulo abierto del relé ROA usado paraliberación en modo de fase, en grados

INCosPhi> 0.25 - 200.00 %IB 0.01 1.00 Nivel de ajuste para 3I0cosFi,sobreintensidad residual direccional, en%Ib

SN> 0.25 - 200.00 %SB 0.01 10.00 Nivel de ajuste para 3I03U0cosFi,arranque de conteo de tiempo inv, en%Sb

INDir> 0.25 - 200.00 %IB 0.01 5.00 Nivel de ajuste para protección desobreintensidad residual direccional, en% de Ib

tDef 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Retardo de tiempo definido parasobreintensidad residual direccional, en s

SRef 0.03 - 200.00 %SB 0.01 10.00 Valor de referencia de potencia residualpara conteo de tiempo inverso, en % deSBase

kSN 0.00 - 2.00 - 0.01 0.10 Ajuste de multiplicador de tiempo paramodo de potencia residual direccional

OpINNonDir> OffOn

- - Off Operación de protección desobreintensidad residual no direccional

INNonDir> 1.00 - 400.00 %IB 0.01 10.00 Nivel de ajuste para sobreintensidadresidual no direccional, en %Ib

tINNonDir 0.000 - 60.000 s 0.001 1.000 Retardo de tiempo para sobreintensidadresidual no direccional, en s




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónTimeChar ANSI Extrem. Inv.

ANSI muy inv.ANSI Norm. Inv.ANSI Moder. Inv.ANSI Tiempo Def.Inv. L.T.E.Inv. L.T.V.Inv. L.T.IEC Norm. Inv.IEC muy inv.IEC Inv.IEC Extrem. Inv.IEC T.C. Inv.IEC T.L. Inv.IEC Tiempo Def.ReservadoProgramableTipo RITipo RD

- - IEC Norm. Inv. Selección de curva de operación parafuncionamiento IDMT

tMin 0.000 - 60.000 s 0.001 0.040 Tiempo mínimo de operación paracurvas IDMT de IEC, en s

kIN 0.00 - 2.00 - 0.01 1.00 Mult. de tiempo IDMT para protección desobreintensidad residual no direccional

OpUN> OffOn

- - Off Operación de protección desobretensión residual no direccional

UN> 1.00 - 200.00 %UB 0.01 20.00 Nivel de ajuste para sobretensiónresidual no direccional, en %Ub

tUN 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Retardo de tiempo para sobretensiónresidual no direccional, en s

INRel> 0.25 - 200.00 %IB 0.01 1.00 Corriente de liberación residual paratodos los modos direccionales, en %Ib

UNRel> 0.01 - 200.00 %UB 0.01 3.00 Tensión de liberación residual paratodos los modos direccionales, en %Ub

Tabla 84: SDEPSDE Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntReset 0.000 - 60.000 s 0.001 0.040 Retardo de tiempo usado para

restablecer temporizadores definidos, ens

tPCrv 0.005 - 3.000 - 0.001 1.000 Ajuste P para curva programable porusuario

tACrv 0.005 - 200.000 - 0.001 13.500 Ajuste A para curva programable porusuario

tBCrv 0.00 - 20.00 - 0.01 0.00 Ajuste B para curva programable porusuario

tCCrv 0.1 - 10.0 - 0.1 1.0 Ajuste C para curva programable porusuario

ResetTypeCrv InmediatoRepos. IECReposición ANSI

- - Repos. IEC Modo de reposición ante caída decorriente.




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntPRCrv 0.005 - 3.000 - 0.001 0.500 Ajuste PR para curva programable por

usuario

tTRCrv 0.005 - 100.000 - 0.001 13.500 Ajuste TR para curva programable porusuario

tCRCrv 0.1 - 10.0 - 0.1 1.0 Ajuste CR para curva programable porusuario

Tabla 85: SDEPSDE Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIBase 1 - 99999 A 1 100 Corriente base, en A

UBase 0.05 - 2000.00 kV 0.05 63.50 Tensión base, en kV fase-neutro

SBase 0.05 -200000000.00

kVA 0.05 6350.00 Potencia base, en kVA. IBase*Ubase

Tabla 86: SDEPSDE Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónRotResU 0 grados

180 grados- - 180 grados Ajuste para la cantidad de polarización

de giro en caso necesario

3.7.6 Protección de sobrecarga térmica, dos constantes detiempo TRPTTR




Protección de sobrecarga térmica, dosconstantes de tiempo

TRPTTR

SYMBOL-A V1 ES

49

3.7.6.1 Aplicación

Los transformadores de la red eléctrica están diseñados para soportar un máximonivel de corriente de carga (potencia) determinado. Si la corriente supera este nivel,las pérdidas serán mayores que lo estimado. Como consecuencia, aumenta latemperatura del transformador. Si la temperatura del transformador alcanza valoresdemasiado altos, el equipo podría dañarse:



• El aislamiento dentro del transformador sufre un envejecimiento forzado.Como consecuencia, aumenta el riesgo de faltas internas de fase a fase o defase a tierra.

• Puede haber puntos calientes dentro del transformador, que degradan elaislamiento de papel. También puede provocar burbujeo en el aceite deltransformador.

En situaciones de estrés en la red eléctrica, puede ser necesario sobrecargar lostransformadores por un tiempo limitado. Esto se debe realizar sin los riesgosmencionados anteriormente. La protección de sobrecarga térmica proporcionainformación y hace posible la sobrecarga temporaria de los transformadores.

El nivel de carga permisible de un transformador de potencia depende mucho delsistema de refrigeración del transformador. Hay dos principios fundamentales:

• ONAN: El aire circula naturalmente sin ventiladores hacia los refrigeradores yel aceite circula en forma natural sin bombas.

• OFAF: Los refrigeradores tienen ventiladores para forzar el aire derefrigeración y bombas para forzar la circulación del aceite del transformador.

La protección puede tener dos grupos de parámetros, uno para la refrigeraciónnatural y otro para la refrigeración forzada. Tanto el nivel de carga de régimenpermanente permisivo como la constante de tiempo térmico reciben la influenciadel sistema de refrigeración del transformador. Los dos grupos de parámetros sepueden activar mediante la señal de entrada binaria COOLING. Esto se puedeutilizar para los transformadores en los que la refrigeración forzada se puede dejarfuera de servicio, por ejemplo, fallo de ventilador o de bomba.

La protección de sobrecarga térmica calcula el contenido de calor interno deltransformador (temperatura) de forma continua. Este cálculo se realiza con unmodelo térmico del transformador, que está basado en la medición de la corriente.

Si el contenido de calor del transformador protegido alcanza un nivel de alarmaajustado, se puede proporcionar una señal al operador. Hay dos niveles de alarmadisponibles. Esto permite tomar medidas preventivas en la red eléctrica antes deque se alcancen temperaturas peligrosas. Si la temperatura sigue aumentando hastael valor de disparo, la protección inicia la desconexión del transformador protegido.

Después del disparo de la protección de sobrecarga térmica, el transformador seenfría. Hay un intervalo de tiempo hasta que el contenido de calor (temperatura)alcanza el nivel suficiente para que el transformador se pueda poner en serviciootra vez. Por lo tanto, la función sigue calculando el contenido de calor utilizandouna constante de tiempo de refrigeración ajustada. La energización deltransformador se puede bloquear hasta que el contenido de calor alcanza un nivelajustado.




Los parámetros para la protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempo(TRPTTR) se ajustan a través de la HMI local o del Administrador IED deprotección y control (PCM600).

Se pueden realizar los siguientes ajustes para la protección de sobrecarga térmica.

Operation: Off/On

IBase: Corriente de base en A primarios. Esta corriente se utiliza como referenciapara el ajuste de corriente. Puede ser adecuada para ajustar este parámetro a lacorriente nominal primaria del devanado del transformador donde se efectúa lamedición de corriente.

IRef: Nivel de referencia de la corriente expresado en % de IBase. Cuando lacorriente es igual a IRef , el contenido final de calor (régimen permanente) es iguala 1. Se sugiere dar un ajuste correspondiente a la corriente nominal del devanadodel transformador.

IRefMult: Si se activa una entrada binaria ENMULT, el valor de corriente dereferencia se puede multiplicar por el factor IRefMult. La activación se puedeutilizar en el caso de desviar la temperatura ambiente del valor de referencia. En elestándar para la carga de un transformador, se utiliza una temperatura ambiente de20 °C. Para temperaturas ambiente más bajas, la capacidad de carga aumenta, yviceversa. IRefMult se puede ajustar dentro de un rango de 0,01 a 10,00.

IBase1: Corriente de base para el ajuste expresada como porcentaje de IBase. Esteajuste se debe relacionar con el estado sin entrada COOLING. Se sugiere dar unajuste correspondiente a la corriente nominal del transformador con refrigeraciónnatural (ONAN).

IBase2: Corriente de base para el ajuste expresada como porcentaje de IBase. Esteajuste se debe relacionar con el estado con la entrada COOLING activada. Sesugiere dar un ajuste correspondiente a la corriente nominal del transformador conrefrigeración forzada (OFAF). Si el transformador no tiene refrigeración forzada,IBase2 se puede ajustar igual a IBase1.

Tau1: La constante de tiempo térmico del transformador protegido, relacionada conIBase1 (sin refrigeración), expresada en minutos.

Tau2: La constante de tiempo térmico del transformador protegido, relacionada conIBase2 (con refrigeración), expresada en minutos.

La constante de tiempo térmico se debe encontrar en los manuales de losfabricantes del transformador. La constante de tiempo térmico depende de larefrigeración y de la cantidad de aceite. Las constantes de tiempo normales paratransformadores medianos y grandes (según el IEC 600-76-7) son deaproximadamente 2,5 horas para los transformadores con refrigeración natural y de1,5 horas para los transformadores con refrigeración forzada.



La constante de tiempo se puede calcular a partir de mediciones de la temperaturadel aceite durante una secuencia de refrigeración (descrita en el IEC 60076-7). Sesupone que el transformador funciona con cierto nivel de carga y una temperaturaconstante del aceite (funcionamiento de régimen permanente). La temperatura delaceite por encima de la temperatura ambiente es DQo0. Luego el transformador sedesconecta de la red (sin carga). Después de un tiempo t de por lo menos 30minutos, la temperatura del aceite se mide otra vez. Ahora la temperatura del aceitepor encima de la temperatura ambiente es DQot. Ahora la constante de tiempotérmico se puede calcular como:

0ln lno ot

tt =DQ - DQ


Si el transformador tiene refrigeración forzada (OFAF), la medición se debe hacercon la refrigeración forzada en funcionamiento y sin ella, lo que proporciona Tau2y Tau1.

Las constantes de tiempo se pueden cambiar si la corriente es más alta o más bajaque un valor ajustado. Si la corriente es alta, se supone que la refrigeración forzadaestá activada, mientras que se desactiva cuando la corriente es baja. El ajuste de lossiguientes parámetros permite el ajuste automático de la constante de tiempo.

Tau1High: Factor de multiplicación para ajustar la constante de tiempo Tau1 si lacorriente es más alta que el valor ajustado IHighTau1. IHighTau1 se ajusta a un %de IBase1.

Tau1Low: Factor de multiplicación para ajustar la constante de tiempo Tau1 si lacorriente es más baja que el valor ajustado ILowTau1. ILowTau1 se ajusta a un %de IBase1.

Tau2High: Factor de multiplicación para ajustar la constante de tiempo Tau2 si lacorriente es más alta que el valor ajustado IHighTau2. IHighTau2 se ajusta a un %de IBase2.

Tau2Low: Factor de multiplicación para ajustar la constante de tiempo Tau2 si lacorriente es más baja que el valor ajustado ILowTau2. ILowTau2 se ajusta a un %de IBase2.

La posibilidad de cambiar la constante de tiempo con el valor de corriente comobase puede resultar útil en diferentes aplicaciones. A continuación se dan algunosejemplos:

• En el caso de una interrupción total (corriente baja) del transformadorprotegido, todas las posibilidades de refrigeración están inactivas. Esto puedeprovocar un cambio en el valor de la constante de tiempo.

• Si se incluyen otros componentes (motores) en la protección térmica, existe elriesgo de sobrecalentar ese equipo en el caso de que haya una corriente muy



alta. La constante de tiempo térmico suele ser más pequeña para un motor quepara el transformador.

ITrip: La corriente de régimen permanente que el transformador puede soportar. Elajuste se expresa en % de IBase1 o IBase2.

Alarm1: Nivel de contenido de calor para la activación de la señal ALARM1.ALARM1 se ajusta a un % del nivel de contenido de calor para disparo.

Alarm2: Nivel de contenido de calor para la activación de la señal de salidaALARM2. ALARM2 se ajusta a un % del nivel de contenido de calor para disparo.

ResLo: Nivel de liberación de bloqueo de contenido de calor para liberar la señal debloqueo. Cuando la protección de sobrecarga térmica dispara, se activa una señalde bloqueo. La señal está diseñada para bloquear el reenganche del transformadordel circuito protegido mientras la temperatura del transformador es alta. La señal sedesbloquea cuando el contenido de calor calculado está por debajo del valorajustado. Este valor de temperatura se debe elegir por debajo de la temperatura dealarma. ResLo: Se ajusta a un % del nivel de contenido de calor para disparo.

ThetaInit: Contenido de calor antes de la activación de la función. Este ajuste sepuede ajustar un poco por debajo del nivel de alarma. Si el transformador tienecarga antes de la activación de la función de protección, su temperatura puede sermás alta que la del ambiente. El punto de activación expresado en el ajuste evita elriesgo de que no se produzca el disparo si hay sobretemperatura durante losprimeros momentos después de la activación. ThetaInit: Se ajusta a un % del nivelde contenido de calor para disparo.

Warning: Si el factor de tiempo para el disparo calculado está por debajo del ajusteWarning , se activa una señal de advertencia. El ajuste se expresa en minutos.


Tabla 87: TRPTTR Grupo de ajustes (básicos)



IBase 1 - 99999 A 1 3000 Corriente base en A

IRef 10.0 - 1000.0 %IB 1.0 100.0 Corriente de referencia en % de IBASE

IRefMult 0.01 - 10.00 - 0.01 1.00 Factor de multiplicación para Corrientede referencia

IBase1 30.0 - 250.0 %IB 1.0 100.0 Corriente base, IBase1 sin entrada derefrigeración en % de IBASE

IBase2 30.0 - 250.0 %IB 1.0 100.0 Corriente base, IBase2, con entrada derefrigeración ON en % de IBASE

Tau1 1.0 - 500.0 Min 1.0 60.0 Constante de tiempo sin entrada derefrigeración en min, con IBase1

Tau2 1.0 - 500.0 Min 1.0 60.0 Constante de tiempo con entrada derefrigeración en min, con IBase2




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIHighTau1 30.0 - 250.0 %IB1 1.0 100.0 Ajuste de Corriente, en % de IBase1

para reajuste de TC1 por TC1-IALTO

Tau1High 5 - 2000 %tC1 1 100 Multiplicador en % a TC1 cuando lacorriente es > IHIGH-TC1

ILowTau1 30.0 - 250.0 %IB1 1.0 100.0 Ajuste de Corriente, en % de IBase1para reajuste de TC1 por TC1-IBAJO

Tau1Low 5 - 2000 %tC1 1 100 Multiplicador en % a TC1 cuando lacorriente es < ILOW-TC1

IHighTau2 30.0 - 250.0 %IB2 1.0 100.0 Ajuste de Corriente, en % de IBase2para reajuste de TC2 por TC2-IALTO

Tau2High 5 - 2000 %tC2 1 100 Multiplicador en % a TC2 cuando lacorriente es >IHIGH-TC2

ILowTau2 30.0 - 250.0 %IB2 1.0 100.0 Ajuste de Corriente, en % de IBase2para reajuste de TC2 por TC2-IBAJO

Tau2Low 5 - 2000 %tC2 1 100 Multiplicador en % a TC2 cuando lacorriente es < ILOW-TC2

ITrip 50.0 - 250.0 %IBx 1.0 110.0 Nivel de corriente de operación enestado estable en % de IBasex

Alarm1 50.0 - 99.0 %Itr 1.0 80.0 Primer nivel de alarma en % del valor dedisparo de contenido térmico

Alarm2 50.0 - 99.0 %Itr 1.0 90.0 Segundo nivel de alarma en % del valorde disparo de contenido térmico

ResLo 10.0 - 95.0 %Itr 1.0 60.0 Nivel de reposición de bloqueo en % delvalor de disparo de contenido térmico

ThetaInit 0.0 - 95.0 % 1.0 50.0 Contenido térmico inicial, % del valor dedisparo de contenido térmico

Warning 1.0 - 500.0 Min 0.1 30.0 Ajuste de tiempo, por debajo cual unaadvertencia será establecida (en min)

tPulse 0.01 - 0.30 s 0.01 0.10 Duración del pulso de la señal dedisparo (en ms).

3.7.7 Protección de fallo de interruptor CCRBRF

Descripción de funciones Identificación IEC61850



Protección de fallo de interruptor CCRBRF

3I>BF

SYMBOL-U V1 ES

50BF

3.7.7.1 Aplicación

En el diseño del sistema de despeje de faltas, con frecuencia se utiliza el criterioN-1. Esto significa que se debe eliminar la falta aun cuando un componente delsistema de despeje de faltas sea defectuoso. El interruptor es un componente



necesario del sistema de despeje de faltas. Por razones de índole práctica yeconómica, no es viable duplicar el interruptor para el componente protegido. Encambio, se utiliza una protección de fallo de interruptor.

El bloque funcional de protección de fallo de interruptor (CCRBRF) emite unaorden de disparo de respaldo a los interruptores adyacentes en caso de no abrirse elinterruptor “normal” para el componente protegido. La detección del fallo deinterrupción de la corriente a través del interruptor se logra mediante la mediciónde la corriente o como detección de la señal de disparo mantenida (incondicional).

El bloque funcional CCRBRF también puede proporcionar un redisparo. Estosignifica que se envía una segunda señal de disparo al interruptor protegido. Lafunción de redisparo se puede utilizar para aumentar las probabilidades defuncionamiento del interruptor, o para evitar el redisparo de respaldo de múltiplesinterruptores en caso de errores durante el mantenimiento y la prueba del relé.


Los parámetros para el bloque funcional de protección de fallo de interruptorCCRBRF se ajustan a través de la HMI local o el PCM600.

Se pueden realizar los siguientes ajustes para la protección de fallo de interruptor.

Operation: Off/On

IBase: Corriente de base en A primaria. Esta corriente se utiliza como referenciapara el ajuste de corriente. Puede ser adecuada para ajustar este parámetro a lacorriente nominal primaria del transformador de corriente donde se efectúa lamedición de corriente.

FunctionMode Este parámetro se puede ajustar a Current o Contact. Estodetermina el modo en que se efectúa la detección de fallo en el interruptor. En elmodo Current la medición de corriente se utiliza para la detección. En el modoContact la larga duración de la señal de posición del interruptor se utiliza comoindicador de fallo del interruptor. El modo Current&Contact significa que ambasformas de detección están activadas. Contact es un modo que se puede utilizar enaplicaciones donde la corriente de falta a través del interruptor es reducida. Estepuede ser el caso de alguna aplicación de protección del generador (por ejemplo,protección de potencia inversa) o en caso de terminales de línea con extremo dealimentación débil.

RetripMode: Este ajuste indica cómo funciona la función de redisparo. Retrip Offsignifica que la función de redisparo no está activado. CB Pos Check(comprobación de posición del interruptor) y Current significan que una corrientede fase debe ser superior al nivel de funcionamiento para permitir el redisparo. CBPos Check (comprobación de posición del interruptor) y Contact significan que elredisparo se efectúa cuando el interruptor está cerrado (se utiliza la posición delinterruptor). No CB Pos Check significa que el redisparo se efectúa sincomprobación de la posición del interruptor.



Tabla 88: Dependencias entre los parámetros RetripMode y FunctionMode

RetripMode FunctionMode DescripciónRetrip Off N/C el bloque funcional de

redisparo no está activado

CB Pos Check Current una corriente de fase debe sersuperior al nivel defuncionamiento para permitir elredisparo

Contact el redisparo se realiza cuandola posición del interruptor indicaque el interruptor todavía estácerrado después de transcurrirel tiempo del redisparo

Current&Contact ambos métodos están utilizados

No CB Pos Check Current el redisparo se efectúa sincomprobación de la posicióndel interruptor

Contact el redisparo se efectúa sincomprobación de la posicióndel interruptor

Current&Contact ambos métodos están utilizados

BuTripMode: El modo de disparo de respaldo se efectúa para determinar un criteriode corriente suficiente para detectar un fallo de interrupción. Para elfuncionamiento de Current , 2 de 4 significa que al menos dos corrientes de lascorrientes de fase o la corriente residual deben ser elevadas para indicar el fallo delinterruptor. 1 de 3 significa que al menos una corriente de las corrientes de fasedebe ser elevada para indicar el fallo del interruptor. 1 de 4 significa que al menosuna corriente de las corrientes de fase o de la corriente residual debe ser elevadapara indicar el fallo del interruptor. En la mayoría de las aplicaciones, 1 de 3 esinsuficiente. Para el funcionamiento de Contact , significa que el disparo derespaldo se efectúa cuando el interruptor está cerrado (se utiliza la posición delinterruptor).

IP>: Nivel de corriente para la detección del fallo del interruptor, ajustado a un %de IBase. Este parámetro se debe ajustar de modo que se puedan detectar las faltascon corriente de falta reducida. Este ajuste se puede elegir de acuerdo con lafunción de protección más sensible para activar la protección de fallo delinterruptor. El ajuste típico es de 10% de IBase.

I>BlkCont: Si se utiliza una detección de fallo del interruptor basada en elcontacto, esta función se puede bloquear cuando una corriente de fase sea superiora este nivel de ajuste. Si FunctionMode está ajustado a Current&Contact , el fallodel interruptor para faltas de corriente alta se detecta de manera segura mediante lafunción de medición de corriente. Para aumentar la seguridad, se debe desactivar lafunción basada en el contacto para corrientes altas. Este ajuste se puede definirdentro del margen de 5 a 200% de IBase.

IN>: Nivel de corriente residual para la detección del fallo del interruptor, ajustadoa un % de IBase. En los sistemas de alta impedancia a tierra la corriente residual en



faltas de fase a tierra normalmente son mucho menores que las corrientes delcortocircuito. Para poder detectar el fallo del interruptor en faltas monofásicas atierra en estos sistemas, es necesario medir la corriente residual por separado.Además, en sistemas a tierra efectivos, el ajuste de protección de corriente de faltasa tierra puede ajustarse a un nivel de corriente relativamente bajo. Si el parámetroBuTripMode está ajustado a 1 de 4. El ajuste de corriente se debe elegir de acuerdocon el ajuste de la protección de faltas a tierra sensible. Este ajuste se puede definirdentro del margen de 2 a 200 % de IBase.

t1: Retardo de tiempo del redisparo. Este ajuste se puede definir dentro del margende 0 a 60 s en etapas de 0,001 s. El ajuste típico es de 0 a 5 ms.

t2: Retardo de tiempo del disparo de respaldo. La elección de este ajuste se efectúatan breve como sea posible al mismo tiempo que se evita el funcionamiento nodeseado. El ajuste típico es de 90 a 200 ms (también depende del temporizador deredisparo).

El retardo mínimo para el redisparo se puede calcular como:

_2 1³ + + +cbopen BFP reset margint t t t tEQUATION1430 V1 ES (Ecuación 226)

donde:

tcbopen es el tiempo de apertura máximo del interruptor

tBFP_reset es el tiempo máximo para que la protección de fallo del interruptor detecte una funcióncorrecta del interruptor (el restablecimiento del criterio de corriente)

tmargin es un margen de seguridad

Se suele requerir que el tiempo total de despeje de faltas sea inferior a un tiempocrítico dado. Este tiempo suele depender de la capacidad para mantener laestabilidad transitoria en caso de una falta cercana a una central eléctrica.



T ie m p o

O c u rre la fa l ta

T ie m p o d e fu n c io n a m ie n to d e la p ro te c c ió n

D is p a ro y a rra n q u e C C R B R F

M a rg e n

R e ta rd o d e re d is p a ro t1

tB F P re s e t

R e ta rd o m ín im o d e d is p a ro d e re s p a ld o t 2

T ie m p o c r ít ic o d e e lim in a c ió n d e fa l ta s p a ra e s ta b ilid a d

IE C 0 5 0 0 0 4 7 9 _ 2 _ e n .v s d

tc b o p e n n o rm a l

tc b o p e n d e s p u é s d e re d is p a ro

IEC05000479 V2 ES

Figura 119: Secuencia de tiempo

t2MPh: Retardo de tiempo del disparo de respaldo de arranque multifásica. Eltiempo crítico de despeje de faltas suele ser más corto en caso de faltasmultifásicas, en comparación con faltas monofásicas a tierra . Por lo tanto, hay unaposibilidad de reducir el retardo de tiempo del disparo de respaldo para las faltasmultifásicas. El ajuste típico es de 90 a 150 ms.

t3: Retardo de tiempo adicional a t2 para un segundo disparo de respaldo TRBU2.En algunas aplicaciones, puede haber un requerimiento de tener funciones dedisparo de respaldo separadas, para activar distintos interruptores de respaldo.

tCBAlarm: Retardo de tiempo para la alarma en caso de indicación de uninterruptor defectuoso. Hay una entrada binaria CBFLT desde el interruptor. Estaseñal se activa cuando la supervisión interna del interruptor detecta que elinterruptor no puede despejar una falta. Puede ser el caso cuando la presión de gasen un interruptor SF6 es baja, entre otros. Después del tiempo ajustado, se activauna alarma, de modo que se puedan llevar a cabo acciones para reparar elinterruptor. El retardo de tiempo para el disparo de respaldo se omite cuando laseñal CBFLT está activa. El ajuste típico es de 2,0 segundos.

tPulse: Duración del impulso de disparo. Este ajuste debe ser mayor que el tiempocrítico de impulso de los interruptores para dispararse desde la protección de fallodel interruptor. El ajuste típico es de 200 ms.




Tabla 89: CCRBRF Grupo de ajustes (básicos)




FunctionMode CorrienteContactoCorrienteyContacto

- - Corriente Modo de detección para disparo derespaldo

BuTripMode 2 de 41 de 31 de 4

- - 1 de 3 Modo de disparo de respaldo

RetripMode Redisparo OffComprobaciónposición interruptorSin comprobaciónde pos. interruptor

- - Redisparo Off Modo de operación de lógica de redisparo

IP> 5 - 200 %IB 1 10 Nivel de Corriente de fase de operaciónen % de IBase

IN> 2 - 200 %IB 1 10 Nivel de Corriente residual de operaciónen % de IBase

t1 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo de redisparo

t2 0.000 - 60.000 s 0.001 0.150 Retardo de tiempo de disparo de respaldo

t2MPh 0.000 - 60.000 s 0.001 0.150 Retardo de tiempo de disparo derespaldo en arranque multi-fase

tPulse 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Duración del pulso de disparo

Tabla 90: CCRBRF Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónI>BlkCont 5 - 200 %IB 1 20 Corriente para bloqueo de operación de

contacto de interruptor en % de IBase

t3 0.000 - 60.000 s 0.001 0.030 Retardo de tiempo adicional hasta t2para un segundo disparo de respaldo

tCBAlarm 0.000 - 60.000 s 0.001 5.000 Retardo de tiempo para señal de fallo deinterruptor

3.7.8 Protección de discordancia de polos CCRPLD




Protección de discordancia de polos CCRPLD

PD

SYMBOL-S V1 ES

52PD



3.7.8.1 Aplicación

Existe el riesgo de que un interruptor tenga discordancia entre los polos durante elfuncionamiento del interruptor: apertura o cierre. Un polo puede estar abierto y losotros dos cerrados, o dos polos pueden estar abiertos y uno cerrado. Ladiscordancia entre polos de un interruptor causa corrientes asimétricas en la redeléctrica. La consecuencia de esto puede ser:

• Corrientes de secuencia negativa que suponen un esfuerzo en máquinasgiratorias.

• Corrientes de secuencia cero que pueden suponer un funcionamiento nodeseado de protecciones de falta a tierra sensibles en la red eléctrica.

Por lo tanto, resulta importante detectar las situaciones con discordancia entrepolos de los interruptores. Cuando se detecta discordancia, el interruptor se debedisparar directamente.

La protección de discordancia de polos CCRPLD detecta las situaciones conposiciones discordantes de los polos del interruptor protegido. La protección tienedos opciones diferentes para efectuar esta detección:

• Conectar los contactos auxiliares en el interruptor a fin de crear una lógica yenviar una señal a la protección, por la que se indica que en los polos haydiscordancia. Esta lógica también se puede efectuar dentro de la protecciónmisma, al usar señales de abierto y cerrado para cada polo del interruptorconectado a la protección.

• Se mide cada corriente de fase a través del interruptor. Si la diferencia entre lascorrientes de fase es mayor que CurrUnsymLevel , esto indica discordancia depolos, y la protección se pone en funcionamiento.


Los parámetros para la protección de discordancia de polos CCRPLD se ajustan através de la HMI local o del PCM600.

Se pueden establecer los siguientes ajustes para la protección de discordancia depolos.

Operation: Off o On

IBase: Corriente de base en A primarios. Esta corriente se utiliza como referenciapara el ajuste de corriente. Puede ser adecuado ajustar este parámetro a la corrientenominal primaria del objeto protegido sobre el cual se efectúa la medición decorriente.

tTrip: Retardo del funcionamiento.

ContSel: Funcionamiento de la protección de discordancia de polos. Se puedeajustar a: Off/Señal DP desde interruptor/Cont. aux. pos. polo. Si se elige Señal DP



desde interruptor la lógica para detectar la discordancia de polos se lleva a cabo allado de los contactos auxiliares del interruptor y solo una señal se conecta a lafunción de discordancia de polos. Si se elige la opción Cont. aux. pos. polo cadaseñal de apertura o cierre se conecta al IED y la lógica para detectar la discordanciade polos se efectúa dentro de la función misma.

CurrSel: Funcionamiento de la protección de discordancia de polos basada encorrientes. Se puede ajustar a: Off/Monitorización de la operación del interruptor/Monitor. continua. En la opción Monitorización de la operación del interruptor lafunción se activa solo en conexión directa a una orden de apertura o cierre delinterruptor (durante 200 ms). En la opción Monitor. continua la función se activade manera continua.

CurrUnsymLevel: Magnitud asimétrica de la corriente de fase más baja comparadacon la más alta, ajustada a un % de la corriente de fase más alta. La diferencianatural entre las corrientes de fase en instalaciones de interruptor y medio se debetener en cuenta. Para interruptores en parques de maniobras configuradas coninterruptor y medio puede haber corrientes naturales desequilibradas a través delinterruptor. Esto se debe a la existencia de trayectos de corriente de bajaimpedancia en el parque de maniobras. Este fenómeno se debe tener en cuenta a lahora de ajustar el parámetro.

CurrRelLevel: Magnitud de corriente para el desbloqueo de la función en un % deIBase.


Tabla 91: CCRPLD Grupo de ajustes (básicos)



IBase 1 - 99999 - 1 3000 Corriente base

tTrip 0.000 - 60.000 s 0.001 0.300 Retardo de tiempo entre la condición dedisparo y la señal de disparo

ContSel OffSeñal DP desdeinterruptorCont. aux. pos. polo

- - Off Selección de función del contacto

CurrSel OffMonitorización dela operación delinterruptorMonitor. continua

- - Off Selección de función de corriente

CurrUnsymLevel 0 - 100 % 1 80 Magnitud asimétrica de corriente de fasemás baja comparada con la más alta.

CurrRelLevel 0 - 100 %IB 1 10 Magnitud de corriente para liberación dela función en % de IBase



3.7.9 Protección de mínima potencia direccional GUPPDUP




Protección de mínima potenciadireccional

GUPPDUPP><

SYMBOL-LL V1 ES

37

3.7.9.1 Aplicación

La tarea de un generador en una central eléctrica es convertir la energía mecánica,disponible como par en un eje giratorio, en energía eléctrica.

A veces, la potencia mecánica de una fuente de energía primaria puede disminuirtanto que no cubre las pérdidas por cojinetes y por ventilación. Entonces, elgenerador sincrónico se convierte en un motor sincrónico y comienza a tomarpotencia eléctrica del resto de la red eléctrica. Este estado de funcionamiento, en elcual las máquinas sincrónicas individuales funcionan como motores, no implicaningún riesgo para la máquina en sí misma. Si el generador en consideración esmuy grande y consume mucha energía eléctrica, puede ser preferible desconectarlopara facilitar la tarea del resto de la red.

Con frecuencia, la condición de motorización puede significar que la turbina estáen un estado muy peligroso. La tarea de la protección de potencia inversa esproteger la turbina y no el generador en sí.

Las turbinas de vapor se recalientan con facilidad si el flujo de vapor desciendemucho o si el vapor deja de fluir por la turbina. Por lo tanto, los turbogeneradoresdeben tener protección de potencia inversa. Existen varias contingencias quepueden causar potencia inversa: rotura de una tubería de vapor principal, daño enuna o más paletas de la turbina de vapor o cierre inadvertido de las válvulas deretención principales. En el último caso, es muy recomendable tener protección depotencia inversa. Puede evitar daños en una central que no presentaba ningún tipode problema.

Durante el cierre de rutina de muchas unidades de potencia térmica, la protecciónde potencia inversa da el impulso de disparo al interruptor del generador (elinterruptor de la unidad). Así, uno evita la desconexión de la unidad antes de que lapotencia mecánica llegue a cero. La desconexión prematura causaría elaceleramiento del generador de la turbina en todos los cierres de rutina. Estocausaría un exceso de velocidad y altas tensiones centrífugas.

Cuando el vapor deja de fluir por una turbina, el enfriamiento de las paletasdesaparece. Entonces, no es posible eliminar todo el calor generado por laspérdidas aerodinámicas. En cambio, el calor aumenta la temperatura en la turbinade vapor y, especialmente, en las paletas. Cuando una turbina de vapor gira sin



suministro de vapor, el consumo de energía eléctrica es de alrededor del 2% de lapotencia nominal. Incluso si la turbina gira en vacío, pronto se recalienta y se daña.Si se pierde el vacío, se recalienta en cuestión de minutos.

El tiempo crítico de recalentamiento de una turbina de vapor varía deaproximadamente 0,5 a 30 minutos, según el tipo de turbina. Una turbina de altapresión, con paletas pequeñas y finas, se recalienta con más facilidad que una debaja presión, con paletas largas y gruesas. Las condiciones varían según cadaturbina y es necesario preguntarle al fabricante de la turbina en cada caso.

La potencia de los equipos auxiliares de la central puede provenir de untransformador de estación conectado al lado primario del transformador elevador.También puede provenir de un transformador de arranque conectado a la redexterna. Se debe diseñar la protección de potencia inversa para que pueda detectarla potencia inversa independientemente del flujo de potencia a los equiposauxiliares de la central.

Las turbinas hidráulicas toleran la potencia inversa mucho más que las de vapor.Solo las turbinas Kaplan y las bulbo pueden sufrir por la potencia inversa. Existe elriesgo de que el corredor de la turbina se mueva en dirección axial y toque partesestacionarias. No siempre son lo suficientemente fuertes como para resistir lastensiones asociadas.

El hielo y la nieve pueden bloquear la entrada cuando la temperatura al aire libreestá bajo cero. Las ramas y las hojas también pueden bloquear las puertas dedesechos. Un bloqueo total de la entrada puede causar la formación de cavidades.El riesgo de daños en las turbinas hidráulicas puede justificar la protección depotencia inversa en plantas descuidadas.

Una turbina hidráulica que gira en agua con los postigos cerrados extrae energíaeléctrica del resto de la red eléctrica. Esta energía es aproximadamente el 10% dela potencia nominal. Si solo hay aire en la turbina hidráulica, la demanda deenergía cae al 3% aproximadamente.

Los motores diesel deben tener protección de potencia inversa. El generador tomaalrededor del 15% de la potencia nominal o más de la red. Un motor rígido puederequerir quizás un 25% de la potencia nominal para impulsarlo. Un motor yapuesto en marcha podría necesitar no más del 5%. Es necesario obtenerinformación del fabricante del motor y medir la potencia inversa durante la puestaen servicio.

Las turbinas de gas generalmente no requieren protección de potencia inversa.

La figura 120 muestra la protección de potencia inversa con protección de mínimapotencia y máxima potencia. La protección de mínima potencia proporciona unmargen mayor y debería brindar más confiabilidad. Por otro lado, el riesgo de unfuncionamiento no deseado inmediatamente después de la sincronización puede sermás alto. Uno debe ajustar la protección de mínima potencia para que dispare si lapotencia activa del generador es inferior al 2% aproximadamente. Uno debe ajustar



la protección de máxima potencia para que dispare si el flujo de potencia de la redal generador es mayor al 1%.

Protección de mínima potencia

Protección de máxima potencia

Q Q

P P

Punto de funcionamiento sin torsión de turbinas

Margen Margen

Línea de funcionamiento




Figura 120: Protección de potencia inversa con protección de mínima potenciay máxima potencia


Operation: Con el parámetro Operation la función se puede ajustar a On/Off.

IBase: El parámetro IBase se ajusta a la corriente nominal del generador en A,observe la ecuación 227.

3N

N

SIBase

U=

×


UBase: El parámetro UBase se ajusta a la tensión nominal del generador (fase afase) en kV.

Mode: La tensión y la corriente utilizadas para la medición de la potencia. Lasposibilidades de ajuste se observan en la tabla 92.

Tabla 92: Cálculo de potencia compleja

Valor ajustado Mode Fórmula utilizada para calcular la potencia complejaL1, L2, L3 * * *

1 1 2 2 3 3L L L L L LS U I U I U I= × + × + ×


Arone * *1 2 1 2 3 3L L L L L LS U I U I= × - ×


PosSeq *3 PosSeq PosSeqS U I= × ×





Valor ajustado Mode Fórmula utilizada para calcular la potencia complejaL1L2 * *

1 2 1 2( )L L L LS U I I= × -


L2L3 * *2 3 2 3( )L L L LS U I I= × -


L3L1 * *3 1 3 1( )L L L LS U I I= × -


L1 *1 13 L LS U I= × ×


L2 *2 23 L LS U I= × ×


L3 *3 33 L LS U I= × ×


La función tiene dos etapas con los mismos parámetros de ajuste.

OpMode1(2) se ajusta para definir la función de la etapa. Los ajustes posibles son:

On: se activa la etapa. Off: se desactiva la etapa.

La función proporciona un disparo si el componente de potencia en la direccióndefinida por el ajuste Angle1(2) es inferior al valor de potencia de activaciónajustado Power1(2)



IEC06000441 V1 ES

Figura 121: Modo de mínima potencia

El parámetro Power1(2) proporciona el valor de activación del componente depotencia en la dirección Angle1(2) . El ajuste está expresado en p.u. de la potencianominal del generador, consulte la ecuación 237.

El ajuste mínimo recomendado es de 0,2% de SN.

3NS UBase IBase= × ×


El parámetro Angle1(2) proporciona el ángulo característico y ofrece la máximasensibilidad de la función de protección de potencia. El ajuste se expresa en grados.Para la potencia activa, el ángulo ajustado debe ser de 0º o 180º. El de 0º se debeutilizar para la protección de potencia activa baja hacia delante del generador.



IEC06000556 V1 ES

Figura 122: Para la potencia baja hacia delante, el ángulo ajustado debe serde 0º en la función de mínima potencia.

TripDelay1(2) está ajustado en segundos para expresar el retardo del disparo de laetapa después de la activación.

Hysteresis1(2) está expresado en p.u. de la potencia nominal del generador, deacuerdo con la ecuación 238.



La potencia de desactivación es Power1(2) + Hysteresis1(2).

Existe la posibilidad de tener filtro de paso bajo de la potencia medida, como seobserva en la fórmula:

( )1Old CalculatedS k S k S= × + - ×


Donde

S es un nuevo valor medido que se debe utilizar en la función de protección,

Sold es el valor medido dado por la función en un ciclo de ejecución previo,

SCalculated es el nuevo valor calculado en el ciclo de ejecución actual y

k es un parámetro ajustable



Se recomienda el valor k=0.92 en aplicaciones de generadores, ya que el retardo dedisparo generalmente es bastante prolongado.

Los factores de calibración para los errores de medición de corriente y tensiónestán ajustados en % de la corriente/tensión nominal:

IAmpComp5, IAmpComp30, IAmpComp100

UAmpComp5, UAmpComp30, UAmpComp100

IAngComp5, IAngComp30, IAngComp100

La compensación de ángulo se expresa como diferencia entre los errores de ángulode corriente y tensión.

Se proporcionan los valores para los puntos de funcionamiento 5, 30 y 100% de lacorriente/tensión nominal. Los valores deben estar disponibles en los protocolos deprueba de los transformadores de medida.


Tabla 93: GUPPDUP Grupo de ajustes (básicos)



OpMode1 OffPotenciaBaja

- - PotenciaBaja Modo de operación 1

Power1 0.0 - 500.0 %SB 0.1 1.0 Ajuste de potencia para etapa 1 en % deSbase

Angle1 -180.0 - 180.0 Grad 0.1 0.0 Ángulo para etapa 1

TripDelay1 0.010 - 6000.000 s 0.001 1.000 Retardo de disparo para etapa 1

DropDelay1 0.010 - 6000.000 s 0.001 0.060 Retardo de caída para etapa 1

OpMode2 OffPotenciaBaja

- - PotenciaBaja Modo de operación 2





Tabla 94: GUPPDUP Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripciónk 0.00 - 0.99 - 0.01 0.00 Coeficiente de filtro de paso bajo para

medición de potencia, P y Q

Hysteresis1 0.2 - 5.0 pu 0.1 0.5 Histéresis absoluta de etapa 1

Hysteresis2 0.2 - 5.0 pu 0.1 0.5 Histéresis absoluta de etapa 2




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIAmpComp5 -10.000 - 10.000 % 0.001 0.000 Factor de amplitud para calibrar la

corriente al 5% de Ir

IAmpComp30 -10.000 - 10.000 % 0.001 0.000 Factor de amplitud para calibrar lacorriente al 30% de Ir


UAmpComp5 -10.000 - 10.000 % 0.001 0.000 Factor de amplitud para calibrar latensión al 5% de Ur



IAngComp5 -10.000 - 10.000 Grad 0.001 0.000 Calibración de ángulo para corriente al5% de Ir



Tabla 95: GUPPDUP Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIBase 1 - 99999 A 1 3000 Referencia de corriente (corriente

primaria A)

UBase 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Referencia de tensión (tensión primariakV)

Mode L1, L2, L3AronSec. pos.L1L2L2L3L3L1L1L2L3

- - Sec. pos. Selección de la corriente y tensiónmedidas

3.7.10 Protección de máxima potencia direccional GOPPDOP

Descripción del bloque funcional Identificación IEC61850



Protección de máxima potenciadireccional

GOPPDOPP><

DOCUMENT172362-IMG158942V1 ES

32




La tarea de un generador en una central eléctrica es convertir la energía mecánica,disponible como par en un eje giratorio, en energía eléctrica.

A veces, la potencia mecánica de una fuente de energía primaria puede disminuirtanto que no cubre las pérdidas por cojinetes y por ventilación. Entonces, elgenerador sincrónico se convierte en un motor sincrónico y comienza a tomarpotencia eléctrica del resto de la red eléctrica. Este estado de funcionamiento, en elcual las máquinas sincrónicas individuales funcionan como motores, no implicaningún riesgo para la máquina en sí misma. Si el generador en consideración esmuy grande y consume mucha energía eléctrica, puede ser preferible desconectarlopara facilitar la tarea del resto de la red.

Con frecuencia, la condición de motorización puede significar que la turbina estáen un estado muy peligroso. La tarea de la protección de potencia inversa esproteger la turbina y no el generador en sí.

Las turbinas de vapor se recalientan con facilidad si el flujo de vapor desciendemucho o si el vapor deja de fluir por la turbina. Por lo tanto, los turbogeneradoresdeben tener protección de potencia inversa. Existen varias contingencias quepueden causar potencia inversa: rotura de una tubería de vapor principal, daño enuna o más paletas de la turbina de vapor o cierre inadvertido de las válvulas deretención principales. En el último caso, es muy recomendable tener protección depotencia inversa. Puede evitar daños en una central que no presentaba ningún tipode problema.

Durante el cierre de rutina de muchas unidades de potencia térmica, la protecciónde potencia inversa da el impulso de disparo al interruptor del generador (elinterruptor de la unidad). Así, uno evita la desconexión de la unidad antes de que lapotencia mecánica llegue a cero. La desconexión prematura causaría elaceleramiento del generador de turbina en todos los cierres de rutina. Esto causaríaun exceso de velocidad y altas tensiones centrífugas.

Cuando el vapor deja de fluir por una turbina, el enfriamiento de las paletasdesaparece. Entonces, no es posible eliminar todo el calor generado por laspérdidas aerodinámicas. En cambio, el calor aumenta la temperatura en la turbinade vapor y, especialmente, en las paletas. Cuando una turbina de vapor gira sinsuministro de vapor, el consumo de energía eléctrica es de alrededor del 2% de lapotencia nominal. Incluso si la turbina gira en vacío, pronto se recalienta y se daña.Si se pierde el vacío, se recalienta en cuestión de minutos.

El tiempo crítico de recalentamiento de una turbina de vapor varía deaproximadamente 0,5 a 30 minutos, según el tipo de turbina. Una turbina de altapresión, con paletas pequeñas y finas, se recalienta con más facilidad que una debaja presión, con paletas largas y gruesas. Las condiciones varían según cadaturbina y es necesario preguntarle al fabricante de la turbina en cada caso.

La potencia de los equipos auxiliares de la central puede provenir de untransformador de estación conectado al lado primario del transformador elevador.



También puede provenir de un transformador de arranque conectado a la redexterna. Se debe diseñar la protección de potencia inversa para que pueda detectarla potencia inversa independientemente del flujo de potencia a los equiposauxiliares de la central.

Las turbinas hidrálicas toleran la potencia inversa mucho más que las de vapor.Solo las turbinas Kaplan y las bulbo pueden sufrir por la potencia inversa. Existe elriesgo de que el corredor de la turbina se mueva en dirección axial y toque partesestacionarias. No siempre son lo suficientemente fuertes como para resistir lastensiones asociadas.

El hielo y la nieve pueden bloquear la entrada cuando la temperatura está bajo cero.Las ramas y las hojas también pueden bloquear las puertas de desechos. Unbloqueo total de la entrada puede causar la formación de cavidades. El riesgo dedaños en las turbinas hidráulicas puede justificar la protección de potencia inversaen plantas descuidadas.

Una turbina hidráulica que gira en agua con los postigos cerrados extrae energíaeléctrica del resto de la red eléctrica. Esta energía es aproximadamente el 10% dela potencia nominal. Si solo hay aire en la turbina hidráulica, la demanda deenergía cae al 3% aproximadamente.

Los motores diesel deben tener protección de potencia inversa. El generador tomaalrededor del 15% de la potencia nominal o más de la red. Un motor rígido puederequerir quizás un 25% de la potencia nominal para impulsarlo. Un motor yapuesto en marcha podría necesitar no más del 5%. Es necesario obtenerinformación del fabricante del motor y medir la potencia inversa durante la puestaen servicio.

Las turbinas de gas generalmente no requieren protección de potencia inversa.

La figura 123 muestra la protección de potencia inversa con IED de mínimapotencia y de máxima potencia. El IED de mínima potencia proporciona un margenmayor y debería brindar más confiabilidad. Por otro lado, el riesgo de unfuncionamiento no deseado inmediatamente después de la sincronización puede sermás alto. Uno debe ajustar el IED de mínima potencia para que dispare si lapotencia activa del generador es inferior al 2% aproximadamente. Uno debe ajustarel IED de máxima potencia para que dispare si el flujo de potencia de la red algenerador es mayor al 1%.



IED de mínima potencia IED de máxima potencia

Q Q

P P


Margen Margen





Figura 123: Protección de potencia inversa con IED de mínima potencia y demáxima potencia


Operation: Con el parámetro Operation la función se puede ajustar a On/Off.

IBase: El parámetro IBase se ajusta a la corriente nominal del generador en A,observe la ecuación 240.

3N

N

SIBase

U=

×


UBase: El parámetro UBase se ajusta a la tensión nominal del generador (fase afase) en kV.

Mode: La tensión y la corriente utilizadas para la medición de la potencia. Lasposibilidades de ajuste se observan en la tabla 96.

Tabla 96: Cálculo de potencia compleja

Valor ajustado Mode Fórmula utilizada para calcular la potencia complejaL1, L2, L3 * * *

1 1 2 2 3 3L L L L L LS U I U I U I= × + × + ×


Arone * *1 2 1 2 3 3L L L L L LS U I U I= × - ×


PosSeq *3 PosSeq PosSeqS U I= × ×


L1L2 * *1 2 1 2( )L L L LS U I I= × -





Valor ajustado Mode Fórmula utilizada para calcular la potencia complejaL2L3 * *

2 3 2 3( )L L L LS U I I= × -


L3L1 * *3 1 3 1( )L L L LS U I I= × -


L1 *1 13 L LS U I= × ×


L2 *2 23 L LS U I= × ×


L3 *3 33 L LS U I= × ×


La función tiene dos etapas con los mismos parámetros de ajuste.

OpMode1(2) se ajusta para definir la función de la etapa. Los ajustes posibles son:

On: se activa la etapa. Off: se desactiva la etapa.

La función proporciona un disparo si el componente de potencia en la direccióndefinida por el ajuste Angle1(2) es superior al valor de potencia de activaciónajustado Power1(2)



IEC06000440 V1 ES

Figura 124: Modo de máxima potencia

El parámetro Power1(2) proporciona el valor de activación del componente depotencia en la dirección Angle1(2) . El ajuste está expresado en p.u. de la potencianominal del generador, consulte la ecuación 250.

El ajuste mínimo recomendado es de 0,2% de SN.



El parámetro Angle1(2) proporciona el ángulo característico y ofrece la máximasensibilidad de la función de protección de potencia. El ajuste se expresa en grados.Para la potencia activa, el ángulo ajustado debe ser de 0º o 180º. El de 180º se debeutilizar para la protección de potencia inversa del generador.



Funcionamiento

Angle 1(2 ) = 180 o

Power1(2)

P

Q


Figura 125: Para la potencia inversa, el ángulo ajustado debe ser de 180º en elbloque funcional de máxima potencia.

TripDelay1(2) está ajustado en segundos para expresar el retardo del disparo de laetapa después de la activación.

Hysteresis1(2) está expresado en p.u. de la potencia nominal del generador, deacuerdo con la ecuación 251.



La potencia de desactivación es Power1(2) - Hysteresis1(2).

Existe la posibilidad de tener filtro de paso bajo de la potencia medida, como seobserva en la fórmula:



( )1Old CalculatedS k S k S= × + - ×


Donde

S es un nuevo valor medido que se debe utilizar en la función de protección,

Sold es el valor medido dado por la función en un ciclo de ejecución previo,

SCalculated es el nuevo valor calculado en el ciclo de ejecución actual y

k es un parámetro ajustable

Se recomienda el valor k=0.92 en aplicaciones de generadores, ya que el retardo dedisparo generalmente es bastante prolongado.

Los factores de calibración para los errores de medición de corriente y tensiónestán ajustados en % de la corriente/tensión nominal:

IAmpComp5, IAmpComp30, IAmpComp100

UAmpComp5, UAmpComp30, UAmpComp100

IAngComp5, IAngComp30, IAngComp100

La compensación de ángulo se expresa como diferencia entre los errores de ángulode corriente y tensión.

Se proporcionan los valores para los puntos de funcionamiento 5, 30 y 100% de lacorriente/tensión nominal. Los valores deben estar disponibles en los protocolos deprueba de los transformadores de medida.


Tabla 97: GOPPDOP Grupo de ajustes (básicos)



OpMode1 OffSobrePotencia

- - SobrePotencia Modo de operación 1





OpMode2 OffSobrePotencia

- - SobrePotencia Modo de operación 2





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónAngle2 -180.0 - 180.0 Grad 0.1 0.0 Ángulo para etapa 2



Tabla 98: GOPPDOP Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripciónk 0.00 - 0.99 - 0.01 0.00 Coeficiente de filtro de paso bajo para

medición de potencia, P y Q

Hysteresis1 0.2 - 5.0 pu 0.1 0.5 Histéresis absoluta de etapa 1 en % deSbase

Hysteresis2 0.2 - 5.0 pu 0.1 0.5 Histéresis absoluta de etapa 2 en % deSbase










Tabla 99: GOPPDOP Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIBase 1 - 99999 A 1 3000 Referencia de corriente (corriente

primaria A)

UBase 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Referencia de tensión (tensión primariakV)


- - Sec. pos. Selección de la corriente y tensiónmedidas



3.7.11 Bloque funcional de comprobación de conductor rotoBRCPTOC




Comprobación de conductor roto BRCPTOC - 46


Las funciones de protección convencionales no pueden detectar la condición delconductor roto. El bloque funcional de comprobación de conductor roto(BRCPTOC), que consta de una comprobación continua de asimetría de lacorriente de la línea donde está conectado el IED, da una alarma al detectarconductores rotos.

3.7.11.2 Directrices para ajuste

El bloque funcional de comprobación de conductor roto BRCPTOC se debe ajustarpara detectar fases abiertas (faltas de serie) con diferentes cargas en la línea. Elbloque funcional BRCPTOC se debe ajustar al mismo tiempo de modo que nofuncione para la máxima asimetría que puede haber debido a, por ejemplo, líneaseléctricas no transpuestas.

Todos los ajustes están definidos en valores primarios o porcentaje.

Ajuste IBase a corriente nominal de línea o corriente nominal del TC.

Ajuste el nivel de funcionamiento mínimo por fase IP> normalmente a 10-20% dela corriente nominal.

Ajuste la corriente asimétrica, que es la relación entre la diferencia de las corrientesde fase mínima y máxima a la corriente de fase máxima al típico Iub> = 50%.

Tenga en cuenta que se debe ajustarlo para evitar problemas con laasimetría en condiciones mínimas de funcionamiento.

Ajuste el retardo de tiempo tOper = 5-60 segundos y el retardo de tiempo tReset =0,010-60,000 segundos.




Tabla 100: BRCPTOC Grupo de ajustes (básicos)



IBase 0 - 99999 A 1 3000 IBase

Iub> 50 - 90 %IM 1 50 Valor de operación de corriente dedesequilibrio en porcentaje de lacorriente máxima

IP> 5 - 100 %IB 1 20 Corriente mínima de fase para operaciónde Iub> en % de Ibase

tOper 0.000 - 60.000 s 0.001 5.000 Retardo de tiempo de operación

Tabla 101: BRCPTOC Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntReset 0.010 - 60.000 s 0.001 0.100 Retardo de tiempo en reposición

3.8 Protección de tensión

3.8.1 Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV




Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV

3U<

SYMBOL-R V1 ES

27

3.8.1.1 Aplicación

La función de protección de subtensión de dos etapas (UV2PTUV) se puede aplicaren todas las situaciones donde sea necesaria la detección fiable de bajas tensionesde fase. También se utiliza como función de supervisión y detección de faltas paraotras funciones de protección, para aumentar la seguridad de un sistema deprotección completo.

UV2PTUV se aplica a equipos en la red eléctrica, como generadores,transformadores, motores y líneas de potencia, a fin de detectar condiciones desubtensión. Las condiciones de subtensión son causadas por el funcionamientoanormal o faltas en la red eléctrica. UV2PTUV se utiliza junto con protecciones desobreintensidad, ya sea como restricción o en "puertas AND" lógicas de las señales



de disparo emitidas por las dos funciones. Otras aplicaciones son la detección de lacondición "sin tensión", por ejemplo, antes de la energización de una línea de altatensión o para el disparo automático del interruptor en el caso de un corte deenergía. UV2PTUV también se utiliza para iniciar medidas de corrección de latensión, como la inserción de bancos de condensadores shunt para compensar unacarga reactiva y, así, aumentar la tensión. La función tiene una alta precisión demedición e histéresis de ajuste para permitir aplicaciones como control de la cargareactiva.

UV2PTUV se utiliza para desconectar de la red aparatos como motores eléctricosque se dañan cuando están sujetos al funcionamiento en condiciones de bajatensión. UV2PTUV maneja condiciones de baja tensión en la frecuencia de la redeléctrica, que pueden estar causadas por los siguientes motivos:

1. Avería de un regulador de tensión o ajustes erróneos en el control manual(caída simétrica de la tensión).

2. Sobrecarga (caída simétrica de la tensión).3. Cortocircuitos, a menudo como faltas fase a tierra (caída simétrica de la tensión).

UV2PTUV impide que los equipos sensibles funcionen en condiciones que podríancausarles sobrecalentamiento y, así, acortar su vida útil. En muchos casos, es unafunción útil en circuitos para procesos de automatización locales o remotos en lared eléctrica.


Los parámetros de la protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV se ajustana través de la HMI local o del PCM600.

Se deben tener en cuenta todas las condiciones de tensión de la red dondeUV2PTUV está instalada. Lo mismo se aplica al equipo asociado, su tensión ycaracterística de tiempo.

Existe una amplia área de aplicación donde se utilizan las funciones de subtensióngenerales. Todos los ajustes relacionados con la tensión se realizan comoporcentaje de los parámetros de tensión base UBase y corriente base IBase que, porlo general, se ajustan al nivel de tensión nominal primaria (fase a fase) de la redeléctrica o el equipo de alta tensión en consideración.

El ajuste de UV2PTUV por lo general no es crítico, ya que debe haber suficientetiempo disponible para que la protección principal despeje cortocircuitos y faltas atierra .

En las siguientes secciones, se describen algunas aplicaciones y directrices deajuste relacionadas para el nivel de tensión.

Protección de equipos, como motores y generadoresEl ajuste debe ser inferior a la tensión "normal" más baja y superior a la tensiónmás baja aceptable del equipo.



Detección de equipo desconectadoEl ajuste debe ser inferior a la tensión "normal" más baja y superior a la tensiónmás alta, causada por el acoplamiento inductivo o capacitivo, cuando el equipo estádesconectado.

Calidad de la alimentaciónEl ajuste debe ser inferior a la tensión "normal" más baja y superior a la tensiónmás baja aceptable, por cuestiones de regulación, recomendaciones y otrasdisposiciones.

Mitigación de la inestabilidad de la tensiónEste ajuste depende en gran medida de las características de la red eléctrica, y sedeben llevar a cabo estudios completos para encontrar los niveles adecuados.

Protección de respaldo para faltas en la red eléctricaEl ajuste debe ser inferior a la tensión "normal" más baja y superior a la tensiónmás alta durante las condiciones de falta en consideración.

Ajustes para la protección de subtensión de dos etapasSe pueden realizar los siguientes ajustes para la protección de subtensión de dosetapas UV2PTUV:

ConnType: Establece si la medición es el valor fundamental fase a tierra , el valorfundamental fase a fase, el valor real RMS fase a tierra o el valor RMS fase a fase.

Operation: Off o On.

UBase: Tensión base de fase a fase en kV primarios. Esta tensión se utiliza comoreferencia para los ajustes de tensión. UV2PTUV mide selectivamente lastensiones de fase a tierra o la tensión de fase a fase seleccionada mediante el ajusteConnType. La función funciona si la tensión disminuye por debajo del porcentajeajustado de UBase. Cuando ConnType se ajusta a PhN DFT o PhN RMS , el IEDautomáticamente divide el valor ajustado de UBase por √3. Cuando ConnType seajusta a PhPh DFT o PhPh RMS , se utiliza el valor ajustado de UBase . Por lotanto, siempre ajuste UBase como la tensión nominal primaria de fase a fase delobjeto protegido.

(%) ( )3

U UBase kV< ×


y el funcionamiento para la tensión fase a fase si:

U (%) UBase(kV)< ×EQUATION1990 V1 ES (Ecuación 254)

Los parámetros de ajuste descritos a continuación son idénticos para las dos etapas(n = 1 o 2). Por lo tanto, se describen una sola vez.



Characteristicn: Este parámetro proporciona el tipo de retardo que se utilizará. Elajuste puede ser Tiempo definido, Curva inversa A, Curva inversa B, Curvainv.progres.. La elección depende en gran medida de la aplicación de protección.

OpModen: Este parámetro describe cuántas de las tres tensiones medidas deberíanser inferiores al nivel ajustado para proporcionar funcionamiento para la etapa n. Elajuste puede ser 1 de 3, 2 de 3 o 3 de 3. En la mayoría de las aplicaciones, essuficiente que una tensión de fase sea baja para proporcionar funcionamiento. SiUV2PTUV es insensible a faltas monofásicas a tierra , entonces se puede elegir 2de 3 .

Un<: Ajusta el valor de funcionamiento de subtensión para la etapa n, expresadoen % del parámetro UBase. El ajuste depende en gran medida de la aplicación deprotección. Es fundamental tener en cuenta la tensión mínima en situaciones sinfaltas. Por lo general, esta tensión es superior al 90% de la tensión nominal.

tn: Retardo de la etapa n, expresado en s. El ajuste depende en gran medida de laaplicación de protección. En muchas aplicaciones, la función de protección nodispara directamente en el caso de cortocircuitos o faltas a tierra en la red. Elretardo se debe coordinar con las protecciones de cortocircuito.

tResetn: Tiempo de reposición para la etapa n si se utiliza retardo definido,expresado en s. El valor predeterminado es 25 ms.

tnMin: Tiempo mínimo de funcionamiento para la característica de tiempo inversode la etapa n, expresado en s. Para tensiones muy bajas, la función de subtensión,mediante la característica de tiempo inverso, proporciona un tiempo defuncionamiento muy corto. Esto podría causar un disparo no selectivo. Al ajustart1Min a un tiempo más prolongado que el tiempo de funcionamiento para otrasprotecciones, se puede evitar ese disparo no selectivo.

ResetTypeCrvn: Este parámetro para la característica de tiempo inverso se puedeajustar: Instantáneo, Temporizador congelado, Decrecimiento lineal. El valorpredeterminado es Instantáneo.

tIResetn: Tiempo de reposición para la etapa n si se utiliza retardo inverso,expresado en s. El valor predeterminado es 25 ms.

kn: Multiplicador de tiempo para la característica de tiempo inverso. Esteparámetro se utiliza para la coordinación entre diferentes protecciones desubtensión con retardo de tiempo inverso.

ACrvn, BCrvn, CCrvn, DCrvn, PCrvn: Parámetros para crear la característicaprogramable de tiempo inverso de subtensión. Para una descripción, consulte elManual de referencias técnicas.

CrvSatn: Cuando el denominador en la expresión de la curva programable es iguala cero, el retardo es infinito. Se produce una discontinuidad no deseada. Por lotanto, el parámetro de ajuste CrvSatn se ajusta para compensar este fenómeno. Enel intervalo de tensión U> hasta U> · (1.0 - CrvSatn/100), la tensión utilizada



es:U> · (1.0 - CrvSatn/100). Si se utiliza la curva programable, este parámetro sedebe calcular de modo que:

0100

CrvSatnB C× - >


IntBlkSeln: Este parámetro se puede ajustar a: Off, Bloqueo disparo, Bloqueo total.En el caso de baja tensión, se puede bloquear la función de subtensión. Estafunción se puede utilizar para prevenir el funcionamiento cuando se desconecta elobjeto protegido. Si el parámetro se ajusta a Bloqueo disparo o Bloqueo total , seevita ese disparo no deseado.

IntBlkStValn: Nivel de tensión por debajo del cual se activa el bloqueo ajustado en% de UBase. Este ajuste debe ser inferior al ajuste Un<. Como se detecta unadesconexión, el ajuste puede ser muy bajo, es decir, alrededor del 10%.

tBlkUVn: Retardo de la etapa de subtensión n cuando el nivel de tensión es inferiora IntBlkStValn, expresado en s. Es importante que este retardo sea más corto que elretardo de tiempo de funcionamiento de la etapa de protección de subtensión.

HystAbsn: Histéresis absoluta expresada en % de UBase. El ajuste de esteparámetro depende en gran medida de la aplicación. Si se utiliza la función comocontrol de la conmutación automática de los dispositivos reactivos decompensación, la histéresis debe ajustarse por debajo del cambio de tensióndespués de desconectar el dispositivo de compensación.

HystAbsIntBlkn: Histéresis absoluta de la función de bloqueo interno, expresada en% de UBase


Tabla 102: UV2PTUV Grupo de ajustes (básicos)




OperationStep1 OffOn

- - On Habilitar ejecución etapa 1

Characterist1 Tiempo definidoCurva inversa ACurva inversa BCurva inv.progres.

- - Tiempo definido Selección del tipo de curva de retardo detiempo etapa 1

OpMode1 1 de 32 de 33 de 3

- - 1 de 3 Número de fases requeridas paraoperación (1 de 3, 2 de 3, 3 de 3) paraetapa 1

U1< 1 - 100 %UB 1 70 Ajuste de tensión/valor de arranque (DT& IDMT) en % de UBase, etapa 1





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripciónt1Min 0.000 - 60.000 s 0.001 5.000 Tiempo mínimo de operación para

curvas inversas etapa 1


IntBlkSel1 OffBloqueo disparoBloqueo total

- - Off Modo de bloqueo interno (nivel bajo),etapa 1

IntBlkStVal1 1 - 100 %UB 1 20 Ajuste de tensión para bloqueo internoen % de UBase, etapa 1

tBlkUV1 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo para bloqueo (nivelbajo), etapa 1

HystAbs1 0.0 - 100.0 %UB 0.1 0.5 Histéresis total en % de UBase, etapa 1



Characterist2 Tiempo definidoCurva inversa ACurva inversa BCurva inv.progres.




U2< 1 - 100 %UB 1 50 Ajuste de tensión/valor de arranque (DT& IDMT) en % de UBase, etapa 2




IntBlkSel2 OffBloqueo disparoBloqueo total

- - Off Modo de bloqueo interno (nivel bajo),etapa 2

IntBlkStVal2 1 - 100 %UB 1 20 Ajuste de tensión para bloqueo internoen % de UBase, etapa 2

tBlkUV2 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo para bloqueo (nivelbajo), etapa 2


Tabla 103: UV2PTUV Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntReset1 0.000 - 60.000 s 0.001 0.025 Retardo de tiempo de reposición

empleado para curva IEC TiempoDefinido etapa 1

ResetTypeCrv1 InstantáneoTemporizadorcongeladoDecrecimientolineal


tIReset1 0.000 - 60.000 s 0.001 0.025 Retardo de tiempo para reposición deIDMT (s), etapa 1




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónACrv1 0.005 - 200.000 - 0.001 1.000 Parámetro A para curva programable

por usuario etapa 1

BCrv1 0.50 - 100.00 - 0.01 1.00 Parámetro B para curva programablepor usuario etapa 1

CCrv1 0.0 - 1.0 - 0.1 0.0 Parámetro C para curva programablepor usuario etapa 1

DCrv1 0.000 - 60.000 - 0.001 0.000 Parámetro D para curva programablepor usuario etapa 1

PCrv1 0.000 - 3.000 - 0.001 1.000 Parámetro P para curva programablepor usuario etapa 1

CrvSat1 0 - 100 % 1 0 Parámetro de ajuste fino para programarcurva IDMT de subtensión, etapa 1





ACrv2 0.005 - 200.000 - 0.001 1.000 Parámetro A para curva programablepor usuario etapa 2





CrvSat2 0 - 100 % 1 0 Parámetro de ajuste fino para programarcurva IDMT de subtensión, etapa 2

Tabla 104: UV2PTUV Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónConnType FN DFT

FF RMSFN RMSFF DFT

- - FN DFT Selector de grupo para tipo de conexión

3.8.2 Protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV






Protección de sobretensión de dosetapas

OV2PTOV

3U>

SYMBOL-C V1 ES

59

3.8.2.1 Aplicación

La protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV se aplica en todas lassituaciones donde se necesita la detección fiable de sobretensión. El OV2PTOV seutiliza para la supervisión y la detección de condiciones anormales y, combinadocon otras funciones de protección, aumenta la seguridad de un sistema deprotección completo.

Las condiciones de sobretensión son causadas por situaciones anormales en la redeléctrica. El OV2PTOV se aplica a equipos en la red eléctrica, como generadores,transformadores, motores y líneas de potencia, a fin de detectar condiciones desobretensión. El OV2PTOV se utiliza en combinación con señales de subintensidada fin de identificar una línea de transmisión, abierta en el extremo remoto. Además,el OV2PTOV también se utiliza para iniciar las medidas de corrección de latensión, como la inserción de reactancias shunt, para compensar una carga baja y,así, disminuir la tensión. La función tiene una alta precisión de medición ehistéresis de ajuste para permitir aplicaciones como control de la carga reactiva.

El OV2PTOV se utiliza para desconectar de la red aparatos como motoreseléctricos que se pueden dañar al estar sujetos al servicio en condiciones desobretensión. Maneja las condiciones de sobretensión a la frecuencia de la redeléctrica, que pueden ser causadas por:

1. Diferentes tipos de faltas, donde una tensión muy alta aparece en una cierta redeléctrica, como una conexión metálica a un nivel de tensión más alto(conductor roto que cae a una línea aérea que cruza, una falta de arco voltaicodel transformador desde el devanado de alta tensión al devanado de bajatensión, etc.).

2. Avería de un regulador de tensión o ajustes erróneos en el control manual(disminución simétrica de tensión).

3. Carga baja en comparación con la generación de potencia reactiva(disminución de tensión reactiva).

4. Faltas a tierra en sistemas de alta impedancia conectados a tierra causan,además de la sobretensión en el neutro, altas tensiones en las dos fases nodefectuosas (aumento de tensión asimétrica).

El OV2PTOV evita que los equipos sensibles funcionen en condiciones quepueden causar un sobrecalentamiento o un esfuerzo del material del aislamiento y,así, acortar su vida útil. En muchos casos, es una función útil en circuitos paraprocesos de automatización locales o remotos en la red eléctrica.




Los parámetros para la protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV seajustan a través de la HMI local o del PCM600.

Se deben considerar todas las condiciones de tensión de la red donde OV2PTOVestá instalada. Lo mismo se aplica al equipo asociado, la tensión y la característicade tiempo.

Existe una amplia área de aplicación donde se utilizan las funciones desobretensión generales. Todos los ajustes relacionados con la tensión se efectúancomo un porcentaje de la tensión base primaria ajustable, la cual por lo general seajusta al nivel de tensión nominal (fase a fase) de la red eléctrica o el equipo de altatensión en consideración.

El retardo para el OV2PTOV a veces puede ser crítico y relacionarse al alcance dela sobretensión - una red eléctrica o un componente de alta tensión puede soportarsobretensiones pequeñas durante algún tiempo, pero en caso de grandessobretensiones el equipo en cuestión se debe desconectar de manera rápida.

A continuación se describen algunas aplicaciones y directrices de ajusterelacionadas para el nivel de tensión:

Protección de equipos como motores, generadores, reactores ytransformadoresLa sobretensión causa una sobreexcitación del núcleo y deteriorar el aislamientodel devanado. El ajuste debe estar bien por encima de la tensión “normal” más altay bien por debajo de la tensión más alta aceptable para el equipo.

Protección de equipos, condensadoresLa sobretensión deteriora el dieléctrico y el aislamiento. El ajuste debe estar bienpor encima de la tensión “normal” más alta y bien por debajo de la tensiónaceptable más alta para el condensador.

Calidad de alimentaciónEl ajuste debe estar bien por encima de la tensión “normal” más alta y bien pordebajo de la tensión aceptable más alta, debido a la reglamentación, la prácticaadecuada u otros acuerdos.

Sistemas a tierra de neutro impedanteEn los sistemas de neutro impedante a tierra, las faltas a tierra causan un aumentode la tensión en las fases no defectuosas. La protección de sobretensión de dosetapas (OV2PTOV) se utiliza para detectar tales faltas. El ajuste debe estar porencima de la tensión “normal” más alta y por debajo de la tensión más baja durantefaltas. Una falta a tierra monofásica metálica causa que las tensiones de fase sinfalta aumenten un factor de √3.



Se pueden realizar los siguientes ajustes para la protección desobretensión de dos etapasConnType: Establece si la medición debe ser el valor fundamental de fase a tierra elvalor fundamental de fase a fase, el valor RMS de fase a tierra o el valor RMS defase a fase.

Operation: Off/On.

UBase: Tensión base de fase a fase en kV primarios. Esta tensión se utiliza comoreferencia para los ajustes de tensión. El OV2PTOV mide selectivamente lastensiones de fase a tierra o la tensión de fase a fase seleccionada mediante el ajusteConnType. El bloque funcional funciona si la tensión baja más que el porcentajeajustado de UBase. Cuando ConnType está ajustado a PhN DFT o PhN RMS elIED divide automáticamente el valor ajustado para UBase por √3. CuandoConnType está ajustado a PhPh DFT o PhPh RMS se utiliza el valor ajustado paraUBase . Por lo tanto, ajuste siempre UBase como la tensión nominal primaria defase a fase del objeto protegido.

(%) ( )3

U UBase kV< ×


y un funcionamiento de la tensión de fase a fase en:

U (%) UBase(kV)> ×EQUATION1993 V1 ES (Ecuación 257)

Los parámetros de ajuste que se describen a continuación son idénticos para las dosetapas (n = 1 o 2). Por lo tanto, los parámetros de ajuste se describen solamente unavez.

Characteristicn: Este parámetro proporciona el tipo de retardo que se utilizará. Esteajuste puede ser Tiempo definido, Curva inversa A, Curva inversa B, Curva inversaC o I/Curva inv.progres.. La elección depende en gran medida de la aplicación dela protección.

OpModen: Este parámetro describe cuántas de las tres tensiones medidas debenestar por encima del nivel ajustado para proporcionar el funcionamiento. Esteajuste puede ser 1 de 3, 2 de 3, 3 de 3. En la mayoría de las aplicaciones, essuficiente que la tensión de una fase sea alta para dar paso al funcionamiento. Si lafunción debe ser insensible a las faltas de fase a tierra se puede elegir el ajuste 1 de3 porque la tensión por lo general sube en las fases no defectuosas durante lasfaltas de fase a tierra .

Un>: Ajuste el valor de funcionamiento de sobretensión para la etapa n, expresadoen % de UBase. El ajuste depende en gran medida de la aplicación de laprotección. Aquí, es esencial considerar la sobretensión en situaciones sin faltas.Por lo general, esta tensión es inferior al 110% de la tensión nominal.



tn: Retardo de la etapa n, expresado en s. El ajuste depende en gran medida de laaplicación de la protección. En muchas aplicaciones, la función de protección tienela tarea de prevenir daños en el objeto protegido. La velocidad puede ser deimportancia, por ejemplo, en el caso de protección de un transformador que estésobreexcitado. El retardo debe estar coordinado con otras acciones automatizadasen la red.

tResetn: Tiempo de reposición de la etapa n si se utiliza un retardo definido,expresado en s. El valor predeterminado es de 25 ms.

tnMin: Tiempo mínimo de funcionamiento para la característica de tiempo inversode la etapa n, expresado en s. Para tensiones muy altas, la función de sobretensión,utilizando una característica de tiempo inverso, puede proporcionar un tiempo defuncionamiento muy corto. Esto puede conducir a un disparo no selectivo.Ajustando t1Min por más tiempo, se puede evitar el tiempo de funcionamiento paraotras protecciones como el disparo no selectivo.

ResetTypeCrvn: Este parámetro para la característica de tiempo inverso se puedeajustar como: Instantánea, Tiempo congelado, Disminuida linealmente. El ajustepredeterminado es Instantánea.

tIResetn: Tiempo de reposición de la etapa n si se utiliza un retardo inverso,expresado en s. El valor predeterminado es de 25 ms.

kn: Multiplicador de tiempo para la característica de tiempo inverso. Esteparámetro se utiliza para la coordinación entre diferentes protecciones desubtensión de retardo inverso.

ACrvn, BCrvn, CCrvn, DCrvn, PCrvn: Parámetros ajustables para crear unacaracterística programable de tiempo inverso de subtensión. Para una descripción,consulte el Manual de referencias técnicas.

CrvSatn: El retardo es infinito cuando el denominador de la expresión de la curvaprogramable es igual a cero. Existe una discontinuidad no deseada. Por lo tanto, seestablece un parámetro de ajuste CrvSatn para compensar este fenómeno. En elintervalo de tensión U> hasta U> · (1,0 + CrvSatn/100) la tensión utilizada es: U>· (1,0 + CrvSatn/100). Si se utiliza la curva programable, este parámetro se debecalcular de modo que:

0100

CrvSatnB C× - >


HystAbsn: Histéresis absoluta ajustada en % de UBase. El ajuste de este parámetrodepende en gran medida de la aplicación. Si se utiliza la función como control de laconmutación automática de los dispositivos reactivos de compensación, lahistéresis debe ajustarse por debajo del cambio de tensión después de desconectarel dispositivo de compensación.




Tabla 105: OV2PTOV Grupo de ajustes (básicos)






Characterist1 Tiempo definidoCurva inversa ACurva inversa BCurva inversa CCurva inv.progres.




U1> 1 - 200 %UB 1 120 Ajuste de tensión/valor de arranque (DT& IDMT) en % de UBase, etapa 1











U2> 1 - 200 %UB 1 150 Ajuste de tensión/valor de arranque (DT& IDMT) en % de UBase, etapa 2







Tabla 106: OV2PTOV Grupo de ajustes (avanzados)











CrvSat1 0 - 100 % 1 0 Parámetro de ajuste fino para programarcurva IDMT de sobretensión, etapa 1













Tabla 107: OV2PTOV Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónConnType FN DFT

FF DFTFN RMSFF RMS

- - FN DFT TBD

3.8.3 Protección de sobretensión residual de dos etapasROV2PTOVDescripción del bloque funcional Identificación IEC



Protección de sobretensión residual dedos etapas

ROV2PTOV

3U0TRV V1 ES

59N

3.8.3.1 Aplicación

La protección de sobretensión residual de dos etapas ROV2PTOV se utiliza,principalmente, en redes de distribución con conexión a tierra de alta impedancia,mayormente como respaldo para la protección de falta a tierra primaria de laslíneas y del transformador. Para aumentar la seguridad para las diferentes funcionesrelacionadas con faltas a tierra, la señal de sobretensión residual se puede utilizarcomo una señal de desbloqueo. La tensión residual se puede medir en el neutro deltransformador o desde una conexión de triángulo abierto del transformador detensión. La tensión residual también se puede calcular internamente, en base a lamedición de las tensiones trifásicas.

En los sistemas conectados a tierra de alta impedancia, la tensión del neutro de lared, es decir, la tensión residual, aumenta en caso de cualquier falta con conexión atierra. Dependiendo del tipo de falta y de la resistencia de la falta, la tensiónresidual alcanza valores diferentes. La tensión residual más alta, equivalente a latensión de fase a tierra, se produce para una falta de una sola fase a tierra. Latensión residual aumenta aproximadamente la misma cantidad en la red total y noproporciona ninguna guía para encontrar el elemento defectuoso. Por lo tanto, elROV2PTOV se suele utilizar como protección de respaldo o como señal dedesbloqueo para la protección de falta a tierra de la línea.


Los parámetros para la protección de sobretensión residual de dos etapasROV2PTOV se ajustan a través de la HMI local o del PCM600.



Se deben considerar todas las condiciones de tensión de la red donde ROV2PTOVestá instalada. Lo mismo se aplica al equipo asociado, la tensión y la característicade tiempo.

Existe una amplia área de aplicación donde se utilizan las funciones generales desobretensión de entrada monofásica o residual. Todos los ajustes relacionados conla tensión se efectúan como un porcentaje de la tensión base ajustable, la cual sepuede ajustar al nivel de tensión nominal (fase a fase) primaria de la red eléctrica odel equipo de sobretensión en cuestión.

En raras ocasiones el retardo para el ROV2PTOV es crítico, dado que la tensiónresidual se relaciona con las faltas a tierra en sistemas conectados a tierra de altaimpedancia y, por lo general, se debe dar tiempo suficiente para que la protecciónprimaria despeje la falta. En otras situaciones más específicas, donde se utiliza laprotección de sobretensión simple para proteger algún equipo específico, el retardoes más corto.

A continuación se describen algunas aplicaciones y directrices de ajusterelacionadas para el nivel de tensión residual.

Protección de equipos como motores, generadores, reactores ytransformadoresLa sobretensión residual indica una falta a tierra en la red, quizá en el componenteal cual se conecta la protección de sobretensión residual de dos etapas(ROV2PTOV). Después de un retardo, a fin de darle la oportunidad de disparar laprotección primaria del equipo defectuoso, ROV2PTOV debe disparar elcomponente. El ajuste debe estar por encima de la tensión residual “normal” másalta y por debajo de la tensión residual más alta aceptable para el equipo.

Protección de equipos, condensadoresLa sobretensión deteriora el dieléctrico y el aislamiento. La protección desobretensión residual de dos etapas (ROV2PTOV) debe estar conectada a undevanado neutro o de triángulo abierto. El ajuste debe estar por encima de latensión residual “normal” más alta y por debajo de la tensión residual más altaaceptable para el condensador.

Calidad de alimentaciónEl ajuste debe estar por encima de la tensión residual “normal” más alta y pordebajo de la tensión residual más alta aceptable, debido a la reglamentación, lapráctica adecuada u otros acuerdos.

Sistemas de neutro impedanteEn los sistemas conectados a tierra de alta impedancia, las faltas a tierra provocanuna tensión del neutro en el neutro del transformador de alimentación. Laprotección de sobretensión residual de dos etapas ROV2PTOV se utiliza paradisparar el transformador, como protección de respaldo de la protección de faltas atierra de la línea y como respaldo para la protección primaria de faltas a tierra deltransformador. El ajuste debe estar por encima de la tensión residual “normal” másalta y por debajo de la tensión residual más baja durante las faltas en cuestión. Una



falta a tierra monofásica metálica provoca que el neutro de un transformadoralcance una tensión igual a la tensión de fase a tierra normal.

Los transformadores de tensión que miden las tensiones de fase a tierra midentensión igual a cero en la fase defectuosa. En las dos fases sanas se miden unatensión de fase a fase completa, ya que la tierra está disponible en la fasedefectuosa y el neutro tiene una tensión de fase a tierra completa. La sobretensiónresidual es tres veces la tensión de fase a tierra . Consulte la figura 126.

IEC07000190 V1 ES

Figura 126: Sistemas conectados a tierra de forma no efectiva



Sistema de neutro rígido a tierraEn los sistemas de neutro rígido a tierra, una falta a tierra en una fase indica uncolapso de tensión en esa fase. Las dos fases sanas tienen tensiones de fase a tierranormales. La suma residual tiene el mismo valor que la tensión de fase a tierra.Consulte la figura 127 .

IEC07000189 V1 ES

Figura 127: Sistema de neutro rígido a tierra

Ajustes para la protección de sobretensión residual de dos etapasOperation: Off o On

UBase se utiliza como referencia de tensión para la tensión. La tensión se puedealimentar al IED de formas diferentes:

1. El IED se alimenta desde un grupo de transformadores de tensión normaldonde se crea la tensión residual desde las tensiones de fase a tierra dentro delsoftware de la protección. El ajuste de la entrada analógica se expresa comoUBase=Uph-ph

2. El IED se alimenta desde un grupo de transformadores de tensión normal conconexión en triángulo abierto. En una conexión en triángulo abierto, laprotección se alimenta mediante la tensión 3U0 (entrada simple). El ajuste dela entrada analógica se expresa como la relación del transformador de tensión,por ejemplo 230/√3/110 o 230/√3/(110/3).

3. El IED se alimenta desde un transformador de tensión simple conectado alpunto neutro de un transformador de potencia en la red eléctrica. En estaconexión, la protección se alimenta mediante una tensión UN (entrada simple).El ajuste de la entrada analógica se expresa como una tensión de fase a tierra



primaria y como una tensión de fase a tierra secundaria. El ROV2PTOV midela tensión residual que corresponde a la tensión de fase a tierra nominal. Lamedición se basa en el desplazamiento de la tensión del neutro.

Los parámetros de ajuste que se describen a continuación son idénticos para las dosetapas (n= etapa 1 y 2). Por lo tanto, los parámetros de ajuste se describensolamente una vez.

Characteristicn: Este parámetro proporciona el tipo de retardo que se utilizará.Este ajuste puede ser Tiempo definido o Curva inversa A o Curva inversa B oCurva inversa C o Curva inv. progres.. La elección depende en gran medida de laaplicación de la protección.

Un>: Ajuste el valor de funcionamiento de sobretensión para la etapa n, que seexpresa como un % de la tensión residual correspondiente a UBase:

( ) ( )% 3U UBase kV> ×IECEQUATION2290 V1 ES

El ajuste depende de la sensibilidad requerida de la protección y de la puesta atierra. En sistemas conectados a tierra de forma no efectiva, la tensión residualpuede ser como máximo la tensión de fase a tierra nominal, que debe correspondera un 100%.

En los sistemas conectados a tierra de forma efectiva, este valor depende de larelación Z0/Z1. El ajuste necesario para detectar faltas a tierra de alta resistencia sedebe basar en cálculos de la red.

tn: Retardo de la etapa n, expresado en s. El ajuste depende en gran medida de laaplicación de la protección. En muchas aplicaciones, la función de protección tienela tarea de prevenir daños en el objeto protegido. La velocidad puede ser deimportancia, por ejemplo, en el caso de protección de un transformador que estésobreexcitado. El retardo debe estar coordinado con otras acciones automatizadasen la red.

tResetn: Tiempo de reposición de la etapa n si se utiliza un retardo definido,expresado en s. El valor predeterminado es de 25 ms.

tnMin: Tiempo mínimo de funcionamiento para la característica de tiempo inversode la etapa n, expresado en s. Para tensiones muy altas, la función de sobretensión,utilizando una característica de tiempo inverso, puede proporcionar un tiempo defuncionamiento muy corto. Esto puede conducir a un disparo no selectivo.Ajustando t1Min por más tiempo, se puede evitar el tiempo de funcionamiento paraotras protecciones como el disparo no selectivo.

ResetTypeCrvn: Este parámetro se puede ajustar a: Instantánea, Tiempo congelado,Disminuida linealmente. El ajuste predeterminado es Instantánea.

tIResetn: Tiempo de reposición de la etapa n si se utiliza un retardo inverso,expresado en s. El valor predeterminado es de 25 ms.



kn: Multiplicador de tiempo para la característica de tiempo inverso. Esteparámetro se utiliza para la coordinación entre diferentes protecciones desubtensión de retardo inverso.

ACrvn, BCrvn, CCrvn, DCrvn, PCrvn: Parámetros ajustables para crear unacaracterística programable de tiempo inverso de subtensión. Para una descripción,consulte el Manual de referencias técnicas.

CrvSatn: El retardo es infinito cuando el denominador de la expresión de la curvaprogramable es igual a cero. Existe una discontinuidad no deseada. Por lo tanto, seestablece un parámetro de ajuste CrvSatn para compensar este fenómeno. En elintervalo de tensión U> hasta U> · (1,0 + CrvSatn/100) la tensión utilizada es: U>· (1,0 + CrvSatn/100). Si se utiliza la curva programable, este parámetro se debecalcular de modo que:

0100

CrvSatnB C× - >


HystAbsn: Histéresis absoluta ajustada en % de UBase. El ajuste de este parámetrodepende en gran medida de la aplicación.


Tabla 108: ROV2PTOV Grupo de ajustes (básicos)








U1> 1 - 200 %UB 1 30 Ajuste de tensión/valor de arranque (DT& IDMT), etapa 1 en % de UBase










Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCharacterist2 Tiempo definido

Curva inversa ACurva inversa BCurva inversa CCurva inv.progres.


U2> 1 - 100 %UB 1 45 Ajuste de tensión/valor de arranque (DT& IDMT), etapa 2 en % de UBase





Tabla 109: ROV2PTOV Grupo de ajustes (avanzados)












tReset2 0.000 - 60.000 s 0.001 0.025 Retardo de tiempo para reposición deDT (s), etapa 2








Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónBCrv2 0.50 - 100.00 - 0.01 1.00 Parámetro B para curva programable

por usuario etapa 2





3.8.4 Protección de sobreexcitación OEXPVPHDescripción del bloque funcional Identificación IEC



Protección de sobreexcitación OEXPVPH

U/f >

SYMBOL-Q V1 ES

24

3.8.4.1 Aplicación

Cuando el núcleo laminado de un transformador de potencia está sujeto a unadensidad de flujo magnético más allá de sus límites de diseño, el flujo de fuga entraen componentes no laminados que no están diseñados para llevar flujo, lo cualcausa una circulación de corrientes parásitas. Las corrientes parásitas puedencausar un calentamiento excesivo y daños graves al aislamiento y a las partesadyacentes en un tiempo relativamente corto.

La tensión máxima, la frecuencia mínima, o una combinación de las dos, tienencomo resultado un nivel de densidad de flujo excesivo, que se denomina sobreflujoo sobreexcitación.

El mayor riesgo de sobreexcitación en una central de potencia térmica se producecuando el bloque del generador-transformador está desconectado del resto de lared, o en “islas” de la red, lo cual ocurre ante perturbaciones donde hay altastensiones y/o bajas frecuencias. La sobreexcitación se puede producir durante elarranque y la parada del generador si la corriente de campo no está ajustadacorrectamente. La pérdida de carga o el deslastre de carga pueden también darcomo resultado la sobreexcitación si el control de tensión y el regulador defrecuencia no funcionan correctamente. La pérdida de carga o el deslastre de cargaen una subestación de transformador puede provocar sobreexcitación si la funciónde control de tensión es insuficiente o está fuera de servicio. Una baja frecuenciaen una red aislada de la red principal puede provocar sobreexcitación si la tensiónque regula la red mantiene una tensión normal.



Según los estándares IEC, los transformadores de potencia deben ser capaces desuministrar una corriente de carga nominal de forma permanente ante unaaplicación de tensión del 105% del valor nominal (a frecuencia nominal). Paracasos especiales, el comprador puede especificar que el transformador sea capaz defuncionar de forma permanente ante una aplicación de tensión del 110% del valornominal sin carga, reducido a 105% en corriente de carga nominal secundaria.

Según los estándares ANSI/IEEE, los transformadores deben ser capaces de enviarcorriente de carga nominal continuamente a una tensión de salida del 105% delvalor nominal (a frecuencia nominal) y de funcionar continuamente con unatensión de salida igual al 110% del valor nominal sin carga.

La capacidad de un transformador (o generador) de soportar sobreexcitación sepuede ilustrar en forma de una curva de capacidad térmica, es decir, un diagramaque muestra el tiempo permitido como una función del nivel de sobreexcitación.Cuando el transformador está con carga, la tensión inducida y, por ende, ladensidad del flujo en el núcleo no se pueden obtener directamente de la tensión delterminal del transformador. Por lo general, no se conoce la reactancia de fuga decada devanado por separado y, por ende, no se puede calcular la densidad de flujoen el núcleo del transformador. En los transformadores de dos devanados, eldevanado de baja tensión se ubica, por lo general, cerca del núcleo, y la tensión através de este devanado refleja la densidad de flujo en el núcleo. Sin embargo,dependiendo del diseño, la circulación del flujo en el yugo puede ser crítica para lacapacidad del transformador de manejar excesos de flujo.

La protección de sobreexcitación (OEXPVPH) tiene entradas de corriente parapermitir el cálculo de la influencia de carga en la tensión inducida. Esto da unamedida más exacta del flujo de magnetización. Para los transformadores depotencia con flujo de carga unidireccional, la tensión al OEXPVPH se debe tomar,entonces, del lado de alimentación.

El calor acumulado en las partes críticas durante un período de sobreexcitación sereduce gradualmente cuando la excitación retiene el valor normal. Si se produce unnuevo período de sobreexcitación después de un breve intervalo de tiempo, elcalentamiento comienza desde un nivel más alto. El OEXPVPH debe, por lo tanto,tener una memoria térmica. La constante de tiempo de refrigeración es ajustabledentro de una amplia gama.

La experiencia general demuestra que las características de sobreexcitación paramuchos transformadores de potencia no están según las curvas de tiempo inversoestándares. Para posibilitar un ajuste óptimo, una característica adaptada altransformador está disponible en el IED. La característica de funcionamiento de lafunción de protección se puede ajustar para que corresponda bastante bien acualquier característica mediante el ajuste del tiempo de funcionamiento para seisvalores diferentes de sobreexcitación en el rango de 100% a 180% de V/Hz nominal.

Cuando se configura a una entrada de tensión de un bucle de fase a fase, se calculauna corriente de fase a fase correspondiente que tenga el mismo ángulo de faserelativo a la tensión de fase a fase como las corrientes de fase tienen relativas lastensiones de fase en un sistema simétrico. El bloque funcional se debe configurar,



preferentemente, para el uso de una entrada de tensión trifásica (si está disponible).Después, utiliza las cantidades de secuencia positiva de tensiones y corrientes.

No se deben tomar mediciones analógicas de ningún devanadodonde se ubique un cambiador de tomas en carga.

Algunas alternativas de conexiones diferentes se observan en la figura 128.

G

U/f>

24

U/f>

24

U/f>

24

en05000208.vsd

IEC05000208 V1 ES

Figura 128: Conexiones alternativas de una protección de sobreexcitaciónOEXPVPH(voltio/hercio)


Recomendaciones para las señales de entrada y salida

Recomendaciones para las señales de entradaConsulte la configuración predeterminada.

BLOCK: La entrada bloquea el funcionamiento de la protección desobreexcitación OEXPVPH, por ejemplo, la entrada de bloqueo se puede utilizarpara bloquear el funcionamiento por un tiempo limitado durante condiciones deservicio especiales.

RESET: El OEXPVPH tiene una memoria térmica, que puede tardar mucho enrestablecerse. La activación de la entrada de reposición restablece la función.

Recomendaciones para las señales de salidaPara obtener ejemplos de la configuración, consulte la configuración predeterminada.



ERROR: La salida indica un error de medición. El motivo puede ser, por ejemplo,que hay problemas de configuración donde faltan señales analógicas.

START: La salida de arranque indica que el nivel U/f> ha sido alcanzado. Sepuede utilizar para iniciar una medición de tiempo.

TRIP: La salida de disparo se activa después de expirar el tiempo defuncionamiento para el nivel U/f. La señal de salida se utiliza para disparar losinterruptores.

ALARM: La salida se activa cuando se ha alcanzado el nivel de alarma y hatranscurrido el tiempo del temporizador de la alarma. La salida se utiliza para dar aloperador una alarma de que la tensión de la red es elevada.

Parámetros de ajusteLos parámetros para la protección de sobreexcitación OEXPVPH se ajustan através de la HMI local o del PCM600.

Operation: El funcionamiento de la protección de sobreexcitación OEXPVPH sepuede ajustar a On/Off.

UBase: El ajuste UBase es el ajuste de la tensión base (por unidad) en que se basantodos los ajustes por porcentaje. Por lo general, el ajuste es el nivel de tensión de lared.

IBase: El ajuste IBase es el ajuste de la corriente base (por unidad) en que se basantodos los ajustes por porcentaje. Por lo general, se utiliza la corriente nominal deltransformador de potencia pero, alternativamente, se puede ajustar la corrientenominal del transformador de corriente.

MeasuredU: Las fases que se incluyen en la medición se ajustan aquí. Por logeneral, se debe utilizar la medición trifásica que mide la tensión de secuenciapositiva, pero se debe utilizar una fase a fase cuando se utilizan TT individualesúnicamente.

MeasuredI: Las fases que se incluyen en la medición se ajustan aquí. MeasuredI:debe estar en concordancia con MeasuredU.

V/Hz>: Nivel de funcionamiento para la característica inversa del IEEE o según lacaracterística hecha a medida. El funcionamiento se basa en la relación entre latensión nominal y la frecuencia nominal y se ajusta como un factor de porcentaje.El ajuste normal es de alrededor del 108-110% dependiendo de la curva decapacidad del transformador/generador.

V/Hz>>: Nivel de funcionamiento para el retardo de tiempo definido tMin que seutiliza en sobretensiones elevadas. El funcionamiento se basa en la relación entre latensión nominal y la frecuencia nominal y se ajusta como un factor de porcentaje.El ajuste normal es de alrededor del 110-180% dependiendo de la curva decapacidad del transformador/generador. El ajuste debe estar por encima del puntode ruptura cuando la característica comienza a enderezarse en el lado alto.



XLeak: La reactancia de fuga del transformador en la que se basa la compensaciónde medición de tensión con corriente de carga. El ajuste debe ser la reactancia defuga del transformador en ohmios primarios. Este ajuste no se utiliza si no seutiliza una compensación de corriente (el caso más común).

TrPulse: La longitud del impulso de disparo. Por lo general, el bloque funcional dedisparo determina el impulso de disparo final. Una longitud de impulso típicapuede ser de 50 ms.

CurveType: Selección del tipo de curva para el retardo inverso. Se puedenseleccionar las curvas del IEEE o la curva hecha a medida dependiendo de cuálcoincide mejor con la curva de capacidad.

kForIEEE: La constante de tiempo para la característica inversa. Seleccione la quese ajuste mejor a la capacidad del transformador.

tCooling: La constante de tiempo de refrigeración que proporciona el tiempo dereposición cuando las tensiones caen por debajo del valor ajustado. Debe ajustarsepor encima de la constante de tiempo de refrigeración del transformador. Serecomienda utilizar el valor predeterminado si se desconoce la constante.

tMin: Los tiempos de funcionamiento a tensiones más altas que el ajuste de V/Hz>>. El ajuste debe coincidir con las capacidades en estas tensiones elevadas. Elajuste típico puede ser de 1-10 segundos.

tMax: Puede ser extremadamente largo para sobretensiones próximas a los valoresde tiempo ajustados si se utiliza una constante de tiempo K elevada. Se puedeajustar, entonces, un tiempo máximo para acortar los tiempos más largos. Losajustes típicos son de 1800-3600 segundos (30-60 minutos).

AlarmLevel: Ajuste del nivel de alarma en un porcentaje del nivel de disparoajustado. Por lo general, el nivel de alarma se ajusta a alrededor del 98% del nivelde disparo.

tAlarm: El ajuste del tiempo de alarma se da desde cuando se ha alcanzado el nivelde alarma. El ajuste típico es de 5 segundos.

Informe de valores de servicioVarios parámetros internos se encuentran disponibles como valores de serviciopara el uso en la puesta en servicio y durante el servicio: Tiempo de disparorestante (en segundos) TMTOTRIP, densidad de flujo VPERHZ y contenidotérmico interno en un porcentaje del valor de disparo THERMSTA. Los valores seencuentran disponibles en la HMI local, en el sistema de automatización de lasubestación y en el PCM600.

Ejemplo de ajusteAl momento de realizar los ajustes, debe haber suficiente información acerca de lacapacidad de sobreexcitación de los objetos protegidos. La información máscompleta se proporciona en un diagrama de capacidad de sobreexcitación, como semuestra en la figura 129.



Los ajustes V/Hz>> y V/Hz> se hacen por unidad de la tensión nominal deldevanado del transformador a frecuencia nominal.

Ajuste la curva adaptada al transformador para un transformador con característicasde sobreexcitación según la figura 129.

V/Hz> se ajusta para la protección igual que la sobreexcitación continua permitidasegún la figura 129 = 105%. Cuando la sobreexcitación es igual a V/Hz>, seobtiene un disparo después de un tiempo igual que el ajuste de t1.

Este es el caso cuando UBase es igual que las tensiones nominalesdel transformador. Para otros valores, los ajustes de porcentaje sedeben ajustar en concordancia.

Cuando la sobreexcitación es igual al valor de ajuste de V/Hz>>, se obtiene undisparo después de un tiempo igual al ajuste de t6. Un ajuste adecuado puede ser V/Hz>> = 140% y t6 = 4 s.

El intervalo entre V/Hz>> y V/Hz> se divide automáticamente en cinco etapasiguales, y los retardos t2 a t5 se asignan a estos valores de sobreexcitación. En esteejemplo, cada etapa es (140-105) / 5 = 7%. Puede encontrar el ajuste de losretardos t1 a t6 en la tabla 110.

Tabla 110: Ajustes

U/f op (%) Temporizador Tiempo ajustado (s)105 t1 7200 (max)

112 t2 600

119 t3 60

126 t4 20

133 t5 8

140 t6 4

Se debe obtener la información sobre la constante de tiempo de refrigeración Tcooldel fabricante del transformador de potencia.



IEC01000377 V1 ES

Figura 129: Ejemplo de curva de capacidad de sobreexcitación y ajustes deprotección V/Hz para el transformador de potencia


Tabla 111: OEXPVPH Grupo de ajustes (básicos)



IBase 1 - 99999 A 1 3000 Corriente base (corriente nominal defase) en A

UBase 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Tensión base (tensión principal) en kV

V/Hz> 100.0 - 180.0 %UB/f 0.1 110.0 Nivel de operación de V/Hz sin carga y afrec nominal en % de (Ubase/fnom)

V/Hz>> 100.0 - 200.0 %UB/f 0.1 140.0 Nivel superior de V/Hz por encima delque se emplea tMin, en % de (Ubase/fnom)

XLeak 0.000 - 200.000 ohmio 0.001 0.000 Reactancia de fuga del devanado enohmios primarios

TrPulse 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Duración del pulso de la señal dedisparo (en s)

tMin 0.000 - 60.000 s 0.001 7.000 Retardo de tiempo mínimo para curvainversa V/Hz, en seg




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntMax 0.00 - 9000.00 s 0.01 1800.00 Retardo de tiempo máximo para curva

inversa V/Hz, en seg

tCooling 0.10 - 9000.00 s 0.01 1200.00 Constante de tiempo de enfriamiento delnúcleo magnético del transformador, enseg

CurveType IEEEA medida

- - IEEE Selección de curva de tiempo inverso,IEEE/A medida

kForIEEE 1 - 60 - 1 1 Multiplicador de tiempo para curva IEEEde tipo inverso

AlarmLevel 50.0 - 120.0 % 0.1 100.0 Nivel de operación de alarma en % delnivel de operación

tAlarm 0.00 - 9000.00 s 0.01 5.00 Retardo de tiempo de alarma, en seg

Tabla 112: OEXPVPH Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripciónt1Tailor 0.00 - 9000.00 s 0.01 7200.00 Retardo de tiempo t1 (mayor) para curva

hecha a medida, en seg

t2Tailor 0.00 - 9000.00 s 0.01 3600.00 Retardo de tiempo t2 para curva hecha amedida, en seg





Tabla 113: OEXPVPH Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMeasuredU SecPos

L1L2L2L3L3L1

- - L1L2 Selección de la tensión medida

MeasuredI L1L2L2L3L3L1SecPos

- - L1L2 Selección de la corriente medida

3.8.5 Protección diferencial de tensión VDCPTOVDescripción de la función Identificación IEC



Protección diferencial de tensión VDCPTOV - 60



3.8.5.1 Aplicación

Las funciones de protección diferencial de tensión VDCPTOV se pueden utilizaren algunas aplicaciones diferentes.

• Protección de desequilibrio de tensión para bancos de condensadores. Latensión de la barra se supervisa con la tensión del banco de condensadores,fase por fase. La diferencia indica una falta, ya sea un cortocircuito o unelemento abierto en el banco de condensadores. Se utiliza principalmente paraelementos con fusibles externos, pero también se puede utilizar para elementoscon fusibles internos en lugar de una protección de desequilibrio de corrienteque mide la corriente entre los neutros de las dos mitades del banco decondensadores. La función requiere transformadores de tensión en todas lasfases del banco de condensadores. La figura 130 muestra algunas conexionesalternativas de esta función.

Ud>L1

Ph L2Ph L3

U1

U2

Ud>L1

Ph L2Ph L3

U1 U2

Ph L3 Ph L2

Estrella a tierra

Doble estrella

IEC06000390_1_en.vsdIEC06000390 V3 ES

Figura 130: Conexión de la protección diferencial de tensión VDCPTOV paradetectar desequilibrio en bancos de condensadores (se muestrauna sola fase)



VDCPTOV tiene una entrada de bloqueo (BLOCK) donde se puede conectar unasupervisión de fallo de fusibles (o MCB disparado) para evitar problemas si seabrió un fusible en el transformador de tensión del banco de condensadores pero elotro no (la tensión de los condensadores se conecta a la entrada U2). Tambiéngarantiza que se proporcione una alarma de fallo de fusible en lugar de una alarmade tensión diferencial o de subtensión y/o disparo.

• Función de supervisión de fallo de fusible (SDDRFUF) para transformadoresde tensión. En muchas aplicaciones, con esta función se pueden supervisar lastensiones de dos grupos de fusibles del mismo transformador de tensión ogrupos de fusibles de dos transformadores distintos que miden la mismatensión. Es una alternativa, por ejemplo, para generadores donde se suelenproporcionar dos transformadores de tensión para equipos de medición yexcitación.

La aplicación de supervisión de la tensión en dos transformadores de tensión en elcircuito del generador se observa en la figura 131.

IEC06000389 V1 ES

Figura 131: Supervisión de fusibles de transformadores de tensión del circuitode un generador


Los parámetros para la función diferencial de tensión se ajustan a través de la HMIlocal o el PCM600.



Se realizan los siguientes ajustes para la función diferencial de tensión.

Operation: Off/On

UBase: Nivel de tensión base en kV. La tensión base se utiliza como referenciapara los factores de ajuste de tensión. Por lo general, se ajusta al nivel de tensión dela red.

BlkDiffAtULow: El ajuste es para bloquear la función cuando las tensiones en lasfases están bajas.

RFLx: Es el ajuste del factor de compensación de relación de tensión donde secompensan las posibles diferencias entre las tensiones. Las diferencias se puedendeber a diferentes relaciones de los transformadores de tensión, diferentes nivelesde tensión; por ejemplo, la medición de tensión dentro del banco de condensadorespuede tener un nivel distinto, pero la diferencia también puede ser utilizada, porejemplo, por la caída de tensión en los circuitos secundarios. Por lo general, elajuste se realiza en el sitio mediante la evaluación de la tensión diferencialalcanzada como valor de servicio para cada fase. El factor se define como U2 ·RFLx y debe ser igual a la tensión U1. Cada fase tiene su propio factor de relación.

UDTrip: El nivel diferencial de tensión requerido para el disparo se ajusta con esteparámetro. Para la aplicación en bancos de condensadores, el ajuste depende de latensión del banco de condensadores y de la cantidad de elementos por fase en seriey en paralelo. Los bancos de condensadores se deben disparar antes de que seproduzca una tensión excesiva en los elementos sanos del condensador. Por logeneral, los valores de ajuste requeridos los proporciona el proveedor del banco decondensadores. Para otras aplicaciones, se debe decidir según cada caso. Para lasupervisión de fusibles, por lo general solo se utiliza el nivel de alarma.

tTrip: El retardo para el disparo se ajusta con este parámetro. Por lo general, no esnecesario que el retardo sea demasiado corto en aplicaciones de bancos decondensadores, ya que no hay ninguna falta que requiera un disparo urgente.

tReset: El retardo para la reposición del elemento de nivel de disparo se ajusta coneste parámetro. Por lo general, se puede ajustar a un retardo corto ya que, cuandose producen, las faltas son permanentes.

También existen parámetros de ajustes avanzados. En principio, se supone que losvalores predeterminados son aceptables.

U1Low: El ajuste del nivel de subtensión para la primera entrada de tensión sedecide con este parámetro. El ajuste predeterminado propuesto es 70%.

U2Low: El ajuste del nivel de subtensión para la segunda entrada de tensión sedecide con este parámetro. El ajuste predeterminado propuesto es 70%.

tBlock: El retardo para el bloqueo de la función para subtensiones detectadas seajusta con este parámetro.



UDAlarm: El nivel diferencial de tensión requerido para la alarma se ajusta coneste parámetro. Para la aplicación para bancos de condensadores, el ajuste dependede la tensión del banco de condensadores y de la cantidad de elementos por fase enserie y en paralelo. Por lo general, los valores requeridos están suministrados por elproveedor del banco de condensadores.

Por lo general, para la supervisión de fusibles solo se utiliza este nivel de alarma, yun nivel adecuado de tensión es 3%-5% si el factor de corrección de relación seevaluó correctamente durante la puesta en servicio.

Para otras aplicaciones, se debe decidir según cada caso.

tAlarm: El retardo para la alarma se ajusta con este parámetro. Por lo general, sepuede utilizar un retardo de unos segundos para la alarma del banco decondensadores. Para la supervisión de fallo de fusible (SDDRFUF), el retardo de laalarma se puede ajustar a cero.


Tabla 114: VDCPTOV Grupo de ajustes (básicos)




BlkDiffAtULow NoSí

- - Sí Bloqueo de operación por baja tensión

UDTrip 0.0 - 100.0 %UB 0.1 5.0 Nivel de operación, en % de UBase

tTrip 0.000 - 60.000 s 0.001 1.000 Retardo tiempo para operacióndiferencial, en milisegundos

tReset 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo para reposición detensión diferencial, en segundos

U1Low 0.0 - 100.0 %UB 0.1 70.0 Nivel entrada 1 subtensión, en % deUBase

U2Low 0.0 - 100.0 %UB 0.1 70.0 Nivel entrada 2 subtensión, en % deUBase

tBlock 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Tiempo de reposición para bloqueo pormínima tensión

UDAlarm 0.0 - 100.0 %UB 0.1 2.0 Nivel de alarma, en % de UBase

tAlarm 0.000 - 60.000 s 0.001 2.000 Retardo de tiempo para alarma detensión diferencial, en segundos

Tabla 115: VDCPTOV Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónRFL1 0.000 - 3.000 - 0.001 1.000 Relación factor de compensación fase

L1 U2L1*RFL1=U1L1

RFL2 0.000 - 3.000 - 0.001 1.000 Relación factor de compensación faseL2 U2L2*RFL2=U1L2

RFL3 0.000 - 3.000 - 0.001 1.000 Relación factor de compensación faseL3 U2L3*RFL3=U1L3



3.8.6 Comprobación de pérdida de tensión LOVPTUVDescripción del bloque funcional Identificación IEC



Comprobación de pérdida de tensión LOVPTUV - 27

3.8.6.1 Aplicación

Por lo general, el disparo del interruptor del circuito durante una pérdida de tensiónprolongada en las tres fases se utiliza en los sistemas de restauración automáticapara facilitar la restauración del sistema después un corte de energía importante. Elbloque funcional de comprobación de pérdida de tensión (LOVPTUV) genera unaseñal TRIP solamente cuando la tensión de las tres fases está baja durante mástiempo que el ajustado. Si el disparo del interruptor no es necesario, el bloquefuncional LOVPTUV se utiliza para señalización a través de un contacto de salidao de la función de registro de eventos solamente.


El bloque funcional de comprobación de pérdida de tensión (LOVPTUV) enprincipio es independiente de las funciones de protección. Debe estar activado paraabrir el interruptor del circuito a fin de permitir una restauración sencilla delsistema después de una pérdida de la tensión principal en una parte importante dela red y solamente cuando la tensión se pierde con los interruptores todavía cerrados.

Todos los ajustes están definidos en valores primarios o por unidad. Ajuste UBasea la tensión nominal del sistema o a la tensión primaria nominal del transformadorde tensión. Ajuste el nivel de funcionamiento por fase UPE generalmente al 70%del nivel nominal UBase . Ajuste el retardo tTrip=5-20 segundos.

Ajustes avanzadosPara los ajustes avanzados también es posible ajustar los siguientes parámetros talcomo se indica a continuación. Ajuste la longitud del pulso de disparo atPulse=0,15 segundos. El tiempo de bloqueo para bloquear el bloque funcional decomprobación de pérdida de tensión (LOVPTUV) cuando algunas pero no todaslas tensiones son bajas tBlock=5 segundos, ajuste el retardo para habilitar lafunción después de la restauración tRestore = 3 - 40 segundos.




Tabla 116: LOVPTUV Grupo de ajustes (básicos)




UPE 1 - 100 %UB 1 70 Tensión de operación en % de la tensiónbase Ubase

tTrip 0.000 - 60.000 s 0.001 7.000 Retardo de tiempo de operación

Tabla 117: LOVPTUV Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntPulse 0.050 - 60.000 s 0.001 0.150 Duración del pulso de disparo

tBlock 0.000 - 60.000 s 0.001 5.000 Retardo de tiempo para bloqueo cuandono todas las fases de tensión son bajas

tRestore 0.000 - 60.000 s 0.001 3.000 Retardo de tiempo para habilitar lafunción después del restablecimiento

3.9 Protección de frecuencia

3.9.1 Protección de subfrecuencia SAPTUF




Protección de subfrecuencia SAPTUF

f <

SYMBOL-P V1 ES

81

3.9.1.1 Aplicación

La protección de subfrecuencia SAPTUF se puede aplicar en todas las situacionesen las que se necesite contar con una detección fiable de la frecuencia de tensiónfundamental baja en una red eléctrica. La frecuencia de la red eléctrica, y laderivada de la frecuencia, es una medida del desequilibrio entre la generación realy la demanda de carga. La frecuencia fundamental baja en una red eléctrica indicaque la generación disponible es demasiado baja para responder por completo a lademanda de energía por parte de la carga conectada a la red de potencia. SAPTUFdetecta estas situaciones y proporciona una señal de salida, adecuada para eldeslastre de la carga, la aceleración del generador, la modificación del punto deajuste de HVDC, el arranque de la turbina de gas, etc. Algunas veces, reactores



shunt se conectan automáticamente debido a la baja frecuencia, a fin de reducir latensión de la red eléctrica y, al mismo tiempo, reducir también la parte de la cargadependiente de la tensión. SAPTUF es muy sensible y preciso, y se utiliza paraalertar a los operadores de que la frecuencia se ha desviado ligeramente del puntode ajuste y que acciones manuales pueden ser suficientes. La señal desubfrecuencia también se utiliza para detectar casos de sobreexcitación. Esto es degran importancia para los transformadores elevadores de los generadores, quepueden estar conectados al generador pero desconectados de la red, durante unasecuencia de parada. Si el generador todavía está energizado, la red experimentasobreexcitación debido a una baja frecuencia.


Los parámetros de la protección de subfrecuencia SAPTUF se ajustan a través de laHMI local o del Administrador de protección y control (PCM600) del IED.

Se deben tener en cuenta todas las condiciones de magnitud de frecuencia y tensióndel sistema en el que SAPTUF lleva a cabo sus funciones. Lo mismo se aplica alequipo asociado, su frecuencia y característica de tiempo.

Existen dos áreas de aplicación específicas para SAPTUF:

1. la protección de equipos contra posibles daños por baja frecuencia, comogeneradores y motores, (la sobreexcitación también está relacionada con labaja frecuencia)

2. la protección contra caída de una red eléctrica o parte de ella, con deslastre dela carga, en situaciones con déficit de generación.

El valor START de subfrecuencia se ajusta en Hz. Todos los ajustes relacionadoscon la magnitud de la tensión se hacen en porcentajes de una tensión baseajustable, que por lo general se ajusta al nivel nominal primario de la tensión (fasea fase) de la red eléctrica o del equipo de alta tensión en cuestión.

SAPTUF no es instantáneo, dado que la frecuencia está relacionada conmovimientos de inercia del sistema, pero el tiempo y las etapas de frecuencia entrediferentes acciones pueden ser críticos y, algunas veces, se requiere un tiempo defuncionamiento más bien corto, por ejemplo, de no más de 70 ms.

A continuación se presentan algunas aplicaciones y directrices de ajusterelacionadas con el nivel de frecuencia:

Protección de máquinas, como motores y generadoresEl ajuste tiene que estar bien por debajo de la frecuencia ocurrente "normal" másbaja y bien por encima de la frecuencia más baja aceptable para las máquinas.

Protección de redes eléctricas, mediante deslastre de la cargaEl ajuste tiene que estar por debajo de la frecuencia ocurrente "normal" más baja ybien por encima de la frecuencia más baja aceptable para las centrales eléctricas o



las cargas sensibles. El nivel de ajuste, la cantidad de niveles y la distancia entredos niveles (en tiempo o frecuencia) dependen mucho de las características de lared eléctrica en cuestión. El tamaño de la "pérdida de producción más grande" encomparación con "el tamaño de la red eléctrica" es un parámetro crítico. En redesgrandes, el deslastre de la carga se puede ajustar a un nivel de frecuencia bastantealto, y por lo general el retardo no es crítico. En redes más pequeñas, el nivel deSTART de la frecuencia se tiene que ajustar a un valor más bajo, y el retardo debeser más bien corto.

El retardo relacionado con la tensión se utiliza para el deslastre de la carga. Losajustes de SAPTUF pueden ser iguales en toda la red eléctrica. Así, el deslastre dela carga se realiza primero en las áreas con magnitud de tensión baja, que por logeneral son las áreas más problemáticas, donde el deslastre de la carga tambiénresulta muy eficaz.

Protección de máquinas, como motores y generadoresEl ajuste tiene que estar bien por debajo de la frecuencia ocurrente "normal" másbaja y bien por encima de la frecuencia más baja aceptable para las máquinas.

Protección de redes eléctricas, mediante deslastre de la cargaEl ajuste tiene que estar bien por debajo de la frecuencia ocurrente "normal" másbaja y bien por encima de la frecuencia más baja aceptable para las centraleseléctricas o las cargas sensibles. El nivel de ajuste, la cantidad de niveles y ladistancia entre dos niveles (en tiempo o frecuencia) dependen mucho de lascaracterísticas de la red eléctrica en cuestión. El tamaño de la "pérdida deproducción más grande" en comparación con "el tamaño de la red eléctrica" es unparámetro crítico. En redes grandes, el deslastre de la carga se puede ajustar a unnivel de frecuencia bastante alto, y por lo general el retardo no es crítico. En redesmás pequeñas, el nivel de arranque de la frecuencia se tiene que ajustar a un valormás bajo, y el retardo debe ser más bien corto.

El retardo relacionado con la tensión se utiliza para el deslastre de la carga. Losajustes de la función de subfrecuencia pueden ser iguales en toda la red eléctrica.Así, el deslastre de la carga se realiza primero en las áreas con magnitud de tensiónbaja, que por lo general son las áreas más problemáticas, donde el deslastre de lacarga también resulta muy eficaz.


Tabla 118: SAPTUF Grupo de ajustes (básicos)




StartFrequency 35.00 - 75.00 Hz 0.01 48.80 Ajuste de frecuencia/valor de arranque.

IntBlockLevel 0 - 100 %UB 1 50 Nivel de bloqueo interno, en % de UBase

TimeDlyOperate 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Retardo de tiempo de operación enmodo de sobrefrecuencia/subfrecuencia.




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónTimeDlyReset 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo para reposición.

TimeDlyRestore 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo de restauración

RestoreFreq 45.00 - 65.00 Hz 0.01 50.10 Restaurar frecuencia si la frecuencia essuperior al valor de frecuencia.

TimerOperation TemporizadordefinidoTemporizadorbasado en voltios

- - Temporizadordefinido

Ajuste para seleccionar el modo detemporizador.

UNom 50 - 150 %UB 1 100 Tensión nominal en % de UBase paratemporizador basado en tensión.

UMin 50 - 150 %UB 1 90 Límite de operación inferior en % deUBase para temporizador basado entensión.

Exponent 0.0 - 5.0 - 0.1 1.0 Para el cálculo de la forma de curvapara el temporizador basado en tensión.

tMax 0.010 - 60.000 s 0.001 1.000 Límite de operación de tiempo máximopara temporizador por tensión.

tMin 0.010 - 60.000 s 0.001 1.000 Límite de operación de tiempo mínimopara temporizador por tensión.

3.9.2 Protección de sobrefrecuencia SAPTOF




Protección de sobrefrecuencia SAPTOF

f >

SYMBOL-O V1 ES

81

3.9.2.1 Aplicación

La función de protección de sobrefrecuencia SAPTOF se puede aplicar en todas lassituaciones en las que se necesite contar con una detección fiable de la frecuenciade tensión fundamental alta de la red eléctrica. La frecuencia de la red eléctrica, yla derivada de la frecuencia, es una medida del desequilibrio entre la generaciónreal y la demanda de carga. La frecuencia fundamental alta de una red eléctricaindica que la generación disponible es demasiado grande en comparación con lademanda de energía de la carga conectada a la red de potencia. SAPTOF detectaestas situaciones y proporciona una señal de salida, adecuada para el deslastre degeneración, cambio del punto de ajuste de la corriente continua de alta tensión(HVDC), etc. SAPTOF es muy sensible y preciso, y también se puede utilizar paraalertar a los operadores de que la frecuencia se ha desviado ligeramente del puntode ajuste y que acciones manuales pueden ser suficientes.




Los parámetros para la protección de sobrefrecuencia SAPTOF se ajustan a travésde la HMI local o del PCM600.

Se deben tener en cuenta todas las condiciones de frecuencia y la magnitud de latensión del sistema en el que SAPTOF realiza sus funciones. Lo mismo se aplica alequipo asociado, su frecuencia y característica de tiempo.

Existen dos áreas de aplicación específicas para SAPTOF:

1. la protección de equipos contra posibles daños por alta frecuencia, comogeneradores y motores

2. la protección contra caída de una red eléctrica o parte de ella, con deslastre degeneración, en situaciones con exceso de generación.

El valor de START por sobrefrecuencia se ajusta en Hz. Todos los ajustesrelacionados con la magnitud de la tensión se hacen en porcentajes de una tensiónbase ajustable, que por lo general se ajusta al nivel nominal de la tensión (fase afase) de la red eléctrica o del equipo de alta tensión en cuestión.

SAPTOF no es instantáneo, dado que la frecuencia está relacionada conmovimientos de inercia del sistema, pero el tiempo y las etapas de frecuencia entrediferentes acciones pueden ser críticos y, algunas veces, se requiere un tiempo defuncionamiento más bien corto, por ejemplo, de no más de 70 ms.

A continuación se presentan algunas aplicaciones y directrices de ajusterelacionadas con el nivel de frecuencia:

Protección de máquinas, como motores y generadoresEl ajuste tiene que estar bien por encima de la frecuencia existente "normal" másalta y bien por debajo de la frecuencia aceptable más alta para las máquinas.

Protección de redes eléctricas, mediante deslastre de generaciónEl ajuste tiene que estar por encima de la frecuencia existente "normal" más alta ypor debajo de la frecuencia aceptable más alta para las centrales eléctricas o cargassensibles. El nivel de ajuste, la cantidad de niveles y la distancia entre dos niveles(en tiempo o frecuencia) dependen mucho de las características de la red eléctricaen cuestión. El tamaño de la "pérdida de carga más grande" en comparación con "eltamaño de la red eléctrica" es un parámetro crítico. En redes grandes, el deslastrede generación se puede ajustar a un nivel de frecuencia bastante bajo, y por logeneral el retardo no es crítico. En redes más pequeñas, el nivel de frecuencia deSTART se tiene que ajustar a un valor más alto, y el retardo debe ser más bien corto.

Protección de equipos, como motores y generadoresEl ajuste tiene que estar bien por encima de la frecuencia existente "normal" másalta y bien por debajo de la frecuencia aceptable más alta para los equipos.



Protección de redes eléctricas, mediante deslastre de generaciónEl nivel de ajuste, la cantidad de niveles y la distancia entre dos niveles (en tiempoo frecuencia) dependen mucho de las características de la red eléctrica en cuestión.El tamaño de la "pérdida de carga más grande" en comparación con "el tamaño dela red eléctrica" es un parámetro crítico. En redes grandes, el deslastre degeneración se puede ajustar a un nivel de frecuencia bastante bajo, y por lo generalel retardo no es crítico. En redes más pequeñas, el nivel de frecuencia de arranquese tiene que ajustar a un valor más alto, y el retardo debe ser más bien corto.


Tabla 119: SAPTOF Grupo de ajustes (básicos)




StartFrequency 35.00 - 75.00 Hz 0.01 51.20 Ajuste de frecuencia/valor de arranque.


TimeDlyOperate 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo de operación enmodo de sobrefrecuencia/subfrecuencia.

TimeDlyReset 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo para reposición.

3.9.3 Protección de derivada de la frecuencia SAPFRC




Protección de derivada de la frecuencia SAPFRC

df/dt ><

SYMBOL-N V1 ES

81

3.9.3.1 Aplicación

El elemento de medición de la protección de derivada de la frecuencia (SAPFRC)se puede aplicar en todas las situaciones donde se necesite la detección fiable delcambio de la frecuencia fundamental de la tensión de la red eléctrica. SAPFRC sepuede utilizar tanto para la subida de la frecuencia como para la caída. SAPFRCproporciona una señal de salida adecuada para el deslastre de carga o degeneración, la aceleración del generador, la modificación del punto de ajuste deHVDC y el arranque de la turbina de gas. Muy a menudo, SAPFRC se utiliza juntocon una señal de baja frecuencia, especialmente en redes eléctricas pequeñas dondela pérdida de un generador relativamente grande requiere medidas correctivasrápidas para garantizar la integridad de la red. En esas situaciones, se requierenmedidas de deslastre de carga en un nivel de frecuencia bastante alto pero, junto



con una derivada de la frecuencia grande y negativa, la protección de subfrecuenciase puede utilizar con un ajuste bastante alto.


Los parámetros para la protección de derivada de la frecuencia SAPFRC se ajustana través de la HMI local o del PCM600.

Se deberían tener en cuenta todas las condiciones de la magnitud de frecuencia ytensión de la red donde SAPFRC lleva a cabo sus funciones. Lo mismo se aplica alequipo asociado, su frecuencia y característica de tiempo.

En especial, hay dos áreas de aplicación para SAPFRC:

1. Protección de equipos contra daños producidos por alta o baja frecuencia,como generadores, transformadores y motores.

2. Protección contra caída de una red eléctrica o parte de ella con deslastre decarga o generación en situaciones donde la carga y la generación no estánequilibradas.

SAPFRC se utiliza junto con una función de sobrefrecuencia o subfrecuencia enredes eléctricas pequeñas donde un solo evento puede causar un gran desequilibrioentre carga y generación. En esas situaciones, el deslastre de carga o generación sedebe producir muy rápido, y es posible que no haya suficiente tiempo para esperarhasta que la señal de frecuencia alcance un valor anómalo. Por lo tanto, se tomanmedidas en un nivel de frecuencia más cercano al nivel nominal primario si laderivada de la frecuencia es grande (con respecto al signo).

El valor START de SAPFRC se ajusta en Hz/s. Todos los ajustes relacionados conla magnitud de la tensión se realizan como porcentajes de una tensión baseajustable que, por lo general, está ajustada al nivel nominal primario de tensión(fase a fase) de la red eléctrica o el equipo de alta tensión en consideración.

SAPFRC no es instantáneo, ya que la función necesita un tiempo para suministrarun valor estable. Se recomienda tener un retardo lo suficientemente prolongadocomo para encargarse del ruido de la señal. Sin embargo, las etapas de tiempo, dela derivada de la frecuencia y de frecuencia entre las diferentes acciones podríanser críticas y, a veces, se requiere un tiempo de funcionamiento más corto, porejemplo, de hasta 70 ms.

Las redes industriales más pequeñas podrían experimentar una derivada de lafrecuencia de hasta 5 Hz/s debido a un solo evento. Incluso grandes redes eléctricaspueden formar pequeñas islas con un gran desequilibrio entre carga y generacióncuando se eliminan faltas graves (o combinaciones de faltas); se ha experimentadohasta 3 Hz/s cuando una isla pequeña estaba aislada de una red grande. Paraperturbaciones graves más "normales" en grandes redes eléctricas, la derivada de lafrecuencia es mucho menor, la mayoría de las veces solo una fracción de 1,0 Hz/s.




Tabla 120: SAPFRC Grupo de ajustes (básicos)



UBase 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Ajuste base para la tensión fase-fase enkV

StartFreqGrad -10.00 - 10.00 Hz/s 0.01 0.50 Valor de arranque de gradiente defrecuencia. El signo define el sentido.


tTrip 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Retardo de tiempo de operación en elmodo de gradiente de frecuencia pos./neg.

RestoreFreq 45.00 - 65.00 Hz 0.01 49.90 Restaurar frecuencia si la frecuencia essuperior al valor de frecuencia (Hz)

tRestore 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo de restauración

tReset 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo para reposición.

3.10 Protección multipropósito

3.10.1 Protección general de corriente y tensión CVGAPC




Protección general de corriente ytensión

CVGAPC - -


Una ruptura del aislamiento entre conductores de fase o entre un conductor de fasey tierra causa un cortocircuito o una falta a tierra . Estas faltas pueden causargrandes corrientes de falta y provocar daños graves en el equipo principal de la redeléctrica. Según la magnitud y el tipo de falta, se pueden utilizar distintasprotecciones de sobreintensidad, en base a la medición de los componentes de lacorriente de fase, tierra o secuencia, para eliminar estas faltas. Además, a veces esnecesario que estas protecciones de sobreintensidad sean direccionales y/o tengancontrol/restricción de tensión.

La protección de sobre/subtensión se aplica a elementos de la red eléctrica comogeneradores, transformadores, motores y líneas eléctricas con el fin de detectarcondiciones anómalas de tensión. Según el tipo de desviación de la tensión y el tipode condición anómala de la red eléctrica, se pueden utilizar distintas protecciones



de sobre/subtensión en base a la medición de los componentes de la tensión fase atierra, fase a fase, residual o de secuencia, a fin de detectar y solucionar ese incidente.

El IED se puede proporcionar con varios módulos de protección de la proteccióngeneral de corriente y tensión (CVGAPC). La función siempre está conectada aentradas de corriente trifásica y tensión trifásica en la herramienta deconfiguración, pero siempre mide una sola cantidad de corriente y de tensión queselecciona el usuario final en la herramienta de ajuste.

Cada módulo de la función CVGAPC tiene cuatro elementos de protecciónindependientes incorporados.

1. Dos etapas de sobreintensidad con las siguientes características incorporadas:• Retardo de tiempo definido o retardo TOC/IDMT de sobreintensidad de

tiempo inverso para ambas etapas.• Disponen de supervisión del segundo armónico para permitir solo el

funcionamiento de las etapas de sobreintensidad si el contenido delsegundo armónico en la corriente medida es inferior al nivel preestablecido.

• Disponen de supervisión direccional para permitir solo elfuncionamiento de las etapas de sobreintensidad si la ubicación de lafalta es en la dirección preestablecida (Forward o Reverse). Se puedeajustar el comportamiento durante la tensión de polarización de bajonivel (No direccional, Bloqueo, Memoria)

• Disponen de la característica de control/restricción de tensión paramodificar el nivel de activación de las etapas de sobreintensidad enproporción a la magnitud de la tensión medida.

• Disponen de una característica de restricción de corriente para permitirsolo el funcionamiento de las etapas de sobreintensidad si la cantidad decorriente medida es mayor que el porcentaje ajustado de la cantidad derestricción de corriente.

2. Dos etapas de subintensidad con las siguientes características incorporadas:• Retardo de tiempo definido para ambas etapas.

3. Dos etapas de sobretensión con las siguientes características incorporadas:• Retardo de tiempo definido o retardo TOC/IDMT de sobreintensidad de

tiempo inverso para ambas etapas.4. Dos etapas de subtensión con las siguientes características incorporadas:

• Retardo de tiempo definido o retardo TOC/IDMT de sobreintensidad detiempo inverso para ambas etapas.

Estos cuatro elementos de protección dentro de una función de protección generalfuncionan de forma independiente y se pueden activar o desactivar por separado.Sin embargo, se debe tener en cuenta, una vez más, que estos cuatro elementos deprotección miden una sola cantidad de corriente seleccionada y una sola cantidadde tensión seleccionada (consulte la tabla 121 y la tabla 122). Es posible utilizar loscuatro elementos y sus etapas individuales al mismo tiempo. A veces, para obtenerla funcionalidad deseada de la aplicación, es necesario proporcionar interacción



entre dos elementos/etapas de protección o más dentro de una función CVGAPC,mediante la configuración adecuada del IED (por ejemplo, protección de máquinainactiva para generadores).

Selección de corriente y tensión para la función CVGAPCLa función CVGAPC siempre está conectada a entradas de corriente trifásica ytensión trifásica en la herramienta de configuración, pero siempre mide solo lacantidad de corriente y de tensión que selecciona el usuario final en la herramientade ajuste (cantidad de corriente seleccionada y cantidad de tensión seleccionada).

Mediante el parámetro de ajuste CurrentInput, el usuario puede seleccionar lamedición de una sola de las siguientes cantidades de corriente que se observan enla tabla 121.

Tabla 121: Selección disponible para cantidad de corriente dentro de la función CVGAPC

Valor ajustado para elparámetro "CurrentInput"

Comentario

1 phase1 La función CVGAPC mide el fasor de tensión de la fase L1 .



4 PosSeq La función CVGAPC mide el fasor de corriente de secuenciapositiva calculado internamente.

5 NegSeq La función CVGAPC mide el fasor de corriente de secuencianegativa calculado internamente.

6 3 · ZeroSeq La función CVGAPC mide el fasor de corriente de secuenciacero calculado internamente, multiplicado por el factor 3.

7 MaxPh La función CVGAPC mide el fasor de corriente de la fase conla mayor magnitud.

8 MinPh La función CVGAPC mide el fasor de corriente de la fase conla menor magnitud.

9 UnbalancePh La función CVGAPC mide la magnitud de la corriente dedesequilibrio, que se calcula internamente como la diferenciade magnitud algebraica entre el fasor de corriente de la fasecon mayor magnitud y el fasor de corriente de la fase conmenor magnitud. El ángulo de fase está ajustado a 0° todo eltiempo.

10 phase1-phase2 La función CVGAPC mide el fasor de corriente calculadointernamente como la diferencia de vector entre el fasor decorriente de la fase L1 y el fasor de corriente de la fase L2 (IL1-IL2)

11 phase2-phase3 La función CVGAPC mide el fasor de corriente calculadointernamente como la diferencia de vector entre el fasor decorriente de la fase L2 y el fasor de corriente de la fase L3 (IL2-IL3)

12 phase3-phase1 La función CVGAPC mide el fasor de corriente calculadointernamente como la diferencia de vector entre el fasor decorriente de la fase L3 y el fasor de corriente de la fase L1 ( IL3-IL1)




Valor ajustado para elparámetro "CurrentInput"

Comentario

13 MaxPh-Ph La función CVGAPC mide el fasor de corriente fase a fase demayor magnitud.

14 MinPh-Ph La función CVGAPC mide el fasor de corriente fase a fase demenor magnitud.

15 UnbalancePh-Ph La función CVGAPC mide la magnitud de la corriente dedesequilibrio, que se calcula internamente como la diferenciade magnitud algebraica entre el fasor de corriente fase a fasecon mayor magnitud y el fasor de corriente fase a fase conmenor magnitud. El ángulo de fase está ajustado a 0° todo eltiempo.

Mediante el parámetro de ajuste VoltageInput, el usuario puede seleccionar lamedición de una sola de las siguientes cantidades de tensión que se observan en latabla 122.

Tabla 122: Selección disponible para cantidad de tensión dentro de la función CVGAPC

Valor ajustado para elparámetro "VoltageInput"

Comentario




4 PosSeq La función CVGAPC mide el fasor de tensión de secuenciapositiva calculado internamente.

5 -NegSeq La función CVGAPC mide el fasor de tensión de secuencianegativa calculado internamente. Este fasor de tensión se giraintencionalmente a 180° a fin de permitir ajustes más simplesde la característica direccional cuando se utiliza.

6 -3*ZeroSeq La función CVGAPC mide el fasor de tensión de secuenciacero calculado internamente, multiplicado por el factor 3. Estefasor de tensión se gira intencionalmente a 180° a fin depermitir ajustes más simples de la característica direccionalcuando se usa.

7 MaxPh La función CVGAPC mide el fasor de tensión de la fase demayor magnitud.

8 MinPh La función CVGAPC mide el fasor de tensión de la fase demenor magnitud.

9 UnbalancePh La función CVGAPC mide la magnitud de la tensión dedesequilibrio, que se calcula internamente como la diferenciade magnitud algebraica entre el fasor de tensión de la fasecon mayor magnitud y el fasor de tensión de la fase conmenor magnitud. El ángulo de fase está ajustado a 0° todo eltiempo.

10 phase1-phase2 La función CVGAPC mide el fasor de tensión calculadointernamente como la diferencia de vector entre el fasor detensión de la fase L1 y el fasor de tensión de la fase L2 (UL1-UL2)





Valor ajustado para elparámetro "VoltageInput"

Comentario


13 MaxPh-Ph La función CVGAPC mide el fasor de tensión fase a fase demayor magnitud.

14 MinPh-Ph La función CVGAPC mide el fasor de tensión fase a fase demenor magnitud.

15 UnbalancePh-Ph La función CVGAPC mide la magnitud de la tensión dedesequilibrio, que se calcula internamente como la diferenciade magnitud algebraica entre el fasor de tensión fase a fasecon mayor magnitud y el fasor de tensión fase a fase conmenor magnitud. El ángulo de fase está ajustado a 0° todo eltiempo.

Es importante tener en cuenta que la selección de tensión de la tabla 122 se puedeaplicar siempre, independientemente de las conexiones del TT externas reales. Lasentradas trifásicas del TT se pueden conectar al IED ya sea como tensionestrifásicas a tierra UL1, UL2 & UL3 o como tres tensiones fase a fase UL1L2, UL2L3 &UL3L1VAB, VBC y VCA. Esta información sobre la conexión del TT real seintroduce como parámetro de ajuste para el bloque de preprocesamiento, quedespués lo procesa automáticamente.

Cantidades base para la función CVGAPCEl ajuste de los parámetros para las cantidades base, que representan la base(100%) para los niveles de activación de todas las etapas de medición, se debeintroducir como parámetros de ajuste para cada función CVGAPC.

La corriente base se debe introducir como:

1. corriente de fase nominal del objeto protegido en amperios primarios cuandola cantidad de corriente medida se selecciona de 1 a 9, como se observa en latabla 121.

2. corriente de fase nominal del objeto protegido en amperios primarios,multiplicada por √3 (1,732 x Iphase), cuando la cantidad de corriente medidase selecciona de 10 a 15, como se observa en la tabla 121.

La tensión base se debe introducir como:

1. tensión nominal fase a tierra del objeto protegido en kV primarios cuando lacantidad de tensión medida se selecciona de 1 a 9, como se observa en la tabla122.

2. tensión nominal fase a fase del objeto protegido en kV primarios cuando lacantidad de tensión medida se selecciona de 10 a 15, como se observa en latabla 122.



Posibilidades de aplicaciónGracias a su gran flexibilidad, la función de protección general de corriente ytensión (CVGAPC) se puede utilizar en muchas aplicaciones, con la configuracióny los ajustes adecuados. A continuación se mencionan algunos ejemplos posibles:

1. Aplicaciones en líneas y transformadores:• Protección de subimpedancia (característica no direccional circular)• Protección de subimpedancia (característica mho circular)• Protección de sobreintensidad con control/restricción de tensión• Protección de sobreintensidad (direccional o no direccional) de secuencia

negativa/positiva/cero o de fase• Protección de sobretensión/subtensión de secuencia negativa/positiva/

cero o de fase o fase a fase• Protección especial de sobrecarga térmica• Protección de fase abierta• Protección de desequilibrio

2. Protección de generador• Protección del 80%-95% de faltas a tierra del estator (3Uo medida o

calculada)• Protección de faltas a tierra del rotor (con unidad de inyección externa

COMBIFLEX RXTTE4)• Protección de subimpedancia• Protección de sobreintensidad con control/restricción de tensión• Protección de respaldo diferencial y entre espiras (protección de

sobreintensidad direccional de secuencia negativa conectada a los TC delterminal de alta tensión mirando hacia el generador)

• Protección de sobrecarga del estator• Protección de sobrecarga del rotor• Protección de pérdida de excitación (protección de sobreintensidad

direccional de secuencia positiva)• Protección de potencia baja hacia delante/potencia inversa (protección de

sobreintensidad direccional de secuencia positiva, sensibilidad al 2%)• Protección de energización inadvertida/máquina muerta• Protección de descarga disruptiva del cabezal del interruptor• Detección de sincronización incorrecta• Alarma y protección sensible de sobreintensidad se secuencia negativa

del generador• Protección de sobretensión/subtensión de secuencia negativa/positiva/

cero o de fase o fase a fase• Detección de salto de vector (en base a la sobreintensidad direccional de

secuencia positiva)• Energización inadvertida del generador

Energización inadvertida del generadorCuando el generador se deja fuera de servicio y está parado, existe el riesgo de queel interruptor del generador se cierre por error.



La energización trifásica de un generador, que se puede encontrar parado ogirando, hace que se comporte de un modo similar a un motor de inducción yacelere. En este punto, la máquina básicamente representa la reactanciasubtransitoria al sistema y se puede esperar que obtenga de 1 a 4 p.u. de corriente,según la impedancia del sistema equivalente. La tensión del terminal de la máquinapuede ir del 20% al 70% de la tensión nominal, de nuevo, según la impedancia delsistema equivalente (incluso el transformador del bloque). Si el generador estáconectado a un sistema potente, se pueden esperar cantidades más altas de corrientey tensión de la máquina (de 3 a 4 p.u. de corriente y del 50% al 70% de la tensiónnominal). Los valores más bajos de corriente y tensión (1 y 2 p.u. y del 20% al40% de la tensión nominal) son representativos de sistemas más débiles.

Como un generador se comporta de manera similar a un motor de inducción, sedesarrollan corrientes altas en el rotor durante el período de aceleramiento. Aunqueel rotor puede tener daños térmicos por las corrientes excesivamente altas, eltiempo de daño térmico es de unos pocos segundos. Sin embargo, debepreocuparnos mucho más el cojinete, que se puede dañar en una fracción desegundo debido a la baja presión del aceite. Por lo tanto, es fundamental que seproporcione un disparo de alta velocidad. Este disparo debe ser casi instantáneo (<100 ms).

Existe el riesgo de que la corriente que entra al generador durante la energizacióninadvertida se limite y que la protección de subimpedancia o sobreintensidad"normal" no detecte esta situación peligrosa. El retardo de estas funciones deprotección puede ser demasiado largo. La protección de potencia inversa puededetectar la situación, pero el tiempo de funcionamiento de esta protección es serdemasiado largo.

Por lo tanto, para máquinas grandes e importantes, se debería incluir unaprotección rápida contra energización inadvertida en el esquema de protección.

La protección contra energización inadvertida se puede realizar mediante unacombinación de las protecciones de subtensión, sobretensión y sobreintensidad. Laprotección de subtensión detecta, con un retardo de 10 s por ejemplo, la situaciónen la que un generador no está conectado a la red (parado) y activa la función desobreintensidad. La protección de sobretensión detecta la situación en la que ungenerador entra en funcionamiento y desactiva la función de sobreintensidad. Laprotección de sobreintensidad tiene un valor de activación de aproximadamente el50% de la corriente nominal del generador. El retardo del disparo es deaproximadamente 50 ms.




Tabla 123: CVGAPC Grupo de ajustes (básicos)



CurrentInput fase 1fase 2fase 3SecPosSecNeg3*SecCeroMáxFaseMínFaseDesequilibrioFasefase 1-fase 2fase 2-fase 3fase3-fase1MáxFase-FaseMínFase-FaseDesequilibrioFase-Fase

- - MáxFase Seleccionar señal de corriente que semedirá dentro de la función


VoltageInput fase 1fase 2fase 3SecPos-SecNeg-3*SecCeroMáxFaseMínFaseDesequilibrioFasefase 1-fase 2fase 2-fase 3fase3-fase1MáxFase-FaseMínFase-FaseDesequilibrioFase-Fase

- - MáxFase Seleccionar señal de tensión que semedirá dentro de la función


OperHarmRestr OffOn

- - Off Operación de restricción de 2º armónicoOff/On

l_2nd/l_fund 10.0 - 50.0 % 1.0 20.0 Relación entre el fundamental y segundoarmónico de Corriente, en %

BlkLevel2nd 10 - 5000 %IB 1 5000 Análisis de daños desactivado porencima de nivel de Corriente en % Ibase

EnRestrainCurr OffOn

- - Off Habilitar función de restricción porCorriente On/Off

RestrCurrInput SecPosSecNeg3*SecCeroMáx.

- - SecPos Seleccionar la señal de Corriente que seutilizará para la restricción por Corriente

RestrCurrCoeff 0.00 - 5.00 - 0.01 0.00 Coeficiente de Corriente de restricción

RCADir -180 - 180 Grad 1 -75 Ángulo característico del relé

ROADir 1 - 90 Grad 1 75 Ángulo de operación del relé




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónLowVolt_VM 0.0 - 5.0 %UB 0.1 0.5 Por debajo de este nivel, en % de

Ubase, el ajuste ActBajVolt prevale

Operation_OC1 OffOn

- - Off Operación por OC1 Off/On

StartCurr_OC1 2.0 - 5000.0 %IB 1.0 120.0 Nivel de Corriente de operación paraOC1 en % de Ibase

CurveType_OC1 ANSI Extrem. Inv.ANSI muy inv.ANSI Norm. Inv.ANSI Moder. Inv.ANSI Tiempo Def.Inv. L.T.E.Inv. L.T.V.Inv. L.T.IEC Norm. Inv.IEC muy inv.IEC Inv.IEC Extrem. Inv.IEC T.C. Inv.IEC T.L. Inv.IEC Tiempo Def.ProgramableTipo RITipo RD

- - ANSI Tiempo Def. Selección del tipo de curva de retardo detiempo etapa OC1

tDef_OC1 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.50 Retardo de tiempo independiente(definido) de OC1

k_OC1 0.05 - 999.00 - 0.01 0.30 Multiplicador de tiempo para retardo detiempo dependiente para OC1

tMin_OC1 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.05 Tiempo mínimo de operación paracurvas IEC Inv. para OC1

VCntrlMode_OC1 Control de tensiónControl de entradaControl de tensión/entradaOff

- - Off Modo de control para función OC1controlada por tensión

VDepMode_OC1 EtapaGradiente

- - Etapa Modo dependiente de tensión OC1(etapa, pendiente)

VDepFact_OC1 0.02 - 5.00 - 0.01 1.00 Factor de multiplicación para inicio de Icuando OC1 depende de U

ULowLimit_OC1 1.0 - 200.0 %UB 0.1 50.0 Ajuste de límite de tensión bajo OC1 en% de Ubase

UHighLimit_OC1 1.0 - 200.0 %UB 0.1 100.0 Ajuste de límite de tensión alto OC1 en% de Ubase

HarmRestr_OC1 OffOn

- - Off Habilitar bloqueo de OC1 por restricciónde 2º armónico

DirMode_OC1 No direccionalFijo a ZA y ZBHacia atrás

- - No direccional Modo direccional de OC1 (nodireccional, hacia delante, hacia atrás)

DirPrinc_OC1 I&UIcosPhi&U

- - I&U Medición en I&U o IcosPhi&U para OC1

ActLowVolt1_VM No direccionalBloqueoMemoria

- - No direccional Acción de nivel de tensión bajo paraDir_OC1 (Nodir, Bloqc, Mem)




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónOperation_OC2 Off

On- - Off Operación por OC2 Off/On

StartCurr_OC2 2.0 - 5000.0 %IB 1.0 120.0 Nivel de Corriente de operación paraOC2 en % de Ibase

CurveType_OC2 ANSI Extrem. Inv.ANSI muy inv.ANSI Norm. Inv.ANSI Moder. Inv.ANSI Tiempo Def.Inv. L.T.E.Inv. L.T.V.Inv. L.T.IEC Norm. Inv.IEC muy inv.IEC Inv.IEC Extrem. Inv.IEC T.C. Inv.IEC T.L. Inv.IEC Tiempo Def.ProgramableTipo RITipo RD

- - ANSI Tiempo Def. Selección del tipo de curva de retardo detiempo etapa OC2

tDef_OC2 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.50 Retardo de tiempo independiente(definido) de OC2

k_OC2 0.05 - 999.00 - 0.01 0.30 Multiplicador de tiempo para retardo detiempo dependiente para OC2

tMin_OC2 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.05 Tiempo mínimo de operación paracurvas IEC Inv. para OC2

VCntrlMode_OC2 Control de tensiónControl de entradaControl de tensión/entradaOff

- - Off Modo de control para función OC2controlada por tensión

VDepMode_OC2 EtapaGradiente

- - Etapa Modo dependiente de tensión OC2(etapa, pendiente)

VDepFact_OC2 0.02 - 5.00 - 0.01 1.00 Factor de multiplicación para inicio de Icuando OC2 depende de U

ULowLimit_OC2 1.0 - 200.0 %UB 0.1 50.0 Ajuste de límite de tensión bajo OC2 en% de Ubase

UHighLimit_OC2 1.0 - 200.0 %UB 0.1 100.0 Ajuste de límite de tensión alto OC2 en% de Ubase

HarmRestr_OC2 OffOn

- - Off Habilitar bloqueo de OC2 por restricciónde 2º armónico

DirMode_OC2 No direccionalFijo a ZA y ZBHacia atrás

- - No direccional Modo direccional de OC2 (nodireccional, hacia delante, hacia atrás)

DirPrinc_OC2 I&UIcosPhi&U

- - I&U Medición en I&U o IcosPhi&U para OC2

ActLowVolt2_VM No direccionalBloqueoMemoria

- - No direccional Acción de nivel de tensión bajo paraDir_OC2 (Nodir, Bloqc, Mem)

Operation_UC1 OffOn

- - Off Operación por UC1 Off/On




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónEnBlkLowI_UC1 Off

On- - Off Habilitar bloqueo por nivel de corriente

baja interna para UC1

BlkLowCurr_UC1 0 - 150 %IB 1 20 Nivel de bloqueo por corriente bajainterna para UC1 en % de Ibase

StartCurr_UC1 2.0 - 150.0 %IB 1.0 70.0 Nivel de subintensidad de operaciónpara UC1 en % de Ibase

tDef_UC1 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.50 Retardo de tiempo independiente(definido) de UC1

tResetDef_UC1 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposiciónempleado para curva IEC TiempoDefinido UC1

HarmRestr_UC1 OffOn

- - Off Habilitar bloqueo de UC1 por restricciónde 2º armónico

Operation_UC2 OffOn

- - Off Operación por UC2 Off/On

EnBlkLowI_UC2 OffOn

- - Off Habilitar bloqueo por nivel de corrientebaja interna para UC2

BlkLowCurr_UC2 0 - 150 %IB 1 20 Nivel de bloqueo por corriente bajainterna para UC2 en % de Ibase

StartCurr_UC2 2.0 - 150.0 %IB 1.0 70.0 Nivel de subintensidad de operaciónpara UC2 en % de Ibase

tDef_UC2 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.50 Retardo de tiempo independiente(definido) de UC2

HarmRestr_UC2 OffOn

- - Off Habilitar bloqueo de UC2 por restricciónde 2º armónico

Operation_OV1 OffOn

- - Off Operación por OV1 Off/On

StartVolt_OV1 2.0 - 200.0 %UB 0.1 150.0 Nivel de tensión de operación para OV1en % de Ubase

CurveType_OV1 Tiempo definidoCurva inversa ACurva inversa BCurva inversa CCurva inv.prog.

- - Tiempo definido Selección del tipo de curva de retardo detiempo etapa OV1

tDef_OV1 0.00 - 6000.00 s 0.01 1.00 Retardo de tiempo de operación en spara uso de tiempo definido para OV1

tMin_OV1 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.05 Tiempo mínimo de operación paracurvas IDMT en OV1

k_OV1 0.05 - 999.00 - 0.01 0.30 Multiplicador de tiempo para retardo detiempo dependiente para OV1

Operation_OV2 OffOn

- - Off Operación por OV2 Off/On

StartVolt_OV2 2.0 - 200.0 %UB 0.1 150.0 Nivel de tensión de operación para OV2en % de Ubase

CurveType_OV2 Tiempo definidoCurva inversa ACurva inversa BCurva inversa CCurva inv.prog.

- - Tiempo definido Selección del tipo de curva de retardo detiempo etapa OV2

tDef_OV2 0.00 - 6000.00 s 0.01 1.00 Retardo de tiempo de operación en spara uso de tiempo definido para OV2




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntMin_OV2 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.05 Tiempo mínimo de operación para

curvas IDMT en OV2

k_OV2 0.05 - 999.00 - 0.01 0.30 Multiplicador de tiempo para retardo detiempo dependiente para OV2

Operation_UV1 OffOn

- - Off Operación por UV1 Off/On

StartVolt_UV1 2.0 - 150.0 %UB 0.1 50.0 Nivel de subtensión de operación paraUV1 en % de Ubase

CurveType_UV1 Tiempo definidoCurva inversa ACurva inversa BCurva inv.prog.

- - Tiempo definido Selección del tipo de curva de retardo detiempo etapa UV1

tDef_UV1 0.00 - 6000.00 s 0.01 1.00 Retardo de tiempo de operación en spara uso de tiempo definido para UV1

tMin_UV1 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.05 Tiempo mínimo de operación paracurvas IDMT en UV1

k_UV1 0.05 - 999.00 - 0.01 0.30 Multiplicador de tiempo para retardo detiempo dependiente para UV1

EnBlkLowV_UV1 OffOn

- - On Habilitar bloqueo interno por nivel detensión bajo para UV1

BlkLowVolt_UV1 0.0 - 5.0 %UB 0.1 0.5 Nivel de bloqueo interno por nivel detensión bajo para UV1 en % de Ubase

Operation_UV2 OffOn

- - Off Operación por UV2 Off/On

StartVolt_UV2 2.0 - 150.0 %UB 0.1 50.0 Nivel de subtensión de operación paraUV2 en % de Ubase

CurveType_UV2 Tiempo definidoCurva inversa ACurva inversa BCurva inv.prog.

- - Tiempo definido Selección del tipo de curva de retardo detiempo etapa UV2

tDef_UV2 0.00 - 6000.00 s 0.01 1.00 Retardo de tiempo de operación en spara uso de tiempo definido para UV2

tMin_UV2 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.05 Tiempo mínimo de operación paracurvas IDMT en UV2

k_UV2 0.05 - 999.00 - 0.01 0.30 Multiplicador de tiempo para retardo detiempo dependiente para UV2

EnBlkLowV_UV2 OffOn

- - On Habilitar bloqueo interno por nivel detensión bajo para UV2

BlkLowVolt_UV2 0.0 - 5.0 %UB 0.1 0.5 Nivel de bloqueo interno por nivel detensión bajo para UV2 en % de Ubase



Tabla 124: CVGAPC Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCurrMult_OC1 1.0 - 10.0 - 0.1 2.0 Multiplicador para el valor de ajuste de

Corriente para OC1

ResCrvType_OC1 InstantáneoRepos. IECReposición ANSI

- - Instantáneo Selección de tipo de curva de reposiciónpara OC1

tResetDef_OC1 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposiciónempleado para curva IEC TiempoDefinido OC1

P_OC1 0.001 - 10.000 - 0.001 0.020 Parámetro P para curva programablepor usuario OC1

A_OC1 0.000 - 999.000 - 0.001 0.140 Parámetro A para curva programablepor usuario OC1

B_OC1 0.000 - 99.000 - 0.001 0.000 Parámetro B para curva programablepor usuario OC1

C_OC1 0.000 - 1.000 - 0.001 1.000 Parámetro C para curva programablepor usuario OC1

PR_OC1 0.005 - 3.000 - 0.001 0.500 Parámetro PR para curva programablepor usuario OC1

TR_OC1 0.005 - 600.000 - 0.001 13.500 Parámetro TR para curva programablepor usuario OC1

CR_OC1 0.1 - 10.0 - 0.1 1.0 Parámetro CR para curva programablepor usuario OC1

CurrMult_OC2 1.0 - 10.0 - 0.1 2.0 Multiplicador para el valor de ajuste deCorriente para OC2

ResCrvType_OC2 InstantáneoRepos. IECReposición ANSI

- - Instantáneo Selección de tipo de curva de reposiciónpara OC2

tResetDef_OC2 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposiciónempleado para curva IEC TiempoDefinido OC2

P_OC2 0.001 - 10.000 - 0.001 0.020 Parámetro P para curva programablepor usuario OC2

A_OC2 0.000 - 999.000 - 0.001 0.140 Parámetro A para curva programablepor usuario OC2

B_OC2 0.000 - 99.000 - 0.001 0.000 Parámetro B para curva programablepor usuario OC2

C_OC2 0.000 - 1.000 - 0.001 1.000 Parámetro C para curva programablepor usuario OC2

PR_OC2 0.005 - 3.000 - 0.001 0.500 Parámetro PR para curva programablepor usuario OC2

TR_OC2 0.005 - 600.000 - 0.001 13.500 Parámetro TR para curva programablepor usuario OC2

CR_OC2 0.1 - 10.0 - 0.1 1.0 Parámetro CR para curva programablepor usuario OC2

tResetDef_UC2 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposiciónempleado para curva IEC TiempoDefinido UC2




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónResCrvType_OV1 Instantáneo

TemporizadorcongeladoDecrecimientolineal

- - Instantáneo Selección de tipo de curva de reposiciónpara OV1

tResetDef_OV1 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposición en spara uso de tiempo definido para OV1

tResetIDMT_OV1 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposición en spara curvas IDMT de OV1

A_OV1 0.005 - 999.000 - 0.001 0.140 Parámetro A para curva programablepor usuario OV1

B_OV1 0.500 - 99.000 - 0.001 1.000 Parámetro B para curva programablepor usuario OV1

C_OV1 0.000 - 1.000 - 0.001 1.000 Parámetro C para curva programablepor usuario OV1

D_OV1 0.000 - 10.000 - 0.001 0.000 Parámetro D para curva programablepor usuario OV1

P_OV1 0.001 - 10.000 - 0.001 0.020 Parámetro P para curva programablepor usuario OV1

ResCrvType_OV2 InstantáneoTemporizadorcongeladoDecrecimientolineal

- - Instantáneo Selección de tipo de curva de reposiciónpara OV2

tResetDef_OV2 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposición en spara uso de tiempo definido para OV2

tResetIDMT_OV2 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposición en spara curvas IDMT de OV2

A_OV2 0.005 - 999.000 - 0.001 0.140 Parámetro A para curva programablepor usuario OV2

B_OV2 0.500 - 99.000 - 0.001 1.000 Parámetro B para curva programablepor usuario OV2

C_OV2 0.000 - 1.000 - 0.001 1.000 Parámetro C para curva programablepor usuario OV2

D_OV2 0.000 - 10.000 - 0.001 0.000 Parámetro D para curva programablepor usuario OV2

P_OV2 0.001 - 10.000 - 0.001 0.020 Parámetro P para curva programablepor usuario OV2

ResCrvType_UV1 InstantáneoTemporizadorcongeladoDecrecimientolineal

- - Instantáneo Selección de tipo de curva de reposiciónpara UV1

tResetDef_UV1 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposición en spara uso de tiempo definido para UV1

tResetIDMT_UV1 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposición en spara curvas IDMT de UV1

A_UV1 0.005 - 999.000 - 0.001 0.140 Parámetro A para curva programablepor usuario UV1

B_UV1 0.500 - 99.000 - 0.001 1.000 Parámetro B para curva programablepor usuario UV1




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónC_UV1 0.000 - 1.000 - 0.001 1.000 Parámetro C para curva programable

por usuario UV1

D_UV1 0.000 - 10.000 - 0.001 0.000 Parámetro D para curva programablepor usuario UV1

P_UV1 0.001 - 10.000 - 0.001 0.020 Parámetro P para curva programablepor usuario UV1

ResCrvType_UV2 InstantáneoTemporizadorcongeladoDecrecimientolineal

- - Instantáneo Selección de tipo de curva de reposiciónpara UV2

tResetDef_UV2 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposición en spara uso de tiempo definido para UV2

tResetIDMT_UV2 0.00 - 6000.00 s 0.01 0.00 Retardo de tiempo de reposición en spara curvas IDMT de UV2

A_UV2 0.005 - 999.000 - 0.001 0.140 Parámetro A para curva programablepor usuario UV2

B_UV2 0.500 - 99.000 - 0.001 1.000 Parámetro B para curva programablepor usuario UV2

C_UV2 0.000 - 1.000 - 0.001 1.000 Parámetro C para curva programablepor usuario UV2

D_UV2 0.000 - 10.000 - 0.001 0.000 Parámetro D para curva programablepor usuario UV2

P_UV2 0.001 - 10.000 - 0.001 0.020 Parámetro P para curva programablepor usuario UV2

3.11 Supervisión del sistema secundario

3.11.1 Supervisión del circuito de corriente CCSRDIF




Supervisión del circuito de corriente CCSRDIF - 87


Los núcleos de los transformadores de corriente abiertos o en cortocircuito puedenprovocar un funcionamiento no deseado de muchas funciones de protección, comolas funciones de corriente diferencial de falta a tierra y de corriente de secuencianegativa. Cuando hay disponibles corrientes de dos juegos de TC trifásicosindependientes, o núcleos del TC, que miden las mismas corrientes primarias, sepuede disponer de una supervisión fiable del circuito de corriente mediante lacomparación de las corrientes de ambos juegos. Si se detecta un error en cualquiercircuito del TC, las funciones de protección involucradas se pueden bloquear y sepuede emitir una alarma.



Si las corrientes son grandes, la saturación transitoria desigual de los núcleos delTC con diferente remanencia o diferente factor de saturación puede provocardiferencias en las corrientes secundarias de los dos juegos de TC. Se debe evitar elbloqueo no deseado de las funciones de protección durante la etapa transitoria.

La supervisión del circuito de corriente CCSRDIF debe ser sensible y tener uncorto tiempo de funcionamiento para poder evitar el disparo no deseado de lasprotecciones numéricas sensibles y de rápida acción si hay circuitos secundariosdel TC defectuosos.

Los circuitos del TC abiertos producen tensiones extremadamentealtas, que pueden dañar el aislamiento y provocar nuevos problemas.Por lo tanto, esto se debe tener en cuenta durante la aplicación,sobre todo, si se bloquean las funciones de protección.


La supervisión del circuito de corriente CCSRDIF compara la corriente residual deun juego trifásico de núcleos de transformadores de corriente con la corriente depunto neutro en una entrada separada tomada de otro juego de núcleos del mismotransformador de corriente.

La corriente mínima de funcionamiento, IMinOp, se debe ajustar como mínimo aldoble de la corriente residual en los circuitos del TC supervisados, en condicionesde servicio normales y con corriente primaria nominal.

El parámetro Ip>Block por lo general se ajusta a 150% para bloquear la funcióndurante condiciones transitorias.

La salida FAIL se conecta a la entrada de bloqueo de la función de protección quese debe bloquear por circuitos secundarios del TC defectuosos.


Tabla 125: CCSRDIF Grupo de ajustes (básicos)



IBase 1 - 99999 A 1 3000 Valor IBase para detectores de nivel decorriente

IMinOp 5 - 200 %IB 1 20 Nivel de mínimo diferencial de corrientede operación en % de IBase

Tabla 126: CCSRDIF Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIp>Block 5 - 500 %IB 1 150 Bloqueo de función por corriente de fase

alta, en % de IBase



3.11.2 Supervisión de fallo de fusible SDDRFUF




Supervisión de fallo de fusible SDDRFUF - -


Las diferentes funciones de protección dentro del IED de protección funcionan enbase a la tensión medida en el punto del relé. Por ejemplo:

• función de protección de distancia• función de subtensión y sobretensión• función de comprobación de sincronismo y comprobación de tensión para la

lógica de alimentación débil.

Estas funciones pueden entrar en funcionamiento accidentalmente si se produceuna falta en los circuitos secundarios entre los transformadores de medida detensión y el IED.

Es posible tomar distintas medidas para evitar dichos funcionamientosaccidentales. Una de estas posibilidades son los interruptores automáticos de loscircuitos de medición de tensión, que están ubicados lo más cerca posible de lostransformadores de medida de tensión. Otras posibilidades abarcan el uso de IEDde monitorización separados o elementos de monitorización de fallo de fusiblesseparados dentro de la protección. Estas soluciones se combinan para lograr elmejor efecto posible en la función de supervisión de fallo de fusible (SDDRFUF).

La función de supervisión de fallo de fusible, como está incorporada en losproductos IED, puede funcionar en base a señales binarias externas desde elinterruptor automático o desde el seccionador de línea. El primer caso influye en elfuncionamiento de todas las funciones dependientes de la tensión mientras que elsegundo no afecta las funciones de medición de impedancia.

Se recomienda el uso del algoritmo de detección de secuencia negativa, que se basaen cantidades de medición de secuencia negativa, un valor alto de tensión 3U2 sinla presencia de la corriente de secuencia negativa 3I2, para redes aisladas o depuesta a tierra de alta impedancia.

Se recomienda el uso del algoritmo de detección de secuencia cero, que se basa encantidades de medición de secuencia cero, un valor alto de tensión 3U0 sin lapresencia de la corriente residual 3I0para redes de neutro rígido a tierra o de bajaimpedancia. En los casos donde la línea tiene una alimentación débil de corrientede secuencia cero, se debe evitar esta función.

Se puede agregar un criterio basado en mediciones de corriente en triángulo y detensión en triángulo a la función de supervisión de fallo de fusible a fin de detectar



un fallo de fusible trifásico, lo cual, en términos prácticos, se asocia más con laconmutación del transformador de tensión durante maniobras en la estación.


GeneralLas tensiones y corrientes de secuencia cero y de secuencia negativa existensiempre debido a diferentes asimetrías en la red primaria y a diferencias en lostransformadores de medida de corriente y de tensión. El valor mínimo para elfuncionamiento de los elementos de medición de corriente y tensión se debe ajustarsiempre con un margen de seguridad del 10 al 20%, dependiendo de lascondiciones de funcionamiento de la red.

Preste atención especial a la asimetría en las cantidades de medición cuando seutiliza la función en líneas largas no transpuestas, en líneas de multicircuitos, etc.

Los ajustes de la secuencia negativa, la secuencia cero y el algoritmo en triángulose realizan en un porcentaje de la tensión base y la corriente base para la función,UBase y IBase respectivamente. Ajuste UBase a la tensión de fase a fase nominalprimaria del transformador de tensión potencial e IBase a la corriente nominalprimaria del transformador de corriente.

Ajuste de parámetros comunesAjuste el selector de modo de funcionamiento Operation a On para liberar lafunción de fallo de fusible.

El umbral de tensión USealIn< se utiliza para identificar condiciones de tensiónbaja en la red. Ajuste USealIn< por debajo de la tensión de funcionamiento mínimaque se pueda producir durante condiciones de emergencia. Proponemos un ajustede aproximadamente el 70% de UBase.

El tiempo de caída de 200 ms para la detección de fase muerta hace que serecomiende ajustar siempre SealIn a On dado que esto asegura una indicación defallo de fusible ante un fallo de fusible persistente cuando se cierra el interruptorlocal, cuando la línea ya se ha energizado desde el otro extremo. Cuando elinterruptor remoto se cierra, la tensión vuelve excepto en la fase que tenga un fallode fusible persistente. Dado que el interruptor local está abierto, no hay corriente yla indicación de fase muerta persiste en la fase con el fusible fundido. Cuando secierra el interruptor local, la corriente comienza a circular y la función detecta lasituación de fallo de fusible. Pero debido al temporizador de caída de 200 ms, lasalida BLKZ no se activa hasta después de 200 ms. Esto significa que las funcionesde distancia no están bloqueadas y, debido a la situación de “falta de tensión peropresencia de corriente”, se podría emitir un disparo.

El selector del modo de funcionamiento OpMode ha sido introducido para unamejor adaptación a los requerimientos de la red. El selector de modo hace posibleseleccionar interacciones entre los algoritmos de secuencia negativa y de secuenciacero. En aplicaciones normales, OpMode se ajusta a UNsINs para seleccionaralgoritmos de secuencia negativa o a UZsIZs para algoritmos basados en secuencia



cero. Si el estudio de la red o las experiencias de campo demuestran que existeriesgo de que la función de fallo de fusible no se active debido a las condiciones dela red, la fiabilidad de la función de fallo de fusible se puede aumentar si OpModese ajusta a UZsIZs OR UNsINs o a OptimZsNs. En el modo UZsIZs OR UNsINs,se activan tanto el algoritmo basado en secuencia cero como el de secuencianegativa y funcionan en condición OR. También en modo OptimZsNs, se activantanto el algoritmo basado en secuencia cero como el de secuencia negativa, yfunciona el que tiene la magnitud más alta de corriente de secuencia negativamedida. Si surge la necesidad de aumentar la seguridad de la función de fallo defusible, se puede ajustar OpMode a UZsIZs AND UNsINs, lo cual da comoresultado que el algoritmo de secuencia cero y el de secuencia negativa se activen yfuncionen en una condición AND, es decir, ambos algoritmos deben establecercondiciones para el bloqueo a fin de activar las señales de salida BLKU o BLKZ.

Basada en secuencia negativaEl valor de ajuste del relé 3U2> se expresa en un porcentaje de la tensión baseUBase y no se debe ajustar por debajo de lo expresado en la ecuación 260.

3 23 2 100

UU

UBase>= ×


donde:

3U2 es la tensión de secuencia negativa máxima durante condiciones de funcionamiento normales

UBase es el ajuste de tensión base para la función

El ajuste del límite de corriente 3I2> es en un porcentaje del parámetro IBase. Elajuste de 3I2> debe ser más alto que la corriente de desequilibrio normal que puedahaber en la red y se puede calcular de acuerdo con la ecuación 261.

3 23 2 100I

IIBase

>= ×


donde:

3I2 es la corriente de secuencia negativa máxima durante condiciones de funcionamientonormales

IBase es el ajuste de corriente base para la función

Basada en secuencia ceroEl valor de ajuste del IED 3U0> se expresa en un porcentaje de la tensión baseUBase, donde UBase es la tensión base primaria, por lo general, la tensión nominaldel devanado del transformador de tensión potencial primario. El ajuste de 3U0>no se debe ajustar por debajo de lo expresado en la ecuación 262.



3 03 0 100

UU

UBase>= ×


donde:

3U0 es la tensión de secuencia cero máxima durante condiciones de funcionamiento normales

UBase es el ajuste de tensión base para la función

El ajuste del límite de corriente 3I0> se realiza en un porcentaje de IBase. El ajustede 3I0> debe ser más alto que la corriente de desequilibrio normal que pueda haberen la red. El ajuste se puede calcular según la ecuación 263.

3 03 0 100

II

IBase>= ×


donde:

3I0 es la corriente de secuencia cero máxima durante condiciones de funcionamiento normales

IBase es el ajuste de corriente base para la función

dudv/dt y di/dtEl ajuste de du/dt se realiza en un porcentaje de UBase, donde UBase es la tensiónbase primaria, por lo general, la tensión nominal del devanado del transformador detensión potencial primario. El ajuste de DU> debe ser elevado (aproximadamente60% de UBase) a fin de evitar funcionamientos no deseados, y el umbral decorriente dI/dt debe ser bajo (aproximadamente 10% de IBase) pero más elevadoque el ajuste de IMinOp (la corriente mínima de funcionamiento del IED). Siemprese debe utilizar junto con el algoritmo de secuencia negativa o de secuencia cero.Si USetprim es la tensión primaria para el funcionamiento de dU/dt y ISetprim, lacorriente primaria para el funcionamiento de dI/dt, el ajuste de DU> y DI> sebasan en la ecuación 264 y la ecuación 265.

primUSetDU 100UBase

> = ×


primISetDI 100IBase

> = ×


Ajuste el selector de modo de funcionamiento OperationDUDI a On si la funciónen triángulo debe estar en funcionamiento.



El umbral de corriente IPh> se debe ajustar por debajo de IMinOp para la funciónde protección de distancia. Se recomienda un valor menor al 5-10%.

Detección de línea muertaLa condición para el funcionamiento de la detección de línea muerta se ajustamediante los parámetros IDLD< para el umbral de corriente y UDLD< para elumbral de tensión.

Ajuste IDLD< con un margen suficiente por debajo de la corriente de cargamínima esperada. Se recomienda un margen de seguridad de al menos 15-20%. Elvalor de funcionamiento debe, sin embargo, exceder la corriente de carga máximade una línea aérea, cuando solo una fase está desconectada (acoplamiento mutuo alas otras fases).

Ajuste UDLD< con un margen suficiente por debajo de la tensión defuncionamiento mínima esperada. Se recomienda un margen de seguridad de almenos 15%.


Tabla 127: SDDRFUF Grupo de ajustes (básicos)





OpMode OffUNsINsUZsIZsUZsIZs O UNsINsUZsIZs Y UNsINsOptimZsNs

- - UZsIZs Selección de modo de operación

3U0> 1 - 100 %UB 1 30 Nivel de operación de elemento desobretensión residual en % de UBase

3I0< 1 - 100 %IB 1 10 Nivel de operación de elemento desubintensidad residual en % de IBase

3U2> 1 - 100 %UB 1 30 Nivel de operación de elemento desobretensión de sec. neg. en % de UBase

3I2< 1 - 100 %IB 1 10 Nivel de operación de elemento desubintensidad de sec. neg. en % de IBase

OpDUDI OffOn

- - Off Operación de función basada en cambioOff/On

DU> 1 - 100 %UB 1 60 Nivel de operación de cambio en tensiónde fase en % de UBase

DI< 1 - 100 %IB 1 15 Nivel de operación de cambio enCorriente de fase en % de IBase

UPh> 1 - 100 %UB 1 70 Nivel de operación de tensión de fase en% de UBase

IPh> 1 - 100 %IB 1 10 Nivel de operación de Corriente de faseen % de IBase




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónSealIn Off

On- - On Funcionalidad de mantenimiento Off/On

USealln< 1 - 100 %UB 1 70 Nivel de operación de mantenimiento detensión de fase en % de UBase

IDLD< 1 - 100 %IB 1 5 Nivel de operación para detección deCorriente de fase abierta en % de IBase

UDLD< 1 - 100 %UB 1 60 Nivel de operación para detección detensión de fase abierta en % de UBase

3.12 Control

3.12.1 Comprobación de sincronismo, comprobación deenergización y sincronización SESRSYN




Comprobación de sincronismo,comprobación de energización ysincronización

SESRSYN

sc/vc

SYMBOL-M V1 ES

25


SincronizaciónPara permitir el cierre de los interruptores entre redes asíncronas, se incluye unafunción de sincronización. La orden de cierre del interruptor se emite en elmomento óptimo en que se cumplen las condiciones en el interruptor a fin de evitarla presión en la red y sus componentes.

Los sistemas se definen como asíncronos cuando la diferencia de frecuencia entrela barra y la línea es mayor que un parámetro ajustable. Si la diferencia defrecuencia es menor que este valor umbral, se define que el sistema tiene uncircuito paralelo y se utiliza la función de comprobación de sincronismo.

La función de sincronización mide la diferencia entre U-línea y U-barra. Funcionay activa una orden de cierre al interruptor cuando el ángulo de cierre calculado esigual al ángulo de fase medido y, al mismo tiempo, se cumplen las siguientescondiciones:



• Las tensiones U-línea y U-barra son superiores a los valores ajustados deUHighBusSynch y UHighLineSynch de la tensión base UBase.

• La diferencia en la tensión es menor que el valor ajustado de UDiffSynch.• La diferencia en frecuencia es inferior al valor ajustado de FreqDiffMax y

superior al valor ajustado de FreqDiffMin. Si la frecuencia es menor queFreqDiffMin , se utiliza la comprobación de sincronismo y el valor deFreqDiffMin debe ser idéntico al valor FreqDiffM y FreqDiffArespectivamente para la función de comprobación de sincronismo. Lasfrecuencias de barra y de línea también deben estar dentro de un rango de +/- 5Hz de la frecuencia nominal. Cuando la opción de sincronización también seincluye para el reenganche automático, no hay motivo para tener diferentesajustes de frecuencia para el reenganche manual y automático, y los valores dela diferencia de frecuencia para la comprobación de sincronismo se debenmantener bajos.

• La variación de la frecuencia con respecto al tiempo es inferior al valorajustado para la U-barra y U-línea.

• El ángulo de cierre se decide con el cálculo del deslizamiento de frecuencia yel tiempo previo al cierre requerido.

La función de sincronización compensa el deslizamiento de frecuencia medida y elretardo de cierre del interruptor. El avance de la fase se calcula continuamente. Elángulo de cierre es el cambio de ángulo durante el tiempo ajustado defuncionamiento de cierre del interruptor tBreaker.

La tensión de referencia puede ser fase a neutro L1, L2, L3 , fase a fase L1-L2, L2-L3, L3-L1 o de secuencia positiva. La tensión de barra se debe conectar a la mismafase o fases que se eligieron para la línea o se ajusta un ángulo de compensaciónpor la diferencia.

Comprobación de sincronismoEl objetivo principal de la función de comprobación de sincronismo es brindarcontrol del cierre de los interruptores en redes eléctricas a fin de prevenirlo si no sedetectan condiciones para el sincronismo. También se utiliza para prevenir lareconexión de dos sistemas que están divididos después del efecto isla y después deun reenganche tripolar.

El reenganche automático monopolar no requiere comprobación desincronismo porque el sistema está unido por dos fases.

La función de sincronización incluye la función de comprobación de sincronismo yla función de comprobación de energización para permitir el cierre cuando un ladodel interruptor está inactivo. La función de comprobación de sincronismo tambiénincluye un esquema de selección de tensiones incorporado que permite unaaplicación simple en todos los tipos de disposiciones de barras.



~ ~~~ ~~

en04000179.vsd

IEC04000179 V1 ES

Figura 132: Dos redes eléctricas interconectadas

La figura 132 muestra dos redes eléctricas interconectadas. La nube significa quela interconexión puede estar más adelante, es decir, una conexión débil a través deotras estaciones. La necesidad de comprobar la sincronización aumenta a medidaque disminuye el sistema en malla, ya que el riesgo de que las dos redes estén fuerade sincronización en el cierre manual o automático es mayor.

La función de comprobación de sincronismo mide las condiciones a través delinterruptor y las compara con los límites ajustados. La salida sólo se genera cuandotodas las condiciones medidas están simultáneamente dentro de los límitesajustados. La comprobación consiste en:

• Línea activa y barra activa.• Diferencia de nivel de tensión.• Diferencia de frecuencia (deslizamiento). La frecuencia de barra y línea

también debe estar dentro de un rango de ±5 Hz de la frecuencia nominal.• Diferencia de ángulo de fase.

Se dispone de un retardo para asegurar que las condiciones se cumplan por unperíodo mínimo de tiempo.

En redes eléctricas muy estables, la diferencia de frecuencia es insignificante ocero para el cierre iniciado manualmente o el cierre por restauración automática.En condiciones estables, se puede permitir una diferencia mayor de ángulo de faseya que, a veces, es lo que sucede en una línea paralela larga y cargada. Para estaaplicación aceptamos una comprobación de sincronismo con un tiempo defuncionamiento prolongado y alta sensibilidad en cuanto a la diferencia defrecuencia. El ajuste de la diferencia de ángulo de fase se puede ajustar paracondiciones estables.

Otro ejemplo es cuando el funcionamiento de la red eléctrica está perturbado y seproduce el reenganche automático a alta velocidad después del despeje de unafalta. Esto puede producir una oscilación de potencia en la red y la diferencia deángulo de fase también puede comenzar a oscilar. Por lo general, la diferencia defrecuencia es el tiempo derivado de la diferencia de ángulo de fase y suele oscilarentre valores positivos y negativos. Cuando el interruptor se debe cerrar porreenganche automático después del despeje de una falta, se debería tolerar unadiferencia de frecuencia mayor que en las condiciones estables mencionadas en elcaso anterior. Pero si, al mismo tiempo, se permite una diferencia de ángulo de fasemayor, existe el riesgo de que se produzca el reenganche automático cuando la



diferencia de ángulo de fase es grande y se incrementa. En este caso, es más segurocerrar cuando la diferencia de ángulo de fase es menor.

Para cumplir los requisitos mencionados, la función de comprobación desincronismo incluye ajustes duplicados, uno para condiciones estables (Manual) yuno para el funcionamiento en condiciones de perturbación (Auto).

SynchroCheckUHighBusSC > 50 - 120 % de UBaseUHighLineSC > 50 - 120 % de UBaseUDiffSC < 2 - 50 % de UBasePhaseDiffM < 5 - 90 gradosPhaseDiffA < 5 - 90 gradosFreqDiffM < 3 - 1000 mHzFreqDiffA < 3 - 1000 mHz

Fallo de fusible

Fallo de fusible

Tensión de línea Tensión de referencia de línea

Tensión de barra


Figura 133: Principio para la función de comprobación de sincronismo

Comprobación de energizaciónEl objetivo principal de la función de comprobación de energización es facilitar lareconexión controlada de las líneas y barras desconectadas a las líneas y barrasalimentadas.

La función de comprobación de energización mide las tensiones de barra y de líneay las compara con los valores umbrales altos y bajos. La salida solo se generacuando las condiciones medidas reales coinciden con las condiciones ajustadas. Lafigura 134 muestra dos redes eléctricas: una (1) está energizada y la otra (2), no.La red eléctrica 2 está energizada (DLLB) desde la red 1 a través del interruptor A.



~

1 2 A B

EnergizingCheck

UHighBusEnerg > 50 - 120 % de UBaseUHighLineEnerg > 50 - 120 % de UBaseULowBusEnerg < 10 - 80 % de UBaseULowLineEnerg < 10 - 80 % de UBaseUMaxEnerg < 80 - 140 % de UBase

Tensión de líneaTensión de barra


IEC07000091 V2 ES

Figura 134: Principio de la función de comprobación de energización

La energización puede funcionar en dirección de línea inactiva y barra activa(DLLB), en dirección de barra inactiva y línea activa (DBLL) o en ambasdirecciones por el interruptor. La energización desde diferentes direcciones puedeser distinta para el reenganche automático y el cierre manual del interruptor. Para elcierre manual, también es posible permitir el cierre cuando ambos lados delinterruptor están inactivos: barra inactiva y línea inactiva (DBDL).

Se considera que el equipo está alimentado si la tensión es superior a un valorajustado, por ejemplo, 80% de la tensión base, y que no está alimentado si latensión es inferior a un valor ajustado, por ejemplo, 30% de la tensión base. Unalínea desconectada puede tener un potencial considerable por factores tales como lainducción de una línea que funciona en paralelo o la energización a través decondensadores de extinción en los interruptores. Esta tensión puede ser el 50% omás de la tensión base de la línea. Por lo general, para interruptores con elementosde interrupción simple (<330 kV), el nivel es inferior al 30%.

Cuando la dirección de la energización corresponde con los ajustes, la situacióndebe permanecer constante por un determinado período de tiempo antes de permitirla señal de cierre. El objetivo del tiempo de funcionamiento retardado es garantizarque el lado inactivo permanezca sin energizar y que esa condición no se deba a unainterferencia temporal.

Selección de tensionesLa función de selección de tensiones se utiliza para la conexión de las tensionesadecuadas a las funciones de comprobación de sincronismo y comprobación deenergización. Por ejemplo, cuando se utiliza el IED en una disposición de barradoble, la tensión que se debe seleccionar depende del estado de los interruptores y/o seccionadores. Al comprobar el estado de los contactos auxiliares de losseccionadores, se pueden seleccionar las tensiones correctas para las funciones desincronización, comprobación de sincronismo y comprobación de energización.



Los tipos de selección de tensiones disponibles son para disposiciones de uninterruptor con barra doble y de interruptor y medio. Las disposiciones de dobleinterruptor y de un interruptor con barra simple no necesitan la función deselección de tensiones. Y un interruptor con barra doble que utiliza selección detensión externa tampoco necesita selección de tensión interna.

Las tensiones de las barras y líneas deben estar físicamente conectadas a lasentradas de tensión en el IED y conectadas, mediante el software de control, concada una de las dos funciones de comprobación de sincronismo disponibles en elIED, que pueden ser dos como máximo.

Fallo del fusible externoLas señales externas de fallo de fusible o señales de un interruptor/MCB de fusibledisparado están conectadas a entradas binarias configuradas a entradas de lafunción de sincronización en el IED. También se puede utilizar la función desupervisión interna de fallo de fusible, al menos para la energización de tensión delínea. Se utiliza la señal VTSU y se conecta a la entrada de bloqueo del bloquefuncional de comprobación de energización. En el caso de un fallo de fusible, sebloquean las funciones de sincronización, comprobación de sincronismo ycomprobación de energización.

Las entradas UB1OK/UB2OK y UB1FF/UB2FF están relacionadas con la tensiónde barra y las entradas ULN1OK/ULN2OK y ULN1FF/ULN2FF estánrelacionadas con la tensión de línea.

Selección externa de la dirección de energizaciónLa energización se puede seleccionar mediante el uso de los bloques funcionales delógica disponibles. A continuación se brinda un ejemplo donde la elección delmodo se realiza desde un símbolo en la HMI local a través del bloque funcionalconmutador selector pero, como alternativa, puede haber, por ejemplo, unconmutador selector físico en la parte frontal del panel, conectado a un bloquefuncional de binarios a enteros (B16I).

Si se utiliza la entrada PSTO conectada con el conmutador local-remoto en la HMIlocal, la elección también puede ser desde el sistema de la HMI de estación, por logeneral, ABB Microscada a través de la comunicación IEC 61850.

El ejemplo de conexión para la selección del modo de energización manual seobserva en la figura 135. Los nombres seleccionados son solo ejemplos, pero sedebe tener en cuenta que el símbolo en la HMI local solo puede mostrar tres valores.




SESRSYN

MENMODE

INTONE PSTO

SWPOSNNAME1NAME2OFF

DLDBDLB

SLGGIO

NAME3NAME4

IEC07000118 V2 ES

Figura 135: Selección de la dirección de energización desde un símbolo de laHMI local a través de un bloque funcional conmutador selector

3.12.1.2 Ejemplos de aplicación

El bloque funcional de sincronización también se puede utilizar en algunasdisposiciones de patios de maniobra, pero con ajustes de parámetros diferentes. Acontinuación se brindan algunos ejemplos de cómo se conectan diferentesdisposiciones a las entradas analógicas del IED y con el bloque funcional(SESRSYN). Se utiliza un bloque funcional por interruptor. El IED puede estarprovisto de uno, dos o tres bloques funcionales.

Las entradas utilizadas en el ejemplo son las más comunes y sepueden cambiar mediante las herramientas de configuración y dematriz de señales.

Un interruptor con barra simple

T e n s ió n d e lín e a /1 /2 /3

T e n s ió n d e b a r ra 1

B a rra 1

Q B 1

U R E F 1

U L 1 /U L 2 /U L 3

Q A 1

F u s eV T

= IE C 0 7 0 0 0 0 9 2 = 2 = e s = O rig ina l.v s d

S E S R S Y NU 3 P B B 1 *U 3 P B B 2 *U 3 P L N 1 *U 3 P L N 2 *B L O C KB L K S Y N C HB L K S CB L K E N E R GB 1 Q O P E NB 1 Q C L DB 2 Q O P E NB 2 Q C L DL N 1 Q O P E NL N 1 Q C L DL N 2 Q O P E NL N 2 Q C L DU B 1 O KU B 1 F FU B 2 O KU B 2 F FU L N 1 O KU L N 1 F FU L N 2 O KU L N 2 F FS T A R T S Y NT S T S Y N C HT S T S CT S T E N E R GA E N M O D EM E N M O D E

S Y N O KA U T O S Y O KA U T O E N O K

M A N S Y O KM A N E N O K

T S T S Y N O KT S T A U T S Y

T S T M A N S YT S T E N O KU S E L F A IL

B 1 S E LB 2 S E L

L N 1 S E LL N 2 S E L

S Y N P R O G RS Y N F A ILU O K S Y N

U D IF F S Y NF R D IF S Y NF R D IF F O KF R D E R IV A

U O K S CU D IF F S CF R D IF F AP H D IF F AF R D IF F MP H D IF F MU D IF F M E

F R D IF F M EP H D IF F M EM O D E A E NM O D E M E N

F u s eV T

IEC07000092 V2 ES

Figura 136: Conexión de la función de comprobación de sincronismo en unadisposición de una barra



La figura 136 ilustra los principios de conexión. Para la función de sincronizacióny comprobación de energización SESRSYN hay un transformador de tensión encada lado del interruptor. Las conexiones del circuito del transformador de tensiónson directas; no es necesaria ninguna selección de tensiones en especial.

Para la sincronización y la comprobación de energización, la tensión del TT de labarra está conectada con la entrada analógica monofásica UREF1 (CH10) en elmódulo de entradas analógicas AIM1 (también denominado TRM). La tensión delínea está conectada como tensión trifásica con las entradas analógicas UL1(CH07), UL2 (CH08), UL3 (CH09) en el módulo AIM1. El parámetro de selecciónde tensiones CBConfig está ajustado a Sin selec. tensión.

Un interruptor con barra doble, selección externa de tensiones


T e n s ió n d e b a r ra

B a rra 1

B a rra 2

Q B 1

Q B 2

L ín e a

U R E F 1

U L 1 /U L 2 /U L 3

Q A 1

F u s eV T

= IE C 0 7 0 0 0 0 9 3 = 2 = e s = O rig in a l.v s d

S E S R S Y NU 3 P B B 1 *U 3 P B B 2 *U 3 P L N 1 *U 3 P L N 2 *B L O C KB L K S Y N C HB L K S CB L K E N E R GB 1 Q O P E NB 1 Q C L DB 2 Q O P E NB 2 Q C L DL N 1 Q O P E NL N 1 Q C L DL N 2 Q O P E NL N 2 Q C L DU B 1 O KU B 1 F FU B 2 O KU B 2 F FU L N 1 O KU L N 1 F FU L N 2 O KU L N 2 F FS T A R T S Y NT S T S Y N C HT S T S CT S T E N E R GA E N M O D EM E N M O D E





B 1 S E LB 2 S E L






F u s eV T

F u s eV T

IEC07000093 V2 ES

Figura 137: Conexión de la función de comprobación de sincronismo en unadisposición de un interruptor y barra doble, con selección detensión externa.

En este tipo de disposiciones, no se requiere selección de tensión interna. Laselección de tensión se realiza mediante relés externos, por lo general conectadossegún la figura 137. La tensión adecuada y la supervisión de fallo de fusible de TTde las dos barras se seleccionan en base a la posición de los seccionadores de labarra. Esto significa que las conexiones con el bloque funcional son las mismas quelas de la disposición de barra simple. El parámetro de selección de tensionesCBConfig está ajustado a Sin selec. tensión.



Un interruptor con barra doble, selección interna de tensiones

lineVoltage/1/2/3

Tensión de barra 1

Tensión de barra 2

Barra 1Barra 2

QB1

QB2

Línea

UREF1UREF2

UL1/UL2/UL3

QA1

FuseVT

FuseVT

FuseVT


SESRSYNU3PBB 1U3PBB 2U3PLN 1U3PLN 2BLOCKBLKSYNCHBLKSCBLKENERGB1 QOPENB1 QCLDB2 QOPENB2 QCLDLN1 QOPENLN1 QCLDLN2 QOPENLN2 QCLDUB1OKUB1FFUB2OKUB2FFULN 1OKULN 1FFULN 2OKULN 2FFSTARTSYNTSTSYNCHTSTSCTSTENERGAENMODEMENMODE

SYNOKAUTOSYOKAUTOENOK

MANSYOKMANENOK

TSTSYNOKTSTAUTSYTSTMANSY

TSTENOKUSELFAIL

B1 SELB2 SEL

LN1 SELLN2 SEL

SYNPROGRSYNFAILUOKSYN

UDIFFSYNFRDIFSYNFRDIFFOKFRDERIVA

UOKSCUDIFFSCFRDIFFAPHDIFFAFRDIFFMPHDIFFMUDIFFME

FRDIFFMEPHDIFFMEMODEAENMODEMEN

IEC07000095 V2 ES

Figura 138: Conexión de la función de comprobación de sincronismo en unadisposición de un interruptor y barra doble, con selección detensión interna.

Cuando se debe realizar la selección de tensión interna, se necesitan dos módulosde entradas análogicas, AIM1 (TRM+ADM) y AIM2 (TRM+ADM). Lasconexiones del circuito del transformador de tensión se realizan según la figura138. Las tensiones de los TT de la barra están conectadas a la entrada analógicamonofásica UREF1 (CH10), en el módulo de entradas analógicas AIM1 y a laentrada analógica monofásica UREF2 (CH11), en el módulo de entradas analógicasAIM2. La tensión de línea está conectada como tensión trifásica a las entradasanalógicas UL1 (CH07), UL2 (CH08), UL3 (CH09) en el módulo AIM1. Elparámetro de selección de tensiones CBConfig está ajustado a un interruptor, barradoble.



Doble interruptor




B a rra 1B a rra 2

Q A 1

Q A 2

L ín e a

U R E F 1

U R E F 2

U L 1 /U L 2 /U L 3

F u s eV T

F u s eV T

F u s eV T Q A 1

Q A 2

= IE C 0 7 0 0 0 0 9 6 = 2 = e s = O rig in a l.v s d

S E S R S Y NU 3 P B B 1U 3 P B B 2U 3 P L N 1U 3 P L N 2B L O C KB L K S Y N C HB L K S CB L K E N E R GB 1 Q O P E NB 1 Q C L DB 2 Q O P E NB 2 Q C L DL N 1 Q O P E NL N 1 Q C L DL N 2 Q O P E NL N 2 Q C L DU B 1 O KU B 1 F FU B 2 O KU B 2 F FU L N 1 O KU L N 1 F FU L N 2 O KU L N 2 F FS T A R T S Y NT S T S Y N C HT S T S CT S T E N E R GA E N M O D EM E N M O D E





B 1 S E LB 2 S E L






S E S R S Y NU 3 P B B 1U 3 P B B 2U 3 P L N 1U 3 P L N 2B L O C KB L K S Y N C HB L K S CB L K E N E R GB 1 Q O P E NB 1 Q C L DB 2 Q O P E NB 2 Q C L DL N 1 Q O P E NL N 1 Q C L DL N 2 Q O P E NL N 2 Q C L DU B 1 O KU B 1 F FU B 2 O KU B 2 F FU L N 1 O KU L N 1 F FU L N 2 O KU L N 2 F FS T A R T S Y NT S T S Y N C HT S T S CT S T E N E R GA E N M O D EM E N M O D E





B 1 S E LB 2 S E L






IEC07000096 V2 ES

Figura 139: Conexiones de tensión en una disposición con doble interruptor

Una disposición con doble interruptor requiere dos bloques funcionales:SESRSYN1 y SESRSYN2. No es necesario seleccionar ninguna tensión porque lasdos tensiones de referencia de la barra, UREF1 (CH10) y UREF2 (CH11) sonreferencias para dos interruptores, según la figura 139. La tensión de línea estáconectada como tensión trifásica a las entradas analógicas UL1,UL2, UL3 en elmódulo de entradas analógicas AIM1. El parámetro de selección de tensionesCBConfig está ajustado a Sin selec. tensión tanto para SESRSYN1 como paraSESRSYN2.

Interruptor y medioEl IED de la línea uno en disposiciones de interruptor y medio maneja la selecciónde tensiones de dos interruptores, un interruptor de barra y el interruptor de enlace.El IED requiere uno o dos módulos de entradas analógicas, AIM1 (TRM+ADM) yAIM2 (TRM+ADM) , y dos bloques funcionales, SPN1 y SPN2. Todas lastensiones para el diámetro entero se deberían conectar a ambos IED en el diámetro,respectivamente.



Barra 1 CB

Tie CB

UREF1

UREF2

UL1/UL2/UL3

FuseVTbus1Voltage

FuseVTbus2Voltage

QA1 QA1

FuseVT

FuseVT

line1Voltage1/2/3

line2Voltage

QA1

QB9QB9

Línea 1 Línea 2

QB1

QB2

QB1

QB2

QB61 QB62

UREF3

Barra 1Barra 2 SESRSYN

U3PBB1U3PBB2U3PLN1U3PLN2BLOCKBLKSYNCHBLKSCBLKENERGB1 QOPENB1QCLDB2 QOPENB2QCLDLN1 QOPENLN1QCLDLN2 QOPENLN2QCLDUB1OKUB1FFUB2OKUB2FFULN1OKULN1FFULN2OKULN2FFSTARTSYNTSTSYNCHTSTSCTSTENERGAENMODEMENMODE


MANSYOKMANENOK


TSTENOKUSELFAIL

B1SELB2SEL

LN1SELLN2SEL





SESRSYNU3PBB1U3PBB2U3PLN1U3PLN2BLOCKBLKSYNCHBLKSCBLKENERGB1 QOPENB1QCLDB2 QOPENB2QCLDLN1 QOPENLN1QCLDLN2 QOPENLN2QCLDUB1OKUB1FFUB2OKUB2FFULN1OKULN1FFULN2OKULN2FFSTARTSYNTSTSYNCHTSTSCTSTENERGAENMODEMENMODE


MANSYOKMANENOK


TSTENOKUSELFAIL

B1SELB2SEL

LN1SELLN2SEL






Figura 140: Conexiones de tensiones en una disposición deinterruptor y mediopara el IED de la línea 1



Barra 2 CB

UREF1

UREF2

UL1/UL2/UL3

FuseVTbus1Voltage

FuseVTbus2Voltage

QA1 QA1

FuseVT

FuseVT

line1Voltage

line2Voltage1/2/3

QA1

QB9QB9

Línea 1 Línea 2

QB1

QB2

QB1

QB2

QB61 QB62

UREF3

Barra 1Barra 2

Tie CB




MANSYOKMANENOK


TSTENOKUSELFAIL

B1SELB2SEL

LN1SELLN2SEL







MANSYOKMANENOK


TSTENOKUSELFAIL

B1SELB2SEL

LN1SELLN2SEL





IEC07000098 V2 ES

Figura 141: Conexiones de tensiones en una disposición de interruptor ymedio para el IED de la línea 2

El ejemplo muestra el uso de la función de comprobación desincronismo para el interruptor de enlace en los IED de ambaslíneas. Esto depende de las disposiciones de reenganche automáticoy cierre manual, y es posible que a menudo no sea necesario.

La conexión y configuración se realizan según la figura 140 y la figura 141. Lasconexiones son similares en ambos IED, además de las tensiones de línea y lastensiones de barra, que están cruzadas. Esto significa que las tensiones de líneatrifásicas UL1, UL2 y UL3 para la línea 1 y F3 para la línea 2 en el IED de lalínea 1 están cruzadas en el IED de la línea 2. Además, las conexiones de la tensiónde barra con los dos IED están cruzadas. Las conexiones analógicas físicas de lastensiones y la conexión con los bloques funcionales SESRSYN y SESRSYN sedeben comprobar cuidadosamente en el PCM600. En ambos IED, las conexiones y



configuraciones se deben atener a las siguientes reglas: Por lo general, la posicióndel aparato está conectada a contactos que muestran las posiciones cerradas (tipo b)y abiertas (tipo a).

Interruptor de barra:

• B1QOPEN/CLD = posición del interruptor de enlace y de los seccionadores• B2QOEN/CLD = posición del interruptor y los seccionadores de la barra opuesta• LN1QOPEN/CLD = posición del seccionador de la misma línea• LN2QOPEN/CLD = posición del seccionador de la línea opuesta• UB1OK/FF = supervisión del fusible de TT de barra conectado al interruptor

de la misma barra• UB2OK/FF = supervisión del fusible de TT de barra conectado al interruptor

de la barra opuesta• ULN1OK/FF = supervisión del fusible de TT de línea conectado a la misma línea• ULN2OK/FF = supervisión del fusible de TT de línea conectado a la línea

opuesta• Parámetro CBConfig = 1 1/2 Bus CB

Interruptor de enlace:

• B1QOPEN/CLD = posición del interruptor y los seccionadores de la misma barra• B2QOPEN/CLD = posición del interruptor y los seccionadores de la barra

opuesta• LN1QOPEN/CLD = posición del seccionador de la misma línea• LN2QOPEN/CLD = posición del seccionador de la línea opuesta• UB1OK/FF = supervisión del fusible de TT de barra conectado al interruptor

de la misma barra• UB2OK/FF = supervisión del fusible de TT de barra conectado al interruptor

de la barra opuesta• ULN1OK/FF = supervisión del fusible de TT de línea conectado a la misma línea• ULN2OK/FF = supervisión del fusible de TT de línea conectado a la línea

opuesta• CBConfig = Tie CB

Si se proporcionan las tres funciones SESRSYN en el mismo IED o si es preferiblepor otro motivo, el sistema se puede configurar sin "efecto de espejo" y el segundointerruptor de barra se puede ajustar a interruptor y medio alternativamente. Elestándar mencionado es así porque, por lo general, se proporcionan dos funcionesSESRSYN con la misma configuración y ajustes en una estación para cada bahía.


Los parámetros de ajuste para la función de sincronización, comprobación desincronismo y comprobación de energización SESRSYN se ajustan a través de laHMI local o del PCM600.

Operation



el modo de funcionamiento se puede ajustar a On/Off. El ajuste Off desactiva todala función.

SelPhaseBus1 y SelPhaseBus2

Son los parámetros de configuración para seleccionar la fase de medición de latensión para las barras 1 y 2 respectivamente, que puede ser una tensiónmonofásica (fase a neutro), bifásica (fase a fase) o de secuencia positiva.

SelPhaseLine1 y SelPhaseLine2

Son los parámetros de configuración para seleccionar la fase de medición de latensión para las líneas 1 y 2 respectivamente, que puede ser una tensión monofásica(fase a neutro), bifásica (fase a fase) o de secuencia positiva.

CBConfig

Este ajuste de configuración se utiliza para definir el tipo de selección de tensiones.El tipo de selección de tensiones puede ser:

• Sin selección de tensiones• Un interruptor a barra doble• interruptor y medio conectado a la barra 1• interruptor y medio conectado a la barra 2• interruptor y medio conectado a las líneas 1 y 2 (interruptor de enlace)

UBase

Este es un ajuste de configuración para la tensión base.

PhaseShift

Este ajuste se utiliza para compensar un desplazamiento de fase causado por untransformador de línea entre los dos puntos de medición para la tensión de barra yla tensión de línea. El valor ajustado se suma al ángulo de fase de la línea medida.La tensión de barra es la tensión de referencia.

URatio

El parámetro URatio se define como URatio = tensión de barra/tensión de línea.Este ajuste aumenta la tensión de línea hasta el mismo nivel que la tensión de barra.

OperationSynch

El ajuste Off desactiva la función de sincronización. Con el ajuste On, la funciónestá en servicio y la señal de salida depende de las condiciones de entrada.

UHighBusSynch y UHighLineSynch

Los ajustes del nivel de tensión se eligen en relación a la tensión de barra/línea dela red. Las tensiones umbral UHighBusSynch y UHighLineSynch deben ser



inferiores al valor en el que se debería sincronizar la red. Un valor común es 80%de la tensión nominal.

UDiffSynch

Es el ajuste de la diferencia de tensión entre la tensión de línea y la tensión debarra. La diferencia se ajusta según la configuración de la red y las tensionesesperadas cuando las dos redes funcionan de forma asíncrona. Un ajuste normal es10%-15% de la tensión nominal.

FreqDiffMax

El parámetro FreqDiffMax es la máxima frecuencia de deslizamiento en la cual seacepta la sincronización. 1/FreqDiffMax muestra el tiempo para que el vector semueva 360 grados, una vuelta de sincronoscopio, y se denomina "tiempo degolpe". Un valor común para FreqDiffMax es 200-250 mHz, lo cual producetiempos de golpe en 4-5 segundos. Deben evitarse valores más altos ya que, por logeneral, las dos redes están reguladas a la frecuencia nominal, independientementeuna de la otra, por lo cual la diferencia de frecuencia es pequeña.

FreqDiffMin

El parámetro FreqDiffMin es la diferencia de frecuencia mínima en la cual lossistemas se definen como asíncronos. Para una diferencia de frecuencia inferior aeste valor, los sistemas se consideran paralelos. Un valor común para FreqDiffMines 10 mHz. Por lo general, el valor debería ser bajo si se incluyen ambas funciones,la sincronización y la comprobación de sincronismo, ya que es mejor dejar que lafunción de sincronización se cierre porque se cerrará en la precisa instanciacorrecta si las redes funcionan con una diferencia de frecuencia.

¡Atención! El parámetro FreqDiffMin se debe ajustar al mismovalor que FreqDiffM y FreqDiffA respectivamente, paraSESRSYN , según si las funciones se utilizan para elfuncionamiento manual, el reenganche automático o ambos.

FreqRateChange

Es la máxima variación permitida de la frecuencia con respecto al tiempo.

tBreaker

El parámetro tBreaker se debe ajustar igual al tiempo de cierre del interruptor ytambién debería incluir los posibles relés auxiliares en el circuito de cierre. Esimportante comprobar que no se utilicen componentes de lógica lentos en laconfiguración del IED, ya que se pueden producir grandes variaciones en el tiempode cierre debido a esos componentes. Un ajuste común es 80-150 ms según eltiempo de cierre del interruptor.

tClosePulse

Es el ajuste para la duración del pulso de cierre del interruptor.



tMinSynch

El parámetro tMinSynch se ajusta para limitar el tiempo mínimo en el cual serealiza el intento de cierre de sincronización. El ajuste no realiza el cierre si seproduce una condición cumplida dentro de este tiempo desde que arranca lafunción de sincronización. Un ajuste común es 200 ms.

tMaxSynch

El parámetro tMaxSynch se ajusta para reponer el funcionamiento de la función desincronización si el funcionamiento no se produce dentro de este período detiempo. El ajuste debe permitir el ajuste de FreqDiffMin, que decide cuánto tiempollevará como máximo alcanzar la igualdad de fases. A un ajuste de 10 ms, eltiempo de golpe es de 100 segundos y el ajuste debería ser al menos tMinSynchmás 100 segundos. Si se espera que las frecuencias de la red estén fuera de loslímites desde el comienzo, se debe agregar un margen. El ajuste típico es de 600segundos.

OperationSC

El parámetro OperationSC ajustado a Off desactiva la función de comprobación desincronismo y activa las salidas AUTOSYOK, MANSYOK, TSTAUTSY ydesactiva TSTMANSY.

Con el ajuste On, la función está en servicio y la señal de salida depende de lascondiciones de entrada.

UHighBusSC y UHighLineSC

Los ajustes del nivel de tensión se eligen en relación a la tensión de barra/línea dela red. El umbral de las tensiones UHighBusSC y UHighLineSC se deben ajustarpor debajo del valor en el que se debería cerrar el interruptor con la comprobaciónde sincronismo. Un valor común es el 80% de la tensión base.

UDiffSC

Es el ajuste de la diferencia de tensión entre línea y barra.

FreqDiffM y FreqDiffA

Los ajustes de nivel de la diferencia de frecuencia, FreqDiffM y FreqDiffA, sedeben elegir según la condición en la red. En condiciones estables, es necesario unajuste de diferencia de frecuencia bajo, donde se utilice el parámetro FreqDiffM .Para el reenganche automático, es preferible un ajuste de diferencia de frecuenciamayor, donde se utilice el parámetro FreqDiffA . Un valor común para FreqDiffMes 10 mHz y un valor común para FreqDiffA es 100-200 mHz.

PhaseDiffM y PhaseDiffA

Los ajustes de nivel de la diferencia de ángulo de fase, PhaseDiffM y PhaseDiffA,también se deben elegir según las condiciones en la red. El ajuste del ángulo defase se debe elegir para permitir el cierre bajo la condición de carga máxima. Un



valor máximo común en redes con carga pesada puede ser 45 grados, mientras queen la mayoría de las redes, el ángulo máximo es inferior a 25 grados.

tSCM y tSCA

El objetivo de los ajustes de los temporizadores de retardo, tSCM y tSCA, esgarantizar que las condiciones de la comprobación de sincronismo permanezcanconstantes y que esta situación no se deba a una interferencia temporal. Si lascondiciones no continúan por el tiempo especificado, el temporizador de retardo serepone y el procedimiento se reinicia cuando se vuelvan a cumplir las condiciones.Así, el cierre del interruptor no se permite hasta que la situación de lacomprobación de sincronismo haya permanecido constante durante todo el tiempodel ajuste del retardo. En condiciones estables, es necesario un ajuste de retardo defuncionamiento más prolongado, donde se utilice el parámetro tSCM . Durante elreenganche automático, es preferible un ajuste de retardo de funcionamiento máscorto, donde se utilice tSCA . Un valor común para tSCM puede ser 1 segundo y unvalor común para tSCA puede ser 0.1 segundo.

AutoEnerg y ManEnerg

Se pueden utilizar dos ajustes diferentes para el cierre automático y manual delinterruptor. Los ajustes para cada uno de ellos son:

• Off, la función de energización se desactiva.• DLLB, barra activa y línea inactiva, la tensión de línea es inferior al valor

ajustado de ULowLineEnerg y la tensión de barra es superior al valor deUHighBusEnerg.

• DBLL, línea activa y barra inactiva, la tensión de barra es inferior al valorajustado de ULowBusEnerg y la tensión de línea es superior al valor deUHighLineEnerg.

• Both, la energización se puede realizar en ambas direcciones, DLLB o DBLL.

UHighBusEnerg y UHighLineEnerg

Los ajustes del nivel de tensión se eligen en relación a la tensión de barra/línea dela red. El umbral de las tensiones UHighBusEnerg y UHighLineEnerg se debenajustar por debajo del valor al que se considera que la red está energizada. Un valorcomún es el 80% de la tensión base.

ULowBusEnerg y ULowLineEnerg

Del mismo modo, el umbral de las tensiones ULowBusEnerg y ULowLineEnergsedeben ajustar por encima del valor al que se considera que la red no estáenergizada. Un valor común es el 80% de la tensión base. Se debe tener en cuentaque una línea desconectada puede tener un potencial considerable a causa de, porejemplo, la inducción desde una línea que funciona en paralelo o por estaralimentada a través de condensadores de extinción en los interruptores. Estatensión puede ser el 30% o más de la tensión base de la línea.



Como los márgenes de ajuste del umbral de las tensiones UHighBusEnerg/UHighLineEnerg y ULowBusEnerg/ULowLineEnerg en parte se superponen, lascondiciones de ajuste pueden ser tales que el ajuste del valor umbral no energizadoes más alto que el ajuste del valor umbral energizado. Por lo tanto, los parámetrosse deben ajustar cuidadosamente a fin de evitar las condiciones mencionadas.

tAutoEnerg y tManEnerg

El objetivo de los ajustes de los temporizadores de retardo, tAutoEnerg ytManEnerg, es garantizar que el lado inactivo permanezca sin energización y queesta condición no se debe a una interferencia temporal. Si las condiciones nocontinúan por el tiempo especificado, el temporizador de retardo se repone y elprocedimiento se reinicia cuando se vuelvan a cumplir las condiciones. Así, elcierre del interruptor no se permite hasta que la condición de energización hayapermanecido constante durante todo el tiempo del ajuste del retardo.

ManEnergDBDL

Si el parámetro está ajustado a On, se activa el cierre manual cuando la tensión delínea y la tensión de barra son inferiores a ULowLineEnerg y ULowBusEnergrespectivamente, y ManEnerg está ajustado a DLLB, DBLL o Both.

UMaxEnerg

Este ajuste se utiliza para bloquear el cierre cuando la tensión del lado activo essuperior al valor ajustado de UMaxEnerg.


Tabla 128: SESRSYN Grupo de ajustes (básicos)



SelPhaseBus1 fase 1fase 2fase 3fase 1-fase 2fase 2-fase 3fase3-fase1

- - fase 2 Seleccionar la fase de la barra 1

SelPhaseBus2 fase 1fase 2fase 3fase 1-fase 2fase 2-fase 3fase3-fase1

- - fase 2 Seleccionar la fase de la barra 2

SelPhaseLine1 fase 1fase 2fase 3fase 1-fase 2fase 2-fase 3fase3-fase1

- - fase 2 Seleccionar fase para línea 1




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónSelPhaseLine2 fase 1

fase 2fase 3fase 1-fase 2fase 2-fase 3fase3-fase1

- - fase 2 Seleccionar fase para línea 2

CBConfig Sin selec. tensiónDoble barra1 1/2 CB barra1 1/2 CB alt. barraCB enlace

- - Sin selec. tensión Seleccionar configuración del interruptor

UBase 0.001 - 9999.999 kV 0.001 400.000 Tensión base en kV

PhaseShift -180 - 180 Grad 5 0 Cambio de fase

URatio 0.040 - 25.000 - 0.001 1.000 Relación de tensión

OperationSynch OffOn

- - Off Operación de función de sincronizaciónOff/On

UHighBusSynch 50.0 - 120.0 %UB 1.0 80.0 Límite superior de tensión de barra parasincronización, en % de UBase

UHighLineSynch 50.0 - 120.0 %UB 1.0 80.0 Límite superior de tensión de línea parasincronización, en % de UBase

UDiffSynch 2.0 - 50.0 %UB 1.0 10.0 Límite de diferencia de tensión parasincronización, en % de UBase

FreqDiffMin 0.003 - 0.250 Hz 0.001 0.010 Límite mínimo de diferencia defrecuencia para sincronización

FreqDiffMax 0.050 - 0.250 Hz 0.001 0.200 Límite máximo de diferencia defrecuencia para sincronización

FreqRateChange 0.000 - 0.500 Hz/s 0.001 0.300 Máxima derivada de la frecuenciapermitida

tBreaker 0.000 - 60.000 s 0.001 0.080 Tiempo de cierre de interruptor

tClosePulse 0.050 - 60.000 s 0.001 0.200 Duración de pulso de cierre de interruptor

tMaxSynch 0.00 - 6000.00 s 0.01 600.00 Restablece la sincronización si no se harealizado ningún cierre antes del tiempoestablecido

tMinSynch 0.000 - 60.000 s 0.001 2.000 Tiempo mínimo para aceptarcondiciones de sincronización

OperationSC OffOn

- - On Operación de función de comprobaciónde sincronismo Off/On

UHighBusSC 50.0 - 120.0 %UB 1.0 80.0 Límite superior de tensión de barra paracomprobación de sincronismo, en % deUBase

UHighLineSC 50.0 - 120.0 %UB 1.0 80.0 Límite superior de tensión de línea paracomprobación de sincronismo, en % deUBase

UDiffSC 2.0 - 50.0 %UB 1.0 15.0 Límite de diferencia de tensión, en % deUBase

FreqDiffA 0.003 - 1.000 Hz 0.001 0.010 Límite de diferencia de frecuencia entrebarra y línea Auto

FreqDiffM 0.003 - 1.000 Hz 0.001 0.010 Límite de diferencia de frecuencia entrebarra y línea Manual




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónPhaseDiffA 5.0 - 90.0 Grad 1.0 25.0 Límite de diferencia de ángulo de fase

entre barra y línea Auto

PhaseDiffM 5.0 - 90.0 Grad 1.0 25.0 Límite de diferencia de ángulo de faseentre barra y línea Manual

tSCA 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Salida de retardo para comprobaciónautomática de sincronismo

tSCM 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Salida de retardo para comprobaciónmanual de sincronismo

AutoEnerg OffDLLBDBLLAmbos

- - DBLL Modo de comprobación de Energizaciónautomática

ManEnerg OffDLLBDBLLAmbos

- - Ambos Modo de comprobación de Energizaciónmanual

ManEnergDBDL OffOn

- - Off Barra muerta manual, Energización delínea muerta

UHighBusEnerg 50.0 - 120.0 %UB 1.0 80.0 Límite superior de tensión de barra paracomprobación de Energización, en % deUBase

UHighLineEnerg 50.0 - 120.0 %UB 1.0 80.0 Límite superior de tensión de línea paracomprobación de la Energización, en %de UBase

ULowBusEnerg 10.0 - 80.0 %UB 1.0 40.0 Límite inferior de tensión de barra paracomprobación de la Energización, en %de UBase

ULowLineEnerg 10.0 - 80.0 %UB 1.0 40.0 Límite inferior de tensión en línea paracomprobación de la Energización, en %de Ubase

UMaxEnerg 50.0 - 180.0 %UB 1.0 115.0 Tensión máxima para Energización en% de UBase

tAutoEnerg 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Retardo de tiempo para comprobaciónde Energización automática

tManEnerg 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Retardo de tiempo para comprobaciónde Energización manual

3.12.2 Control de aparatos APC


El control de aparatos es una función para el control y la supervisión deinterruptores, seccionadores y seccionadores de puesta a tierra dentro de una bahía.Se autoriza el accionamiento después de la evaluación de las condiciones desdeotras funciones, como enclavamiento, comprobación de sincronismo, seleccióndesde el puesto del operador y bloqueos externos o internos.

La figura 142 proporciona información general sobre los lugares desde los cuales lafunción de control de aparatos recibe órdenes. Las órdenes a un aparato se pueden



iniciar en el centro de control (CC), la HMI en la estación o la HMI local en laparte frontal del IED.

HMI de la estación

GW

cc

Barra de estación

Interruptores, seccionadores seccionadores de puesta a tierra


Control de aparatos

IED

E/S

HMI local

Control de aparatos

IED

E/S

Control de aparatos

IED

E/S

HMI local

HMI local

IEC08000227 V1 ES

Figura 142: Información general sobre las funciones de control de aparatos

Características de la función de control de aparatos:

• Actuación de aparatos primarios• Principio de selección-ejecución para proporcionar alta seguridad• Función de selección y reserva para evitar accionamientos simultáneos• Selección y supervisión de la posición del operador• Supervisión de órdenes• Bloqueo/desbloqueo del accionamiento• Bloqueo/desbloqueo de la actualización de indicaciones de posición• Sustitución de indicaciones de posición• Cancelación de funciones de enclavamiento• Cancelación de comprobación de sincronismo• Supervisión de discordancia de polos• Contador de operaciones• Eliminación de la posición media

La función de control de aparatos se lleva a cabo mediante los siguientes bloquesfuncionales:



• Controlador de conmutación SCSWI• Interruptor SXCBR• Seleccionador SXSWI• Control de bahía QCBAY• Evaluación de la posición POS_EVAL• Reserva de bahía QCRSV• Entrada de reserva RESIN• Local o remoto LOCREM• Control local o remoto LOCREMCTRL

Las tres últimas funciones son nodos lógicos según IEC 61850. El flujo de señalesentre estos bloques funcionales se observa en la figura 143. Para llevar a cabo lafunción de reserva, también se incluyen en la función de control de aparatos losbloques funcionales de entrada de reserva (RESIN) y de reserva de bahía(QCRSV). A continuación, se ofrece la descripción de las aplicaciones para todasestas funciones. La función SCILO en la figura que aparece a continuación es elnodo lógico para el enclavamiento.

El control de operaciones se puede realizar desde la HMI local. Si el administradorha definido usuarios con la herramienta UM, el conmutador local/remoto requiereautorización para su control. En caso contrario, el usuario predeterminado (defábrica) es el SuperUser, que puede realizar operaciones de control desde la HMIlocal sin iniciar sesión. La posición predeterminada del conmutador local/remotoestá ajustada a remoto.



en05000116.vsd

SXCBRSCSWI

SCILO

SXCBRSXCBR

SCSWI

SCILO

SXSWI

-QA1

-QB1

-QB9

IEC 61850

QCBAY

IEC05000116 V1 ES

Figura 143: Flujo de señales entre los bloques funcionales de control de aparatos

Control de bahía (QCBAY)El control de bahía (QCBAY) se utiliza para manejar la selección de la posición deloperador por cada bahía. La función autoriza el accionamiento desde dosposiciones: remoto (por ejemplo, centro de control o HMI en la estación), local(HMI local en el IED) o ambos (local y remoto). La posición del conmutador local/remoto también se puede ajustar a Off, lo que significa que no se seleccionaninguna posición del operador; es decir, el accionamiento no es posible de maneralocal ni remota.

QCBAY también proporciona funciones de bloqueo que se pueden distribuir adistintos aparatos dentro de la bahía. Hay dos alternativas de bloqueo diferentes:

• Bloqueo de la actualización de posiciones• Bloqueo de las órdenes

La función no tiene una funcionalidad correspondiente definida en el estándar IEC61850–8–1, lo cual significa que es un nodo lógico específico del proveedor.



Controlador de conmutación (SCSWI)SCSWI puede manejar un dispositivo trifásico o tres dispositivos de conmutaciónmonofásicos y accionar a ellos.

Después de la selección de un aparato y antes de la ejecución, el controlador deconmutación lleva a cabo las siguientes comprobaciones y acciones:

• Se inicia una solicitud para reservar otras bahías y así evitar accionamientossimultáneos.

• Las entradas de posición reales para la información de enclavamiento se leen yevalúan si se permite el accionamiento.

• La comprobación de sincronismoy las condiciones de sincronización se leen yse comprueban, y se produce el accionamiento si hay una respuesta positiva.

• Se evalúan las condiciones de bloqueo.• Las indicaciones de posición se evalúan de acuerdo con la orden emitida y la

dirección solicitada (abierto o cerrado).

La secuencia de órdenes se supervisa teniendo en cuenta el tiempo entre lo siguiente:

• Selección y ejecución.• Selección y hasta que se otorga la reserva.• Ejecución y la posición extrema final del aparato.• Ejecución y condiciones de cierre válidas de la comprobación de sincronismo.

Si se produce un error, se cancela la secuencia de órdenes.

Cuando hay tres conmutadores monofásicos (SXCBR) conectados a la función delcontrolador de conmutación, el controlador "combina" la posición de los tresconmutadores en la posición trifásica resultante. En el caso de discordancia depolos, es decir, si las posiciones de los conmutadores monofásicos no son igualesdurante un tiempo superior al ajustado, se emite una señal de error.

El controlador de conmutación no depende del tipo de dispositivo de conmutación,SXCBR o SXSWI. El controlador de conmutación representa el contenido del nodológico SCSWI (de acuerdo con IEC 61850) con funcionalidad obligatoria.

Conmutador (SXCBR/SXSWI)El conmutador es una función utilizada para cerrar e interrumpir un circuito de CAen condiciones normales o para interrumpir el circuito durante una falta o encondiciones de emergencia. Con esta función, el objetivo es representar el nivelmás bajo de un dispositivo de conmutación de potencia con capacidad decortocircuito o sin ella, por ejemplo, interruptores, seccionadores, seccionador depuesta a tierra, etcétera.

El objetivo de esta función es proporcionar el estado real de las posiciones y llevara cabo las operaciones de control, es decir, enviar todas las órdenes a los aparatosprimarios a través de tarjetas de salidas y supervisar la operación de conmutación yla posición.



El conmutador tiene la siguiente funcionalidad:

• Conmutador local/remoto para el patio de maniobras• Bloqueo/desbloqueo para la orden de apertura/cierre, respectivamente• Bloqueo/desbloqueo de la actualización de indicaciones de posición• Sustitución de indicaciones de posición• Temporizador de supervisión de que el dispositivo primario se empieza a

mover después de la orden• Supervisión del tiempo permitido para la posición intermedia• Definición de duración del pulso para la orden de apertura/cierre,

respectivamente

Esta función se lleva a cabo con SXCBR, que representa un interruptor, y conSXSWI, que representa un seccionador, es decir, un seccionador o un seccionadorde puesta a tierra.

El interruptor (SXCBR) se puede realizar como tres conmutadores monofásicos ocomo un conmutador trifásico.

El contenido de esta función está representado por las definiciones según IEC61850 para los nodos lógicos de interruptor (SXCBR) y de seccionador (SXSWI),con funcionalidad obligatoria.

Función de reserva (QCRSV/RESIN)El objetivo de la función de reserva es principalmente transferir información deenclavamiento entre los IED de manera segura y evitar el accionamiento doble enuna bahía, en parte del patio de maniobras o en la subestación completa.

Para la evaluación del enclavamiento en una subestación, se puede requerir lainformación sobre posición de los dispositivos de conmutación, como losinterruptores, seccionadores y seccionadores de puesta a tierra, de la misma bahía ode muchas otras bahías. Cuando se necesita información de otras bahías, seintercambia entre los IED distribuidos a través del bus de estación. El problemaque surge, incluso a alta velocidad de comunicación, es un lapso de tiempo duranteel cual la información sobre la posición de los dispositivos de conmutación esincierta. La función de enclavamiento utiliza esta información para la evaluación,por lo que las condiciones de enclavamiento también son inciertas.

Para asegurarse de que la información de enclavamiento es correcta durante elaccionamiento, dentro de los IED se encuentra disponible un método único dereserva. Con dicho método, el accionamiento se bloquea temporalmente para todoslos dispositivos de conmutación en otras bahías, cuyos estados de conmutación seutilizan para evaluar el permiso para accionar. Entonces, las indicaciones deposición de estas bahías se transfieren a través del bus para la evaluación en el IED.Después de la evaluación, el accionamiento se puede realizar con alta seguridad.

Esta funcionalidad se lleva a cabo a través del bus de estación, mediante losbloques funcionales QCRSV y RESIN. El principio de la aplicación se observa enla figura 144.



El bloque funcional QCRSV se ocupa de la reserva. Emite la solicitud de reserva aotras bahías o la confirmación si la bahía ha recibido una solicitud de otra bahía.

El otro bloque funcional, RESIN, recibe la información de reserva de otra bahías.La cantidad de instancias es igual a la cantidad de bahías incluidas (se encuentrandisponibles hasta 60 instancias). Las señales recibidas son o una solicitud dereserva desde otra bahía o la confirmación desde cada bahía, respectivamente, queha recibido una solicitud desde esta bahía. También se debe recibir la informaciónsobre la transmisión válida a través del bus de estación.

e n 0 5 0 0 0 1 1 7 .v s d

IE DIE D

D e s d e o tro S C S W I e n

la b a h íaH a c ia o tro

S C S W I e n la b a h ía

3

B u s d e e s ta c ió n

. . .

. . .

. . .

3

R E S IN

E X C H _ O U TE X C H _ IN

R E S IN

E X C H _ O U TE X C H _ IN

..

S C S W I

R E S _ R QR E S _ G R T

R E S _ D A T A

Q C R S V

R E S _ R Q 1

R E S _ R Q 8

R E S _ G R T 1

R E S _ G R T 8

..

2

IEC05000117 V2 ES

Figura 144: Principios de aplicación para la reserva a través del bus de estación

La reserva también se puede llevar a cabo con conexiones externas, de acuerdo conel ejemplo de aplicación en la figura 145. Esta solución utiliza relés auxiliaresexternos y salidas y entradas adicionales en cada IED, pero no utiliza los bloquesfuncionales QCRSV y RESIN.

SCSWI

SELECTEDRES_EXT

+

IED

BI BO

IED

BI BO

OOtro SCSWI en la bahía

en05000118.vsd

IEC05000118 V2 ES

Figura 145: Principios de aplicación para la reserva con conexiones externas

La solución en la figura 145 también se puede llevar a través del bus de estación,de acuerdo con el ejemplo de aplicación en la figura 146. Las soluciones en la



figura 145 y la figura 146 no tienen tan alta seguridad como la solución en lafigura 144, pero en cambio tienen mayor disponibilidad. Esto se debe a que no senecesita ninguna confirmación.

S C S W I

S E L E C T E D

R E S _ E X T

IE DIE D

OO tro S C S W I e n la b a h ía

B u s d e e s ta c ió n. . .

S P G G IOIN

R E S G R A N T

In t lR e c e iv e

. . .

. . .

R E S G R A N T

In t lR e c e iv e

e n 0 5 0 0 0 1 7 8 .v s d

IEC05000178 V2 ES

Figura 146: Principio de aplicación para una solución de reserva alternativa

3.12.2.2 Interacción entre módulos

Una bahía típica con función de control de aparatos consiste en una combinaciónde nodos lógicos o funciones que se describen a continuación:

• El controlador de conmutación (SCSWI) inicia todas las operaciones para unaparato, lleva a cabo la conmutación y es más o menos la interfaz para launidad de un aparato. Incluye el manejo y el control de la posición.

• El interruptor (SXCBR) es la interfaz del proceso del interruptor para lafunción de control de aparatos.

• El seccionador (SXSWI) es la interfaz del proceso del seccionador o delseccionador de puesta a tierra para la función de control de aparatos.

• El control de bahía (QCBAY) cumple las funciones en el nivel de bahía paralos aparatos, como la selección de posición del operador y los bloqueos paratoda la bahía.

• La reserva (QCRSV) se ocupa de la función de reserva.• La protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas (EF4PTOC) dispara

el interruptor en el caso de las zonas de protección de distancia (ZMQPDIS).• La lógica de disparo de la protección (SMPPTRC) conecta las salidas de

"disparo" de una o más funciones de protección a un "disparo" común que setransmite a SXCBR.

• El reenganche automático (SMBRREC) consta de las características paracerrar automáticamente un interruptor activado en relación con numerosascondiciones configurables.

• El enclavamiento de nodo lógico (SCILO) proporciona a SCSWI lainformación sobre si el accionamiento está permitido debido a la topología delpatio de maniobras. Las condiciones de enclavamiento se evalúan con unalógica aparte y se conectan a SCILO.

• La comprobación de sincronismo, comprobación de energización ysincronización (SESRSYN) calcula y compara la diferencia del fasor detensión de ambos lados de un interruptor abierto con condiciones de



conmutación predefinidas (comprobación de sincronismo). También se incluyeel caso en que un lado está inactivo (comprobación de energización).

• El control de procesos automático genérico con nodo lógico (GAPC) es unafunción automática que reduce la interacción entre el operador y el sistema.Con una orden, el operador puede iniciar una secuencia que termina en laconexión de un objeto del proceso (por ejemplo, una línea) a una de las barrasposibles.

La información general de la interacción entre estas funciones se observa en lafigura 147 que aparece a continuación.



(Interruptor)

(Reenganche

IEC05000120 V1 ES

Figura 147: Ejemplo general de la interacción entre las funciones en una bahíatípica


Los parámetros de ajuste para la función de control de aparatos se ajustan a travésde la HMI local o del PCM600.



Control de bahía (QCBAY)Si el parámetro AllPSTOValid está ajustado a Sin prioridad, todos los orígenes,locales o remotos, se aceptan sin establecer ninguna prioridad.

Controlador de conmutación (SCSWI)El parámetro CtlModel especifica el tipo de modelo de control según la norma IEC61850. Para el control típico de los interruptores, seccionadores y seccionadores depuesta a tierra , el modelo de control se ajusta a SBO Enh (seleccionar antes deaccionar) con seguridad mejorada.

Cuando el accionamiento se debe realizar en una etapa, se utiliza el modelo decontrol directo con seguridad estándar.

El control con seguridad mejorada incluye supervisión adicional del valor deestado del objeto de control, por lo que cada secuencia de órdenes debe serestablecida por una orden de terminación.

El parámetro PosDependent autoriza el accionamiento en función de la posiciónindicada, es decir, con el ajuste Siempre permitido el accionamiento siempre estápermitido, independientemente del valor de la posición. Con el ajuste Not perm at00/11 no se permite el accionamiento si la posición está en mal estado o en estadointermedio.

tSelect es el tiempo máximo entre las señales de las órdenes de selección yejecución, es decir, el tiempo que el operador tiene para ejecutar la orden despuésde la selección del objeto por operar. Una vez transcurrido el tiempo, la señal desalida seleccionada se ajusta a FALSE y se emite un código de causa a través deIEC 61850.

El parámetro de tiempo tResResponse es el tiempo permitido entre la solicitud dereserva y la respuesta de reserva otorgada desde todas las bahías involucradas en lafunción de reserva. Una vez transcurrido este tiempo, la función de control se repone.

tSynchrocheck es el tiempo permitido para que la función de comprobación desincronismo cumpla las condiciones de cierre. Una vez transcurrido este tiempo, lafunción de control se repone.

El temporizador tSynchronizing supervisa que la señal de sincronización enprogreso se obtiene en SCSWI después del inicio de la función de sincronización.La señal de inicio para la sincronización se obtiene si no se cumplen lascondiciones de la comprobación de sincronismo . Una vez transcurrido este tiempo,la función de control se repone. Si no se incluye ninguna función desincronización, el tiempo se ajusta a 0, lo que significa que no se inicia la funciónde sincronización.

tExecutionFB es el tiempo máximo entre la señal de orden de ejecución y la ordende terminación. Una vez transcurrido este tiempo, la función de control se repone.



tPoleDiscord es el tiempo permitido para la discrepancia entre polos durante elcontrol de tres interruptores monofásicos Durante la discrepancia, se activa unaseñal de salida que se utiliza para disparo o alarma.

Conmutador (SXCBR/SXSWI)tStartMove es el tiempo de supervisión para que el aparato se empiece a moverdespués de la ejecución de una orden. Una vez transcurrido este tiempo, la funciónde conmutador se repone.

Durante el tiempo tIntermediate la indicación de posición puede estar en un estadointermedio (00). Una vez transcurrido este tiempo, la función de conmutador serepone. La indicación de posición media en SCSWI se elimina durante este lapsode tiempo en que la posición cambia de abierto a cerrado, o viceversa.

Si el parámetro AdaptivePulse está ajustado a Adaptativo el pulso de la salida deorden se repone cuando se alcanza una nueva posición final correcta. Si elparámetro está ajustado a No adaptativo el pulso de la salida de orden permaneceactivo hasta que el temporizador tOpenPulsetClosePulse se ha agotado.

tOpenPulse es la longitud del pulso de salida para una orden de apertura. Lalongitud predeterminada se ajusta a 200 ms para un interruptor (SXCBR) y a 500ms para un seccionador (SXSWI).

tClosePulse es la longitud del pulso de salida para una orden de cierre. La longitudpredeterminada se ajusta a 200 ms para un interruptor (SXCBR) y a 500 ms paraun seccionador (SXSWI).

Reserva de bahía (QCRSV)El temporizador tCancelRes define el tiempo de supervisión para cancelar lareserva, cuando no se puede hacer mediante la solicitud de la bahía debido, porejemplo, a un fallo de la comunicación.

Cuando el parámetro ParamRequestx (x=1-8) está ajustado a Only own bay res. porseparado para cada aparato (x) en la bahía, solamente se reserva la propia bahía, esdecir, la salida para la solicitud de reserva de otras bahías (RES_BAYS) no seactiva cuando se selecciona el aparato x.

Entrada de reserva (RESIN)Con el parámetro FutureUse ajustado a Bay future use la función puede manejarbahías que aún no se han instalado en el sistema SA.


Tabla 129: QCBAY Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónAllPSTOValid Prioridad

Sin prioridad- - Prioridad La prioridad de los orígenes



Tabla 130: LOCREM Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónControlMode Conmutador LR

internoConmutador LRexterno

- - Conmutador LRinterno

Modo de control para conmutador LRinterno/externo

Tabla 131: SCSWI Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCtlModel Dir Norm

SBO Mej (ABB)Dir Norm (ABB)SBO Mej

- - SBO Mej Especifica el tipo de modelo de controlsegún la norma IEC 61850

PosDependent Siempre permitidoNo perm. en 00/11

- - Siempre permitido Permiso para operar en función de laposición

tSelect 0.000 - 60.000 s 0.001 30.000 Tiempo máximo entre señales deselección y ejecución

tResResponse 0.000 - 60.000 s 0.001 5.000 Tiempo permitido desde la petición dereserva hasta la concesión de reserva

tSynchrocheck 0.00 - 600.00 s 0.01 10.00 Tiempo permitido para la comprobaciónde sincronismo para cumplir lascondiciones de cierre

tSynchronizing 0.00 - 600.00 s 0.01 0.00 Tiempo de supervisión para obtener laseñal de sincronización en curso

tExecutionFB 0.00 - 600.00 s 0.01 30.00 Tiempo máx. desde ejecución de ordenhasta finalización

tPoleDiscord 0.000 - 60.000 s 0.001 2.000 Tiempo permitido para discrepanciaentre los polos

Tabla 132: SXCBR Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntStartMove 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Tiempo de supervisión para movimiento

del aparato tras una orden

tIntermediate 0.000 - 60.000 s 0.001 0.150 Tiempo permitido para posiciónintermedia

AdaptivePulse No adaptativoAdaptativo

- - No adaptativo La salida se repone al alcanzar unanueva posición final correcta

tOpenPulse 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Duración de impulso de salida paraorden de apertura

tClosePulse 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Duración de impulso de salida paraorden de cierre



Tabla 133: SXSWI Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntStartMove 0.000 - 60.000 s 0.001 3.000 Tiempo de supervisión para movimiento

del aparato tras una orden

tIntermediate 0.000 - 60.000 s 0.001 15.000 Tiempo permitido para posiciónintermedia

AdaptivePulse No adaptativoAdaptativo

- - No adaptativo La salida se repone al alcanzar unanueva posición final correcta

tOpenPulse 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Duración de impulso de salida paraorden de apertura

tClosePulse 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Duración de impulso de salida paraorden de cierre

SwitchType Interr. CargaSeccionadorSeccionador tierraSeccionador detierra AT

- - Seccionador Tipo de conmutador

Tabla 134: QCRSV Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntCancelRes 0.000 - 60.000 s 0.001 10.000 Tiempo de supervisión para cancelar la

reserva

ParamRequest1 Res. otras bahíasSólo reserva de labahía propia.

- - Sólo reserva de labahía propia.

Reserva sólo de la bahía propia en laselección del aparato 1
























Tabla 135: RESIN1 Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónFutureUse Bahía en uso

Bahía para usofuturo

- - Bahía en uso La bahía de este bloque de ResIn espara uso futuro

Tabla 136: RESIN2 Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónFutureUse Bahía en uso

Bahía para usofuturo

- - Bahía en uso La bahía de este bloque de ResIn espara uso futuro

3.12.3 EnclavamientoEl principal propósito del enclavamiento de la aparamenta de maniobra es elsiguiente:

• Evitar el funcionamiento peligroso o dañino de la aparamenta de maniobra.• Reforzar las restricciones al funcionamiento de la subestación por otros

motivos, como por ejemplo, la configuración de carga. Algunos ejemplos deesto último incluyen limitar la cantidad de transformadores paralelos a unmáximo de dos o garantizar que la energización es siempre desde un lado; porejemplo, el lado de alta tensión de un transformador.

En esta sección, solo se trata el primer punto, y solamente con restriccionesprovocadas por dispositivos de conmutación distintos del que se debe controlar.Esto significa que el enclavamiento del conmutador, debido a alarmas deldispositivo, no se incluye en esta sección.

Los seccionadores y los seccionadores de puesta a tierra tienen una capacidad deconmutación limitada. Por lo tanto, los seccionadores solo pueden funcionar:

• Con corriente básicamente inexistente. El circuito está abierto en un lado ytiene poca extensión. La corriente capacitiva es pequeña (por ejemplo, < 5 A)y no se permite el uso de transformadores de potencia con corriente deenergización.

• Para conectar o desconectar un circuito paralelo que lleva la corriente de carga.Por lo tanto, la tensión de conmutación que cruza los contactos abiertos esprácticamente cero, gracias al circuito paralelo (por ejemplo, < 1% de latensión nominal). No se admite la disposición de transformadores de potenciaen paralelo.

Seccionadores de puesta a tierra pueden conectar y desconectar la puesta a tierra depuntos aislados. Debido al acoplamiento inductivo o capacitivo, puede haber algode tensión (por ejemplo, < 40% de la tensión nominal) antes de la puesta a tierra yalgo de corriente (por ejemplo, < 100 A) después de la puesta a tierra de una línea.



Por lo general, los interruptores no se enclavan. El cierre solo se enclava conseccionadores en funcionamiento en la misma bahía y la apertura del acoplamientode barras se enclava durante una transferencia de barra.

Las posiciones de todos los dispositivos de conmutación en una bahía y de algunasotras bahías determinan las condiciones para el enclavamiento de funcionamiento.Por lo general, las condiciones de otras estaciones no están disponibles. Por lotanto, el seccionador de puesta a tierra de una línea no se suele enclavar porcompleto. El operador debe estar seguro de que la línea no está energizada desde elotro lado antes de cerrar el seccionarod de puesta a tierra . Como alternativa, sepuede utilizar una indicación de tensión para el enclavamiento. Tenga cuidado yevite una condición habilitar peligrosa ante la pérdida de la tensión secundaria deun TT, por ejemplo, debido a un fusible quemado.

Las posiciones del seccionador utilizadas por la lógica de enclavamiento defuncionamiento se obtienen a través de contactos auxiliares o sensores de posición.Para cada posición extrema (abierto o cerrado), se necesita una indicaciónverdadera, lo que forma una indicación doble. La función de control de aparatoscomprueba su estabilidad de manera continua. Si ninguna de las condiciones es alta(1 o TRUE), es posible que el conmutador esté en una posición intermedia; porejemplo, en movimiento. Este estado dinámico puede continuar durante algúntiempo, que en el caso de los seccionadores puede ser de hasta 10 segundos. Siambas indicaciones se mantienen bajas durante un periodo más largo, la indicaciónde posición se interpreta como desconocida. Si ambas indicaciones se mantienenaltas, algo no está bien, y la posición otra vez se trata como desconocida.

En ambos casos, se emite una alarma al operador. Las indicaciones de los sensoresde posición se deben autocomprobar y las faltas del sistema se deben indicarmediante una señal de falta. En la lógica de enclavamiento, las señales se utilizanpara evitar condiciones activadas o desbloquedas . Cuando el estado de undispositivo de conmutación no se puede determinar, no se permite el funcionamiento.

Para los conmutadores con un engranaje de funcionamiento individual por cadafase, la evaluación debe considerar posibles discrepancias de fases. Esto se realizacon la ayuda de una función lógica Y para las tres fases en cada aparato, para lasindicaciones de estado abierto y cerrado. Las discrepancias de fases provocan unestado de indicación doble desconocido.

3.12.3.1 Directrices de configuración

En las secciones siguientes, se describe cómo se puede realizar el enclavamientopara cierta configuración de la aparamenta de maniobra en el IED mediante el usode módulos de enclavamiento estándar y sus interconexiones. También sedescriben los ajustes de configuración. Las entradas para las condicionesespecíficas de la configuración de fábrica (Qx_EXy) se ajustan a 1 = TRUE si nose utilizan, excepto en los siguientes casos:

• QB9_EX2 y QB9_EX4 en los módulos BH_LINE_A y BH_LINE_B• QA1_EX3 en el módulo AB_TRAFO



cuando se ajustan a 0 = FALSE.

3.12.3.2 Enclavamiento para una bahía de línea ABC_LINE

AplicaciónLa función de enclavamiento para una bahía de línea (ABC_LINE) se utiliza parauna línea conectada a una disposición de doble barra con barra de transferencia, deacuerdo con la figura 148. La función también se puede utilizar para unadisposición de doble barra sin barra de transferencia o para una disposición simplebarra con barra de transferencia o sin ella.

QB1 QB2QC1

QA1

QC2

QB9QC9

WA1 (A)

WA2 (B)

WA7 (C)

QB7

en04000478.vsdIEC04000478 V1 ES

Figura 148: Disposición de la aparamenta de maniobra ABC_LINE

Las señales desde otras bahías conectadas al módulo ABC_LINE se describen acontinuación.

Señales desde la barra de desvío (by-pass)Para obtener las señales:

Señal BB7_D_OP Todos los seccionadores de línea en la barra de desvío WA7, excepto en la propia

bahía, están abiertos.

VP_BB7_D Los estados de conmutación de los seccionadores en la barra de desvío WA7 sonválidos.

EXDU_BPB Ningún error de transmisión desde ninguna bahía que contiene seccionadores enla barra de desvío WA7.

Se necesitan las siguientes señales desde cada bahía de línea (ABC_LINE), exceptolas de la bahía propia:



Señal QB7OPTR Q7 está abierto.

VPQB7TR El estado del conmutador para QB7 es válido.

EXDU_BPB Ningún error de transmisión desde la bahía que contiene la información anterior.

Para la bahía n, las siguientes condiciones son válidas:

IEC04000477 V1 ES

Figura 149: Señales desde la barra de desvío en la bahía de línea n

Señales desde el acoplamiento de barrasSi la barra está dividida en secciones por seccionadores, la conexión entre barra ybarra puede existir a través del seccionador de seccionamiento y el acoplamiento debarras dentro de la otra sección de barra.

IEC04000479 V1 ES

Figura 150: Barras divididas por seccionadores de seccionamiento(interruptores)

Para obtener las señales:



Señal BC_12_CL Existe una conexión de acoplamiento entre las barras WA1 y WA2.

BC_17_OP Ninguna conexión de acoplamiento entre las barras WA1 y WA7.

BC_17_CL Existe una conexión de acoplamiento entre las barras WA1 y WA7.

BC_27_OP Ninguna conexión de acoplamiento entre las barras WA2 y WA7.

BC_27_CL Existe una conexión de acoplamiento entre las barras WA2 y WA7.

VP_BC_12 El estado del conmutador de BC_12 es válido.



EXDU_BC Ningún error de transmisión desde ninguna bahía de acoplamiento de barras (BC).

Se necesitan las siguientes señales desde cada bahía de acoplamiento de barras(ABC_BC):

Señal BC12CLTR Existe una conexión de acoplamiento a través del propio acoplamiento de barras

entre las barras WA1 y WA2.

BC17OPTR Ninguna conexión de acoplamiento a través del propio acoplamiento de barrasentre las barras WA1 y WA7.

BC17CLTR Existe una conexión de acoplamiento a través del propio acoplamiento de barrasentre las barras WA1 y WA7.

BC27OPTR Ninguna conexión de acoplamiento a través del propio acoplamiento de barrasentre las barras WA2 y WA7.

BC27CLTR Existe una conexión de acoplamiento a través del propio acoplamiento de barrasentre las barras WA2 y WA7.

VPBC12TR El estado del conmutador de BC_12 es válido.



EXDU_BC Ningún error de transmisión desde la bahía que contiene la información anterior.

También se necesitan las siguientes señales desde cada bahía con seccionador deseccionamiento (A1A2_DC). Para B1B2_DC, se utilizan las señalescorrespondientes desde la barra B. El mismo tipo de módulo (A1A2_DC) se utilizapara diferentes barras, es decir, para los seccionadores A1A2_DC y B1B2_DC.

Señal DCOPTR El seccionador de seccionamiento está abierto.

DCCLTR El seccionador de seccionamiento está cerrado.

VPDCTR El estado de conmutación del seccionador de seccionamiento DC es válido.

EXDU_DC Ningún error de transmisión desde la bahía que contiene la información anterior.

Si la barra está dividida por interruptores de seccionamiento, se tiene que utilizarlas señales desde la bahía de acoplamiento de barras (A1A2_BS), en lugar de desdela bahía de seccionamiento (A1A2_DC). Para B1B2_BS, se utilizan las señales



correspondientes desde la barra B. El mismo tipo de módulo (A1A2_BS) se utilizapara diferentes barras, es decir, para los interruptores de seccionamiento A1A2_BSy B1B2_BS.

Señal S1S2OPTR Ninguna conexión de acoplamiento de barras entre las secciones 1 y 2.

S1S2CLTR Existe una conexión de acoplamiento de barras entre las secciones 1 y 2.

VPS1S2TR El estado de conmutación del acoplamiento de barras BS es válido.

EXDU_BS Ningún error de transmisión desde la bahía que contiene la información anterior.

Para una bahía de línea en la sección 1, las siguientes condiciones son válidas:



IEC04000480 V1 ES

Figura 151: Señales a una bahía de línea en la sección 1 desde las bahías deacoplamiento de barras en cada sección

Para una bahía de línea en la sección 2, las mismas condiciones anteriores sonválidas al cambiar la sección 1 por la sección 2, y viceversa.

Ajuste de configuraciónSi no hay una barra de desvío y, por lo tanto, ningún seccionador QB7 elenclavamiento para QB7 no se utiliza. El estado para QB7, QC71, BB7_D, BC_17,BC_27 se ajusta a abierto mediante el ajuste de las entradas adecuadas del módulo,como se describe a continuación. En el diagrama del bloque funcional, 0 y 1 sedesignan 0 = FALSE y 1 = TRUE:



• QB7_OP = 1• QB7_CL = 0

• QC71_OP = 1• QC71_CL = 0

• BB7_D_OP = 1

• BC_17_OP = 1• BC_17_CL = 0• BC_27_OP = 1• BC_27_CL = 0

• EXDU_BPB = 1

• VP_BB7_D = 1• VP_BC_17 = 1• VP_BC_27 = 1

Si no hay una segunda barra WA2 y, por lo tanto, ningún seccionador QB2 elenclavamiento para QB2 no se utiliza. El estado para QB2, QC21, BC_12, BC_27se ajusta a abierto mediante el ajuste de las entradas adecuadas del módulo, comose describe a continuación. En el diagrama del bloque funcional, 0 y 1 se designan0 = FALSE y 1 = TRUE:

• QB2_OP = 1• QB2_CL = 0

• QC21_OP = 1• QC21_CL = 0

• BC_12_CL = 0• BC_27_OP = 1• BC_27_CL = 0

• VP_BC_12 = 1

3.12.3.3 Enclavamiento para una bahía de acoplamiento de barras ABC_BC

AplicaciónLa función de enclavamiento para una bahía de acoplamiento de barras (ABC_BC)se utiliza para una bahía de acoplamiento de barras conectada a una disposición dedoble barra, de acuerdo con la figura 152. La función también se puede utilizar



para una disposición de simple barra con barra de transferencia o para unadisposición de doble barra sin barra de transferencia.

QB1 QB2

QC1

QA1

WA1 (A)

WA2 (B)

WA7 (C)

QB7QB20

QC2

en04000514.vsdIEC04000514 V1 ES

Figura 152: Disposición de la aparamenta de maniobra ABC_BC

ConfiguraciónLas señales desde las otras bahías conectadas al módulo de acoplamiento de barrasABC_BC se describen a continuación.

Señales desde todos los alimentadoresPara obtener las señales:

Señal BBTR_OP Ninguna transferencia de barra que afecte a este acoplamiento de barras está en

progreso.

VP_BBTR El estado de conmutación es válido para todos los aparatos involucrados en latransferencia de barra.

EXDU_12 Ningún error de transmisión desde ninguna bahía conectada a las barras WA1/WA2.

Se necesitan las siguientes señales desde cada bahía de línea (ABC_LINE), cadabahía del transformador (AB_TRAFO) y cada bahía de acoplamiento de barras(ABC_BC), excepto la propia bahía de acoplamiento de barras:

Señal QQB12OPTR QB1 o QB2 o ambos están abiertos.

VPQB12TR El estado de conmutación de QB1 y QB2 es válido.

EXDU_12 Ningún error de transmisión desde la bahía que contiene la información anterior.

Para la bahía de acoplamiento de barras n, las siguientes condiciones son válidas:



IEC04000481 V1 ES

Figura 153: Señales desde cualquier bahía en la bahía de acoplamiento debarras n

Si la barra está dividida en secciones por seccionadores, las señales BBTR estánconectadas en paralelo, si ambos seccionadores están cerrados. Así, para la lógicabásica específica del proyecto para BBTR, agregue esta lógica:

IEC04000482 V1 ES

Figura 154: Barras divididas por seccionadores (interruptores)

Se necesitan las siguientes señales desde cada bahía del seccionador (A1A2_DC).Para B1B2_DC, se utilizan las señales correspondientes desde la barra B. El mismotipo de módulo (A1A2_DC) se utiliza para diferentes barras, es decir, para losseccionadores A1A2_DC y B1B2_DC.




Si la barra está dividida por interruptores de seccionamiento, se tienen que utilizarlas señales desde la bahía de acoplamiento de barras (A1A2_BS), en lugar de desdela bahía del seccionador de seccionamiento (A1A2_DC). Para B1B2_BS, se



utilizan las señales correspondientes desde la barra B. El mismo tipo de módulo(A1A2_BS) se utiliza para diferentes barras, es decir, para los interruptores deseccionamiento A1A2_BS y B1B2_BS.




Para una bahía de acoplamiento de barras en la sección 1, las siguientescondiciones son válidas:

IEC04000483 V1 ES

Figura 155: Señales a una bahía de acoplamiento de barras en la sección 1desde cualquier bahía en cada sección

Para una bahía de acoplamiento de barras en la sección 2, las mismas condicionesanteriores son válidas al cambiar la sección 1 por la sección 2, y viceversa.

Señales desde un acoplamiento de barrasSi la barra está dividida en secciones por seccionadores, las señales BC_12 desde elacoplamiento de barras de la otra sección de barra se deben transmitir al propioacoplamiento de barras si ambos seccionadores están cerrados.

IEC04000484 V1 ES

Figura 156: Barras divididas por seccionadores (interruptores)




Señal BC_12_CL Existe otra conexión de acoplamiento entre las barras WA1 y WA2.

VP_BC_12 El estado de conmutación de BC_12 es válido.

EXDU_BC Ningún error de transmisión desde ninguna bahía de acoplamiento de barras (BC).

Se necesitan las siguientes señales desde cada bahía de acoplamiento de barras(ABC_BC), excepto la bahía propia:

Señal BC12CLTR Existe una conexión de acoplamiento a través del propio acoplamiento de barras


VPBC12TR El estado de conmutación de BC_12 es válido.


También se necesitan las siguientes señales desde cada bahía del seccionador(A1A2_DC). Para B1B2_DC, se utilizan las señales correspondientes desde labarra B. El mismo tipo de módulo (A1A2_DC) se utiliza para diferentes barras, esdecir, para los seccionadores A1A2_DC y B1B2_DC.

Señal DCCLTR El seccionador está cerrado.

VPDCTR El estado de conmutación del seccionador DC es válido.


Si la barra está dividida por interruptores de seccionamiento, se deben utilizar lasseñales desde la bahía de acoplamiento de barras (A1A2_BS), en lugar de desde labahía del seccionador de seccionamiento (A1A2_DC). Para B1B2_BS, se utilizanlas señales correspondientes desde la barra B. El mismo tipo de módulo(A1A2_BS) se utiliza para diferentes barras, es decir, para los interruptores deseccionamiento A1A2_BS y B1B2_BS.

Señal S1S2CLTR Existe una conexión de acoplamiento de barras entre las secciones 1 y 2.



Para una bahía de acoplamiento de barras en la sección 1, las siguientescondiciones son válidas:



IEC04000485 V1 ES

Figura 157: Señales a una bahía de acoplamiento de barras en la sección 1desde una bahía de acoplamiento de barras en otra sección

Para una bahía de acoplamiento de barras en la sección 2, las mismas condicionesanteriores son válidas al cambiar la sección 1 por la sección 2, y viceversa.

Ajuste de configuraciónSi no hay una barra de desvío y, por lo tanto, ningún seccionador QB2 y QB7 elenclavamiento para QB2 y QB7 no se utiliza. El estado para QB2, QB7, QC71 seajusta a abierto mediante el ajuste de las entradas adecuadas del módulo, como sedescribe a continuación. En el diagrama del bloque funcional, 0 y 1 se designan 0 =FALSE y 1 = TRUE:

• QB2_OP = 1• QB2_CL = 0

• QB7_OP = 1• QB7_CL = 0

• QC71_OP = 1• QC71_CL = 0

Si no hay una segunda barra B y, por lo tanto, ningún seccionador QB2 y QB20 elenclavamiento para QB2 y QB20 no se utiliza. El estado para QB2, QB20, QC21,BC_12, BBTR se ajusta a abierto mediante el ajuste de las entradas adecuadas delmódulo, como se describe a continuación. En el diagrama del bloque funcional, 0 y1 se designan 0 = FALSE y 1 = TRUE:

• QB2_OP = 1• QB2_CL = 0

• QB20_OP = 1• QB20_CL = 0



• QC21_OP = 1• QC21_CL = 0

• BC_12_CL = 0• VP_BC_12 = 1

• BBTR_OP = 1• VP_BBTR = 1

3.12.3.4 Enclavamiento para una bahía de transformador AB_TRAFO

AplicaciónLa función de enclavamiento para una bahía de transformador (AB_TRAFO) seutiliza para una bahía de transformador conectada a una disposición de doble barra,de acuerdo con la figura 158. La función se utiliza cuando no hay un seccionadorentre el interruptor y el transformador. De lo contrario, se puede utilizar elenclavamiento para la función de bahía de línea (ABC_LINE). Esta funcióntambién se puede utilizar en disposiciones de simple barra.

IEC04000515 V1 ES

Figura 158: Disposición de la aparamenta de maniobra AB_TRAFO

Las señales desde otras bahías conectadas al módulo AB_TRAFO se describen acontinuación.



Señales desde un acoplamiento de barrasSi la barra está dividida en secciones por seccionadores de seccionamiento, laconexión entre barra y barra puede existir a través del seccionador deseccionamiento y el acoplamiento de barras dentro de la otra sección de barra.

IEC04000487 V1 ES


La lógica específica del proyecto para las señales de entrada que afectan alacoplamiento de barras es igual a la lógica específica para la bahía de línea(ABC_LINE):

Señal BC_12_CL Existe una conexión de acoplamiento entre las barras WA1 y WA2.

VP_BC_12 El estado de conmutación de BC_12 es válido.

EXDU_BC Ningún error de transmisión desde la bahía de acoplamiento de barras (BC).

La lógica es idéntica a la configuración de doble barra “Señales desde elacoplamiento de barras”.

Ajuste de configuraciónSi no hay una segunda barra B y, por lo tanto, ningún seccionador QB2 elenclavamiento para QB2 no se utiliza. El estado para QB2, QC21, BC_12 se ajustaa abierto mediante el ajuste de las entradas adecuadas del módulo, como sedescribe a continuación. En el diagrama del bloque funcional, 0 y 1 se designan 0 =FALSE y 1 = TRUE:

• QB2_OP = 1• QB2QB2_CL = 0

• QC21_OP = 1• QC21_CL = 0

• BC_12_CL = 0• VP_BC_12 = 1



Si no hay una segunda barra B al otro lado del transformador y, por lo tanto,ningún seccionador QB4 el estado para QB4 se ajusta a abierto mediante el ajustede las entradas adecuadas del módulo, como se describe a continuación.

• QB4_OP = 1• QB4_CL = 0

3.12.3.5 Enclavamiento para un interruptor de seccionamiento A1A2_BS

Señales desde todos los alimentadoresSi la barra está dividida en secciones por interruptores de seccionamiento y ambosinterruptores están cerrados, la apertura del interruptor se debe bloquear si existeuna conexión de acoplamiento entre las barras en un lado de la sección y si en elotro lado de la sección hay una transferencia de barra en progreso:

IEC04000489 V1 ES

Figura 160: Barras divididas por interruptores de seccionamiento


Señal BBTR_OP Ninguna transferencia de barra que afecte a esta sección está en progreso.

VP_BBTR El estado de conmutación de BBTR es válido.

EXDU_12 Ningún error de transmisión desde ninguna bahía conectada a las barras 1(A) y 2(B).

Se necesitan las siguientes señales desde cada bahía de línea (ABC_LINE), cadabahía de transformador (AB_TRAFO) y cada bahía de acoplamiento de barras(ABC_BC):

Señal QB12OPTR QB1 o QB2 o ambos están abiertos.

VPQB12TR El estado de conmutación de QB1 y QB2 es válido.

EXDU_12 Ningún error de transmisión desde la bahía que contiene la información anterior.

Se necesitan las siguientes señales desde cada bahía de acoplamiento de barras(ABC_BC):



Señal BC12OPTR Ninguna conexión de acoplamiento a través del propio acoplamiento de barras


VPBC12TR El estado de conmutación de BC_12 es válido.


Se necesitan las siguientes señales desde la bahía del interruptor de seccionamiento(A1A2_BS, B1B2_BS).




Para un interruptor de seccionamiento entre las secciones A1 y A2, las siguientescondiciones son válidas:



IEC04000490 V1 ES

Figura 161: Señales desde cualquier bahía para un interruptor deseccionamiento entre las secciones A1 y A2

Para un interruptor de seccionamiento entre las secciones B1 y B2, las siguientescondiciones son válidas:



IEC04000491 V1 ES

Figura 162: Señales desde cualquier bahía para un interruptor deseccionamiento entre las secciones B1 y B2

Ajuste de configuraciónSi no hay ninguna otra barra a través de los bucles de barras posibles, entonces elenclavamiento para el interruptor QA1 abierto no se utiliza o el estado para BBTRse ajusta a abierto. Es decir, no hay ninguna transferencia de barra en progreso enesta sección:

• BBTR_OP = 1• VP_BBTR = 1



3.12.3.6 Enclavamiento para un seccionador de seccionamiento A1A2_DC

AplicaciónLa función de enclavamiento para un seccionador de seccionamiento (A1A2_DC)se utiliza para un seccionador entre las secciones 1 y 2, de acuerdo con la figura163. La función A1A2_DC se puede utilizar para diferentes barras, que incluyen unseccionador.

WA1 (A1) WA2 (A2)

QB

QC1 QC2

A1A2_DC en04000492.vsd

IEC04000492 V1 ES

Figura 163: Disposición de la aparamenta de maniobra A1A2_DC

Las señales desde otras bahías conectadas al módulo A1A2_DC se describen acontinuación.

Señales en una disposición de un interruptorSi la barra está dividida por seccionadores de seccionamiento, la condición Ningúnotro seccionador conectado a la sección de barra se debe hacer mediante unalógica específica del proyecto.

El mismo tipo de módulo (A1A2_DC) se utiliza para diferentes barras, es decir,para los seccionadores de seccionamiento A1A2_DC y B1B2_DC. Sin embargo,para B1B2_DC, se utilizan las señales correspondientes desde la barra B.

IEC04000493 V1 ES





Señal S1DC_OP Todos los seccionadores de seccionamiento en la sección 1 están abiertos.

S2DC_OP Todos los seccionadores de seccionamiento en la sección 2 están abiertos.

VPS1_DC El estado de conmutación de los seccionadores en la sección 1 es válido.


EXDU_BB Ningún error de transmisión desde ninguna bahía que contiene la informaciónanterior.

Se necesitan las siguientes señales desde cada bahía de línea (ABC_LINE), cadabahía del transformador (AB_TRAFO) y cada bahía de acoplamiento de barras(ABC_BC):

Señal QB1OPTR QB1 está abierto.

QB2OPTR QB2 está abierto (AB_TRAFO, ABC_LINE).

QB220OTR QB2 y QB20 están abiertos (ABC_BC).

VPQB1TR El estado de conmutación de QB1 es válido.


VQB220TR El estado de conmutación de QB2 y QB20 es válido.

EXDU_BB Ningún error de transmisión desde la bahía que contiene la información anterior.

Si hay un seccionador de seccionamiento adicional, se debe utilizar la señal desdela bahía del seccionador de seccionamiento (A1A2_DC):




Si hay un interruptor de seccionamiento adicional en lugar de un seccionador deseccionamiento adicional, se debe utilizar las señales desde la bahía del interruptorde seccionamiento (A1A2_BS) en lugar de la bahía del seccionador deseccionamiento (A1A2_DC):


QB2OPTR QB2 está abierto.



EXDU_BS Ningún error de transmisión desde la bahía BS (bahía de acoplamiento de barras)que contiene la información anterior.



Para un seccionador de seccionamiento, las siguientes condiciones de la sección A1son válidas:

IEC04000494 V1 ES

Figura 165: Señales desde cualquier bahía en la sección A1 hacia unseccionador de seccionamiento


IEC04000495 V1 ES

Figura 166: Señales desde cualquier bahía en la sección A2 hacia unseccionador de seccionamiento

Para un seccionador de seccionamiento, las siguientes condiciones de la sección B1son válidas:



IEC04000496 V1 ES

Figura 167: Señales desde cualquier bahía en la sección B1 hacia unseccionador de seccionamiento


IEC04000497 V1 ES

Figura 168: Señales desde cualquier bahía en la sección B2 hacia unseccionador de seccionamiento

Señales en una disposición de doble interruptorSi la barra está dividida por seccionadores de seccionamiento, la condición para labahía del seccionador Ningún otro seccionador conectado con la sección de barrase debe hacer mediante una lógica específica del proyecto.




IEC04000498 V1 ES



Señal S1DC_OP Todos los seccionadores en la sección 1 están abiertos.

S2DC_OP Todos los seccionadores en la sección 2 están abiertos.

VPS1_DC El estado de conmutación de todos los seccionadores en la sección 1 es válido.

VPS2_DC El estado de conmutación de todos los seccionadores en la sección 2 es válido.

EXDU_BB Ningún error de transmisión desde la bahía de doble interruptor que contiene lainformación anterior.

Se necesitan las siguientes señales desde cada bahía de doble interruptor (DB_BUS):





EXDU_DB Ningún error de transmisión desde la bahía que contiene la información anterior.

La lógica es idéntica a la configuración de doble barra en “Señales en ladisposición de un interruptor”.




IEC04000499 V1 ES

Figura 170: Señales desde bahías de doble interruptor en la sección A1 haciaun seccionador de seccionamiento


IEC04000500 V1 ES

Figura 171: Señales desde bahías de doble interruptor en la sección A2 haciaun seccionador de seccionamiento




IEC04000501 V1 ES

Figura 172: Señales desde bahías de doble interruptor en la sección B1 haciaun seccionador de seccionamiento


IEC04000502 V1 ES

Figura 173: Señales desde bahías de doble interruptor en la sección B2 haciaun seccionador de seccionamiento

Señales en una disposición de interruptor y medioSi la barra está dividida por seccionadores de seccionamiento, la condición para labahía del seccionador Ningún otro seccionador conectado con la sección de barrase debe hacer mediante una lógica específica del proyecto.




IEC04000503 V1 ES


La lógica específica del proyecto es la misma que para la configuración de dobleinterruptor.

Señal S1DC_OP Todos los seccionadores en la sección 1 están abiertos.

S2DC_OP Todos los seccionadores en la sección 2 están abiertos.



EXDU_BB Ningún error de transmisión desde el interruptor y medio (BH) que contiene lainformación anterior.

3.12.3.7 Enclavamiento para un seccionador de puesta a tierra de barrasBB_ES

AplicaciónLa función de enclavamiento para un seccionador de puesta a tierra de barras(BB_ES) se utiliza para un seccionador de puesta a tierra en cualquier parte de lasbarras, de acuerdo con la figura 175.

QC

en04000504.vsd

IEC04000504 V1 ES

Figura 175: Disposición de aparamenta de maniobra BB_ES

Las señales desde otras bahías conectadas al módulo BB_ES se describen acontinuación.

Señales en una disposición de un interruptorEl seccionador de puesta a tierra de barras solo puede funcionar si todos losseccionadores en la sección de barra están abiertos.



IEC04000505 V1 ES



Señal BB_DC_OP Todos los seccionadores en esta parte de la barra están abiertos.

VP_BB_DC El estado de conmutación de todos los seccionadores en esta parte de la barra esválido.


Se necesitan las siguientes señales desde cada bahía de línea (ABC_LINE), cadabahía de transformador (AB_TRAFO) y cada bahía de acoplamiento de barras(ABC_BC):


QB2OPTR QB2 está abierto (AB_TRAFO, ABC_LINE).

QB220OTR QB2 y QB20 están abiertos (ABC_BC).




VQB220TR El estado de conmutación de QB2y QB20 es válido.


EXDU_BB Ningún error de transmisión desde la bahía que contiene la información anterior.

También se necesitan las siguientes señales desde cada bahía del seccionador(A1A2_DC). Para B1B2_DC, se utilizan las señales correspondientes desde labarra B. El mismo tipo de módulo (A1A2_DC) se utiliza para diferentes barras, esdecir, para los seccionadores de seccionamiento A1A2_DC y B1B2_DC.






Si no hay ningún seccionador de seccionamiento, las señales DCOPTR, VPDCTRy EXDU_DC se ajustan a 1 (TRUE).

Si la barra está dividida por interruptores de seccionamiento, se deben utilizar lasseñales desde la bahía de acoplamiento de barras (A1A2_BS), en lugar de desde labahía del seccionador de seccionamiento (A1A2_DC). Para B1B2_BS, se utilizanlas señales correspondientes desde la barra B. El mismo tipo de módulo(A1A2_BS) se utiliza para diferentes barras, es decir, para los interruptores deseccionamiento A1A2_BS y B1B2_BS.





EXDU_BS Ningún error de transmisión desde la bahía BS (bahía de acoplamiento de barras)que contiene la información anterior.

Para un seccionador de puesta a tierra de barras, las siguientes condiciones de lasección A1 son válidas:

IEC04000506 V1 ES

Figura 177: Señales desde cualquier bahía en la sección A1 hacia unseccionador de puesta a tierra de barras en la misma sección

Para un seccionador de puesta a tierra de barras, las siguientes condiciones de lasección A2 son válidas:



IEC04000507 V1 ES

Figura 178: Señales desde cualquier bahía en la sección A2 hacia unseccionador de puesta a tierra de barras en la misma sección

Para un seccionador de puesta a tierra de barras, las siguientes condiciones de lasección B1 son válidas:

QB2OPTR(QB220OTR) (bahía 1/sección B1)BB_DC_OP

VP_BB_DC

EXDU_BB


QB2OPTR (QB220OTR) (bahía n/sección B1)

. . .

. . .

. . .

VPQB2TR(VQB220TR) (bahía 1/sección B1)

VPQB2TR(VQB220TR) (bahía n/sección B1)VPDCTR (B1/B2)

EXDU_BB (bahía n/sección B1)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (B1/B2)

EXDU_BB (bahía 1/sección B1)

EXDU_DC (B1/B2)

IEC04000508 V1 ES

Figura 179: Señales desde cualquier bahía en la sección B1 hacia unseccionador de puesta a tierra de barras en la misma sección

Para un seccionador de puesta a tierra de barras, las siguientes condiciones de lasección B2 son válidas:



IEC04000509 V1 ES

Figura 180: Señales desde cualquier bahía en la sección B2 hacia unseccionador de puesta a tierra de barras en la misma sección

Para un seccionador de puesta a tierra en la barra de desvío C, las siguientescondiciones son válidas:

IEC04000510 V1 ES

Figura 181: Señales desde la barra de desvío hacia el seccionador de puestaa tierra de barras

Señales en una disposición de doble interruptorEl seccionador de puesta a tierra de barras solo puede funcionar si todos losseccionadores en la sección de barra están abiertos.



IEC04000511 V1 ES



Señal BB_DC_OP Todos los seccionadores de esta parte de la barra están abiertos.



Se necesitan las siguientes señales desde cada bahía de doble interruptor (DB_BUS):





EXDU_DB Ningún error de transmisión desde la bahía que contiene la información anterior.

También se necesitan las siguientes señales desde cada bahía del seccionador deseccionamiento (A1A2_DC). Para B1B2_DC, se utilizan las señalescorrespondientes desde la barra B. El mismo tipo de módulo (A1A2_DC) se utilizapara diferentes barras, es decir, para los seccionadores de seccionamientoA1A2_DC y B1B2_DC.

Señal DCOPTR El seccionador está abierto.



La lógica es idéntica a la configuración de doble barra descrita en la sección“Señales en la disposición de un interruptor”.



Señales en una disposición de interruptor y medioEl seccionador de puesta a tierra de barras solo puede funcionar si todos losseccionadores en la sección de barra están abiertos.

IEC04000512 V1 ES


La lógica específica del proyecto es la misma que para la configuración de doblebarra descrita en la sección “Señales en la disposición de un interruptor”.

Señal BB_DC_OP Todos los seccionadores en esta parte de la barra están abiertos.



3.12.3.8 Enclavamiento para una bahía de doble interruptor DB

AplicaciónLas funciones de enclavamiento para un diámetro de interruptor y medioincluyendo DB_BUS_A, DB_BUS_B, DB_LINE se utiliza para una líneaconectada a una disposición de doble interruptor, de acuerdo con la figura 184.



WA1 (A)

WA2 (B)

QB1QC1

QA1

QC2

QC9

QB61

QB9

QB2QC4

QA2

QC5

QC3

QB62

DB_BUS_B

DB_LINE

DB_BUS_A

en04000518.vsdIEC04000518 V1 ES

Figura 184: Disposición de aparamenta de maniobra de doble interruptor

Se definen tres tipos de módulos de enclavamiento por bahía con doble interruptor.DB_LINE es la conexión de la línea a las partes del interruptor que estánconectadas a las barras. DB_BUS_A y DB_BUS_B son las conexiones de la línea alas barras.

Para una bahía de doble interruptor, se debe utilizar los módulos DB_BUS_A,DB_LINE y DB_BUS_B.

Ajuste de configuraciónPara una aplicación sin QB9 y QC9, ajuste las entradas adecuadas al estado abiertoy omita las salidas. En el diagrama del bloque funcional, 0 y 1 se designan 0 =FALSE y 1 = TRUE:

• QB9_OP = 1• QB9_CL = 0

• QC9_OP = 1• QC9_CL = 0

Si, en este caso, se agrega la supervisión de la tensión de línea, entonces en lugarde ajustar QB9 al estado abierto, especifique el estado de la supervisión de la tensión:

• QB9_OP = VOLT_OFF• QB9_CL = VOLT_ON



Si no hay supervisión de la tensión, entonces ajuste las entradas correspondientesde la siguiente manera:

• VOLT_OFF = 1• VOLT_ON = 0

3.12.3.9 Enclavamiento para un diámetro de interruptor y medio BH

AplicaciónLas funciones de enclavamiento para un diámetro de interruptor y medio(BH_CONN, BH_LINE_A, BH_LINE_B) se utilizan para las líneas conectadas aun diámetro de interruptor y medio de acuerdo con la figura 185.

WA1 (A)

WA2 (B)

QB1QC1

QA1

QC2

QC9

QB6

QB9

QB2QC1

QA1

QC2

QC3

QB6

QC3

QB62QB61 QA1

QC1 QC2QC9

QB9

BH_LINE_A BH_LINE_B

BH_CONNen04000513.vsd

IEC04000513 V1 ES

Figura 185: Disposición de la aparamenta de maniobra a interruptor y medio

Se definen tres tipos de módulos de enclavamiento por diámetro. BH_LINE_A yBH_LINE_B son las conexiones de una línea a una barra. BH_CONN es laconexión entre las dos líneas del diámetro en la disposición de la aparamenta demaniobra de interruptor y medio.

Para una disposición de interruptor y medio se debe utilizar los módulosBH_LINE_A, BH_CONN y BH_LINE_B.



Ajuste de configuraciónPara una aplicación sin QB9 y QC9, ajuste las entradas adecuadas al estado abiertoy omita las salidas. En el diagrama del bloque funcional, 0 y 1 se designan 0 =FALSE y 1 = TRUE:

• QB9_OP = 1• QB9_CL = 0

• QC9_OP = 1• QC9_CL = 0

Si, en este caso, se agrega la supervisión de la tensión de línea, entonces en lugarde ajustar QB9 al estado abierto, especifique el estado de la supervisión de la tensión:

• QB9_OP = VOLT_OFF• QB9_CL = VOLT_ON

Si no hay supervisión de la tensión, entonces ajuste las entradas correspondientesde la siguiente manera:

• VOLT_OFF = 1• VOLT_ON = 0

3.12.3.10 Comunicación horizontal a través de GOOSE para el enclavamientode GOOSEINTLKRCV

Tabla 137: GOOSEINTLKRCV Ajustes sin grupo (básicos)



3.12.4 Control de tensión




Control automático de tensión paracambiador de tomas, control simple

TR1ATCC - 90

Control automático de tensión paracambiador de tomas, control en paralelo

TR8ATCC - 90

Control y supervisión del cambiador detomas, 6 entradas binarias

TCMYLTC - 84

Control y supervisión del cambiador detomas, 32 entradas binarias

TCLYLTC - 84




Cuando se aumenta la carga en una red eléctrica, la tensión disminuye y viceversa.Para mantener la tensión de red en un nivel constante, los transformadores depotencia están, por lo general, equipados con un cambiador de tomas en carga. Estoaltera la relación del transformador de potencia en un número de etapaspredefinidas y, de esta forma, cambia la tensión. Cada etapa, por lo general,representa un cambio en la tensión de aproximadamente 0,5-1,7%.

La función de control de tensión se utiliza para controlar los transformadores depotencia con un cambiador de tomas en carga controlado por un motor. La funciónestá diseñada para regular la tensión del lado secundario del transformador depotencia. El método de control se basa en un principio de etapa por etapa, lo cualimplica que se emite un pulso de control (uno por vez) al mecanismo delcambiador de tomas para moverlo una posición hacia arriba o abajo. La longituddel pulso de control se puede ajustar dentro de un amplio rango para acomodardiferentes tipos de mecanismos de cambiadores de tomas. El pulso se generacuando la tensión medida se desvía, durante un tiempo determinado, del valor dereferencia ajustado más que la banda inactiva preestablecida (grado deinsensibilidad).

Se puede controlar la tensión en el punto de medición de tensión, y también en unpunto de carga lejano en la red. En el último caso, la tensión del punto de carga secalcula en base a la corriente de carga medida y la impedancia conocida desde elpunto de medición de tensión hasta el punto de carga.

El control automático de tensión puede ser para un transformador simple o paratransformadores en paralelo. El control en paralelo de los transformadores depotencia con un IED se puede realizar de tres formas alternativas:

• Con el método maestro-seguidor• Con el método de reactancia inversa• Con el método de corriente circulante

De estas alternativas, la primera y la última necesitan comunicación entre losbloques funcionales de control de los diferentes transformadores, mientras que laalternativa del medio no necesita comunicación.

El control de tensión incluye muchas características extra como la posibilidad deevitar cambios de tomas simultáneos de transformadores en paralelo; la regulaciónde reserva activa de un transformador dentro de un grupo en paralelo, con uninterruptor de baja tensión abierto; la compensación para una posible batería decondensadores en el lado de baja tensión de un transformador; la supervisiónexhaustiva del cambiador de tomas, incluyendo desgaste del contacto y detecciónde inestabilidad; el control del flujo de potencia en el transformador, de modo que,por ejemplo, el control de tensión se pueda bloquear si la potencia se invierte; etc.

La función de control de tensión está desarrollada a partir de dos bloquesfuncionales, los cuales son ambos nodos lógicos según IEC 61850-8-1:



• Control automático de tensión para cambiador de tomas, TR1ATCC paracontrol simple y TR8ATCC para control en paralelo

• Control y supervisión del cambiador de tomas, de 6 entradas binarias,TCMYLTC y de 32 entradas binarias, TCLYLTC

El control automático de tensión para cambiador de tomas, TR1ATCC oTR8ATCC es una función diseñada para mantener automáticamente la tensión enel lado de baja tensión de un transformador de potencia dentro de límites cercanosa una tensión meta ajustada. Se genera una orden de subir o bajar cuando la tensiónmedida se desvía, por un período de tiempo dado, del valor meta ajustado por másdel valor de banda inactiva preestablecido (grado de insensibilidad). Se ajusta unretardo (inverso o definido) a fin de evitar una actuación innecesaria durantedesviaciones de tensión del valor meta más cortas, y a fin de coordinar con otroscontroladores de tensión automáticos de la red.

TCMYLTC y TCLYLTC son un interfaz entre el control automático de tensiónpara cambiador de tomas, TR1ATCC o TR8ATCC y el cambiador de tomas encarga del transformador mismo. Más específicamente, esto significa que generapulsos de orden a un cambiador de tomas en carga controlado por un motor detransformador de potencia, y que recibe información desde el cambiador de tomasen carga respecto de la posición de toma, progreso de las órdenes dadas, etc.

TCMYLTC y TCLYLTC también sirven el propósito de brindar informaciónacerca de la posición de toma a la protección diferencial del transformador.

Ubicación de control local/remotoEl cambiador de tomas se puede manejar desde la parte frontal del IED o también adistancia. En la parte frontal del IED, hay un conmutador local-remoto que sepuede utilizar para seleccionar el lugar del operador. Para esta funcionalidad, seutilizan los bloques funcionales de control de aparatos Control de bahía (QCBAY),Remoto local (LOCREM) y Control remoto local (LOCREMCTRL).

La información sobre la ubicación del control se proporciona a la funciónTR1ATCC o TR8ATCC a través de la conexión de la salida Fuente permitida parafuncionar (PSTO) del bloque funcional QCBAY con la entrada PSTO del bloquefuncional TR1ATCC o TR8ATCC.

Modo de controlEl modo de control de la función de control automático de tensión para cambiadorde tomas TR1ATCC para control simple y TR8ATCC para control en paralelopuede ser:

• Manual• Automático

El modo de control se puede cambiar desde la ubicación local a través del menú decomandos en la HMI local, en Main menu/Control/Commands/TransformerVoltageControl(ATCC,90)/VCSx/VCPxControl/Commands/TransformerVoltageControl, o se puede cambiar desde una ubicación lejana a



través de señales binarias conectadas a las entradas MANCTRL, AUTOCTRL enel bloque funcional TR1ATCC o TR8ATCC .

Cantidades medidasEn aplicaciones normales, el lado de baja tensión del transformador se utiliza comoel punto de medición de la tensión. Si es necesario, la corriente del lado de bajatensión se utiliza como corriente de carga para calcular la caída de la tensión delínea al punto de regulación.

El bloque funcional de control automático de tensión para cambiador de tomasTR1ATCC para control simple y TR8ATCC para control en paralelo tiene tresentradas, I3P1, I3P2 y U3P2, correspondientes a la corriente de alta tensión, lacorriente de baja tensión y la tensión de baja tensión respectivamente. Estascantidades analógicas se envían al IED a través del módulo de entradas deltransformador, el convertidor digital-analógico y después a un bloque depreprocesamiento. En el bloque de preprocesamiento, se obtiene un gran númerode cantidades, por ejemplo, valores analógicos fase a fase, valores de secuencias,valor máximo en un grupo trifásico, etc. Entonces, los diferentes bloquesfuncionales del IED "se suscriben" a cantidades seleccionadas de los bloques depreprocesamiento. En el caso de TR1ATCC o TR8ATCC, existen las siguientesposibilidades:

• I3P1 representa un grupo trifásico de corriente de fase con la corriente más altaen cualquiera de las tres fases en cuestión. Como sólo se considera la más altade las corrientes de fase, también es posible utilizar una corriente monofásicao, también, corrientes bifásicas. En estos casos, las corrientes que no seutilizan serán iguales a cero.

• Para I3P2 y U3P2, las alternativas de ajuste son: cualquier corriente/tensión defase individual, así como cualquier combinación de corriente/tensión de fase afase o la corriente/tensión de secuencia positiva. Así, es posible laalimentación monofásica y la alimentación fase a fase o trifásica en el lado debaja tensión pero es comúnmente seleccionada para la corriente y la tensión.



UL (Tensión de punto de carga)

Cam

biad

or

de to

mas

en

car

ga

generar, inferior

señales/alarmas

posición

BOM

MIM

IED

IL1,IL2,IL3

TRMCorriente trifásica, de fase a fase o monofásica

Lado de alta tensión

(Corriente de carga) IL

Lado de baja tensión

Impedancia de línea R+jX

UB (Tensión de barra)

Centro de carga


BIM

Tensión trifásica, de fase a fase o monofásica

IEC10000044 V1 ES

Figura 186: Flujo de señal para un transformador simple con control de tensión

En el lado de alta tensión, la corriente trifásica se necesita, por lo general, paraalimentar la protección de sobreintensidad trifásica que bloquea el cambiador detomas en carga en caso de una sobreintensidad que alcance niveles dañinos.

La medición de tensión en el lado de baja tensión se puede llevar a cabo con unbucle de fase a tierra. Sin embargo, se debe recordar que esto sólo se puede utilizaren redes con conexión rígida a tierra ya que la tensión de fase a tierra medida puedeaumentar con tan solo un factor √3 en caso de faltas a tierra en una red sinconexión rígida a tierra.

Las señales de entradas analógicas suelen ser comunes con otras funciones en elIED, por ejemplo, las funciones de protección.

La tensión de la barra de baja tensión se designa como UB, lacorriente de carga como IL y la tensión del punto de carga como UL.

Control automático de tensión para un transformador simpleEl control automático de tensión para cambiador de tomas, control simpleTR1ATCC mide la magnitud de la tensión de barra UB. Si no se activa ningunacaracterística adicional (compensación por la caída de tensión de línea), estatensión se sigue utilizando para regular la tensión.



Después, TR1ATCC compara esta tensión con la tensión ajustada, USet , y decidequé medida se debe tomar. Para evitar la conmutación innecesaria alrededor delpunto de ajuste, se introduce una zona inactiva (grado de insensibilidad). La zonainactiva es simétrica alrededor de USet (consulte la figura 187) y está dispuesta detal manera que haya una zona inactiva externa y una interna. Las tensiones medidasfuera de la zona inactiva externa arrancan el temporizador para iniciar órdenes dede cambio de toma, mientras que la secuencia se repone cuando la tensión medidavuelve a entrar en la zona inactiva interna. Una mitad de la zona inactiva externa sedenomina ΔU. El ajuste de ΔU, el ajuste Udeadband se debería ajustar a un valorcercano al escalón de tensión del cambiador de tomas del transformador depotencia (por lo general, 75-125% del escalón del cambiador de tomas).

Magnitud de la tensiónUmaxU2UsetU1UminUblock0

Generar orden

*) Acción según el ajuste

Margen de seguridad

Orden inferior


DD U UDUin DUin

*) *) *)

IEC06000489 V2 ES

Figura 187: Medidas de control en una escala de tensión

Durante condiciones de funcionamiento normal, la tensión de barra UB semantiene dentro de la zona inactiva externa (intervalo entre U1 y U2 de la figura 187). En ese caso, no se toman medidas en TR1ATCC. Sin embargo, si UB llega aser inferior a U1o superior a U2, arranca un temporizador de subir o bajarcorrespondiente. El temporizador funciona mientras la tensión medida permanezcafuera de la zona inactiva interna. Si esta condición continúa por más tiempo que elpreestablecido, TR1ATCC inicia la orden ULOWER o URAISE correspondiente,que se envía desde el control y supervisión del cambiador de tomas, 6 entradasbinarias TCMYLTCo 32 entradas binarias TCLYLTC al cambiador de tomas encarga del transformador. Si es necesario, el procedimiento se repite hasta que lamagnitud de la tensión de barra vuelva a caer dentro de la zona inactiva interna.Una mitad de la zona inactiva interna se denomina ΔUin. El ajuste de zona inactivainterna ΔUin, UDeadbandInner , debería estar ajustada a un valor inferior a ΔU. Serecomienda ajustar la zona inactiva interna al 25-70% del valor ΔU .

TR1ATCC utiliza esta forma de trabajo mientras que la tensión de barra está dentrodel margen de seguridad definido por los ajustes Umin y Umax.

Una situación en la cual UB cae fuera de este margen es considerada una situaciónanómala.

Cuando UB cae por debajo del ajuste Ublock o por debajo del ajuste Umin perosigue siendo superior a Ublock o supera a Umax, se toman medidas de acuerdo alos ajustes para las condiciones de bloqueo (consulte la tabla 141).



Si la tensión de barra supera Umax, TR1ATCC puede iniciar una o más órdenes debajada rápida (órdenes ULOWER) para volver a llevar la tensión al margen deseguridad (ajustes Uminy Umax). El funcionamiento de la función de bajada rápidase puede ajustar de una de las siguientes tres maneras: desactivado, automático ymanual, de acuerdo con el ajuste FSDMode. La orden ULOWER, en el modo debajada rápida, se emite con el retardo ajustable tFSD.

La magnitud RMS medida de la tensión de barra UB se observa en la HMI localcomo valor BUSVOLT, en Main menu/Test/Function status/Control/TransformerVoltageControl(ATCC,90)/VCSx/VCPx.

Característica de tiempoLa característica de tiempo define el tiempo que transcurre entre el momento enque la tensión medida excede el intervalo de la banda inactiva hasta que la ordenURAISE o ULOWER correspondiente se inicializa.

El propósito del retardo es evitar actuaciones innecesarias del cambiador de tomasen carga, causados por fluctuaciones temporales de tensión, y coordinar lasactuaciones del cambiador de tomas en carga en redes radiales, a fin de limitar lacantidad de actuaciones del cambiador de tomas en carga. Esto se puede lograrajustando un retardo más prolongado que esté más cerca del consumidor y retardosmás cortos más arriba en el sistema.

El primer retardo, t1, se utiliza como un retardo (por lo general, retardoprolongado) para la primera orden en una dirección. Puede tener una característicade tiempo inverso o definido, de acuerdo con el ajuste t1Use (constante/inverso).Para las características de tiempo inverso, las desviaciones de tensión más grandesdesde el valor USet dan como resultado retardos más cortos, limitados por elretardo más corto equivalente al ajuste tMin . Se debe coordinar este ajuste con eltiempo de actuación del mecanismo del cambiador de tomas.

El retardo constante (definido) es independiente de la desviación de tensión.

La característica de tiempo inverso para el primer retardo sigue las fórmulas:

DA UB USet= -

IECEQUATION2294 V1 ES (Ecuación 266)

DADU

=D


t1tMin D=




Donde:

DA desviación de tensión absoluta desde el punto de ajuste

D desviación de tensión relativa con respecto al valor de ajuste de la banda inactiva

Para la última ecuación, también se debe cumplir la condición t1 > tMin . Entérminos prácticos, esto significa que tMin es igual al valor de ajuste t1 cuando ladesviación de tensión absoluta DA es igual a ΔU (la desviación de tensión relativaD es igual a 1). Para otros valores, consulte la figura 188. Tome en cuenta que lostiempos de actuación que se observan en la figura 188 son para ajustes de 30, 60,90, 120, 150 y 180 segundos para t1 y de 10 segundos para tMin.

t1=180

t1=150

t1=120

t1=90

t1=60

t1=30


Retardo inverso

Tiem

po [s

eg.]

Desviación de tensión relativa D

IEC06000488 V2 ES

Figura 188: Característica de tiempo inverso para TR1ATCC y TR8ATCC

El segundo retardo, t2, se utiliza para órdenes consecutivas (órdenes en la mismadirección que la primera orden). Puede tener una característica de tiempo inverso odefinido, de acuerdo con el ajuste t2Use (constante/inverso). La característica detiempo inverso para el segundo retardo sigue fórmulas similares a las del primerretardo, pero se utiliza el ajuste t2 en lugar de t1.

Caída de tensión de líneaEl objetivo de la compensación por la caída de tensión de línea es controlar latensión, no en el lado de baja tensión del transformador de potencia, sino en unpunto más cercano al punto de carga.

La figura 189 muestra el diagrama de vectores para una línea modelada como unaimpedancia en serie con la tensión UB en la barra de baja tensión y la tensión UL en



el centro de carga. La corriente de carga en la línea es IL, la resistencia y lareactancia de línea desde la barra de estación hasta el punto de carga son RL y XL.El ángulo entre la tensión de barra y la corriente es j. Si se conocen todos estosparámetros, UL se puede obtener mediante un simple cálculo de vectores.

Los valores de RL y XL se expresan como ajustes en ohmios del sistema primario.Si se conecta más de una línea con la barra de baja tensión, se debería calcular unaimpedancia equivalente y se la debería proporcionar como ajuste de parámetro.

La función de compensación por la caída de tensión de línea se puede ajustar a On/Off mediante el parámetro de ajuste OperationLDC. Cuando está activada, seutiliza la tensión UL en la función de control automático de tensión para cambiadorde tomas TR1ATCC para control simple y TR8ATCC para control en paralelo enla regulación de tensión, en lugar de UB. Sin embargo, TR1ATCC o TR8ATCCaún realiza las siguientes dos comprobaciones:

1. La magnitud de la tensión de barra medida UBdebe estar dentro del margen deseguridad (ajuste Umin y Umax). Si la tensión de barra cae fuera de estemargen, los cálculos de la compensación por la caída de tensión de línea sedetienen temporalmente hasta que la tensión UB vuelva a entrar en el margen.

2. La magnitud de la tensión calculada UL en el punto de carga se puede limitarpara que solo sea igual o inferior a la magnitud de UB; de lo contrario, seutiliza UB . Sin embargo, una situación donde UL>UB puede estar causada poruna condición de carga capacitiva y, si se desea permitir ese tipo de situación,se puede eliminar la limitación ajustando el parámetro OperCapaLDC a On.

IEC06000487 V1 ES

Figura 189: Diagrama de vectores para la compensación por la caída detensión de línea

La tensión de carga calculada UL se observa en la HMI local como valor ULOAD ,en Main menu/Test/Function status/Control/TransformerVoltageControl(ATCC,90)/VCSx/VCPx.

Ajuste de la tensión de cargaDebido a que la mayoría de las cargas son proporcionales al cuadrado de la tensión,es posible brindar una manera de eliminar parte de la carga disminuyendo un leveporcentaje de la tensión de alimentación.



Es posible realizar este ajuste de tensión de dos formas diferentes en el controlautomático de tensión para cambiador de tomas, control simple TR1ATCC ycontrol en paralelo TR8ATCC:

1. Ajuste automático de tensión de carga, proporcional a la corriente de carga.2. Ajuste constante de la tensión de carga con cuatro valores diferentes

preestablecidos.

En el primer caso, el ajuste de la tensión depende de la carga y el ajuste de latensión máxima se debería obtener con la carga nominal del transformador.

En el segundo caso, se puede realizar un ajuste de la tensión del punto de ajuste encuatro etapas discretas (positivas o negativas) activadas con señales binariasconectadas con las entradas LVA1, LVA2, LVA3 y LVA4 del bloque funcionalTR1ATCC o TR8ATCC . Los factores correspondientes del ajuste de tensión seproporcionan como parámetros de ajuste LVAConst1, LVAConst2, LVAConst3 yLVAConst4. Las entradas se activan con un pulso, y la última activación decualquiera de las cuatro entradas es válida. La activación de la entrada LVARESETen el bloque TR1ATCC o TR8ATCC lleva el punto de ajuste de la tensión a USet.

Con estos factores, TR1ATCC o TR8ATCC ajusta el valor de la tensión ajustadaUSet según la siguiente fórmula:

2

La ci

IUsetadjust Uset S S

I Base= + × +

IECEQUATION1978 V1 ES (Ecuación 269)

Uset, adjust Tensión ajustada modificada en p.u.

USet Tensión ajustada original: la calidad de base es Un2

Sa Factor de ajuste automático de la tensión de carga, ajuste VRAuto

IL Corriente de carga

I2Base Corriente nominal, devanado de baja tensión

Sci Factor de ajuste constante de la tensión de carga para la entrada activa i(correspondiente a LVAConst1, LVAConst2, LVAConst3 y LVAConst4)

Se debe tener en cuenta que el factor de ajuste es negativo a fin de disminuir latensión de carga, y positivo para aumentarla. Después de este cálculo, se utilizaUset, adjust en TR1ATCC o TR8ATCC para regular la tensión en lugar del valororiginal USet. La tensión del punto de ajuste calculada Uset, adjust se observa en laHMI local como valor de servicio , en Main menu/Test/Function status/Control/TransformerVoltageControl(ATCC,90)/VCSx/VCPx.

Control automático de transformadores en paraleloEl control en paralelo de transformadores de potencia significa control de dostransformadores o más, conectados a la misma barra en el lado de baja tensión y,en la mayoría de los casos, también en el lado de alta tensión. Se debe tomar



medidas especiales para evitar una situación de descontrol donde los cambiadoresde tomas en los transformadores paralelos divergen gradualmente y terminan enposiciones de extremos opuestos.

Se pueden utilizar tres métodos alternativos en un IED para el control en paralelocon el control automático de tensión para cambiador de tomas, control simple/enparalelo TR8ATCC:

• Método maestro-seguidor• Método de reactancia inversa• Método de corriente circulante

Para saber la necesidad de tomar medidas especiales al controlar transformadoresen paralelo, se debe tener en cuenta los dos primeros transformadores en paralelo,que deberían ser iguales con cambiadores de tomas similares. Si ambos están encontrol automático de tensión para un transformador, es decir, si cada uno de ellosregula la tensión en la barra de baja tensión por separado sin tomar ninguna otramedida, puede suceder los siguiente. Supongamos que, por ejemplo, arrancan en lamisma posición de tomas y que la tensión de barra de baja tensión UB está dentrode USet ± DU: entonces una subida o bajada gradual de la carga en algún momentoharía que UB caiga fuera de USet ± DU y se iniciaría una orden de subir o bajar. Sinembargo, la velocidad de cambio de la tensión sería generalmente lento, lo cualharía que un cambiador de tomas actúe antes que el otro. Esto es inevitable y sedebe a pequeñas desigualdades en la medición, etc. El cambiador de tomas queresponde antes en condiciones de baja tensión con una orden de subir siempre espropenso a responder primero, y viceversa. Así, esta situación se podría desarrollarde modo tal que, por ejemplo, T1 responde primero a una baja tensión de barra conuna orden de subir y, por lo tanto, restaura la tensión. Cuando la tensión de barrasube en una etapa posterior, T2 podría responder con una orden de bajar y volver arestaurar la tensión de barra para que esté dentro de la zona inactiva interna. Sinembargo, esto hace que el cambiador de tomas en carga de los dos transformadoresesté a dos posiciones de distancia, lo cual a su vez, causa una corriente circulantecada vez mayor. Esta sucesión de eventos se repite cuando T1 inicia órdenes desubir y T2 inicia órdenes de bajar a fin de mantener la tensión de barra dentro deUSet ± DUpero, al mismo tiempo, lleva a los dos cambiadores de tomas aposiciones de extremos opuestos. El resultado de esta situación de descontrol detomas serían corrientes circulantes altas y pérdida de control.

Control en paralelo con el método maestro-seguidorEn el método maestro-seguidor, uno de los transformadores se selecciona comomaestro y regula la tensión de acuerdo con los principios del control automático detensión para un solo transformador TR1ATCC. La selección del maestro se realizamediante la activación de la entrada binaria FORCMAST en el bloque funcionalTR8ATCC para uno de los transformadores del grupo.

Los seguidores pueden actuar de dos maneras alternativas, según el ajuste delparámetro MFMode. Cuando este parámetro está ajustado a Follow Cmd, lasórdenes de subir y bajar (URAISE y ULOWER) que genera el maestro inician laorden correspondiente en todos los TR8ATCC seguidores al mismo tiempo y, en



consecuencia, estos siguen al maestro independientemente de sus posiciones detomas individuales. Esto significa que, si las posiciones de toma de los seguidoresarmonizaran con la del maestro desde el principio, permanecerían así siempre ycuando todos los transformadores del grupo en paralelo sigan participando en elcontrol en paralelo. Por otro lado, por ejemplo, si un transformador se desconectadel grupo y pierde un cambio de toma, y después se vuelve a conectar a el grupo, apartir de allí participa en la regulación pero con un desequilibrio de posición de tomas.

Si el parámetro MFMode está ajustado a Follow Tap, entonces los seguidores leenla posición de toma del maestro y adoptan la misma posición o una posición conuna compensación relativa a la del maestro y proporcionada por el parámetro deajuste TapPosOffs (valor entero positivo o negativo). El parámetro de ajustetAutoMSF introduce un retardo en las órdenes URAISE/ULOWER para cadaseguidor por separado cuando el ajuste MFMode tiene el valor Follow Tap.

La selección del maestro se realiza mediante la activación de la entrada binariaFORCMAST en el bloque funcional TR8ATCC . Para anular la selección de unmaestro, se activa la entrada RSTMAST. Estas dos entradas se activan con unpulso, y es válida la última activación, es decir, la activación de cualquiera de estasdos entradas anula las activaciones anteriores. Si no se activa ninguna de estas dosentradas, el transformador actúa como seguidor de forma predeterminada (porsupuesto, si está seleccionado el control paralelo con el método maestro-seguidor).

Cuando la selección del maestro o el seguidor, en el control en paralelo o el controlautomático en el modo simple, se realiza con un cambiador de tres posiciones en lasubestación, se realiza una disposición como la de la figura190 que aparece acontinuación, con una configuración de aplicaciones.



M

F

I SNGLMODE

FORCMAST

RSTMAST

BIM/IOM TR8ATCC

IEC06000633-2-en.vsdIEC06000633 V2 ES

Figura 190: Principio de un cambiador de tres posiciones: maestro/seguidor/simple

Control en paralelo con el método de reactancia inversaTenga en cuenta la figura 191 con dos transformadores en paralelo, con datosnominales iguales y cambiadores de tomas iguales. Las posiciones de tomadivergen y, finalmente, si no se toman medidas para evitarlo, terminan en unasituación de descontrol de tomas.



IEC06000486 V1 ES

Figura 191: Transformadores en paralelo con datos nominales iguales

En el método de reactancia inversa, se utiliza la compensación por la caída detensión de línea. El propósito es controlar la tensión en un punto de carga lejano enla red. La misma función también se puede utilizar aquí, pero con un objetivocompletamente distinto.

La figura 192, muestra un diagrama de vectores en el que se ha introducido elprincipio de reactancia inversa para los transformadores de la figura 191. Aquí, sesupone que los transformadores están en la misma posición de toma y que latensión de barra proporciona un valor compensado calculado UL que coincide conla tensión meta USet.


UB

RLIT1=RLIT2

jXLIT1=jXLIT2

IT1=IT2=(IT1+IT2)/2

UL1=UL2=USet

IEC06000485 V2 ES

Figura 192: Diagrama de vectores para dos transformadores reguladosexactamente para la tensión meta



Una comparación con la figura 189 da como resultado que la compensación por lacaída de tensión de línea para control de la reactancia inversa se realiza con unsigno opuesto en XL; de allí, el nombre de “reactancia inversa” o “reactancianegativa”. En efecto, esto significa que, mientras la compensación por la caída detensión de línea en la figura 189 genera una caída de la tensión a lo largo de unalínea desde la tensión de barra UB hasta una tensión de punto de carga UL, lacompensación por la caída de tensión de línea en la figura 192 genera un aumentode la tensión (en realidad, al ajustar la relación XL/RL respecto del factor depotencia, la longitud del vector UL es aproximadamente igual que la longitud deUB) desde UB hacia el transformador mismo. Por ende, la diferencia principal entrelos diagramas de vectores en la figura 189 y la figura 192 es el signo del parámetrode ajuste XL.

Si ahora la posición de toma entre los transformadores difiere, aparece unacorriente circulante, y el transformador con la toma más alta (tensión sin carga másalta) es la fuente de esta corriente circulante. La figura 193 a continuación muestraesta situación con T1 en una toma más alta que T2.

Carga

T1 T2

UB

UL

IT1 IT2

UB

UL1 RIT1

jXLIT1

Icc

-Icc

(IT1+IT2)/2IT1

IT2

UL2

RLIT2

jXLIT2


ICC...T2

ICC...T1

IL

IEC06000491 V2 ES

Figura 193: Corriente circulante causada por T1 en una toma más alta que T2

La corriente circulante Icc es predominantemente reactiva, debido a la naturalezareactiva de los transformadores El impacto de Icc en las corrientes detransformadores individuales provoca que aumente la corriente en T1 (eltransformador que conduce Icc) y la desciende en T2 al mismo tiempo queintroduce desplazamientos de fase contradictorios, como se puede observar en lafigura 193. Por lo tanto, el resultado es que la tensión calculada de compensaciónpor la caída de tensión de línea UL para T1 es mayor que la tensión calculada decompensación por la caída de tensión de línea UL para T2, o en otras palabras, eltransformador con la posición de toma más alta tiene el valor UL más alto, y eltransformador con la posición de toma más baja tiene el valor UL más bajo. Como



consecuencia, cuando aumenta la tensión de barra, T1 es el único en bajar la toma,y cuando la tensión de barra desciende, T2 es el único en subir la toma. Elresultado total es, entonces, que se evita la situación de descontrol de tomas y quese minimiza la corriente circulante.

Control en paralelo con el método de corriente circulanteDos transformadores con diferentes relaciones de espiras, conectados a la mismabarra en el lado de alta tensión, aparentemente muestran diferentes tensiones en ellado de baja tensión. Ahora, si están conectados a la misma barra de baja tensiónpero permanecen sin carga, esta diferencia en la tensión sin carga causa un flujo deuna corriente circulante por los transformadores. Cuando se coloca carga en lostransformadores, la corriente circulante sigue siendo la misma pero ahora estásuperpuesta a la corriente de carga en cada transformador. El control de tensión entransformadores en paralelo con el método de corriente circulante significa que seminimiza la corriente circulante en un determinado valor meta de tensión, mediantelo cual se logra:

1. Que la tensión de barra o de carga esté regulada a un valor meta preestablecido.2. Que la carga esté distribuida entre los transformadores en paralelo en

proporción a su reactancia óhmica de cortocircuito.

Si los transformadores tienen el mismo porcentaje de impedancia en la base deMVA del transformador, la carga se divide en proporción directa a la potencianominal de los transformadores cuando la corriente circulante está minimizada.

Este método requiere un amplio intercambio de datos entre los bloques funcionalesTR8ATCC (una función TR8ATCC para cada transformador del grupo enparalelo). El bloque funcional TR8ATCC se puede ubicar en el mismo IED, dondese configuran en el PCM600 para cooperar, o en IED diferentes. Si las funcionesestán ubicadas en diferentes IED, se deben comunicar a través de la comunicaciónentre bahías GOOSE del protocolo de comunicación IEC 61850. El intercambiocompleto de datos de TR8ATCC en GOOSE, tanto analógicos como binarios, serealiza de forma cíclica cada 300 ms..

La tensión de barra UB se mide por separado para cada transformador del grupo enparalelo mediante la función TR8ATCC asociada. Estos valores medidos despuésse intercambian entre los transformadores y, en cada bloque TR8ATCC , se calculael valor promedio de todos los valores UB . El valor UBmean resultante se utiliza encada IED en lugar de UB para regular la tensión, lo cual garantiza que todas lasfunciones TR8ATCC utilizan el mismo valor y evita que una medición errónea enun transformador obstaculice la regulación de la tensión. Al mismo tiempo,también se lleva a cabo la supervisión de la falta de concordancia de los TT. Estofunciona de tal manera que, si una tensión medida UB difiere de UBmean con más deun valor preestablecido (parámetro de ajuste VTmismatch) y por más de un tiempopreestablecido (parámetro de ajuste tVTmismatch), se genera una señal de alarmaVTALARM.



La tensión de barra promedio calculada UBmean se observa en la HMI local comovalor de servicio BusVolt, en Main menu/Test/Function status/Control/TransformerVoltageControl(ATCC,90)/VCPx.

Los valores de la corriente medida para cada transformador se deben comunicarentre las funciones TR8ATCC que participan, a fin de calcular la corriente circulante.

La corriente circulante calculada Icc_i para el transformador "i" se observa en laHMI local como valor de servicio ICIRCUL, en Main menu/Test/Function status/Control/TransformerVoltageControl(ATCC,90)/VCPx.

Cuando se conoce la corriente circulante, se puede calcular una tensión sin cargapara cada transformador del grupo en paralelo. Para ello, la magnitud de lacorriente circulante en cada bahía se convierte primero a una desviación de tensión,Udi, con la ecuación270:

_di i cc i iU C I X= ´ ´


donde Xi es la reactancia de cortocircuito para el transformador i y Cies unparámetro de ajuste denominado Comp, que cumple la función de subir o bajar elimpacto de la corriente circulante en los cálculos de control de TR8ATCC. Hayque tener en cuenta que Udi tiene valores positivos para los transformadores queproducen corrientes circulantes y valores negativos para los transformadores quelas reciben.

Ahora, la magnitud de la tensión sin carga para cada transformador se puedeaproximar a:

i Bmean diU U U= +EQUATION1870 V1 ES (Ecuación 271)

Después, este valor para la tensión sin carga se introduce en la función de controlde tensión para un solo transformador. Allí se lo trata como la tensión de barramedida y se realizan otras acciones de control, como se ha descrito anteriormenteen la sección "Control automático de tensión para un transformador simple". Alhacer esto, la estrategia de control general se puede resumir de la siguiente manera.

Para el transformador que produce/recibe la corriente circulante, la tensión sincarga calculada será superior/inferior a la tensión medida UBmean. La tensión sincarga calculada después se compara con la tensión ajustada USet. Una desviacióncontinua fuera de la zona inactiva externa da como resultado el inicio de una ordenULOWER o URAISE de forma alternativa. De esta manera, la acción de controlgeneral siempre es correcta porque la posición de un cambiador de tomas esdirectamente proporcional a la tensión sin carga del transformador. La secuencia serepone cuando UBmean está dentro de la zona inactiva interna al mismo tiempo quelas tensiones sin carga calculadas de todos los transformadores del grupo enparalelo están dentro de la zona inactiva externa.



En el funcionamiento en paralelo con el método de corriente circulante, diferentesvalores USet para cada transformador pueden hacer que la regulación de tensiónsea inestable. Por este motivo, el valor promedio de USet para transformadores quefuncionan en paralelo se puede calcular automáticamente y se puede usar pararegular la tensión. Se ajusta a On/Off mediante el parámetro de ajusteOperUsetPar. El valor USet promedio calculado se observa en la HMI local comovalor de servicio USETPAR, en Main menu/Test/Function status/Control/TransformerVoltageControl(ATCC,90)/VCPx.

Se recomienda el uso de USet promedio para el funcionamiento en paralelo con elmétodo de corriente circulante, especialmente en casos donde también se utiliza elajuste de la tensión de carga.

Compensación por la caída de tensión de línea para el control en paraleloLa compensación por la caída de tensión de línea para un solo transformador sedescribe en la sección "Caída de tensión de línea". Se utiliza el mismo principiopara el control en paralelo con el método de corriente circulante y el método maestro-seguidor, excepto que se utilice la corriente de carga total, ILen el cálculo, en lugarde la corriente de cada transformador. (Para obtener más detalles, consulte la figura189 ). Se debe ajustar los mismos valores para los parámetros Rline y Xline entodos los IED del mismo grupo en paralelo. No existe el cambio automático deestos parámetros debido a cambios en la topología de la subestación; por lo tanto,se debe cambiar manualmente si es necesario.

Prevención de cambios de tomas simultáneosPrevención de cambio de tomas simultáneos (funcionamiento con elmétodo de corriente circulante)Para algunos tipos de cambiadores de tomas, especialmente los diseños másantiguos, una interrupción inesperada de la tensión auxiliar en el medio de unamaniobra de toma puede trabar el cambiador. Para no exponer más de uncambiador de tomas a la vez, se pueden evitar los cambios de tomas simultáneos detransformadores en paralelo (regulados con el método de corriente circulante). Estose hace ajustando el parámetro OperSimTap a On. Así se evitan los cambios detomas simultáneos al mismo tiempo que se distribuyen acciones de cambio detomas (a largo plazo) de forma uniforme entre los transformadores en paralelo.

El algoritmo en el control automático de tensión para cambiador de tomas, controlparalelo TR8ATCC selecciona el transformador con la mayor desviación detensión Udi para cambiar de toma primero. Ese transformador comienza lasincronización y, después del retardo t1 , se inicia la orden URAISE o ULOWERcorrespondiente. Si son necesarias más tomas para llevar la tensión de barra dentrode UDeadbandInner, el proceso se repite y el transformador con el mayor valor deUdi entre el resto de los transformadores del grupo cambia de toma después de otroretardo t2, etc. Esto es posible a medida que el cálculo de Icc se actualizacíclicamente con los valores medidos más recientes. Si dos transformadores tienenla misma magnitud de Udi , hay un orden predeterminado que dicta cuál cambia detoma primero.



Prevención de cambios de tomas simultáneos (funcionamiento con elmétodo maestro-seguidor)Se puede ajustar un retardo para el seguidor en relación a la orden dada desde elmaestro, cuando el ajuste MFMode está en Follow Tap , es decir, cuando elseguidor sigue la posición de la toma (con o sin desplazamiento) del maestro. Elparámetro de ajuste tAutoMSF introduce un retardo en las órdenes UVRAISE/ULOWER por separado para cada seguidor, y esto se puede utilizar para evitar loscambios de tomas simultáneos.

Puesta a posición de inicioModo de puesta a posición de inicio (funcionamiento con el método decorriente circulante)Esta función se puede utilizar con el funcionamiento de transformadores depotencia en paralelo con el método de corriente circulante. Permite mantener untransformador energizado desde el lado de alta tensión pero abierto en el lado debaja tensión (reserva activa), para seguir la regulación de tensión de lostransformadores en paralelo cargados y para que, por lo tanto, estén en unaposición de toma adecuada cuando se cierra el interruptor de baja tensión.

Para esta función, es necesario tener los TT de baja tensión para cadatransformador en el lado del cable (cola) del interruptor (no el lado de la barra), ytener la posición del interruptor de baja tensión cableada al IED.

En el bloque TR8ATCC para un transformador, el estado de puesta a posición deinicio se define como la situación en la cual el transformador tiene información deque pertenece a un grupo en paralelo (por ejemplo, información en T1INCLD=1 oen T2INCLD=1, etc.), al mismo tiempo en que el interruptor de baja tensiónabierto activa la entrada binaria DISC en el bloque TR8ATCC. Si el parámetro deajuste OperHoming = On para ese transformador, TR8ATCC actúa de la siguientemanera:

• El algoritmo calcula la tensión de barra "verdadera" mediante el promedio delas mediciones de tensión de los otros transformadores del grupo en paralelo(la medición de tensión del propio "transformador desconectado" no se tieneen cuenta en el cálculo).

• El valor de esta tensión de barra verdadera se utiliza de la misma manera queUset para el control de un solo transformador. Entonces, automáticamente el"transformador desconectado" inicia órdenes URAISE o ULOWER (con elretardo t1 o t2 correspondiente) para mantener el lado de baja tensión deltransformador dentro de la zona inactiva de la tensión de barra.

Puesta a posición de inicio (funcionamiento con el método maestro-seguidor)Si un seguidor (o más) tiene el interruptor de baja tensión abierto y el de altatensión cerrado, y si OperHoming = On, continúa siguiendo al maestro del mismomodo que si tuviera el interruptor de baja tensión cerrado. Por otro lado, si elinterruptor de baja tensión del maestro se abre, el control automático se bloquea yla salida MFERR de la función TR8ATCC se activa porque el sistema no tienemaestro.

Modo de adaptación, control manual de un grupo en paralelo



Modo de adaptación (funcionamiento con el método de corriente circulante)Cuando se utiliza el método de corriente circulante, también es posible controlarlos transformadores como grupo manualmente. Para lograr esto, el parámetroOperationAdapt se debe ajustar a On y el modo de control para TR8ATCC se debeajustar a "Manual" a través de la entrada binaria MANCRTL o la HMI local, enMain menu/Control/Commands/TransformerVoltageControl(ATCC,90)/VCPx , mientras que los otros TR8ATCC se dejan en "Automatic". Los TR8ATCCen modo automático reparan que un transformador del grupo en paralelo está enmodo manual y se ajustan automáticamente al modo de adaptación. Como elnombre lo indica, se adaptan al cambio de toma manual del transformador que seajustó al modo manual.

El TR8ATCC en modo de adaptación continúa el cálculo de Udi pero, en lugar desumar Udi a la tensión de barra medida, la compara con la zona inactiva DU. Seutilizan las siguientes reglas de control:

1. Si Udi es positiva y su módulo es superior a DU, se debe iniciar una ordenULOWER. Se produce el cambio de toma después de la sincronización t1/t2correspondiente.

2. Si Udi es negativa y su módulo es superior a DU, se debe iniciar una ordenURAISE. Se produce el cambio de después de la sincronización t1/t2correspondiente.

3. Si el módulo Udi es inferior aDU, no se debe hacer nada.

La señal de salida binaria ADAPT en el bloque funcional TR8ATCC se activa paraindicar que este TR8ATCC se está adaptando a otro TR8ATCC del grupo en paralelo.

Se debe tener en cuenta que el control con el modo de adaptación funciona como sedescribe, con la condición de que un solo transformador del grupo en paralelo estéajustado al modo manual a través de la entrada binaria MANCTRL o la HMI local,en Main menu/Control/Commands/TransformerVoltageControl(ATCC,90)/VCPx.

Para hacer funcionar cada cambiador de tomas por separado cuando se utiliza elmétodo de corriente circulante, el operador debe ajustar cada TR8ATCC del grupoen paralelo al modo manual.

Modo de adaptación (funcionamiento con el método maestro-seguidor)En el modo maestro-seguidor, la situación de adaptación se produce cuando elparámetro OperationAdapt está ajustado a "On", el maestro está puesto en controlmanual y los seguidores, todavía en control maestro-seguidor en paralelo. En estasituación, los seguidores continúan siguiendo al maestro igual que en el controlautomático.

Si un seguidor en un grupo maestro-seguidor en paralelo está en modo manual, aúncon el ajuste OperationAdapt “On", el resto del grupo continúa en control maestro-seguidor automático. Por supuesto, el seguidor en modo manual ignora todoscambios de toma del maestro. Sin embargo, como un transformador del grupo en



paralelo ahora está exento del control paralelo, la señal de salida binaria "ADAPT"en el bloque funcional TR8ATCC se activa para el resto del grupo en paralelo.

Central con compensación capacitiva shunt (para el funcionamiento con elmétodo de corriente circulante)Si se conecta una generación capacitiva shunt significativa en una subestación y nose encuentra conectada simétricamente a todos los transformadores de un grupo enparalelo, la situación puede requerir compensación de la corriente capacitiva alATCC.

Hay una conexión asimétrica si, por ejemplo, el condensador se encuentra en ellado de baja tensión de un transformador, entre el punto de medición del TC y eltransformador de potencia, o en un devanado terciario del transformador depotencia; consulte la figura 194. En una situación así, la corriente capacitivainteractúa en dirección opuesta en los diferentes ATCC con respecto al cálculo delas corrientes circulantes. La corriente capacitiva es parte de la corriente de cargaimaginaria y, por lo tanto, es esencial en el cálculo. La corriente circulantecalculada y las corrientes circulantes reales, en este caso, no son iguales, y noalcanzan un mínimo al mismo tiempo. Esto puede dar como resultado una situacióncuando, al minimizar la corriente circulante calculada, no se regulen loscambiadores de tomas en las mismas posiciones de tomas, aún si lostransformadores de potencia son iguales.

Sin embargo, si también se considera la corriente capacitiva en el cálculo de lacorriente circulante, se puede compensar la influencia.



IEC06000512 V1 ES

Figura 194: Batería de condensadores en el lado de baja tensión

De la figura 194 resulta obvio que las dos conexiones diferentes de las baterías decondensadores son totalmente similares con respecto a las corrientes en la redprimaria. Sin embargo, las corrientes medidas del TC para los trasformadoresserían diferentes. La corriente de la batería de condensadores puede entrar porcompleto en la carga en el lado de baja tensión, o se puede dividir entre el lado debaja tensión y el de alta tensión. En el último caso, la parte de IC que se dirige haciael lado de alta tensión se divide entre los dos transformadores y se mide endirección opuesta para T2 y T1. A su vez, esto se puede malinterpretar como unacorriente circulante, y alterar el cálculo correcto de Icc. Así, si la conexión real escomo se encuentra en la figura izquierda, la corriente capacitiva IC necesita sercompensada a pesar de las condiciones de funcionamiento; en el ATCC, esto sehace de manera numérica. La potencia reactiva de la batería de condensadores seda como un ajuste Q1, lo que posibilita el cálculo de la capacitancia reactiva:

2

1C

UX

Q=


A partir de allí, la corriente IC en la tensión medida real UB se puede calcular como:



3B

C

C

UI

X=

´EQUATION1872 V1 ES (Ecuación 273)

De esta forma, las corrientes de baja tensión medidas se pueden ajustar para que lacorriente de la batería de condensadores no influya en el cálculo de la corrientecirculante.

Se pueden ajustar tres valores independientes de la batería de condensadores Q1,Q2 y Q3 para cada transformador con el fin de hacer posible la conmutación de lastres etapas de una batería de condensadores en una bahía.

Monitorización de potenciaSe puede monitorizar el nivel (con signo) el flujo de potencia activa y reactiva através del transformador. Esta función se puede utilizar para distintos propósitos,por ejemplo, para bloquear la función de control de tensión cuando circula potenciaactiva desde el lado de baja tensión hasta el lado de alta tensión, o para iniciar laconmutación de la central de compensación de potencia reactiva, entre otros.

Existen cuatro parámetros de ajuste: P>, P<, Q> y Q< con salidas asociadas en losbloques funcionales TR8ATCC y TR1ATCC (PGTFWD, PLTREV, QGTFWD yQLTREV). Cuando se pasa el valor preestablecido, la salida asociada se activadespués del ajuste de retardo común tPower.

La definición de la dirección de la potencia es tal que la potencia activa P estáadelantada cuando la potencia circula desde el lado de alta tensión hasta el lado debaja tensión, como se observa en la figura 195. La potencia reactiva Q estáadelantada cuando la carga total en el lado de baja tensión es inductiva (reactancia),como se observa en la figura 195.

ATCC

IED

Lado HV

Pforward

Lado LV=IEC06000536=2=es=Original.vsd

Qforward (inductivo)

IEC06000536 V2 ES

Figura 195: Referencias de la dirección de potencia

Con las cuatro salidas disponibles en el bloque funcional, es posible hacer más quesólo supervisar el nivel del flujo de potencia en una dirección. Al combinar las



salidas con elementos lógicos en la configuración de aplicaciones, también esposible cubrir, por ejemplo, intervalos y áreas en el plano P-Q.

Lógica de la topología de la barraLa información de la topología de la barra, es decir, la posición de los interruptoresy aisladores, que dice qué transformadores están conectados a qué barra y québarras están conectadas entre sí, es vital para el control automático de tensión decambiador de tomas, control en paralelo TR8ATCC cuando se utiliza el método decorriente circulante o maestro-seguidor. Esta información dice a cadaTR8ATCCqué transformadores debe tener en cuenta en el control en paralelo.

En un caso simple, cuando solo es necesario tener en cuenta el equipo deconmutación en las bahías del transformador, hay una función incorporada en elbloque TR8ATCC que informa si el transformador está conectado al grupo enparalelo o no. Esto se realiza mediante la conexión del estado de los contactosauxiliares del interruptor del transformador con la entrada DISC del bloquefuncional TR8ATCC , lo cual se puede realizar a través de una entrada binaria o através de GOOSE desde otro IED en la subestación. Cuando el interruptor de untransformador está abierto, activa esa entrada que, a su vez, realiza una señalcorrespondiente DISC=1 en el conjunto de datos de TR8ATCC . Este conjunto dedatos es el mismo paquete de datos que el que contiene todos los datos deTR8ATCC transmitidos a los otros transformadores en el grupo en paralelo (paraobtener más detalles, consulte la sección "Intercambio de información entre lasfunciones TR8ATCC" ). La figura 196 muestra un ejemplo donde el T3 estádesconectado, lo cual hace que el T3 envíe la señal DISC=1 a los otros dosmódulos paralelos de TR8ATCC (T1 y T2) en el grupo. También consulte la tabla140.

T1 T2 T3

99000952.VSD

U1 U2 U3

Z1 Z2 Z3I1 I2 I3=0

IL=I1+I2

IEC99000952 V1 ES

Figura 196: Desconexión de un transformador en un grupo en paralelo

Cuando la disposición de la barra es más complicada, con más barras yacoplamientos de barra/secciones de barra, es necesario diseñar una lógica detopología de estación específica. Esta lógica se puede construir en la configuraciónde aplicaciones del PCM600 y mantiene un registro de los transformadores queestán en paralelo (en un grupo en paralelo o más). En cada bloque funcionalTR8ATCC hay ocho entradas binarias (T1INCLD,..., T8INCLD) que se activan



desde la lógica según qué transformadores están en paralelo con el transformador alcual pertenece el bloque funcional TR8ATCC .

El bloque funcional TR8ATCC también incluye ocho salidas (T1PG,..., T8PG)para indicar la composición real del grupo en paralelo del cual es parte. Si seseleccionó el modo de funcionamiento en paralelo en el IED con el ajuste TrfId =Tx, la señal TxPG siempre está ajustada a 1. La función paralela solo tiene encuenta los mensajes de comunicación de las funciones de control de tensión quetrabajan en paralelo (según la configuración de la estación en cuestión). Cuando lafunción de control de tensión en paralelo detecta que no hay otros transformadoresque funcionan en paralelo, se comporta como una función de control de tensiónsimple en modo automático.

Intercambio de información entre las funciones TR8ATCCCada transformador de un grupo en paralelo necesita un bloque funcional propio decontrol automático de tensión para cambiador de tomas, control en paraleloTR8ATCC para el control de tensión en paralelo. La comunicación entre estosTR8ATCC se lleva a cabo en la comunicación entre bahías GOOSE del protocoloIEC 61850 si las funciones TR8ATCC residen en diferentes IED, o de manerainterna a través de la herramienta ACT en un IED si los bloques TR8ATCC residencomo varias instancias en un mismo IED. El intercambio completo de datos deTR8ATCC en GOOSE, tanto analógicos como binarios, se realiza de forma cíclicacada 300 ms.

El bloque funcional TR8ATCC tiene una salida ATCCOUT. Esta salida contienedos conjuntos de señales. Uno es el conjunto de datos que se debe transmitir a otrosbloques TR8ATCC del mismo grupo en paralelo y el otro es el conjunto de datosque se transfiere al bloque funcional TCMYLTC o TCLYLTC para el mismotransformador al que pertenece el bloque funcional TR8ATCC .

Hay 10 señales binarias y 6 señales analógicas en el conjunto de datos que setransmite desde un bloque TR8ATCC a los otros bloques TR8ATCC del mismogrupo en paralelo:

Tabla 138: Señales binarias

Señal ExplicaciónTimerOn Esta señal se activa mediante el transformador que inició su temporizador y

que va a cambiar de tomas cuando haya transcurrido el tiempo ajustado.

automaticCTRL Activada cuando el transformador está ajustado a control automático

mutualBlock Activada cuando el control automático está bloqueado

disc Activada cuando el transformador está desconectado de la barra

receiveStat Señal utilizada para la comunicación horizontal

TermIsForcedMaster Activada cuando el transformador está seleccionado como maestro en elmodo maestro-seguidor del control en paralelo

TermIsMaster Activada para el transformador maestro en el modo maestro-seguidor delcontrol en paralelo




Señal ExplicacióntermReadyForMSF Activada cuando el transformador está preparado para el modo maestro-

seguidor del control en paralelo

raiseVoltageOut Orden de subir del maestro a los seguidores

lowerVoltageOut Orden de bajar del maestro a los seguidores

Tabla 139: Señales analógicas

Señal ExplicaciónvoltageBusbar Tensión de barra medida para este transformador

ownLoadCurrim Parte imaginaria de la corriente de carga medida para este transformador

ownLoadCurrre Parte real de la corriente de carga medida para este transformador

reacSec Reactancia del transformador en ohmios primarios referida al lado de bajatensión

relativePositive La posición real de la toma del transformador

voltageSetpoing La tensión ajustada del transformador (USet) para control automático

A los transformadores controlados en paralelo con el método de corrientecirculante o maestro-seguidor se les debe asignar identidades únicas. Estasidentidades se introducen como ajuste en cada TR8ATCC y están predefinidascomo T1, T2, T3,..., T8 (transformadores 1 a 8). En la figura 196 hay trestransformadores con el parámetro TrfId ajustado a T1, T2 y T3 respectivamente.

Para el control en paralelo con el método de corriente circulante o maestro-seguidor, se debe intercambiar el mismo tipo de conjunto de datos descritoanteriormente entre dos TR8ATCC. Para lograrlo, cada TR8ATCC transmite supropio conjunto de datos en la salida ATCCOUT, como ya se ha mencionado. Pararecibir datos de los otros transformadores del grupo en paralelo, la salidaATCCOUT de cada transformador debe estar conectada (a través de GOOSE o demanera interna en la configuración de la aplicación) a las entradas HORIZx (x =identificador de los otros transformadores del grupo en paralelo) del bloquefuncional TR8ATCC . Aparte de esto, también hay un ajuste en cada TR8ATCCT1RXOP=Off/On,..., T8RXOP=Off/ On. Este ajuste determina cuál de los otrostransformadores se recibirán los datos. Los ajustes en los tres bloques TR8ATCCpara los transformadores de la figura 196 serían los que figuran en la tabla 140:

Tabla 140: Ajuste de TxRXOP

TrfId=T1 T1RXOP=Off

T2RXOP=On

T3RXOP=On

T4RXOP=Off

T5RXOP=Off

T6RXOP=Off

T7RXOP=Off

T8RXOP=Off

TrfId=T2 T1RXOP=On

T2RXOP=Off

T3RXOP=On

T4RXOP=Off

T5RXOP=Off

T6RXOP=Off

T7RXOP=Off

T8RXOP=Off

TrfId=T3 T1RXOP=On

T2RXOP=On

T3RXOP=Off

T4RXOP=Off

T5RXOP=Off

T6RXOP=Off

T7RXOP=Off

T8RXOP=Off



Tenga en cuenta que este parámetro debe estar ajustado a Off para el transformador"propio". (Para el transformador con la identidad T1, el parámetro T1RXOP sedebe ajustar a Off, etc.)

BloqueoCondiciones de bloqueoEl objetivo del bloqueo es prevenir que el cambiador de tomas funcione bajocondiciones que puedan dañarlo o cuando las condiciones hacen que se superen loslímites relacionados con la red eléctrica o cuando, por ejemplo, no se cumplen lascondiciones para el control automático.

Para la función de control automático de tensión para cambiador de tomas,TR1ATCC para control simple y TR8ATCC para control en paralelo, se utilizantres tipos de bloqueos:

Bloqueo parcial: impide el funcionamiento del cambiador de tomas en una soladirección (solo se bloquea la orden URAISE o ULOWER) en el modo de controlmanual y automático.

Bloqueo automático: impide la regulación de tensión automática, pero elcambiador de tensión aún se puede controlar manualmente.

Bloqueo total: impide todo funcionamiento del cambiador de tomas,independientemente del modo de control (automático y manual).

Los parámetros de ajuste para el bloqueo que se pueden ajustar en TR1ATCC oTR8ATCC , en los ajustes generales de la PST/HMI local se observan en la tabla141.

Tabla 141: Ajustes del bloqueo

Parámetro Valores (rango) DescripciónOCBk (reposiciónautomática)

AlarmaBloqueo automáticoBloqueo automáticoy manual

Cuando cualquiera de las tres corrientes de alta tensiónsupera el valor preestablecido IBlock, TR1ATCC oTR8ATCC se bloquea por completo temporalmente. Lassalidas IBLK y TOTBLK o AUTOBLK se activan según elajuste real del parámetro.

OVPartBk(reposiciónautomática)


Si la tensión de barra UB (no la tensión del punto decarga compensada UL) supera Umax (consulte lafigura 187), las órdenes URAISE posteriores se bloqueansi se selecciona el valor Auto Block. Si se lo permitemediante el ajuste, se inicia una acción de bajada rápidapara volver a entrar en el rango Umin < UB < Umax. Lafunción de bajada rápida se puede activar para el controlautomático o control manual y automático, y se bloqueacuando se alcanza la posición de toma de tensión másbaja. El retardo para esta función se ajusta por separado.La salida UHIGH se activa siempre que la tensión supereUmax.

UVPartBk(reposiciónautomática)


Si la tensión de barra UB (no la tensión del punto decarga calculada UL) está entre Ublock y Umin (consulte lafigura 187), las órdenes ULOWER posteriores sebloquean, independientemente del modo de controlcuando, se selecciona el valor Bloqueo automático. Seajusta la salida ULOW.




Parámetro Valores (rango) DescripciónUVBk (reposiciónautomática)


Si la tensión de barra UB cae por debajo de Ublock , seactiva esta condición de bloqueo. En esta situación, serecomienda bloquear el control automático y permitir elcontrol manual. Esto es porque, normalmente, lasituación correspondería a un transformadordesconectado y se debería poder hacer actuar elcambiador de tomas antes de volver a conectar eltransformador. Se activan las salidas UBLK y TOTBLK oAUTOBLK según el ajuste real del parámetro.

RevActPartBk(reposiciónautomática)

AlarmaBloqueo automático

El riesgo de inestabilidad de la tensión aumenta a medidaque las líneas de transmisión tienen cargas más pesadasen un intento de maximizar el uso eficaz de la generaciónexistente y las características de transmisión. Al mismotiempo, la falta de potencia reactiva puede mover el puntode funcionamiento de la red eléctrica a la parte inferior dela curva P-V (parte inestable). Bajo estas condiciones,cuando la tensión comienza a caer, podría ser posibleque la orden URAISE dé resultados inversos, es decir,una tensión de barra más baja. El funcionamiento delcambiador de tomas en condiciones de tensión inestabledificulta la recuperación de la red eléctrica. Por lo tanto,podría ser preferible bloquear TR1ATCC o TR8ATCCtemporalmente.Los requisitos para este bloqueo son:

• La corriente de carga debe superar el valor ajustadoRevActLim

• Después de una orden URAISE, la tensión de barramedida debe tener un valor inferior al anterior.

• El segundo requisito se debe cumplir para dosórdenes URAISE consecutivas.

Si se cumplen los tres requisitos, el control automático deTR1ATCC o TR8ATCC se bloquea para órdenes de subirpor un período de tiempo determinado por el parámetrode ajuste tRevAct y se activa la señal de salidaREVACBLK. La característica de acción inversa se puedeactivar/desactivar con el parámetro de ajusteOperationRA.




Parámetro Valores (rango) DescripciónCmdErrBk(reposiciónautomática)


El tiempo de funcionamiento común para el mecanismode un cambiador de tomas es alrededor de 3-8 segundos.Por lo tanto, la función debería esperar un cambio deposición antes de que se emita una nueva orden. Laseñal de error de orden, CMDERRAL, en el bloquefuncional TCMYLTC o TCLYLTC , se activa si la posicióndel cambiador de tomas no cambia un escalón en ladirección correcta dentro del tiempo establecido por elajuste tTCTimeout en el bloque funcional TCMYLTC oTCLYLTC . El módulo del cambiador de tomas TCMYLTCo TCLYLTC indica el error hasta que se ejecute unaorden exitosa o se haya repuesto mediante el cambio delmodo de control de la función TR1ATCC o TR8ATCC aManual y después de nuevo a Automático. La salidaCMDERRAL, en TCMYLTC o TCLYLTC y TOTBLK oAUTOBLK, en TR1ATCC o TR8ATCC se activan segúnel ajuste real del parámetro. Para obtener informaciónadicional, consulte la sección "Posiciones extremas delcambiador de tomas".Esta condición de error se puede reponer mediante laentrada RSTERR en el bloque funcional TR1ATCC oTR8ATCC , o mediante el cambio del modo de control dela función TR1ATCC o TR8ATCC a Manual y después denuevo a Automático.

TapChgBk(reposiciónautomática)


Si la entrada TCINPROG del bloque funcional TCMYLTCo TCLYLTC está conectada al mecanismo del cambiadorde tomas, esta condición de bloqueo se activa si laentrada TCINPROG no se repuso cuando eltemporizador tTCTimeout superó el tiempo. Las salidasTCERRAL y TOTBLK o AUTOBLK de TR1ATCC seactivan según el ajuste real del parámetro. En elfuncionamiento correcto, la entrada TCINPROG aparecedurante el pulso de salida URAISE/ULOWER ydesaparece antes de que haya transcurrido el tiempotTCTimeout . Para obtener información adicional,consulte la sección "Posiciones extremas del cambiadorde tomas".Esta condición de error se puede reponer mediante laentrada RSTERR en el bloque funcional TR1ATCC oTR8ATCC , o mediante el cambio del modo de control dela función TR1ATCC o TR8ATCC a Manual y después denuevo a Automático.




Parámetro Valores (rango) DescripciónTapPosBk(reposiciónautomática/reposición manual)


Este bloqueo/alarma se activa cuando:

1. El cambiador de tomas alcanza una posición deextremo, es decir, una de las posiciones extremassegún los parámetros de ajuste LowVoltTapyHighVoltTap. Cuando el cambiador de tomasalcanza una de estas dos posiciones, se bloqueanlas órdenes posteriores en la direccióncorrespondiente. Es un bloqueo parcial de maneraeficaz si se activa Auto Block o Auto&Man Block. Seactivan las salidas POSERRAL y LOPOSAL oHIPOSAL.

2. Se produce un error de posición de tomas que, a suvez, puede estar causado por una de las siguientescondiciones:

• La posición de la toma está fuera de rango, esdecir, la posición indicada está por encima o debajode las posiciones de extremo.

• El cambiador de tomas indica que cambió más deuna posición en una sola orden de subir o bajar.

• La lectura de posición de tomas muestra un error decódigo BCD (combinación inaceptable) o una faltaparcial.

• La lectura de posición de tomas muestra un valormA que está fuera del margen mA. La supervisiónde la señal de entrada para MIM se realizamediante el ajuste de los parámetros MIM I_Max eI_Min a los valores deseados, por ejemplo, I_Max =20 mA e I_Min = 4 mA.

• Valores mA muy bajos o negativos.• Indicación de falta de hardware en el módulo BIM o

MIM . La supervisión del módulo del hardware deentrada se proporciona conectando la señal de errorcorrespondiente a la entrada INERR (error demódulo de entrada) o BIERR en el bloque funcionalTCMYLTC o TCLYLTC .

• Interrupción de la comunicación con el cambiadorde tomas.

Se ajustan las señales POSERRAL y AUTOBLK.Esta condición de error se puede reponer mediante laentrada RSTERR en el bloque funcional TR1ATCC oTR8ATCC , o mediante el cambio del modo de control dela función TR1ATCC o TR8ATCC a Manual y después denuevo a Automático.

CircCurrBk(reposiciónautomática)

AlarmaBloqueo automáticoBloqueo manual yautomático

Cuando la magnitud de la corriente circulante supera elvalor preestablecido (parámetro de ajuste CircCurrLimit)por más tiempo que el retardo ajustado (parámetro deajuste tCircCurr), hace que esta condición de bloqueo secumpla, siempre y cuando el parámetro de ajusteOperCCBlock esté en On. La señal se reponeautomáticamente cuando la corriente circulantedesciende por debajo del valor preestablecido.Generalmente, esto se puede lograr mediante el controlmanual de los cambiadores de tomas. Las salidas ICIRCy TOTBLK o AUTOBLK de TR1ATCC o TR8ATCC seactivan según el ajuste real del parámetro.




Parámetro Valores (rango) DescripciónMFPosDiffBk(reposiciónautomática)

AlarmaBloqueo automático

En el modo maestro-seguidor, si la diferencia de tomasentre un seguidor y el maestro es mayor que el valorestablecido (parámetro de ajuste MFPosDiffLim), secumple esta condición de bloqueo y se activan las salidasOUTOFPOS y AUTOBLK (alternativamente, una alarma).

Los parámetros de ajuste para bloqueo que se pueden ajustar en TR1ATCC oTR8ATCC , en el grupo de ajustes Nx, en la PST/ HMI local se observan en latabla 142.

Tabla 142: Ajustes del bloqueo

Parámetro Valor (rango) DescripciónTotalBlock (reposición manual) On/Off La función TR1ATCC o

TR8ATCC se puede bloqueartotalmente a través delparámetro de ajuste TotalBlock,que se puede ajustar a On/Offdesde la HMI local o la PST.. Seactiva la salida TOTBLK.

AutoBlock (reposiciónautomática)

On/Off La función TR1ATCC oTR8ATCC se puede bloquearpara el control automático através del parámetro de ajusteAutoBlock, que se puede ajustara On/Off desde la HMI local o laPST.. Se activa la salidaAUTOBLK.

Los bloqueos de TR1ATCC o TR8ATCC que se pueden realizar a través deseñales de entrada en el bloque funcional se observan en la tabla 143.

Tabla 143: Bloqueo a través de entradas binarias

Nombre de la entrada Activación DescripciónBLOCK (reposición automática) On/Off (a través de entrada

binaria)La función de control de tensiónse puede bloquear totalmente através de la entrada binariaBLOCK en el bloque funcionalTR1ATCC o TR8ATCC . Seactiva la salida TOTBLK.

EAUTOBLK (reposiciónautomática)

On/Off (a través de entradabinaria)

La función de control de tensiónse puede bloquear para elcontrol automático a través de laentrada binaria EAUTOBLK enel bloque funcional TR1ATCC oTR8ATCC . Se activa la salidaAUTOBLK. El desbloqueo serealiza a través de la entradaDEBLKAUT.

Los bloqueos activados por las condiciones de funcionamiento sin posibilidades deajuste o activación externa separada se pueden observar en la tabla 144.



Tabla 144: Bloqueos sin posibilidades de ajuste

Activación Tipo de bloqueo DescripciónTransformadordesconectado(reposición automática)

Bloqueoautomático

El control automático se bloquea para untransformador cuando se utiliza el control en paralelocon el método de corriente circulante, y esetransformador se desconecta de la barra de bajatensión. (Esto sucede bajo la condición de que seseleccione el ajuste OperHoming en Off para eltransformador desconectado. Si no, el transformadorentra en el modo de puesta a posición de inicio.). Laseñal de entrada binaria DISC en la funciónTR1ATCC o TR8ATCC se utiliza para supervisar si elinterruptor de baja tensión del transformador estácerrado o no. Se activan las señales TRFDISC yAUTOBLK. El bloqueo se termina cuando sereconecta el transformador (la señal de entrada DISCvuelve a cero).

No hay maestro/hay másde un maestro(reposición automática)

Bloqueoautomático

El control automático se bloquea cuando se utiliza elcontrol en paralelo con el método maestro-seguidor,y el maestro se desconecta de la barra de bajatensión. Además, si por algún motivo, se produceuna situación con más de un maestro en la red, seproduce el mismo bloqueo. La señal de entradabinaria DISC en la función TR1ATCC o TR8ATCC seutiliza para supervisar si el interruptor de baja tensióndel transformador está cerrado o no. Se activan lassalidas TRFDISC, MFERR y AUTOBLK. Losseguidores también se bloquean mutuamente enesta situación (consulte la sección "Método decorriente circulante"). El bloqueo se termina cuandose reconecta el transformador (la señal de entradaDISC vuelve a cero).

Un transformador en ungrupo en paraleloconmutado a controlmanual (reposiciónautomática)

Bloqueoautomático

Cuando el parámetro OperationAdapt está ajustado a"Off", se bloquea el control automático cuando seutiliza el control en paralelo con el método decorriente circulante o maestro-seguidor, y uno de lostransformadores en el grupo se conmuta deautomático a manual. Se activa la salida AUTOBLK.

Error de comunicación(COMMERR)(desbloqueo automático)

Bloqueoautomático

Si la comunicación horizontal (GOOSE) paracualquiera de los TR8ATCC del grupo falta, causa elbloqueo del control automático en todas lasfunciones TR8ATCC que pertenecen a ese grupo enparalelo. Esta condición de error se reponeautomáticamente cuando se vuelve a establecer lacomunicación. Se activan las señales COMMERR yAUTOBLK.

Método de corriente circulante

Bloqueo mutuoCuando un control automático de tensión para cambiador de tomas TR1ATCC paracontrol simple y TR8ATCC para control en paralelo bloquea su funcionamiento,todos los demás TR8ATCC que trabajan en paralelo con ese módulo tambiénbloquean su funcionamiento. Para lograrlo, la función TR8ATCC afectadatransmite un bloqueo mutuo a los otros miembros del grupo a través de lacomunicación horizontal. Cuando se recibe un bloqueo mutuo de cualquiera de los



miembros del grupo, se bloquea el funcionamiento automático en el TR8ATCCreceptor, es decir, en todas las unidades del grupo en paralelo.

Las siguientes condiciones en cualquiera de los TR8ATCC del grupo causa unbloqueo mutuo cuando se utiliza el método de corriente circulante:

• Sobreintensidad• Bloqueo total a través de ajustes• Bloqueo total a través de la configuración• Error de entrada analógica• Bloqueo automático a través de ajustes• Bloqueo automático a través de la configuración• Subtensión• Error de orden• Error de indicación de posición• Error del cambiador de tomas• Acción inversa• Corriente circulante• Error de comunicación

Método maestro-seguidorCuando el maestro está bloqueado, los seguidores no cambian de toma por símismos y, en consecuencia, no hay necesidad de bloqueo mutuo. Por otro lado,cuando un seguidor está bloqueado, es necesario enviar una señal de bloqueomutuo al maestro. Esto previene una situación donde, de lo contrario, el resto delgrupo podría cambiar de toma independientemente de la unidad bloqueada y causaraltas corrientes circulantes.

Así, cuando un seguidor está bloqueado, transmite un bloqueo mutuo en lacomunicación horizontal. El maestro recibe el mensaje y también bloquea sufuncionamiento automático.

Además de las condiciones mencionadas anteriormente para el bloqueo mutuo conel método de corriente circulante, las siguientes condiciones de bloqueo encualquiera de los seguidores también causa el bloqueo mutuo:

• Maestro-seguidor fuera de posición• Error de maestro-seguidor (no hay maestro/hay más de un maestro)

GeneralSe debería tener en cuenta que el bloqueo parcial en la mayoría de los casos(excepto: bloqueo parcial de acción inversa) no causa un bloqueo mutuo.

TR1ATCC o TR8ATCC, que es la "fuente" del bloqueo mutuo, activa su salidaAUTOBLK y la salida que corresponde a la condición de bloqueo real, por ejemploIBLK para el bloqueo por sobreintensidad. Los otros TR1ATCC o TR8ATCC quereciben una señal de bloqueo mutuo solo ajustan la salida AUTOBLK.



El bloqueo mutuo continúa hasta que el TR1ATCC o TR8ATCC que envió la señalde bloqueo mutuo se desbloquea. Otra manera de liberar el bloqueo mutuo esforzar el funcionamiento en modo simple del TR1ATCC o TR8ATCCque causó elbloqueo mutuo. Esto se realiza mediante la activación de la entrada binariaSNGLMODE en el bloque funcional TR1ATCC o TR8ATCC o mediante el ajustedel parámetro OperationPAR a Off desde la HMI local incorporada o la PST.

Se puede forzar el funcionamiento en modo simple de la función TR1ATCC oTR8ATCC en cualquier momento. Se comporta exactamente de la manera descritaen la sección "Control automático de tensión para un transformador simple",excepto que aún se envíen y reciban mensajes de comunicación horizontal pero losmensajes recibidos se ignoran. Al mismo tiempo, TR1ATCC o TR8ATCC seexcluye automáticamente del grupo en paralelo.

Desactivación de bloqueos en situaciones especialesCuando el control automático de tensión para cambiador de tomas TR1ATCC paracontrol simple y TR8ATCC para control en paralelo está conectado para leerinformación (valor de posición de toma y señal de cambiador de tomas enprogreso), a veces puede ser difícil buscar datos de sincronización para ajustar enTR1ATCC o TR8ATCC a fin de que funcione correctamente. Especialmente en lapuesta en servicio de transformadores más antiguos, por ejemplo, los sensorespueden estar gastados y los contactos pueden rebotar, etc. Antes de ajustar losdatos de sincronización correctos, puede suceder que TR1ATCC o TR8ATCC sebloquee por completo o en modo automático debido a los ajustes incorrectos. Enesta situación, se recomienda ajustar estos tipos de bloqueos temporalmente aalarma hasta que la puesta en servicio de todos los elementos principales funcionecomo corresponde.

Medición y monitorización de la posición del cambiador de tomasPosiciones extremas del cambiador de tomasEsta característica supervisa las posiciones extremas del cambiador de tomas segúnlos ajustes LowVoltTap y HighVoltTap. Cuando el cambiador de tomas alcanza laposición más baja o más alta, se previene la orden ULOWER/URAISEcorrespondiente tanto en el modo automático como en el manual.

Monitorización de la actuación de cambiador de tomasLa señal de salida del control y supervisión de cambiador de tomas, 6 entradasbinarias TCMYLTC o 32 entradas binarias TCLYLTC, URAISE o ULOWER sepone a alta cuando la función TR1ATCC o TR8ATCC tomó la decisión de haceractuar el cambiador de tomas. Estas salidas desde los bloques funcionalesTCMYLTC y TCLYLTC se conectan a un módulo de salidas binarias, BOM paradar las órdenes al mecanismo del cambiador de tomas. La longitud del pulso desalida se puede ajustar a través de TCMYLTC o TCLYLTC mediante el parámetrode ajuste tPulseDur. Cuando se da una orden URAISE/ULOWER, también seinicia un temporizador (ajustado mediante tTCTimeout ) (ajustable en la PST/HMIlocal) , y la idea es que este temporizador tenga un ajuste que cubra, con unmargen, una actuación normal de un cambiador de tomas.



Generalmente, el mecanismo del cambiador de tomas da una señal, "Cambio detoma en progreso", durante el tiempo en el que lleva a cabo una actuación. Estaseñal del mecanismo del cambiador de tomas se puede conectar a través de unmódulo BIM a la entrada TCINPROG de TCMYLTC o TCLYLTC , y después lafunción TCMYLTC o TCLYLTC la puede utilizar de tres maneras, que se explicana continuación con la ayuda de la figura 197.

URAISE/ULOWER

tTCTimeout

TCINPROG

a hd

e f

g

cb


IEC06000482 V2 ES

Figura 197: Sincronización de pulsos para la monitorización de la actuación delcambiador de tomas

posición Descripción

a Margen de seguridad para evitar que TCINPROG no se ajuste a alto sin la presenciasimultánea de una orden URAISE o ULOWER.

b Ajuste de tiempo tPulseDur.

c Extensión fija de 4 segundos de tPulseDur, hecha de manera interna en la funciónTCMYLTC o TCLYLTC .

d Ajuste de tiempo tStable

e Nueva posición de toma alcanzada, que hace que la señal "cambio de toma en progreso"desaparezca del cambiador y se comunica una nueva posición

f La nueva posición de toma disponible en TCMYLTC o TCLYLTC.

g Extensión fija de 2 segundos de TCINPROG, hecha de manera interna en la funciónTCMYLTC o TCLYLTC .

h Margen de seguridad para evitar que TCINPROG supere tTCTimeout.

El primer uso es para reponer la función de control automático de tensión paracambiador de tomas TR1ATCC para control simple y TR8ATCC para control enparalelo inmediatamente después de que desaparece la señal TCINPROG. Si laseñal TCINPROG no se vuelve a enviar desde el mecanismo del cambiador detomas, TR1ATCC o TR8ATCC no se repone hasta que haya transcurridotTCTimeout . La ventaja con la monitorización de la señal TCINPROG en este casoes que la reposición de TR1ATCC o TR8ATCC a veces puede ser más rápida, locual, a su vez, prepara el sistema para órdenes consecutivas en un período detiempo más breve.



El segundo uso es para detectar un cambiador de tomas trabado. Si el temporizadortTCTimeout agota su tiempo antes de que la señal TCINPROG se vuelva a ajustar acero, la señal de salida TCERRAL se ajusta a alta y la función TR1ATCC oTR8ATCC se bloquea.

El tercer uso es para comprobar el funcionamiento correcto del mecanismo delcambiador de tomas. Inmediatamente después de que la señal de entradaTCINPROG se vuelva a ajustar a cero, la función TCMYLTC o TCLYLTC esperaleer un valor nuevo y correcto para la posición de toma. Si esto no sucede, la señalde salida CMDERRAL se ajusta a alta y la función TR1ATCC o TR8ATCC sebloquea. La extensión fija de 2 segundos (g) de TCINPROG está hecho paraprevenir una situación donde podría suceder eso a pesar del buen funcionamiento.

En la figura 197, se puede observar que la extensión fija de 4 segundos (c) detPulseDur está hecho para prevenir una situación donde TCINPROG se ajusta aalta sin la presencia simultánea de una orden URAISE o ULOWER. Si sucede esto,TCMYLTC o TCLYLTC lo vería como una señal TCINPROG espontánea sin unaorden URAISE o ULOWER que la acompañe, lo cual llevaría a que la señal desalida TCERRAL se ajuste a alta y la función TR1ATCC o TR8ATCC se bloquee.Esto también es una supervisión de una situación de descontrol de toma.

Detección de inestabilidadLa detección de inestabilidad se incluye a fin de generar una alarma cuando elcontrol de tensión proporciona una cantidad anómala de órdenes o una secuenciaanómala de órdenes dentro de un período de tiempo predefinido.

Hay tres funciones de inestabilidad:

1. La función de control automático de tensión para cambiador de tomasTR1ATCC para control simple y TR8ATCC para control en paralelo activa laseñal de salida DAYHUNT cuando la cantidad de actuaciones del cambiadorde tomas supera el número proporcionado por el ajuste DayHuntDetectdurante las últimas 24 horas (ventana móvil). Activa en modo manual yautomático.

2. TR1ATCC o TR8ATCC activa la señal de salida HOURHUNT cuando lacantidad de actuaciones del cambiador de tomas supera el númeroproporcionado por el ajuste HourHuntDetect durante la última hora (ventanamóvil). Activa en modo manual y automático.

3. TR1ATCC o TR8ATCC activa la señal de salida HUNTING cuando lacantidad total de actuaciones contradictorios del cambiador de tomas (RAISE,LOWER, RAISE, LOWER, etc.) supera el valor preestablecido proporcionadopor el ajuste NoOpWindow dentro de la ventana móvil de tiempo especificadaa través del parámetro tWindowHunt. Solo activa en el modo automático.

La inestabilidad puede ser el resultado de un ajuste estrecho de la zona inactiva oalguna otra anomalía en el sistema de control.



Desgaste de los contactos del cambiador de tomasSe encuentran disponibles dos contadores, ContactLife y NoOfOperations, dentrode la función de control y supervisión del cambiador de tomas, de 6 entradasbinarias TCMYLTC o de 32 entradas binarias TCLYLTC. Pueden ser utilizadascomo guía para el mantenimiento del mecanismo del cambiador de tomas. Elcontador ContactLife representa la cantidad restante de actuaciones (contador haciaatrás) en carga nominal.

ContactLife ContactLifen+1 n Irated

Iloada

æ ö= - ç ÷ç ÷

è øEQUATION1873 V2 EN (Ecuación 274)

donde n es la cantidad de actuaciones y α es un parámetro ajustable, CLFactor, convalor predeterminado ajustado a 2. Con este ajuste predeterminado, una actuaciónen carga nominal (corriente medida en el lado de alta tensión) disminuye elcontador ContactLife con 1.

El contador NoOfOperations simplemente cuenta la cantidad total de actuaciones.

Ambos contadores se almacenan en una memoria no volátil junto con los tiempos yfechas de la última reposición. Estas fechas se almacenan de manera automáticacuando se emite la orden para reponer el contador. Por lo tanto, es necesariocomprobar que la hora interna del IED sea la correcta antes de reponer estoscontadores. Se puede reponer el valor del contador en la HMI local, en Main menu/Reset/Reset counters/TransformerTapControl(YLTC,84)/TCM1 or TCL1/Reset Counter and ResetCLCounter

Ambos contadores y las últimas fechas de reposición se muestran en la HMI localcomo los valores de servicio en Main menu/Test/Function status/Control/TransformerTapControl(YLTC,84)/TCMx/TCLx/CLCNT_VALyMain menu/Test/Function status/Control/TransformerTapControl (YLTC,84)/TCMx/TCLx/TCMYLTC:x/TCLYLTC:x/CNT_VAL


Ajustes generales de TR1ATCC o TR8ATCCTrfId: la identidad del transformador se utiliza para identificar los transformadoresde un grupo en paralelo por separado. Así, los transformadores que pueden serparte del mismo grupo en paralelo deben tener identidades únicas. Además, todoslos transformadores que se comunican por la misma comunicación horizontal(GOOSE) deben tener identidades únicas.

Xr2: es la reactancia del transformador en ohmios primarios referida al lado de bajatensión.

tAutoMSF: es el retardo ajustado en un seguidor para ejecutar una orden de subir obajar emitida desde un maestro. Esta característica se puede utilizar cuando secontrola un grupo en paralelo en el modo maestro-seguidor Seguir toma y se ajusta



por separado para cada seguidor, lo cual significa que se pueden utilizar diferentesretardos en los distintos seguidores a fin de evitar cambios de tomas simultáneos sies lo que se desea. Se debe tener en cuenta que no se puede aplicar en el modoSeguir orden.

OperationAdapt: este ajuste activa o desactiva el modo de adaptación para elcontrol en paralelo con el método de corriente circulante o el método maestro-seguidor.

MFMode: selección de Seguir orden o Seguir toma en el modo maestro-seguidor.

CircCurrBk: selección de la medida a tomar en el caso de que la corrientecirculante supere CircCurrLimit.

CmdErrBk: selección de la medida a tomar en el caso de que la respuesta delcambiador de tomas dé un error de orden.

OCBk: selección de la medida a tomar en el caso de que cualquiera de lascorrientes trifásicas en el lado de alta tensión supere Iblock.

MFPosDiffBk: selección de la medida a tomar en el caso de que la diferencia detoma entre un seguidor y el maestro sea superior a MFPosDiffLim.

OVPartBk: selección de la medida a tomar en el caso de que la tensión de barra UBsupere el valor Umax.

RevActPartBk: selección de la medida a tomar en el caso de que se active la accióninversa.

TapChgBk: selección de la medida a tomar en el caso de que se identifique un errorde cambiador de tomas.

TapPosBk: selección de la medida a tomar en el caso de que se produzca un errorde posición de tomas o si el cambiador de tomas alcanzó una posición de extremo.

UVBk: selección de la medida a tomar en el caso de que la tensión de barra UBcaiga por debajo de Ublock.

UVPartBk: selección de la medida a tomar en el caso de que la tensión de barra UBesté entre Ublock y Umin.

TR1ATCC o TR8ATCC Grupo de ajustes

GeneralOperation: función de conmutación del control automático de tensión paracambiador de tomas (TR1ATCC para control simple y TR8ATCC para control enparalelo), On/Off.

I1Base: corriente base en amperios primarios para el lado de alta tensión deltransformador.



I2Base: corriente base en amperios primarios para el lado de baja tensión deltransformador.

UBase: tensión base en kV primarios para el lado de baja tensión del transformador.

MeasMode: selección de cantidad monofásica, fase a fase o de secuencia positivaque se va a utilizar para la medición de tensión y corriente en el lado de bajatensión. También se seleccionan las fases involucradas. Así, es posible laalimentación monofásica y la alimentación fase a fase o trifásica en el lado de bajatensión pero es comúnmente seleccionada para la corriente y la tensión.

Q1, Q2 y Q3: valor MVAr de una batería de condensadores o reactor que estáconectado entre el transformador de potencia y el TC, de modo que la corriente dela batería de condensadores (reactor) necesita ser compensada en el cálculo decorrientes circulantes. Hay tres ajustes independientes, Q1, Q2 y Q3 , a fin deposibilitar la conmutación de tres escalones en una batería de condensador en unabahía.

TotalBlock: cuando este parámetro está ajustado a On, la función TR1ATCC oTR8ATCC , es decir, el control de tensión, está totalmente bloqueada tanto para elcontrol manual como para el automático.

AutoBlock: cuando este parámetro está ajustado a On, la función TR1ATCC oTR8ATCC , es decir, el control de tensión, está bloqueada para el control automático.

FuncionamientoFSDMode: este ajuste activa/desactiva la función de bajada rápida. La activaciónpuede ser para el modo automático y manual o solo para el control automático.

tFSD: retardo que se va a utilizar para el cambio de toma de bajada rápida.

TensiónUSet: valor de ajuste para la tensión meta, que se debe ajustar en porcentaje deUBase.

UDeadband: valor de ajuste para una mitad de la zona inactiva externa, que sedebe ajustar en porcentaje de UBase. La zona inactiva es simétrica alrededor deUSet; consulte la sección "Control automático de tensión para un transformadorsimple", figura 187. En esa figura, UDeadband es igual a DU. Normalmente, elajuste se selecciona en un valor cercano al escalón de tensión del cambiador detomas del transformador de potencia (por lo general, 75 - 125% del escalón delcambiador de tomas).

UDeadbandInner: valor de ajuste para una mitad de la zona inactiva interna, que sedebe ajustar en porcentaje de UBase. La zona inactiva interna es simétricaalrededor de USet; consulte la sección "Control automático de tensión para untransformador simple", figura 187. En esa figura, UDeadbandInner es igual a DUin.El ajuste debe ser inferior a UDeadband. Por lo general, la zona inactiva interna sepuede ajustar al 25-70% del valor UDeadband .



Umax: este ajuste proporciona el límite superior de la tensión de barra permitida(consulte la sección "Control automático de tensión para un transformadorsimple", figura 187). Está ajustado en porcentaje de UBase. Si OVPartBk estáajustado a Auto Block o Auto&ManBlock, las tensiones de barra que superen Umaxdan como resultado un bloqueo parcial de modo que solo se permiten las órdenesde bajar.

Umin este ajuste proporciona el límite inferior de la tensión de barra permitida(consulte la sección "Control automático de tensión para un transformadorsimple", figura 187). Está ajustado en porcentaje de UBase. Si UVPartBk estáajustado a Auto Block o Auto&ManBlock, las tensiones de barra inferiores a Umindan como resultado un bloqueo parcial de modo que solo se permiten las órdenesde subir.

Ublock: las tensiones inferiores a Ublock por lo general corresponden a untransformador desconectado y, por lo tanto, se recomienda bloquear el controlautomático para esta condición (ajuste UVBk). Ublock está ajustado en porcentajede UBase.

Tiempot1Use: selección de la característica de tiempo (definido o inverso) para t1.

t1: retardo de la orden inicial de subir/bajar (primera).

t2Use: selección de la característica de tiempo (definido o inverso) para t2.

t2: retardo para las órdenes de subir/bajar consecutivas. En el método de corrientecirculante, la segunda orden, la tercera, etc. se ejecutan con el retardo t2 ,independientemente del transformador del grupo en paralelo que deriva. En elmétodo maestro-seguidor con la opción Seguir toma, el maestro ejecuta la segundaorden, la tercera, etc. con el retardo t2. Los seguidores, por otro lado, leen laposición de la toma del maestro y se adaptan con el retardo adicionalproporcionado por el parámetro tAutoMSF y ajustado para cada seguidor porseparado.

tMin: es el tiempo de actuación mínima en que se utiliza la característica de tiempoinverso (consulte la sección "Característica de tiempo", figura 188).

Compensación por la caída de tensión de línea (LDC)OpertionLDC: ajusta la función de compensación por la caída de tensión de línea aOn/Off.

OperCapaLDC: este ajuste, si se ajusta en On, permite que la tensión del punto decarga sea superior a la tensión de barra cuando se utiliza la compensación por lacaída de tensión de línea. La causa de esa situación puede ser una carga capacitiva.Cuando se utiliza la función de compensación por la caída de tensión de línea parael control en paralelo con el método de reactancia inversa, OperCapaLDC siemprese debe ajustar a On.



Rline y Xline: para la compensación por la caída de tensión de línea, estos ajustesproporcionan la resistencia y reactancia de línea desde la barra de estación al puntode carga. Los ajustes para Rline y Xline se expresan en ohmios del sistemaprimario. Si se conecta más de una línea con la barra de baja tensión, se debecalcular los valores Rline y Xline equivalentes y se los debe proporcionar comoajustes.

Cuando se utiliza la función de compensación por la caída de tensión de línea parael control en paralelo con el método de reactancia inversa, la tensión compensada,que se denomina "tensión del punto de carga" UL , es un aumento de tensión en eltransformador. Para lograr este aumento de tensión, Xline debe ser negativo. Lasensibilidad de la regulación de tensión paralela está proporcionada por lamagnitud de los ajustes Rline y Xline , y Rline es importante para obtener uncontrol correcto de la tensión de barra. Esto se puede realizar de la siguientemanera. La figura 189 muestra el diagrama de vectores para un transformadorcontrolado en un grupo en paralelo con el método de reactancia inversa y sincirculación (por ejemplo, dos transformadores iguales en la misma posición detoma). La corriente de carga retrasa la tensión de barra UB con el factor de potenciaj y el argumento de la impedancia Rline y Xline se denomina j1.

UB

jIT*Xline

UL

Xline

Rline

Zline

IT

IT*Rline

j

j1

j2

DU

en06000626.vsd

IEC06000626 V1 ES

Figura 198: Transformador con regulación de reactancia inversa y sin corrientecirculante

La tensión DU=UB-UL= IT*Rline+j IT*Xline tiene el argumento j2 y se entiendeque, si j2 es levemente inferior a -90°, UL tiene aproximadamente la mismalongitud que UB , independientemente de la magnitud de la corriente de carga ITdel transformador (indicada con la línea discontinua). El control de cambio detomas automático regula la tensión hacia un valor ajustado que representa unamagnitud de tensión sin tener en cuenta el ángulo de fase. Así, se podría decir queUB y UL , como también la línea discontinua, están en el valor meta.

Supongamos que deseamos lograr que j2 = -90°. Entonces:



01 1( )90

01

01

90

90

j jj j

U Z I

Ue Ze Ie ZIej j jj

j j

j j

+-

D = ´

ß

D = ´ =

ß

- = +

ß

= - -


Si, por ejemplo, cosj = 0,8, entonces j = arcos 0,8 = 37°. Con las referencias en lafigura198, j es negativo (carga inductiva) y obtenemos:

0 0 01 ( 37 ) 90 53j = - - - = -


Para lograr una regulación más adecuada, se puede realizar un ajuste a un valor dej2 levemente inferior a -90° (2-4° menos).

El efecto de cambiar el factor de potencia de la carga es que j2 ya no es cercano a-90°, lo cual da como resultado que UL es inferior o superior a UB si la relación Rline/Xline no se ajusta.

La figura 199 muestra un ejemplo de esto, donde se aplicaron los ajustes de Rliney Xline para j = 11° de la figura 198 con un valor diferente de j (j = 30°).

UB

jIT*Xline

UL

Xline

Rline

Zline

IT

IT*Rline

j=300

j1

j2

DU

j1=110-900=-790

en06000630.vsd

IEC06000630 V1 ES

Figura 199: Transformador con regulación de reactancia inversa mal ajustadoal factor de potencia



Como se puede observar en la figura 200, el cambio del factor de potencia diocomo resultado un aumento de j2 que, a su vez, hace que la magnitud de UL seasuperior a UB. También se puede observar que un aumento en la corriente de cargaagrava la situación, como también la agrava un aumento en el ajuste de Zline(Rline y Xline).

Aparentemente, la relación Rline/Xline según la ecuación276, es decir, el valor dej1, se debe ajustar con respecto al factor de potencia, lo cual también significa queel método de reactancia inversa no se debería aplicar a sistemas con un factor depotencia variable.

El ajuste de Xline proporciona la sensibilidad de la regulación paralela. Si Xlineestá ajustado demasiado bajo, los transformadores no funcionan juntos y seproduce una situación de descontrol de tomas. Por otro lado, un ajuste altomantiene los transformadores bien juntos sin diferencia de posición de tomas, ocon una diferencia pequeña, pero la regulación de la tensión como tal es mássensible a la desviación del factor de potencia anticipado. Un ajuste demasiado altode Xline puede provocar una situación de inestabilidad ya que los transformadoresson propensos a reaccionar exageradamente a las desviaciones del valor meta.

No existen reglas para el ajuste de Xline a fin de que se logre un equilibrio óptimoentre la respuesta al control y la susceptibilidad al factor de potencia variable. Unamanera de determinar el ajuste es por prueba y error. Esto se puede realizar, porejemplo, ajustando Xline igual a la mitad de la reactancia del transformador, paraobservar cómo se comporta el control en paralelo durante un par de días y despuésajustarlo según sea necesario. Se debe enfatizar que una respuesta rápida de laregulación que rápidamente coloca los cambiadores de tomas de lostransformadores en posiciones iguales, no corresponde necesariamente al ajusteóptimo. Este tipo de respuesta se logra fácilmente mediante el ajuste alto del valorXline , como se explicó anteriormente, y la desventaja es una alta susceptibilidad alfactor de potencia variable.

Es posible combinar la compensación por la caída de tensión de línea y el controlparalelo con el método de reactancia negativa, simplemente sumando los valoresRline requeridos y los valores Xline requeridos por separado para obtener laimpedancia combinada. Sin embargo, la impedancia por la caída de línea tiene unatendencia a apartar los cambiadores de tomas, lo cual significa que, por lo general,la impedancia de la reactancia inversa se debe aumentar.

Ajuste de la tensión de carga (LVA)LVAConst1: es el ajuste del primer valor de ajuste de la tensión de carga. Esteajuste del valor meta USet se expresa en porcentaje de UBase.

LVAConst2: es el ajuste del segundo valor de ajuste de la tensión de carga. Esteajuste del valor meta USet se expresa en porcentaje deUBase.

LVAConst3: es el ajuste del tercer valor de ajuste de la tensión de carga. Este ajustedel valor meta USet se expresa en porcentaje de UBase.



LVAConst4: es el ajuste del cuarto valor de ajuste de la tensión de carga. Esteajuste del valor meta USet se expresa en porcentaje de UBase.

VRAuto: es el ajuste del ajuste automático de la tensión de carga. Este ajuste delvalor meta USet se expresa en porcentaje de UBase y es proporcional a la corrientede carga con el valor ajustado que se alcanzó en la corriente nominal I2Base.

RevActOperationRA: este ajuste activa/desactiva la función de bloqueo parcial de laacción inversa.

tRevAct: después de que se activa la acción inversa, este ajuste de tiempoproporciona el tiempo durante el cual está activo el bloqueo parcial.

RevActLim: umbral de corriente para la activación de la acción inversa. Es solo unode dos criterios de activación del bloqueo parcial de la acción inversa.

Control del cambiador de tomas (TCCtrl)Iblock: es el ajuste de corriente de la función de bloqueo de sobreintensidad. En elcaso de que el transformador transporte una corriente que supera la corrientenominal del cambiador de tomas, por ejemplo, por una falta externa. Lasactuaciones del cambiador de tomas se bloquean temporalmente. Por lo general,esta función controla las corrientes trifásicas en el lado de alta tensión deltransformador.

DayHuntDetect: es el ajuste de la cantidad de actuaciones del cambiador de tomasrequeridos durante las últimas 24 horas (ventana móvil) para activar la señalDAYHUNT.

HourHuntDetect: es el ajuste de la cantidad de actuaciones del cambiador de tomasrequeridos durante la última hora (ventana móvil) para activar la señal HOURHUNT.

tWindowHunt: es el ajuste de la ventana temporal para la función de inestabilidadde ventana. Esta función se activa cuando la cantidad de órdenes contradictorias alcambiador de tomas supera el número especificado por NoOpWindow dentro deltiempo tWindowHunt.

NoOpWindow: es el ajuste de la cantidad de actuaciones contradictorias delcambiador de tomas (RAISE, LOWER, RAISE, LOWER etc.) requeridos durantela ventana temporal tWindowHunt para activar la señal HUNTING.

PotenciaP>: cuando la potencia activa supera el valor proporcionado por este ajuste, seactiva la salida PGTFWD después del retardo tPower. Se debe tener en cuenta queel ajuste está proporcionado con signo, lo cual significa efectivamente que un valornegativo de P> implica una potencia activa superior a un valor en la direcciónhacia atrás. Esto se observa en la figura 200 , donde un valor negativo de P>significa la activación de todos los valores a la derecha del ajuste. Se hace



referencia a la figura 195 para la definición de la dirección hacia delante y haciaatrás de la potencia a través del transformador.

en06000634_2_en.vsd

PP>

IEC06000634 V2 ES

Figura 200: Ajuste de un valor negativo para P>

P<: cuando la potencia activa cae por debajo del valor proporcionado por esteajuste, se activa la salida PLTREV después del retardo tPower. Se debe tener encuenta que el ajuste está proporcionado con signo, lo cual significa efectivamenteque, por ejemplo, un valor positivo de P< implica una potencia activa inferior a unvalor en la dirección hacia delante. Esto se observa en la figura 201 , donde unvalor positivo de P< significa la activación de todos los valores a la izquierda delajuste. Se hace referencia a la figura 195 para la definición de la dirección haciadelante y hacia atrás de la potencia a través del transformador.

en06000635_2_en.vsd

PP<

IEC06000635 V2 ES

Figura 201: Ajuste de un valor positivo para P<

Q>: cuando la potencia reactiva supera el valor proporcionado por este ajuste, seactiva la salida QGTFWD después del retardo tPower. Se debe tener en cuenta queel ajuste se proporciona con signo, lo cual significa efectivamente que la función seactiva para todos los valores de la potencia reactiva superior al valor ajustado,similar a la funcionalidad para P>.

Q<: cuando la potencia reactiva en dirección hacia atrás cae por debajo del valorproporcionado por este ajuste, se activa la salida QLTREV después del retardotPower. Se debe tener en cuenta que el ajuste se proporciona con signo, lo cualsignifica efectivamente que la función se activa para todos los valores de lapotencia reactiva inferior al valor ajustado, similar a la funcionalidad para P<.

tPower: retardo para la activación de las señales de salida del control de potencia(PGTFWD, PLTREV, QGTFWD y QLTREV).



Control en paralelo (ParCtrl)OperationPAR: es el ajuste del método para el funcionamiento en paralelo.

OperCCBlock: este ajuste activa/desactiva el bloqueo si la corriente circulantesupera CircCurrLimit.

CircCurrLimit: es el valor de activación para la función de bloqueo de la corrientecirculante. El ajuste se realiza en porcentaje de I2Base.

tCircCurr: retardo para la función de bloqueo de la corriente circulante.

Comp: cuando se utiliza el funcionamiento en paralelo con el método de corrientecirculante, este ajuste aumenta o disminuye la influencia de la corriente circulanteen la regulación.

Si los transformadores están conectados con la misma barra en el lado de bajatensión y el de alta tensión, Comp se puede calcular con la siguiente fórmula, quees válida para cualquier cantidad de transformadores de dos devanados en paralelo,independientemente de si los transformadores son de distinto tamaño y de laimpedancia de cortocircuito.

2 UComp a 100%n p´ D

= ´ ´´


donde:

• DU es el ajuste de la zona inactiva en porcentaje.

• n representa el número deseado de la diferencia de posición de tomas entre lostransformadores, que proporciona una desviación de tensión Udi , quecorresponde al ajuste de la zona inactiva.

• p es el escalón de toma (en % de la tensión nominal del transformador).

• a es un margen de seguridad que cubre tolerancias de componentes y otrasmediciones no lineales en diferentes posiciones de tomas (por ejemplo,cambios de reactancias del transformador desde el valor nominal en losextremos del rango de regulación). En la mayoría de los casos, un valor de1,25 funciona bien.

Este cálculo proporciona un ajuste de Comp que siempre inicia una acción(temporizador de arranque) cuando los transformadores tienen una diferencia n deposición de tomas.

OperSimTap: activa/desactiva la funcionalidad para permitir que un solotransformador a la vez ejecute una orden de subir/bajar. Este ajuste se puede aplicarsolo al método de corriente circulante y, cuando está activado, las tomas



consecutivas del próximo transformador (si son necesarias) se separan con elretardo t2.

OperUsetPar: activa/desactiva el uso de un ajuste común para la tensión metaUSet. Este ajuste se puede aplicar solo al método de corriente circulante y, cuandoestá activado, se calcula y se utiliza un valor medio de los valores USet para lostransformadores de un mismo grupo en paralelo.

OperHoming: activa/desactiva la función de puesta a posición de inicio. Se puedeaplicar al control en paralelo con el método de corriente circulante y al control enparalelo con el método maestro-seguidor.

VTmismatch: es el ajuste del nivel para la activación de la salida VTALARM en elcaso de que la medición de tensión en una bahía de un transformador se desvíe alvalor medio de todas las mediciones de tensión en el grupo en paralelo.

tVTmismatch: es el retardo para la activación de la salida VTALARM.

T1RXOP.......T8RXOP: este ajuste se configura en On para todos lostransformadores que participan en un grupo en paralelo con el transformador encuestión. Para este transformador (propio), el ajuste debe ser siempre Off.

TapPosOffs: este ajuste proporciona el desplazamiento de posición de la toma enrelación al maestro para que el seguidor pueda seguir la posición de la toma delmaestro, incluso este desplazamiento. Se puede aplicar durante la regulación en elmodo Seguir toma.

MFPosDiffLim: cuando la diferencia (incluso un posible desplazamiento segúnTapPosOffs) entre un seguidor y el maestro alcanza el valor de este ajuste, la salidaOUTOFPOS en el bloque funcional de control automático de tensión paracambiador de tomas, control en paralelo TR8ATCC del seguidor, se activa despuésdel retardo tMFPosDiff.

tMFPosDiff: retardo para la activación de la salida OUTOFPOS.

Nombre del transformadorTRFNAME: nombre del transformador, que no es obligatorio. Este ajuste no seutiliza con ningún fin en la función de control de tensión.

TCMYLTC y TCLYLTC, ajustes generalesLowVoltTap: Proporciona la posición de toma para la baja tensión más baja.

HighVoltTap: Proporciona la posición de toma para la baja tensión más alta.

mALow: El valor mA que corresponde a la posición de toma más baja. Es aplicablecuando se lee la posición de toma a través de una señal mA.

mAHigh: El valor mA que corresponde a la posición de toma más alta. Es aplicablecuando se lee la posición de toma a través de una señal mA.

CodeType: Este ajuste proporciona el método para la lectura de la posición de toma.



UseParity: Ajusta la comprobación de paridad On/Off para la lectura de la posiciónde toma cuando se realiza por código binario, BCD o Gray.

tStable: Es el tiempo que debe transcurrir después de que se ha informado sobreuna nueva posición de toma al TCMYLTC hasta que se lo acepte.

CLFactor: Es el factor designado como “a” en la ecuación 277. Cuando uncambiador de tomas actúa con una corriente de carga nominal (corriente medida enel lado de alta tensión), el contador ContactLife disminuye con 1,independientemente del ajuste de CLFactor. El ajuste de este factor proporciona elpeso de la desviación con respecto a la corriente de carga.

InitCLCounter: El contador ContactLife controla la cantidad restante deactuaciones (contador decremental). El ajuste InitCLCounter proporciona el valorde arranque para el contador, es decir, la cantidad total de actuaciones en carganominal para el que está diseñado el cambiador de tomas.

EnabTapCmd: Este ajuste activa y desactiva las órdenes de subir y bajar alcambiador de tomas. Debe estar en On para el control de tensión, y en Off para larealimentación de posición de toma a la protección diferencial del transformadorT2WPDIF o T3WPDIF.

TCMYLTC y TCLYLTC Grupo de ajustes

GeneralOperation: cambio de la función TCMYLTC o TCLYLTC a On/Off.

IBase: corriente base en amperios primarios para el lado de alta tensión deltransformador.

tTCTimeout: este ajuste proporciona el intervalo máximo de tiempo para que secomplete una orden de subir o bajar.

tPulseDur: longitud de un pulso de orden (URAISE/ULOWER) al cambiador detomas. Se debe tener en cuenta que este pulso tiene una extensión fija de 4segundos que se agrega al valor de ajuste de tPulseDur.


Tabla 145: TR1ATCC Grupo de ajustes (básicos)



I1Base 1 - 99999 A 1 3000 Ajuste base de nivel de corriente de ATen A

I2Base 1 - 99999 A 1 3000 Ajuste base de nivel de corriente de BTen A

UBase 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Ajuste base de nivel de tensión en kV




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMeasMode L1

L2L3L1L2L2L3L3L1SecPos

- - SecPos Selección de la corriente y tensiónmedidas

TotalBlock OffOn

- - Off Bloqueo total de la función de control detensión

AutoBlock OffOn

- - Off Bloqueo del modo automático de lafunción de control de tensión

FSDMode OffAutoAutoMan

- - Off Modo de activación de función dereducción rápida

tFSD 1.0 - 100.0 s 0.1 15.0 Retardo de tiempo para orden de bajadacon FSD activado

USet 85.0 - 120.0 %UB 0.1 100.0 Ajuste de tensión para el control detensión, % de tensión nominal

UDeadband 0.2 - 9.0 %UB 0.1 1.2 Banda muerta de tensión exterior, % detensión nominal

UDeadbandInner 0.1 - 9.0 %UB 0.1 0.9 Banda muerta de tensión interior, % dela tensión nominal

Umax 80 - 180 %UB 1 105 Límite superior de tensión de la barra, %de tensión nominal

Umin 70 - 120 %UB 1 80 Límite inferior de tensión de barra, % detensión nominal

Ublock 50 - 120 %UB 1 80 Nivel de bloqueo por subtensión, % detensión nominal

t1Use ConstanteInversa

- - Constante Activación de retardo inverso largo

t1 3 - 1000 s 1 60 Retardo de tiempo (largo) para órdenesdel control automático


- - Constante Activación de retardo inverso corto

t2 1 - 1000 s 1 15 Retardo de tiempo (corto) para órdenesdel control automático

tMin 3 - 120 s 1 5 Tiempo mínimo de operación en modoinverso

OperationLDC OffOn

- - Off Operación de compensación de caídade tensión de línea

OperCapaLDC OffOn

- - Off Compensación LDC para cargacapacitiva

Rline 0.00 - 150.00 ohmio 0.01 0.0 Resistencia de línea, valores en ohmiosprimarios

Xline -150.00 - 150.00 ohmio 0.01 0.0 Reactancia de línea, valores en ohmiosprimarios

LVAConst1 -20.0 - 20.0 %UB 0.1 0.0 Constante 1 para LVA, % de tensiónregulada





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónLVAConst3 -20.0 - 20.0 %UB 0.1 0.0 Constante 3 para LVA, % de tensión

regulada


VRAuto -20.0 - 20.0 %UB 0.1 0.0 Corrección automática de tensión decarga, % de tensión nominal

OperationRA OffOn

- - Off Habilitar bloque desde la supervisión deacción inversa

tRevAct 30 - 6000 s 1 60 Duración de la señal de bloqueo deacción inversa

RevActLim 0 - 100 %IB1 1 95 Límite de Corriente para bloqueo deacción inversa, en % de I1Base

Iblock 0 - 250 %IB1 1 150 Nivel de bloqueo de sobreintensidad, %de Corriente nominal

HourHuntDetect 0 - 30 Op/H 1 30 Nivel de número de subidas/bajadascontadas en una hora

DayHuntDetect 0 - 100 Op/D 1 100 Nivel de número de subidas/bajadascontadas en 24 horas

tWindowHunt 1 - 120 Min 1 60 Ventana de tiempo para alarma deinestabilidad, minutos

NoOpWindow 3 - 30 Op/W 1 30 Alarma de detección de inestabilidad,operaciones máx./ventana

P> -9999.99 - 9999.99 MW 0.01 1000 Nivel de alarma de potencia activa en ladirección hacia delante

P< -9999.99 - 9999.99 MW 0.01 -1000 Nivel de alarma de potencia activa en ladirección hacia atrás

Q> -9999.99 - 9999.99 MVAr 0.01 1000 Nivel de alarma de potencia reactiva enla dirección hacia delante

Q< -9999.99 - 9999.99 MVAr 0.01 -1000 Nivel de alarma de potencia reactiva enla dirección hacia atrás

tPower 1 - 6000 s 1 10 Retardo de tiempo para alarmas desdesupervisión de potencia

Tabla 146: TR1ATCC Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónTRFNAME 0 - 13 - 1 NAME#-15 Texto definido por usuario para señal de

salida 15

Xr2 0.1 - 200.0 ohmio 0.1 0.5 Reactancia de transformador en ohmiosprimarios en el lado ATCC

CmdErrBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto

- - Bloqueoautomático

Alarma, bloqueo automático o bloqueoautomático y manual por error de orden

OCBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto

- - Bloqueo man. yauto

Alarma, bloqueo automático o bloqueoautomático y manual por sobreintensidad




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónOVPartBk Alarma

BloqueoautomáticoBloqueo man. yauto


Alarma, bloqueo parcial automático obloqueo parcial automático y manualpara sobretensión

RevActPartBk AlarmaBloqueoautomático

- - Alarma Alarma o bloqueo parcial automático poracción inversa

TapChgBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto


Alarma, bloqueo automático o bloqueoautomático y manual por error decambiador de tomas

TapPosBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto


Alarma, bloqueo automático o bloqueoautomático y manual por sup. pos.

UVBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto


Alarma, bloqueo automático o bloqueoautomático y manual por subtensión

UVPartBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto


Alarma, bloqueo parcial automático obloqueo parcial automático y manualpara subtensión

Tabla 147: TR8ATCC Grupo de ajustes (básicos)



I1Base 1 - 99999 A 1 3000 Ajuste base de nivel de corriente de ATen A

I2Base 1 - 99999 A 1 3000 Ajuste base de nivel de corriente de BTen A


MeasMode L1L2L3L1L2L2L3L3L1SecPos

- - SecPos Selección de la corriente y tensiónmedidas

Q1 -9999.99 - 9999.99 MVAr 0.01 0 Tamaño de banco de condens./reactancias 1 en MVAr, >0 para C y <0para L

Q2 -9999.99 - 9999.99 MVAr 0.01 0 Tamaño de banco de condens./reactancias 2 en MVAr, >0 para C y <0para L




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónQ3 -9999.99 - 9999.99 MVAr 0.01 0 Tamaño de banco de condens./

reactancias 3 en MVAr, >0 para C y <0para L

TotalBlock OffOn

- - Off Bloqueo total de la función de control detensión

AutoBlock OffOn

- - Off Bloqueo del modo automático de lafunción de control de tensión

FSDMode OffAutoAutoMan

- - Off Modo de activación de función dereducción rápida

tFSD 1.0 - 100.0 s 0.1 15.0 Retardo de tiempo para orden de bajadacon FSD activado

USet 85.0 - 120.0 %UB 0.1 100.0 Ajuste de tensión para el control detensión, % de tensión nominal

UDeadband 0.2 - 9.0 %UB 0.1 1.2 Banda muerta de tensión exterior, % detensión nominal

UDeadbandInner 0.1 - 9.0 %UB 0.1 0.9 Banda muerta de tensión interior, % dela tensión nominal

Umax 80 - 180 %UB 1 105 Límite superior de tensión de la barra, %de tensión nominal

Umin 70 - 120 %UB 1 80 Límite inferior de tensión de barra, % detensión nominal

Ublock 50 - 120 %UB 1 80 Nivel de bloqueo por subtensión, % detensión nominal


- - Constante Activación de retardo inverso largo

t1 3 - 1000 s 1 60 Retardo de tiempo (largo) para órdenesdel control automático


- - Constante Activación de retardo inverso corto

t2 1 - 1000 s 1 15 Retardo de tiempo (corto) para órdenesdel control automático

tMin 3 - 120 s 1 5 Tiempo mínimo de operación en modoinverso

OperationLDC OffOn

- - Off Operación de compensación de caídade tensión de línea

OperCapaLDC OffOn

- - Off Compensación LDC para cargacapacitiva

Rline 0.00 - 150.00 ohmio 0.01 0.0 Resistencia de línea, valores en ohmiosprimarios

Xline -150.00 - 150.00 ohmio 0.01 0.0 Reactancia de línea, valores en ohmiosprimarios








Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónVRAuto -20.0 - 20.0 %UB 0.1 0.0 Corrección automática de tensión de

carga, % de tensión nominal

OperationRA OffOn

- - Off Habilitar bloque desde la supervisión deacción inversa

tRevAct 30 - 6000 s 1 60 Duración de la señal de bloqueo deacción inversa

RevActLim 0 - 100 %IB1 1 95 Límite de corriente para bloqueo deacción inversa, en % de I1Base

Iblock 0 - 250 %IB1 1 150 Nivel de bloqueo de sobreintensidad, %de Corriente nominal

HourHuntDetect 0 - 30 Op/H 1 30 Nivel de número de subidas/bajadascontadas en una hora

DayHuntDetect 0 - 100 Op/D 1 100 Nivel de número de subidas/bajadascontadas en 24 horas

tWindowHunt 1 - 120 Min 1 60 Ventana de tiempo para alarma deinestabilidad, minutos

NoOpWindow 3 - 30 Op/W 1 30 Alarma de detección de inestabilidad,operaciones máx./ventana

P> -9999.99 - 9999.99 MW 0.01 1000 Nivel de alarma de potencia activa en ladirección hacia delante

P< -9999.99 - 9999.99 MW 0.01 -1000 Nivel de alarma de potencia activa en ladirección hacia atrás

Q> -9999.99 - 9999.99 MVAr 0.01 1000 Nivel de alarma de potencia reactiva enla dirección hacia delante

Q< -9999.99 - 9999.99 MVAr 0.01 -1000 Nivel de alarma de potencia reactiva enla dirección hacia atrás

tPower 1 - 6000 s 1 10 Retardo de tiempo para alarmas desdesupervisión de potencia

OperationPAR OffCCMF

- - Off Operación en paralelo, Desactivada/Corriente circulante/Maestro Seguidor

OperCCBlock OffOn

- - On Habilitar bloque desde la supervisión decorriente circulante

CircCurrLimit 0.0 - 20000.0 %IB2 0.1 100.0 Nivel de bloqueo para corriente circulante

tCircCurr 0 - 1000 s 1 30 Retardo de tiempo para bloqueo desdecorriente circulante

Comp 0 - 2000 % 1 100 Parámetro de compensación en % decorriente circulante

OperSimTap OffOn

- - Off Uso simultáneo de cambio de tomasprohibido

OperUsetPar OffOn

- - Off Usar ajuste de tensión común paraoperación en paralelo

OperHoming OffOn

- - Off Activar función de posición inicial

VTmismatch 0.5 - 10.0 %UB 0.1 10.0 Nivel de alarma para supervisión de TT,% de tensión nominal

tVTmismatch 1 - 600 s 1 10 Retardo de tiempo para alarma desupervisión de TT




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónT1RXOP Off

On- - Off Bloqueo de operación recibido de

transformador1 en paralelo

T2RXOP OffOn

- - Off Bloqueo de operación recibido detransformador2 en paralelo

T3RXOP OffOn


T4RXOP OffOn


T5RXOP OffOn


T6RXOP OffOn


T7RXOP OffOn


T8RXOP OffOn


TapPosOffs -5 - 5 - 1 0 Desplazamiento de posición de toma enrelación a maestro

MFPosDiffLim 1 - 20 - 1 1 Alarma para diferencia de posición detoma desde maestro

tMFPosDiff 0 - 6000 s 1 60 Tiempo para diferencia de posición detoma desde maestro

Tabla 148: TR8ATCC Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónTrfId T1

T2T3T4T5T6T7T8

- - T1 Identidad de transformador

TRFNAME 0 - 13 - 1 NAME#-15 Texto definido por usuario para OUTseñal 15

Xr2 0.1 - 200.0 ohmio 0.1 0.5 Reactancia de transformador en ohmiosprimarios en el lado ATCC

tAutoMSF 0 - 60 s 1 10 Retardo de tiempo de orden paraseguidor automático

OperationAdapt OffOn

- - Off Habilitar el modo de adaptación

MFMode Seguir ordenSeguir toma

- - Seguir orden Seleccionar seguimiento de toma oseguimiento de orden

CircCurrBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto

- - Alarma Alarma, bloqueo automático o bloqueoautomático y manual por corrientecirculante alta




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCmdErrBk Alarma

BloqueoautomáticoBloqueo man. yauto


Alarma, bloqueo automático o bloqueoautomático y manual por error de orden

OCBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto


Alarma, bloqueo automático o bloqueoautomático y manual por sobreintensidad

MFPosDiffBk AlarmaBloqueoautomático


Alarma o bloqueo automático pordiferencia de posición de toma en MF

OVPartBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto


Alarma, bloqueo parcial automático obloqueo parcial automático y manualpara sobretensión

RevActPartBk AlarmaBloqueoautomático

- - Alarma Alarma o bloqueo parcial automático poracción inversa

TapChgBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto


Alarma, bloqueo automático o bloqueoautomático y manual por error decambiador de tomas

TapPosBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto


Alarma, bloqueo automático o bloqueoautomático y manual por sup. pos.

UVBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto


Alarma, bloqueo automático o bloqueoautomático y manual por subtensión

UVPartBk AlarmaBloqueoautomáticoBloqueo man. yauto


Alarma, bloqueo parcial automático obloqueo parcial automático y manualpara subtensión

Tabla 149: TCMYLTC Grupo de ajustes (básicos)



IBase 1 - 99999 A 1 3000 Corriente base en amperios primariospara el lado de AT

tTCTimeout 1 - 120 s 1 5 Tiempo límite constante de cambiadorde tomas

tPulseDur 0.5 - 10.0 s 0.1 1.5 Duración de pulso de salida de orden desubir/bajar



Tabla 150: TCMYLTC Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónLowVoltTap 1 - 63 - 1 1 Posición de toma de tensión más baja

HighVoltTap 1 - 63 - 1 33 Posición de toma de tensión más alta

mALow 0.000 - 25.000 mA 0.001 4.000 mA para posición de toma de tensiónmás baja

mAHigh 0.000 - 25.000 mA 0.001 20.000 mA para posición de toma de tensiónmás alta

CodeType BINBCDGrisSIMPLEmA

- - BIN Tipo de conversión de código

UseParity OffOn

- - Off Habilitar la comprobación de paridad

tStable 1 - 60 s 1 2 Tiempo tras el cambio de posición antesde la aceptación del valor

CLFactor 1.0 - 3.0 - 0.1 2.0 Factor ajustable para la función de vidade contacto

InitCLCounter 0 - 9999999 s 1 250000 Valor inicial de contador CL

EnabTapCmd OffOn

- - On Habilitar órdenes a cambiador de tomas

Tabla 151: TCLYLTC Grupo de ajustes (básicos)



IBase 1 - 99999 A 1 3000 Corriente base en amperios primariospara el lado de AT

tTCTimeout 1 - 120 s 1 5 Tiempo límite constante de cambiadorde tomas

tPulseDur 0.5 - 10.0 s 0.1 1.5 Duración de pulso de salida de orden desubir/bajar

Tabla 152: TCLYLTC Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónLowVoltTap 1 - 63 - 1 1 Posición de toma de tensión más baja

HighVoltTap 1 - 63 - 1 33 Posición de toma de tensión más alta

mALow 0.000 - 25.000 mA 0.001 4.000 mA para posición de toma de tensiónmás baja

mAHigh 0.000 - 25.000 mA 0.001 20.000 mA para posición de toma de tensiónmás alta

CodeType BINBCDGrisSIMPLEmA

- - BIN Tipo de conversión de código




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUseParity Off

On- - Off Habilitar la comprobación de paridad

tStable 1 - 60 s 1 2 Tiempo tras el cambio de posición antesde la aceptación del valor

CLFactor 1.0 - 3.0 - 0.1 2.0 Factor ajustable para la función de vidade contacto

InitCLCounter 0 - 9999999 s 1 250000 Valor inicial de contador CL

EnabTapCmd OffOn

- - On Habilitar órdenes a cambiador de tomas

3.12.5 Conmutador giratorio lógico para selección de funcionesy presentación LHMI SLGGIO




Conmutador giratorio lógico paraselección de funcionesy presentación LHMI (SLGGIO)

SLGGIO - -


La función de conmutador giratorio lógico para selección de funciones ypresentación LHMI (SLGGIO) (o bloque funcional de conmutador selector, comotambién se lo conoce) se utiliza para obtener una funcionalidad del conmutadorselector similar a la proporcionada por un conmutador selector de hardware. Lasutilidades utilizan mucho los conmutadores selectores de hardware para tenerdistintas funciones que funcionan con valores preestablecidos. Sin embargo, losconmutadores de hardware requieren mantenimiento regular, son origen de unamenor fiabilidad del sistema y de un mayor volumen de compras. Losconmutadores selectores virtuales eliminan todos estos problemas.

El bloque funcional SLGGIO tiene dos entradas operativas (UP y DOWN), unaentrada de bloqueo (BLOCK) y una entrada de posición del operador (PSTO).

SLGGIO se puede activar desde la HMI local y desde fuentes externas(conmutadores), a través de las entradas binarias del IED. También permite elaccionamiento remoto (como desde el ordenador de la estación). SWPOSN es unasalida de valor entero, que proporciona el número de salida real. Puesto que lacantidad de posiciones del conmutador se puede establecer mediante ajustes(consulte más abajo), se debe tener cuidado al coordinar los ajustes con laconfiguración (si la cantidad de posiciones se ajusta a x, por ejemplo, solo estándisponibles las primeras salidas x del bloque en la configuración). Además, lafrecuencia de los pulsos (UP y DOWN) debe ser más baja que el ajuste tPulse.



Desde la HMI local, hay dos modos para utilizar el conmutador: desde el menú ydesde el diagrama unifilar (SLD).


Los ajustes siguientes se encuentran disponibles para la función de conmutadorgiratorio lógico para selección de funciones y presentación LHMI (SLGGIO):

Operation: Ajusta el funcionamiento de la función a On o Off.

NrPos: Ajusta la cantidad de posiciones en el conmutador (32 como máximo). Esteajuste afecta el comportamiento del conmutador cuando cambia de la última a laprimera posición.

OutType: Continuo o Pulsado.

tPulse: En el caso de una salida pulsada, proporciona la longitud del pulso (ensegundos).

tDelay: El retardo entre el frente positivo de la señal de activación UP o DOWN yla activación de la salida.

StopAtExtremes: Ajusta el comportamiento del conmutador en las posicionesextremas. Si se ajusta a 0, cuando se presiona UP en la primera posición, elconmutador salta a la última posición; cuando se presiona DOWN en la últimaposición, el conmutador salta a la primera posición. Cuando se ajusta a 1, no sepermite ningún salto.


Tabla 153: SLGGIO Ajustes sin grupo (básicos)



NrPos 2 - 32 - 1 32 Número de posiciones del conmutador

OutType PulsadoContinuo

- - Continuo Tipo de salida, continua o pulsada

tPulse 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Duración de pulso de operación, en [s]

tDelay 0.000 - 60000.000 s 0.010 0.000 Retardo de tiempo en la salida, en [s]

StopAtExtremes InhabilitadoHabilitado

- - Inhabilitado Detenido cuando se alcanza la posiciónmín. o máx.

3.12.6 Miniconmutador selector VSGGIO




Miniconmutador selector VSGGIO - -




El miniconmutador selector (VSGGIO) es una función multipropósito utilizada enla herramienta de configuración en el PCM600 para diversas aplicaciones, como unconmutador de uso general. VSGGIO se puede utilizar para adquirir la posición deun conmutador externo (a través de las entradas IPOS1 y IPOS2) y representarla através de los símbolos del diagrama unifilar (o utilizarla en la configuración através de las salidas POS1 y POS2), y también, como una función de órdenes(controlada por la entrada PSTO), que emite órdenes de conmutación a través delas salidas CMDPOS12 y CMDPOS21.

La salida POSITION es una salida entera, que muestra la posición real como unnúmero entero de 0 a 3.

Un ejemplo donde VSGGIO está configurado para ajustar el reengancheautomático a on–off desde un símbolo de botón en la HMI local se observa en lafigura 202. Los botones I y O en la HMI local se utilizan para operaciones del tipoon–off .


PSTO

CMDPOS12

IPOS1

NAM_POS1NAM_POS2

IPOS2

CMDPOS21OFFON

VSGGIO

SMBRRECONOFF

SETON

INTONE

INVERTERINPUT OUT

IEC07000112 V2 ES

Figura 202: Control del reenganche automático desde la HMI local a través delminiconmutador selector

VSGGIO también se suministra con comunicación IEC 61850, de modo quetambién se puede controlar desde el sistema SA.


La función de miniconmutador selector (VSGGIO) puede generar órdenescontinuas o pulsadas (mediante el ajuste del parámetro Mode ). Cuando se generanórdenes pulsadas, la longitud del pulso se puede ajustar utilizando el parámetrotPulse . Además, al ser accesible en el diagrama unifilar (SLD), este bloquefuncional tiene dos modos de control (ajustables a través de CtlModel): Direct(directo) y Select-Before-Execute (seleccionar antes de ejecutar).




Tabla 154: VSGGIO Ajustes sin grupo (básicos)



CtlModel Dir NormSBO Mej

- - Dir Norm Especifica el tipo de modelo de controlsegún la norma IEC 61850

Mode ContinuoPulsada

- - Pulsada Modo de operación

tSelect 0.000 - 60.000 s 0.001 30.000 Tiempo máximo entre señales deselección y ejecución

tPulse 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Duración de pulsos de órdenes

3.12.7 Bloque funcional DPGGIO genérico de dos puntos




E/S según el estándar decomunicaciones IEC 61850

DPGGIO - -


El bloque funcional de E/S según el estándar de comunicaciones IEC 61850(DPGGIO) se utiliza para enviar tres salidas lógicas a otros sistemas o equipos enla subestación. Las tres salidas se denominan OPEN, CLOSE y VALID, ya queeste bloque funcional se debe utilizar como indicador de posición en las lógicas deenclavamiento y reserva en toda la estación.


La función no tiene ningún parámetro disponible en la HMI local ni en el PCM600.

3.12.8 Control genérico de 8 señales de un solo punto SPC8GGIO




Control genérico de 8 señales de unsolo punto

SPC8GGIO - -




El bloque funcional de control genérico de 8 señales de un solo punto(SPC8GGIO) recoge 8 órdenes de un solo punto, diseñado para recibir órdenesdesde partes REMOTAS (SCADA) en las partes de la configuración lógica que nonecesitan bloques funcionales complicados que tengan la capacidad de recibirórdenes (por ejemplo, SCSWI). De este modo, se pueden enviar órdenes simplesdirectamente a las salidas del IED, sin confirmación. Se supone que laconfirmación (estado) del resultado de las órdenes se obtiene por otros medios,como entradas binarias y bloques funcionales SPGGIO.

PSTO es el selector universal de posición del operador para todaslas funciones de control. Incluso si PSTO se puede configurar parapermitir la posición LOCAL del operador o TODAS, la únicaposición funcional utilizable dentro del bloque funcionalSPC8GGIO es la REMOTA.


Los parámetros para la función de control genérico de 8 señales de un solo punto(SPC8GGIO) se ajustan a través de la HMI o del PCM600.

Operation: Ajusta el funcionamiento de la función a On/Off.

Hay dos ajustes para cada salida de orden (8 en total):

Latchedx: Determina si la señal de orden para la salida x es mantenida (continua) opulsada.

tPulsex: Si Latchedx está ajustada a Pulsado, entonces tPulsex ajusta la longituddel pulso (en segundos).


Tabla 155: SPC8GGIO Ajustes sin grupo (básicos)



Latched1 PulsadoMantenido

- - Pulsado Ajuste para el modo pulsado/mantenidopara la salida 1

tPulse1 0.01 - 6000.00 s 0.01 0.10 Tiempo de pulso de salida 1










Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónLatched4 Pulsado

Mantenido- - Pulsado Ajuste para el modo pulsado/mantenido

para la salida 4














3.12.9 Bits de automatización, función de mando para DNP3.0AUTOBITS




Bits de automatización, función demando para DNP3.0 AUTOBITS - -


Bits de automatización, función de mando para DNP3 (AUTOBITS) se utilizadentro del PCM600 para entrar en la configuración de las órdenes provenientes delprotocolo DNP3.0. La función AUTOBITS cumple el mismo papel que lasfunciones GOOSEBINRCV (para IEC 61850) y MULTICMDRCV (para LON). Elbloque funcional AUTOBITS tiene 32 salidas individuales que se pueden asignarcomo un punto de salida binaria en DNP3. Un "Objeto 12" en DNP3 acciona lasalida. Este objeto contiene parámetros para código de control, conteo, tiempo deactividad y tiempo de inactividad. Para accionar un punto de salida AUTOBITS,envíe un código de control de enclavamiento activado, enclavamiento desactivado,pulso activado, pulso desactivado, disparo o cierre. Los parámetros restantes seconsideran adecuados. Por ejemplo, pulso activado, tiempo de actividad=100,tiempo de inactividad=300, conteo=5 proporciona 5 pulsos positivos de 100 ms,con una separación de 300 ms.

Para obtener una descripción de la implementación del protocolo DNP3, consulteel manual de comunicaciones.




El bloque funcional AUTOBITS tiene un ajuste (Operation: On/Off) para activar odesactivar la función. Estos nombres se visualizan en la herramienta deadministración de comunicaciones DNP3 en el PCM600.


Tabla 156: DNPGEN Ajustes sin grupo (básicos)


On- - Off Modo de operación On/Off

Tabla 157: CHSERRS485 Ajustes sin grupo (básicos)


Modo serie- - Off Modo de operación

BaudRate 300 Bd600 Bd1200 Bd2400 Bd4800 Bd9600 Bd19200 Bd

- - 9600 Bd Velocidad de transmisión para puertoserie

WireMode Cuatro cablesDos cables

- - Dos cables Modo de cableado RS485

Tabla 158: CHSERRS485 Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónDLinkConfirm Nunca

A vecesSiempre

- - Nunca Confirmación de enlace de datos

tDLinkTimeout 0.000 - 60.000 s 0.001 2.000 Tiempo límite confirmación enlace datosen s

DLinkRetries 0 - 255 - 1 3 Reintentos máximos de enlace de datos

tRxToTxMinDel 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo mínimo de Rx a Tx en s

ApLayMaxRxSize 20 - 2048 - 1 2048 Tamaño fragmento Rx máximo nivel deaplicación

ApLayMaxTxSize 20 - 2048 - 1 2048 Tamaño fragmento Tx máximo nivel deaplicación

StopBits 1 - 2 - 1 1 Bits de parada

Parity NoParImpar

- - Par Paridad

tRTSWarmUp 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Calentamiento de RTS en s




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntRTSWarmDown 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Enfriamiento de RTS en s

tBackOffDelay 0.000 - 60.000 s 0.001 0.050 Retardo de retroceso de RS485 en s

tMaxRndDelBkOf 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Retardo aleatorio máximo de retrocesode RS485 en s

Tabla 159: CH2TCP Ajustes sin grupo (básicos)


TCP/IPSólo UDP

- - Off Modo de operación

TCPIPLisPort 1 - 65535 - 1 20000 Puerto de escucha de TCP/IP

UDPPortAccData 1 - 65535 - 1 20000 Puerto UDP para aceptar datagramasUDP del maestro

UDPPortInitNUL 1 - 65535 - 1 20000 Puerto UDP para respuesta inicial NULL

UDPPortCliMast 0 - 65535 - 1 0 Puerto UDP para cliente/maestro remoto

Tabla 160: CH2TCP Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónApLayMaxRxSize 20 - 2048 - 1 2048 Tamaño fragmento Rx máximo nivel de

aplicación




TCP/IPSólo UDP








aplicación






TCP/IPSólo UDP








aplicación




TCP/IPSólo UDP








aplicación


Tabla 167: MSTRS485 Ajustes sin grupo (básicos)



SlaveAddress 0 - 65519 - 1 1 Dirección de esclavo

MasterAddres 0 - 65519 - 1 1 Dirección de maestro




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónObj1DefVar 1:BIBitSimple

2:BIconEstado- - 1:BIBitSimple Objeto 1, variación predeterminada

Obj2DefVar 1:BIChSinTiempo2:BIChConTiempo3:BIChConTiempoRel

- - 3:BIChConTiempoRel

Objeto 2, variación predeterminada

Obj4DefVar 1:DIChSinTiempo2:DIChConTiempo3:DIChConTiempoRel

- - 3:DIChConTiempoRel


Obj10DefVar 1:BO2:BOEstado

- - 2:BOEstado Objeto 10, variación predeterminada

Obj20DefVar 1:BinCnt322:BinCnt165:BinCnt32SinF6:BinCnt16SinF

- - 5:BinCnt32SinF Objeto 20, variación predeterminada

Obj22DefVar 1:BinCnt32EvSinT2:BinCnt16EvSinT5:BinCnt32EvConT6:BinCnt16EvConT

- - 1:BinCnt32EvSinT Objeto 22, variación predeterminada

Obj30DefVar 1:AI32Int2:AI16Int3:AI32IntSinF4:AI16IntSinF5:AI32FltConF6:AI64FltConF

- - 3:AI32IntSinF Objeto 30, variación predeterminada

Obj32DefVar 1:AI32IntEvSinF2:AI16IntEvSinF3:AI32IntEvConFT4:AI16IntEvConFT5:AI32FltEvConF6:AI64FltEvConF7:AI32FltEvConFT8:AI64FltEvConFT

- - 1:AI32IntEvSinF Objeto 32, variación predeterminada

Tabla 168: MSTRS485 Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónValMasterAddr No

Sí- - Sí Validar dirección de fuente (maestra)

AddrQueryEnbl NoSí

- - Sí Habilitación de consulta de dirección

tApplConfTout 0.00 - 300.00 s 0.01 10.00 Tiempo límite confirmación nivel deaplicación

ApplMultFrgRes NoSí

- - Sí Habilitar aplicación para respuesta demúltiples fragmentos

ConfMultFrag NoSí

- - Sí Confirmar cada fragmento múltiple

UREnable NoSí

- - Sí Respuesta no solicitada habilitada

URSendOnline NoSí

- - No Envío respuesta no solicitada mientrasestá en línea




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUREvClassMask Off

Clase 1Clase 2Clases 1 y 2Clase 3Clases 1 y 3Clases 2 y 3Clases 1, 2 y 3

- - Off Respuesta no solicitada, máscara declase de evento

UROfflineRetry 0 - 10 - 1 5 Reintentos de respuesta no solicitadaantes de modo de reintento fuera de línea

tURRetryDelay 0.00 - 60.00 s 0.01 5.00 Retardo de reintento de respuesta nosolicitada, en s

tUROfflRtryDel 0.00 - 60.00 s 0.01 30.00 Retardo de reintento fuera de línea derespuesta no solicitada, en s

UREvCntThold1 1 - 100 - 1 5 Umbral para comunicación de númerode eventos de clase 1 de respuesta nosolicitada

tUREvBufTout1 0.00 - 60.00 s 0.01 5.00 Tiempo límite para búfer de eventos declase 1 de respuesta no solicitada





DelOldBufFull NoSí

- - No Eliminar evento más antiguo cuando sellene el búfer

tSynchTimeout 30 - 3600 s 1 1800 Tiempo límite de sincronización horariaantes de generar estado de error

TSyncReqAfTout NoSí

- - No Petición de sincronización horaria trasagotarse el tiempo límite

DNPToSetTime NoSí

- - Sí Permitir DNP ajustar tiempo en IED

Averag3TimeReq NoSí

- - No Usar media de 3 peticiones de tiempo

PairedPoint NoSí

- - Sí Habilitar punto pareado

tSelectTimeout 1.0 - 60.0 s 0.1 30.0 Seleccionar tiempo límite

Tabla 169: MST1TCP Ajustes sin grupo (básicos)








Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónValMasterAddr No

Sí- - Sí Validar dirección de fuente (maestra)

MasterIP-Addr 0 - 18 - 1 0.0.0.0 Dirección IP de maestro

MasterIPNetMsk 0 - 18 - 1 255.255.255.255 Máscara de red de IP de maestro

Obj1DefVar 1:BIBitSimple2:BIconEstado

- - 1:BIBitSimple Objeto 1, variación predeterminada

















Tabla 170: MST1TCP Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónAddrQueryEnbl No

Sí- - Sí Habilitación de consulta de dirección




ConfMultFrag NoSí


UREnable NoSí





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónURSendOnline No

Sí- - No Envío respuesta no solicitada mientras

está en línea

UREvClassMask OffClase 1Clase 2Clases 1 y 2Clase 3Clases 1 y 3Clases 2 y 3Clases 1, 2 y 3











DelOldBufFull NoSí





DNPToSetTime NoSí

- - No Permitir DNP ajustar tiempo en IED

Averag3TimeReq NoSí

- - No Usar media de 3 peticiones de tiempo

PairedPoint NoSí



tBrokenConTout 0 - 3600 s 1 0 Tiempo límite de conexión cortada

tKeepAliveT 0 - 3600 s 1 10 Temporizador estado activo








ValMasterAddr NoSí

- - Sí Validar dirección de fuente (maestra)





























ConfMultFrag NoSí


UREnable NoSí


URSendOnline NoSí













DelOldBufFull NoSí





DNPToSetTime NoSí





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónAverag3TimeReq No

Sí- - No Usar media de 3 peticiones de tiempo

PairedPoint NoSí










ValMasterAddr NoSí






























ConfMultFrag NoSí


UREnable NoSí


URSendOnline NoSí













DelOldBufFull NoSí





DNPToSetTime NoSí







PairedPoint NoSí










ValMasterAddr NoSí






























ConfMultFrag NoSí


UREnable NoSí


URSendOnline NoSí













DelOldBufFull NoSí





DNPToSetTime NoSí







PairedPoint NoSí





3.12.10 Orden simple, 16 señales SINGLECMD




Orden simple, 16 señales SINGLECMD - -


La orden simple, 16 señales (SINGLECMD), es una función común y se incluyesiempre en el IED.

Los IED pueden estar provistos de una función para recibir órdenes desde unsistema de automatización de subestaciones o desde la HMI local. Ese bloquefuncional de recepción tiene salidas que se pueden utilizar, por ejemplo, paracontrolar aparatos de alta tensión en los patios de maniobras. Para funciones decontrol local, también se puede utilizar la HMI local. Junto con los circuitos delógica de configuración, el usuario puede regular pulsos o señales de salida establescon fines de control dentro del IED o mediante salidas binarias.

La figura 203 muestra un ejemplo de aplicación de cómo el usuario puede conectarSINGLECMD a través del circuito de lógica de configuración para controlar unaparato de alta tensión. Este tipo de orden de control, por lo general, se lleva a caboenviando un pulso a las salidas binarias del IED. La figura 203 muestra unfuncionamiento cerrado. Se realiza un funcionamiento de interruptor abierto de unaforma similar pero sin la condición de comprobación de sincronismo.



Función de orden simple

SINGLECMD

CMDOUTy

OUTy

Cerrar Interruptor 1

YCondiciones definidas por el usuarioCompro-bación de sincronismo

Circuitos de lógica de configuración

en04000206.vsdIEC04000206 V2 ES

Figura 203: Ejemplo de aplicación que muestra un diagrama de lógica para elcontrol de un interruptor a través de circuitos de lógica deconfiguración

La figura 204 y la figura 205 muestran otras formas de controlar las funciones, lascuales requieren señales On/Off estables. Aquí, se utiliza la salida para controlarfunciones incorporadas o dispositivos externos.


SINGLECMD

CMDOUTy

OUTy

Función n

en04000207.vsd

Función n

IEC04000207 V2 ES

Figura 204: Ejemplo de aplicación que muestra un diagrama de lógica para elcontrol de funciones incorporadas




SINGLESMD

CMDOUTy

OUTy

Dispositivo 1

Condiciones definidas por el usuario

Circuitos de lógica de configuración

en04000208.vsd

Y

IEC04000208 V2 ES

Figura 205: Ejemplo de aplicación que muestra un diagrama de lógica para elcontrol de dispositivos externos a través de circuitos de lógica deconfiguración


Los parámetros para la orden simple, 16 señales (SINGLECMD), se ajustan através de la HMI local o el PCM600.

Los parámetros para ajustar son MODE, que es común para todo el bloque, yCMDOUTy, que incluye el nombre definido por el usuario para cada señal desalida. La entrada MODE ajusta las salidas para que sean del tipo Off, Continuo oPulsado.

• Off ajusta todas las salidas a 0, independientemente de los valores enviadosdesde el nivel de estación, es decir, la estación del operador o una pasarela acontrol remoto.

• Steady ajusta las salidas a una señal estable 0 o 1, dependiendo de los valoresenviados desde el nivel de estación.

• Pulse da un pulso con 100 ms de duración, si un valor enviado desde el nivelde estación se cambia de 0 a 1. Eso significa que la lógica configuradaconectada al bloque funcional de órdenes no puede tener un ciclo más largoque el tiempo de ciclo para el bloque funcional de órdenes.


Tabla 177: SINGLECMD Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMode Off

ContinuoPulsada




3.13 Esquemas de comunicación

3.13.1 Lógica de esquemas de comunicaciónpara la protección de sobreintensidad residual ECPSCHDescripción de la función Identificación IEC



Lógica de esquemas de comunicaciónpara la protección de sobreintensidad residual

ECPSCH - 85


Para lograr un despeje rápido de las faltas a tierra en la parte de la línea no cubiertapor la etapa instantánea de la protección de sobreintensidad residual, la protecciónde sobreintensidad residual direccional es compatible con una lógica que utilizacanales de comunicación.

Se utiliza un canal de comunicación en cada dirección, que pueda transmitir unaseñal de activado/desactivado si es necesario. El rendimiento y la seguridad de estafunción se relacionan directamente con la velocidad del canal de transmisión y laseguridad contra las señales falsas o perdidas.

En el esquema direccional, se debe transmitir la información de la dirección de lacorriente de falta al otro extremo de la línea.

Con la comparación direccional en los esquemas permisivos, se puede lograr untiempo de funcionamiento corto de la protección, que incluye un tiempo detransmisión de canal. Este tiempo de funcionamiento corto permite una rápidafunción de recierre automático tras el despeje de la falta.

Durante un ciclo de recierre monofásico, el dispositivo de recierre automático debebloquear el esquema de comunicación de falta a tierra de comparación direccional.

El módulo de lógica de comunicación permite esquemas tanto de bloqueo como desubalcance/sobrealcance permisivo. La lógica también es compatible con unalógica adicional de extremo con alimentación débil y de inversión de corriente, queestá incluida en la lógica de inversión de corriente y de extremo con alimentacióndébil para la función de protección de sobreintensidad residual (ECRWPSCH).

Las vías de comunicación metálicas afectadas negativamente por un ruidogenerado por una falta pueden no ser adecuadas para los esquemas permisivosconvencionales que se basan en señales transmitidas durante una falta en la líneaprotegida. Por ejemplo, con la onda portadora, la falta puede atenuar la señal decomunicación, en especial cuando la falta está cerca del extremo de la línea, lo quepor ende desactiva el canal de comunicación.



Para superar la fiabilidad más baja en los esquemas permisivos, se puede utilizaruna función de desbloqueo. Utilice esta función en comunicaciones con ondaportadora (PLC) antiguas o menos fiables, donde se debe enviar la señal a través dela falta primaria. La función de desbloqueo utiliza una señal de guarda CRG, quedebe estar siempre presente, aún si no se recibe una señal CR. La ausencia de laseñal CRG durante el tiempo de seguridad se utiliza como señal CR. Esto tambiénpermite que un esquema permisivo funcione cuando la falta de la línea bloquea latransmisión de la señal. Ajuste tSecurity a 35 ms.


Los parámetros de la lógica de esquemas de comunicación para la función deprotección de sobreintensidad residual se configuran desde la HMI local o elPCM600.

Se pueden hacer los siguientes ajustes para la lógica de esquemas de comunicaciónde la función de protección de sobreintensidad residual:

Funcionamiento: Off o On.

SchemeType: Este parámetro se puede ajustar a Off , Teledisparo, UR permisivo,OR permisivo o Bloqueo.

tCoord: Retardo para el disparo desde la función ECPSCH . Para los esquemas desubalcance/sobrealcance permisivos, este temporizador se puede ajustar a 0. Para elesquema de bloqueo, el ajuste debe ser mínimo: el tiempo máximo de transmisiónde señal +10 ms.

Unblock: Seleccione Off si se utiliza un esquema de desbloqueo sin alarma parapérdida de guarda. Ajústelo a Rearranque si se utiliza un esquema de desbloqueocon alarma para pérdida de guarda.


Tabla 178: ECPSCH Grupo de ajustes (básicos)



SchemeType OffTeledisparoUR permisivoOR permisivoBloqueo

- - UR permisivo Tipo de esquema, modo de operación

tCoord 0.000 - 60.000 s 0.001 0.035 Tiempo de coordinación de esquema decomunicación

tSendMin 0.000 - 60.000 s 0.001 0.100 Duración mínima de señal de envío deportadora



Tabla 179: ECPSCH Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUnblock Off

SinReinicioRearranque

- - Off Modo de operación de lógica dedesbloqueo

tSecurity 0.000 - 60.000 s 0.001 0.035 Temporizador de seguridad paradetección de pérdida de guarda deportadora

3.13.2 Lógica de inversión de corriente y de extremo conalimentación débil para la protección de sobreintensidadresidual ECRWPSCHDescripción de la función Identificación IEC



Lógica de inversión de corriente y deextremo con alimentación débil para laprotección de sobreintensidad residual

ECRWPSCH - 85


Lógica de inversión de corriente de faltaLa figura 206 y la figura 207 muestran una condición típica de la red, la cual puededar como resultado una inversión de la corriente de falta.

Observe que la corriente de falta se invierte en la línea L2 después de la aperturadel interruptor.

Esto puede causar un disparo no selectivo en la línea L2 si la lógica de inversión decorriente no bloquea el esquema de sobrealcance permisivo del IED en B:2.

IEC99000043 V1 ES

Figura 206: Condición inicial



IEC99000044 V1 ES

Figura 207: Distribución de corriente después de que se abre el interruptor en B:1

Cuando se activa el interruptor en la línea paralela, se invierte la corriente de faltaen la línea no defectuosa. El IED en B:2 reconoce ahora la falta en dirección haciadelante. Junto con la señal recibida existente, dispara el interruptor en B:2. Paraasegurar que esto no ocurra, IRLV debe bloquear la función de sobrealcancepermisivo, hasta que se reestablezca la señal recibida.

El IED en el extremo remoto, donde inicialmente se activó el elemento dedirección hacia delante, se debe reestablecer antes de que se inicie la señal de envíodesde B:2. La reposición retardada de la señal de salida IRVL también asegura quela señal de envío desde el IED en B:2 sea contenida hasta que se reponga elelemento de dirección hacia adelante del IED en A:2.

Lógica de extremo con alimentación débilLa figura 208 muestra una condición típica de la red que puede tener comoresultado una ausencia de funcionamiento. Observe que no hay corriente de faltadesde el nodo B. Esto causa que el IED en B no pueda detectar la falta ni dispararel interruptor en B. Para resolver esta situación, se proporciona una lógica deextremo con alimentación débil seleccionable para el esquema de sobrealcancepermisivo.

IEC99000054 V1 ES

Figura 208: Condición inicial


Los parámetros de la lógica de inversión de corriente y de extremo conalimentación débil para la función de protección de sobreintensidad residual seconfiguran desde la HMI local o el PCM600.



Inversión de corrienteLa función de inversión de corriente se activa o se desactiva ajustando el parámetroCurrRev a On o Off. Los retardos se deben ajustar con los temporizadorestPickUpRev y tDelayRev.

tPickUpRev se determina como más corto (<80%) que el tiempo de apertura delinterruptor, pero con un mínimo de 20 ms.

tDelayRev se determina en un mínimo a la suma del tiempo de reposición de laprotección y del tiempo de reposición de la comunicación. Se recomienda un ajustemínimo de tDelayRev de 40 ms.

El tiempo de reposición de la protección de sobreintensidad residual direccional(EF4PTOC) es, típicamente, de 25 ms. Si se utiliza otro tipo de protección desobreintensidad residual en el extremo remoto de la línea, se debe utilizar el tiempode reposición que le corresponde.

El tiempo de propagación de la señal se encuentra en el rango de 3 a 10 ms/kmpara la mayoría de los medios de comunicación. En las redes de comunicación, seagregan pequeños retardos adicionales en los multiplexores y los repetidores. Estosretardos son de menos de 1 ms por proceso. Se suele afirmar que el tiempo total depropagación es menos de 5 ms.

Hay un tiempo de decisión que se debe agregar cuando llega o finaliza una señal.Este tiempo de decisión es altamente dependiente de la interfaz utilizada entre lacomunicación y la protección. En muchos casos, se utiliza una interfaz externa(equipo de teleprotección). Este equipo toma una decisión y proporciona una señalbinaria al dispositivo de protección. En el caso de un equipo de teleprotecciónanalógico, el tiempo de decisión típico se encuentra en el rango de 10 a 30 ms. Parael equipo de teleprotección digital, este tiempo se encuentra en el rango de 2 a 10 ms.

Si el equipo de teleprotección está integrado al IED de protección, el tiempo dedecisión se puede reducir levemente.

A continuación, se muestra la secuencia de tiempo principal de la señalización enla inversión de corriente.



Sistemade

telecomuni-caciones

CR parafunciónde pro-tección

IEC05000536 V1 ES

Figura 209: Secuencia de tiempo de señalización en la inversión de corriente

Extremo con alimentación débilEl extremo con alimentación débil se puede configurar ajustando el parámetro WEIa Off, Eco o Eco y disparo. Cuando el parámetro WEI está ajustado a Eco y disparola tensión de secuencia cero de funcionamiento se ajusta con 3U0>.

Se calcula la tensión de secuencia cero para una falta en el extremo remoto de lalínea y una resistencia de falta adecuada.

Para evitar un disparo no deseado de la lógica de extremo con alimentación débil(si se generan señales parásitas), ajuste el valor de funcionamiento del detector denivel de tensión de triángulo abierto (3U0) por encima de la tensión residual falsamáxima de frecuencia de red que pueda haber durante condiciones normales deservicio. El ajuste mínimo recomendado es dos veces la tensión falsa de secuenciacero durante condiciones normales de servicio.


Tabla 180: ECRWPSCH Grupo de ajustes (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónCurrRev Off

On- - Off Modo de operación de lógica de

inversión de corriente

tPickUpRev 0.000 - 60.000 s 0.001 0.020 Tiempo de inicio para lógica de inversiónde corriente

tDelayRev 0.000 - 60.000 s 0.001 0.060 Retardo de tiempo para impedir envío deportadora y disparo local




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónWEI Off

EcoEco y disparo

- - Off Modo de operación de lógica de extremocon alimentación débil

tPickUpWEI 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Tiempo de coordinación para lógica deextremo con alimentación débil

UBase 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Ajuste base de nivel de tensión

3U0> 5 - 70 %UB 1 25 Ajuste de tensión del neutro paramedición en condiciones de falta

3.14 Lógica

3.14.1 Lógica de disparo SMPPTRC




Lógica de disparo SMPPTRC

I->O

SYMBOL-K V1 ES

94


Todas las señales de disparo desde las diferentes funciones de protección se debenredirigir a través de la lógica de disparo. En la alternativa más simple, la lógicasólo enlaza la señal TRIP y asegura que tenga una longitud suficiente.

La lógica de disparo SMPPTRC ofrece tres modos de funcionamiento diferentes:

• Disparo trifásico para todos los tipos de faltas (modo de funcionamiento trifásico)• Disparo monofásico para faltas monofásicas y disparo trifásico para faltas

multifásicas y faltas evolutivas (modo de funcionamiento monofásico ytrifásico). La lógica también emite una orden de disparo trifásico cuando no esposible la selección de fase dentro de las funciones de protección defuncionamiento o cuando las condiciones externas requieren un disparotrifásico.

• Disparo bifásico para faltas bifásicas.

El disparo trifásico para todas las faltas ofrece una solución simple y es, por logeneral, suficiente en sistemas de transmisión en malla y en sistemas desubtransmisión. Dado que la mayoría de las faltas, especialmente en los nivelesmás altos de tensión, son faltas de una fase a tierra, el disparo monofásico puedeser de gran importancia. Si sólo se dispara la fase defectuosa, se puede seguirtrasfiriendo energía en la línea durante el tiempo sin actividad que surja antes del



reenganche. El disparo monofásico durante faltas monofásicas se debe combinarcon el reenganche monopolar.

Para cumplir con las diferentes disposiciones de doble interruptor, 1½ interruptor yotras disposiciones de interruptor múltiple, el IED puede estar provisto de dosbloques funcionales SMPPTRC idénticos.

Se debe utilizar un bloque funcional SMPPTRC para cada interruptor si la líneaestá conectada a la subestación a través de más de un interruptor. Supongamos quese utiliza el disparo monofásico y el reenganche automático en la línea. Los dosinterruptores están, por lo general, ajustados para el disparo de 1/3 fases y elreenganche automático de 1/3 fases. Como alternativa, el interruptor que se eligecomo maestro puede tener un disparo monofásico mientras que el interruptoresclavo puede tener disparos trifásicos y reenganche automático. En caso de unafalta permanente, sólo uno de los interruptores debe funcionar cuando la falta seenergiza una segunda vez. En caso de una falta transitoria, el interruptor esclavorealiza un reenganche trifásico en la línea no defectuosa.

Se puede utilizar la misma filosofía para el disparo de dos fases y reengancheautomático.

Para evitar el cierre de un interruptor después de un disparo, la función puedebloquear el cierre.

Los dos ejemplos de funciones de SMPPTRC son idénticos, excepto por el nombredel bloque funcional (SMPPTRC1 y SMPPTRC2). Por lo tanto, se hace referenciasólo a SMPPTRC1 en la siguiente descripción, pero también se aplica a SMPPTRC2.

Disparo trifásicoUna aplicación simple con disparo trifásico desde el bloque de lógica utiliza unaparte del bloque funcional. Conecte las entradas desde los bloques funcionales deprotección a la entrada TRIN. De ser necesario (por lo general, es el caso), utiliceun bloque de lógica OR para combinar las diferentes salidas de la función a estaentrada. Conecte la salida TRIP a las salidas digitales en la tarjeta de E/S.

Esta señal también se puede utilizar para otros fines internamente en el IED. Unejemplo puede ser el arranque de la protección de fallo del interruptor. Las tressalidas TRL1, TRL2, TRL3 se activan siempre ante cada disparo y se puedenutilizar en salidas de disparo individuales si los dispositivos de funcionamientomonofásico están disponibles en el interruptor aún cuando se selecciona unesquema de disparo trifásico .

Ajuste el bloque funcional a Program = 3Ph y ajuste la longitud requerida delpulso de disparo a, por ejemplo, tTripMin = 150 ms.

Para aplicaciones especiales como bloqueo, consulte la sección separada acontinuación. La conexión típica se observa a continuación en la figura 210. Lasseñales que no se utilizan están atenuadas.



B L O C K

B L K L K O U T

T R IN

T R IN L 1

T R IN L 2

T R IN L 3

P S L 1

P S L 2

P S L 3

1 P T R Z

1 P T R E F

P 3 P T R

S E T L K O U T

R S T L K O U T

S M P P T R C

T R IP

T R L 1

T R L 2

T R L 3

T R 1 P

T R 2 P

T R 3 P

C L L K O U T

³ 1

Z o n a d e p ro te c c ió n d e im p e d a n c ia 1 T R IP

E F 4 P T O C T R IP

e n 0 5 0 0 0 5 4 4 .v s d



IEC05000544 V2 ES

Figura 210: La lógica de disparo SMPPTRC se utiliza para una aplicación dedisparo simple de tres fases .

Disparo monofásico y/o trifásicoEl disparo monofásico/trifásico proporciona un disparo monofásico para faltasmonofásicas y disparo trifásico para faltas multifásicas. El modo defuncionamiento se utiliza siempre junto con un esquema de reenganche automáticomonofásico.

El disparo monofásico puede incluir diferentes opciones y la utilización dediferentes entradas en el bloque funcional.

Las entradas 1PTRZ y 1PTREF se utilizan para un disparo monofásico paraprotección de distancia y protección de falta a tierra direccional, según sea necesario.

Las entradas se combinan con la lógica de selección de fase y las señales dearranque desde el selector de fase se deben conectar a las entradas PSL1, PSL2 yPSL3 para logar el disparo en las salidas de disparo monofásicas correspondientesTRL1, TRL2 y TRL3. La salida TRIP es un disparo general y se activaindependientemente de la fase que está implicada. Dependiendo de qué fases esténimplicadas, las salidas TR1P, TR2P y TR3P también se activan.

Cuando se utiliza esquemas de disparo monofásicos se espera que siga un intentode reenganche automático monofásico. Para casos en que el reenganche automáticono esté en servicio o, por algún motivo, no responda, se debe activar la enteradaPreparar disparo trifásico P3PTR. Por lo general, está conectado a la salidacorrespondiente en la Comprobación de sincronismo, comprobación deenergización y sincronización SESRSYN pero también se puede conectar a otrasseñales, por ejemplo, una señal de lógica externa. Si dos interruptores estánimplicados, se utiliza una instancia de bloqueo TR y una instancia SESRSYN paracada interruptor. Esto asegura un funcionamiento y un comportamiento correcto decada interruptor.

La salida Trip 3 Phase TR3P se debe conectar a la entrada correspondiente enSESRSYN para conmutar SESRSYN a un reenganche trifásico. Si no se activa estaseñal, el SESRSYN utiliza el tiempo inactivo de reenganche monofásico.



Observe también que si una protección de línea secundaria estáutilizando el mismo SESRSYN , se debe generar la señal de disparotrifásico utilizando, por ejemplo, contactos de tres relés de disparoen serie y conectándolos en paralelo a la salida TR3P desde elbloque de disparo.

La lógica de disparo también tiene entradas TRINL1, TRINL2 y TRINL3 donde sepuede conectar las señales de disparo seleccionados por fase. Ejemplos pueden serlos interdisparos de fase individual desde un extremo remoto o las señales dedisparo de selección de fase interna/externa, que se redireccionan a través del IEDpara llegar a, por ejemplo, SESRSYN, fallo del interruptor, etc. Otras funciones derespaldo están conectadas a la entrada TRIN como se describe anteriormente. Unaconexión típica para un esquema de disparo monofásico se observa en la figura 211.

B L O C K

B L K L K O U T

T R IN

T R IN L 1

T R IN L 2

T R IN L 3

P S L 1

P S L 2

P S L 3

1 P T R Z

1 P T R E F

P 3 P T R

S E T L K O U T

R S T L K O U T

S M P P T R C

T R IP

T R L 1

T R L 2

T R L 3

T R 1 P

T R 2 P

T R 3 P

C L L K O U T

T R 3 P

S E S R S Y NP R E P 3 P

= 1

T R 3 P

S e le c c ió n d e fa s e s

P S L 1

P S L 2

P S L 3

Z o n a d e p ro te c c ió n d e d is ta n c ia 1 T R IP



P ro te c c ió n d e s o b re in te n s id a d T R IP

= IE C 0 5 0 0 0 5 4 5 = 2 = e s = O rigin a l.v s d

IEC05000545 V2 ES

Figura 211: La función de lógica de disparo SMPPTRC utilizada paraaplicaciones de disparo monofásico

Disparo monofásico, bifásico o trifásico El modo de disparo monofásico, bifásico o trifásico proporciona un disparomonofásico para faltas monofásicas, disparo bifásico para faltas bifásicas y disparotrifásico para faltas multifásicas. El modo de funcionamiento se utiliza siemprejunto con un esquema de reenganche automático con ajuste Program = 1/2/3Ph oProgram = 1/3Ph intentos.

La funcionalidad es muy similar al esquema monofásico que se describeanteriormente. Sin embargo, además de las conexiones para disparo monofásicoque se describen anteriormente, el SESRSYN debe saber si el disparo es bifásicoconectando la salida de la lógica de disparo TR2P a la entrada correspondiente enSESRSYN.



EnclavamientoEste bloque funcional cuenta con posibilidades para iniciar un enclavamiento. Sepuede ajustar el enclavamiento para activar sólo la salida de cierre del bloqueCLLKOUT o iniciar la salida de cierre del bloque y también mantener la señal dedisparo (disparo mantenido).

Se puede efectuar la reposición manual del enclavamiento después de comprobar lafalta primaria activando la entrada de reposición del enclavamiento RSTLKOUT.

Si por condiciones externas se debe iniciar el enclavamiento sin iniciar el disparo,se puede lograr activando la entrada SETLKOUT. El ajuste AutoLock = Offsignifica que el disparo interno no activa el enclavamiento; por lo tanto, sólo lainiciación de la entrada SETLKOUT da como resultado un enclavamiento. Por logeneral, es el caso para la protección de línea aérea, donde la mayoría de las faltasson transitorias. El reenganche automático fallido y el disparo de la zona derespaldo pueden en tales casos estar conectados para iniciar el bloqueo activando laentrada SETLKOUT.

Bloqueo del bloque funcionalEl bloque funcional se puede bloquear de dos formas diferentes. El uso depende dela aplicación. El bloqueo se puede iniciar internamente por medio de la lógica, opor medio del operador utilizando un canal de comunicación. El bloqueo total de lafunción de disparo se realiza activando la entrada BLOCK y se puede utilizar parabloquear la salida de la lógica de disparo en caso de fallos internos. El bloqueo dela salida de enclavamiento mediante la activación de la entrada BLKLKOUT seutiliza para el control del operador de la función de enclavamiento.


Los parámetros para la lógica de disparo SMPPTRC se ajustan a través de la HMIlocal o del PCM600.

Los siguientes parámetros de disparo se pueden ajustar para regular el disparo.

Operation: Ajusta el modo de funcionamiento. Off desconecta el disparo. Laselección normal es On.

Program: Ajusta el esquema de disparo requerido. Por lo general, se utiliza 3Ph o1/2Ph .

TripLockout: Ajusta el esquema para el enclavamiento. Off sólo activa la salida deenclavamiento. On activa la salida de enclavamiento y los contactos de salida demantenimiento. La selección normal es Off.

AutoLock: Ajusta el esquema para el enclavamiento. Off sólo activa elenclavamiento a través de la entrada SETLKOUT. On también permite laactivación desde la función misma de disparo. La selección normal es Off.

tTripMin: Ajusta la duración mínima requerida del pulso de disparo. Se debeajustar para asegurar que el interruptor se dispara y si se utiliza una señal para el



arranque Protección de fallo de interruptor CCRBRF más prolongado que eltemporizador de disparo de respaldo en CCRBRF. El ajuste normal es 0,150 s.


Tabla 181: SMPPTRC Grupo de ajustes (básicos)



Program Trifásico1fase/3fases1Fase/2Fases/3Fases

- - 1fase/3fases Disparo trifásico; monofásico o trifásico;monofásico, disparo bifásico o trifásico

tTripMin 0.000 - 60.000 s 0.001 0.150 Duración mínima de señal de salida dedisparo

Tabla 182: SMPPTRC Grupo de ajustes (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónTripLockout Off

On- - Off On: Activar salida (CLLKOUT) y

mantenimiento de disparo, Off: sólo salida

AutoLock OffOn

- - Off On: Enclavamiento desde entrada(SETLKOUT) y disparo, Off: sólo entrada

3.14.2 Lógica de matriz de disparo TMAGGIO




Lógica de matriz de disparo TMAGGIO - -


La función de lógica de matriz de disparo (TMAGGIO) se utiliza para dirigirseñales de disparo y/u otras señales lógicas de salida a distintos contactos de salidaen el IED.

Las señales de salida de TMAGGIO y las salidas físicas se encuentran disponiblesen el PCM600 y esto permite al usuario adaptar las señales a las salidas físicas dedisparo según las necesidades específicas de la aplicación.


Funcionamiento: funcionamiento de la función (On/Off).



PulseTime: define el retardo del pulso. Cuando se utiliza el retardo del pulso parael disparo directo de los interruptores, se debe ajustar a aproximadamente 0,150segundos a fin de obtener una duración mínima satisfactoria del pulso de disparo alas bobinas de disparo de los interruptores.

OnDelay: se utiliza para evitar que se produzcan señales de salida a partir deentradas falsas. Por lo general, se ajusta a 0 o a un valor bajo.

OffDelay: define un tiempo mínimo para las salidas. Cuando se utiliza el retardo decaída para el disparo directo de los interruptores, se debe ajustar aaproximadamente 0,150 segundos a fin de obtener una duración mínimasatisfactoria del pulso de disparo a las bobinas de disparo de los interruptores.

ModeOutputx: define si la señal de salida OUTPUTx (donde x = 1-3) es estable ode pulsos.


Tabla 183: TMAGGIO Grupo de ajustes (básicos)



PulseTime 0.050 - 60.000 s 0.001 0.150 Tiempo de pulsos de salida

OnDelay 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de triempo de salida On

OffDelay 0.000 - 60.000 s 0.001 0.000 Retardo de triempo de salida Off

ModeOutput1 ContinuoPulsado

- - Continuo Modo de salida 1, continuo o pulsado





3.14.3 Bloques lógicos configurables


Se dispone de un conjunto de bloques lógicos estándar, como AND, OR, etc., ytemporizadores para adaptar la configuración del IED a las necesidades deaplicaciones específicas.

No hay ajustes para las puertas AND, las puertas OR, los inversores ni las puertasXOR.

Para los temporizadores de pulso y de retardo On/Off normales, los retardos y laslongitudes de los pulsos se ajustan desde la HMI local o a través de la herramientaPST.



Los dos temporizadores en el mismo bloque lógico (con retardo de activación ycon retardo de desconexión) siempre tienen un valor de ajuste en común.

Para puertas controlables, temporizadores ajustables y circuitos biestables de ajustey reposición (SR) con memoria, se puede acceder a los parámetros de ajuste através de la HMI local o la herramienta PST.

ConfiguraciónLa lógica se configura mediante la herramienta de configuración ACT.

La ejecución de las funciones como la definen los bloques lógicos configurables serealiza según una secuencia fija con diferentes tiempos de ciclos.

Para cada tiempo de ciclo, el bloque funcional recibe un número de serie deejecución. Esto se observa cuando se utiliza la herramienta de configuración ACTcon la designación del bloque funcional y el tiempo de ciclo. Consulte el ejemploque aparece a continuación.

IEC09000695-1-en.vsdIEC09000695 V1 ES

Figura 212: Ejemplo de designación, número de serie de ejecución y tiempo deciclo para la función lógica

La ejecución de diferentes bloques funcionales dentro del mismo ciclo estádeterminada por el orden de los números de serie de ejecución. Recuérdelo siempreal conectar dos bloques funcionales lógicos o más en serie.

Tenga mucho cuidado al conectar bloques funcionales que tienenun tiempo de ciclo rápido con bloques funcionales que tienen untiempo de ciclo lento.Recuerde diseñar los circuitos de lógica con cuidado y siemprecontrole la secuencia de ejecución para las diferentes funciones. Enotros casos, se deben introducir más retardos en los esquemas delógica para prevenir errores, por ejemplo, carreras entre funciones.




Tabla 184: TIMER Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónT 0.000 - 90000.000 s 0.001 0.000 Retardo de tiempo de la función

Tabla 185: PULSETIMER Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónT 0.000 - 90000.000 s 0.001 0.010 Retardo de tiempo de la función

Tabla 186: SRM Grupo de ajustes (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMemory Off

On- - On Modo de operación de la función de

memoria

Tabla 187: GATE Grupo de ajustes (básicos)



Tabla 188: TIMERSET Grupo de ajustes (básicos)



t 0.000 - 90000.000 s 0.001 0.000 Retardo para temporizador ajustable n

3.14.4 Bloque funcional de señales fijas FXDSIGNDescripción de funciones Identificación



Señales fijas FXDSIGN - -


El bloque funcional Fixed Signals (señales fijas) (FXDSIGN) genera un número deseñales preestablecidas (fijas) que pueden utilizarse en la configuración de un IED,tanto para forzar las entradas no utilizadas en los otros bloques funcionales a undeterminado nivel/valor, como para crear una cierta lógica.



Ejemplo de uso de la señal GRP_OFF en FXDSIGNEl bloque funcional Restricted Earth Fault (falta a tierra restringida) REFPDIF sepuede utilizar tanto para autotransformadores como para transformadores normales.

Cuando se lo utiliza para autotransformadores, la información de ambosdevanados, junto con la corriente en el punto neutro, debe estar disponible para elbloque. Esto significa que se necesitan tres entradas.

I3PW1CT1I3PW2CT1 I3P

REFPDIF (87N)

IEC09000619-2-en.vsdIEC09000619 V2 EN

Figura 213: Entradas del bloque funcional REFPDIF para aplicación deautotransformadores

Para transformadores normales solo hay disponible un devanado y el punto neutro.Esto significa que solo se utilizan dos entradas. Como es obligatorio que todas lasconexiones grupales estén conectadas, la tercera entrada debe estar conectada aalgo, que es la señal GRP_OFF del bloque funcional FXDSIGN.

I3PW1CT1I3PW2CT1 I3P

REFPDIF (87N)

GRP_OFFFXDSIGN

IEC09000620-2-en.vsdIEC09000620 V2 EN

Figura 214: Entradas del bloque funcional REFPDIF para aplicación detransformadores normales


El bloque funcional no tiene ningún parámetro disponible en la HMI local ni en elAdministrador de protección y control (PCM600) del IED



3.14.5 Conversión de booleanos de 16 bits a enteros B16IDescripción de la función Identificación IEC



Conversión de booleanos de 16 bits aenteros

B16I - -


La función de conversión de booleanos de 16 bits a enteros B16I se utiliza paratransformar un juego de 16 señales (lógicas) binarias en un entero. Se puedeutilizar, por ejemplo, para conectar las señales de salida lógicas de una función(como la protección de distancia) a entradas enteras de otra función (como laprotección diferencial de línea). B16I no tiene una correspondencia de nodo lógico(node mapping).


La función no tiene ningún parámetro disponible en la HMI local ni en elAdministrador IED de protección y control (PCM600).

3.14.6 Conversión de booleanos de 16 bits a enteros conrepresentación de nodo lógico B16IGGIODescripción de la función Identificación IEC



Conversión de booleanos de 16 bits aenteros con representación de nodológico

B16IGGIO - -


La función de conversión de booleanos de 16 bits a enteros con representación denodo lógico B16IGGIO se utiliza para transformar un juego de 16 señales (lógicas)binarias en un entero. B16IGGIO puede recibir un entero desde un ordenador en laestación, por ejemplo, a través de IEC 61850. Estas funciones son muy útilescuando se quiere generar órdenes lógicas (para conmutadores selectores ocontroladores de tensión) introduciendo un número entero. B16IGGIO tiene unacorrespondencia de nodo lógico (node mapping) en IEC 61850.





3.14.7 Conversión de enteros a booleanos de 16 bits IB16




Conversión de enteros a booleanos de16 bits

IB16 - -


La función de conversión de enteros a booleanos de 16 bits (IB16) se utiliza paratransformar un entero en un juego de 16 señales (lógicas) binarias. Se puedeutilizar, por ejemplo, para conectar las señales de salida de enteros de una función(como la protección de distancia) a entradas (lógicas) binarias de otra función(como la protección diferencial de línea). La función IB16 no tiene unacorrespondencia de nodo lógico.



3.14.8 Conversión de enteros a booleanos de 16 bits conrepresentación de nodo lógico IB16GGIO



Conversión de enteros a booleanos de16 bits con representación de nodológico

IB16GGIO - -


La función de conversión de enteros a booleanos de 16 bits con representación denodo lógico (IB16GGIO) se utiliza para transformar un entero en un juego de 16señales (lógicas) binarias. La función IB16GGIO puede recibir un entero desde unordenador de estación, por ejemplo, a través de IEC 61850. Estas funciones sonmuy útiles cuando se quiere generar órdenes lógicas (para conmutadores selectoreso controladores de tensión) introduciendo un número entero. La funciónIB16GGIO tiene una correspondencia de nodo lógico en IEC 61850.





3.15 Monitorización

3.15.1 Medición




Mediciones CVMMXU

P, Q, S, I, U, f

SYMBOL-RR V1 ES

-

Medición de la corriente de fase CMMXU

I

SYMBOL-SS V1 ES

-

Medición de la tensión fase a fase VMMXU

U

SYMBOL-UU V1 ES

-

Medición del componente secuencialde la corriente

CMSQI

I1, I2, I0

SYMBOL-VV V1 ES

-

Medición de la secuencia de la tensión VMSQI

U1, U2, U0

SYMBOL-TT V1 ES

-

Medición de la tensión fase a neutro VNMMXU

U

SYMBOL-UU V1 ES

-


Las funciones de medición se utilizan para supervisar y medir la red eléctrica, einformar a la HMI local, la herramienta de monitorización dentro del PCM600 o elnivel de estación, por ejemplo, a través del protocolo IEC 61850. La posibilidad demonitorizar los valores medidos de potencia activa, potencia reactiva, corrientes,tensiones, frecuencia, factor de potencia, etc. constantemente es vital para una



producción, transmisión y distribución de energía eléctrica eficiente. Brinda aloperador del sistema una idea general rápida y sencilla del estado actual de la redeléctrica. Además, se puede utilizar durante las pruebas y la puesta en servicio delos IED de control y protección a fin de verificar la conexión y el funcionamientocorrecto de los transformadores de medida (TC y TT). Durante el funcionamientonormal, se puede verificar el funcionamiento correcto de la cadena de mediciónanalógica de un IED por comparación periódica del valor medido del IED conotros medidores independientes. Por último, se puede utilizar para verificar lacorrecta orientación de la dirección para la función de protección desobreintensidad direccional o de distancia.

Los valores medidos disponibles de un IED dependen del hardwarereal (TRM) y la configuración de la lógica realizada en el PCM600.

Todos los valores medidos se pueden supervisar en base a cuatro límites ajustables:límite bajo-bajo, límite bajo, límite alto y límite alto-alto. También se admite unareducción por sujeción a cero, es decir, el valor medido por debajo de un límiteajustable es forzado a cero, lo cual reduce el impacto del ruido en las entradas.

La supervisión de banda muerta se puede utilizar para comunicar un valor de señalmedido al nivel de estación cuando un cambio en el valor medido supera el límiteumbral ajustado o integral de tiempo de todos los cambios desde la última vez quela actualización del valor superó el umbral. El valor de medición también se puedebasar en el informe periódico.

La función de medición, CVMMXU, proporciona las siguientes cantidades de lared eléctrica:

• P, Q y S: potencia trifásica activa, reactiva y aparente• PF: factor de potencia• U: amplitud de la tensión fase a fase • I: amplitud de la corriente de fase • F: frecuencia de la red eléctrica

Las funciones de medición CMMXU, VNMMXU y VMMXU proporcionan lascantidades físicas:

• I: corrientes de fase (amplitud y ángulo) (CMMXU)• U: tensiones (tensión fase a tierra y fase a fase, amplitud y ángulo) (VMMXU,

VNMMXU)

Es posible calibrar la función de medición para obtener una presentación mejor quela de clase 0,5. Esto se logra mediante la compensación de ángulo y amplitud en 5,30 y 100% de la corriente nominal y 100% de la tensión nominal.



Las cantidades proporcionadas de la red eléctrica dependen delhardware real (TRM) y la configuración de la lógica realizada en elPCM600.

Las funciones de medición CMSQI y VMSQI proporcionan las cantidadessecuenciales:

• I: corrientes secuenciales (secuencia positiva, cero, negativa, amplitud y ángulo)• U: tensiones secuenciales (secuencia positiva, cero y negativa, amplitud y

ángulo)

La función CVMMXU calcula las cantidades de potencia trifásica con los fasoresde frecuencia fundamental (valores DFT) de la corriente medida y las señales detensión respectivamente. Las cantidades de potencia medida están disponiblescomo cantidades calculadas instantáneamente o valor promedio de un período detiempo (con filtro de paso bajo), según los ajustes seleccionados.

3.15.1.2 Sujeción a cero

Las funciones de medición, CMMXU, VMMXU, VNMMXU y CVMMXN, notienen interconexiones relacionadas con ningún parámetro o ajuste.

Las sujeciones a cero también se manejan por completo con ZeroDb para cadaseñal por separado en cada una de las funciones. Por ejemplo, la sujeción a cero deU12 se maneja con UL12ZeroDb en VMMXU, la sujeción a cero de I1 se manejacon IL1ZeroDb en CMMXU, etc.

Ejemplo de cómo funciona CVMMXN:

Las siguientes salidas se pueden observar en la HMI local, en: Monitoring/Servicevalues/SRV1

S Potencia trifásica aparente

P Potencia trifásica activa

Q Potencia trifásica reactiva

PF Factor de potencia

ILAG I retrasa a U

ILEAD I adelanta a U

U Tensión promedio de la red, calculada según el modo seleccionado

I Corriente promedio de la red, calculada según el modo seleccionado

F Frecuencia

Los ajustes para esta función se encuentran en Setting/General setting/Monitoring/Service values/SRV1

Se puede observar que:



• Cuando la tensión de la red cae por debajo de UGenZeroDB, el valor que semuestra para S, P, Q, PF, ILAG, ILEAD, U y F en la HMI local es forzado acero.

• Cuando la corriente de la red cae por debajo de IGenZeroDB, el valor que semuestra para S, P, Q, PF, ILAG, ILEAD, U y F en la HMI local es forzado acero.

• Cuando el valor de una sola señal cae por debajo de la banda muerta ajustadapara esa señal específica, el valor que se muestra en la HMI local es forzado acero. Por ejemplo, si la potencia trifásica aparente cae por debajo de SZeroDb ,el valor para S en la HMI local es forzado a cero.


Los parámetros de ajuste disponibles de las funciones de medición CVMMXU,CMMXU, VMMXU, CMSQI, VMSQI, VNMMXU dependen del hardware real(TRM) y la configuración de la lógica realizada en el PCM600.

Los parámetros para las funciones de medición CVMMXU, CMMXU, VMMXU,CMSQI, VMSQI, VNMMXU se ajustan a través de la HMI local o el PCM600.

Operation: Off/On. Cada instancia de la función (CVMMXU, CMMXU,VMMXU, CMSQI, VMSQI, VNMMXU) se puede poner en funcionamiento (On)o dejar fuera de servicio (Off).

Se pueden ajustar los siguientes parámetros generales para la función de medición(CVMMXU).

PowAmpFact: factor de amplitud para poner a escala los cálculos de potencia.

PowAngComp: compensación de ángulo para desplazamiento de fase entre lasmediciones de I y U.

Mode: selección de la corriente y la tensión medidas. Hay nueve manerasdiferentes de calcular valores trifásicos monitorizados, según las entradas de TTdisponibles conectadas al IED. Consulte la tabla de ajustes de grupos de parámetros.

k: coeficiente del filtro de paso bajo para la medición de potencia, U e I.

UGenZeroDb: nivel de tensión mínima en % de UBase utilizado como indicaciónde tensión cero (sujeción a punto cero). Si el valor medido es inferior aUGenZeroDb , los valores S, P, Q y PF calculados serán cero.

IGenZeroDb: nivel de corriente mínima en % de IBase utilizado como indicaciónde corriente cero (sujeción a punto cero). Si el valor medido es inferior aIGenZeroDb , los valores S, P, Q y PF calculados serán cero.

UBase: tensión base en kV primarios. Esta tensión se utiliza como referencia parael ajuste de tensión. Puede ser adecuado ajustar este parámetro a la tensión nominalprimaria del objeto supervisado.



IBase: corriente base en A primarios. Esta corriente se utiliza como referencia parael ajuste de corriente. Puede ser adecuado ajustar este parámetro a la corrientenominal primaria del objeto supervisado.

UAmpCompY: compensación de amplitud para calibrar las mediciones de tensiónen Y% de Ur, donde Y es igual a 5, 30 o 100.

IAmpCompY: compensación de amplitud para calibrar las mediciones de corrienteen Y% de Ir, donde Y es igual a 5, 30 o 100.

IAngCompY: compensación de ángulo para calibrar las mediciones de ángulo en Y% de Ir, donde Y es igual a 5, 30 o 100.

Se pueden ajustar los siguientes parámetros generales para la medición de lacorriente fase a fase (CMMXU).

IAmpCompY: compensación de amplitud para calibrar las mediciones de corrienteen Y% de Ir, donde Y es igual a 5, 30 o 100.

IAngCompY: compensación de ángulo para calibrar las mediciones de ángulo en Y% de Ir, donde Y es igual a 5, 30 o 100.

Se pueden ajustar los siguientes parámetros generales para la medición de latensión fase a fase (VMMXU).

UAmpCompY: compensación de amplitud para calibrar las mediciones de tensiónen Y% de Ur, donde Y es igual a 5, 30 o 100.

UAngCompY: compensación de ángulo para calibrar las mediciones de ángulo en Y% de Ur, donde Y es igual a 5, 30 o 100.

Se pueden ajustar los siguientes parámetros generales para todas las cantidadesmonitorizadas incluidas en las funciones (CVMMXU, CMMXU, VMMXU,CMSQI, VMSQI, VNMMXU). X en los nombres de ajustes a continuación esigual a S, P, Q, PF, U, I, F, IL1-3, UL1-3UL12-31, I1, I2, 3I0, U1, U2 o 3U0.

Xmin: valor mínimo para la señal analógica X ajustado directamente en la unidadde medición correspondiente.

Xmax: valor máximo para la señal analógica X.

XZeroDb: sujeción a punto cero. Un valor de señal inferior a XZeroDb es forzado acero.

Tenga en cuenta los ajustes de la sujeción a punto cero relacionados en el grupo deajustes N para CVMMXU (UGenZeroDb e IGenZeroDb). Si el valor medido esinferior a UGenZeroDb y/o IGenZeroDb , los valores S, P, Q y PF calculados seráncero y estos ajustes anulan a XZeroDb.

XRepTyp: tipo de informe. cíclico (Cyclic), de amplitud de banda muerta (Deadband) o del integral de la banda muerta (Int deadband). El intervalo de informesestá controlado por el parámetro XDbRepInt.



XDbRepInt: ajuste de informe de banda muerta. El informe cíclico es el valor deajuste y es el intervalo de informes en segundos. La amplitud de la banda muerta esel valor de ajuste en % del margen de medición. El ajuste del integral de la bandamuerta es el área integral, es decir, el valor medido en % del margen de mediciónmultiplicado por el tiempo entre dos valores medidos.

XHiHiLim: límite alto-alto. Se ajusta en la unidad de medición correspondiente.

XHiLim: límite alto.

XLowLim: límite bajo.

XLowLowLim: límite bajo-bajo.

XLimHyst: valor de histéresis en % del margen y común para todos los límites.

Todos los ángulos de fase están presentados en relación con un canal de referenciadefinido. El parámetro PhaseAngleRef define la referencia, consulte la sección"Entradas analógicas".

Curvas de calibraciónEs posible calibrar las funciones (CVMMXU, CMMXU, VNMMXU y VMMXU)para obtener presentaciones de clase 0,5 de las corrientes, tensiones y potencias.Esto se logra mediante la compensación de amplitud y ángulo en 5, 30 y 100% dela tensión y la corriente nominal. La curva de compensación tiene la característicapara la compensación de amplitud y ángulo de las corrientes como se observa en lafigura 215 (ejemplo). La primera fase se utiliza como canal de referencia y secompara con la curva de cálculo de factores. Después, los factores se utilizan paratodos los canales relacionados.



100305

IAmpComp5

IAmpComp30

IAmpComp100

-10

-10

Compensaciónde amplitud% de Ir

Corrientemedida

% de Ir

0-5%: Constante5-30-100%: Lineal>100%: Constante

100305

IAngComp5

IAngComp30

IAngComp100

-10

-10

Compensaciónde ángulo

Grados

Corrientemedida

% de Ir


IEC05000652 V2 ES

Figura 215: Curvas de calibración

Ejemplos de ajusteSe brindan tres ejemplos de ajuste en conexión con la función de medición(CVMMXU):

• Aplicación de la función de medición (CVMMXU) en una línea aérea de 400kV.

• Aplicación de la función de medición (CVMMXU) en el lado secundario deun transformador.

• Aplicación de la función de medición (CVMMXU) en un generador.

Para cada uno de ellos se proporciona una explicación detallada y la lista final delos valores para los parámetros de ajuste seleccionados.

Los valores medidos disponibles de un IED dependen del hardwarereal (TRM) y la configuración de la lógica realizada en el PCM600.

Aplicación de la función de medición para una línea aérea de 400 kVEl diagrama unifilar para esta aplicación se observa en la figura 216:



Barra de 400 kV

400kV OHL

P Q

800/1 A400 0,1/

3 3kV

=IEC09000039-1-EN=1=es=Original.vsd

IED

IEC09000039-1-EN V1 ES

Figura 216: Diagrama unifilar para una aplicación en una línea aérea de 400 kV

A fin de monitorizar, supervisar y calibrar las potencias activa y reactiva como seindica en la figura anterior, es necesario hacer lo siguiente:

1. Ajustar correctamente los datos de los TC y TT y el canal de referencia delángulo de fase PhaseAngleRef (consulte la sección "Entradas analógicas") conel PCM600 para los canales de entradas analógicas.

2. En el PCM600, conectar la función de medición a las entradas trifásicas delTC y TT.

3. En los parámetros de ajuste generales para la función de medición, ajustar:• Ajustes generales como se observa en la tabla 189.• Supervisión de nivel de la potencia activa como se observa en la tabla

190.• Parámetros de calibración como se observa en la tabla 191.



Tabla 189: Parámetros de ajuste generales para la función de medición

Ajuste Breve descripción Valorseleccionado

Comentarios

Operation Funcionamiento apagado/encendido

On La función debe estar en On

PowAmpFact Factor de amplitud para poner aescala a los cálculos de potencia

1.000 Se puede utilizar durante lapuesta en servicio para lograrmayor precisión de medición.Por lo general, no se requiereajuste de escala.

PowAngComp Compensación de ángulo paradesplazamiento de fase entre I yU medidas

0.0 Se puede utilizar durante lapuesta en servicio para lograrmayor precisión de medición.Por lo general, no se requiereángulo de compensación.También aquí, la direcciónrequerida de la medición de P yQ es hacia el objeto protegido(por dirección predeterminadainterna de IED)

Mode Selección de la corriente y latensión medidas

L1, L2, L3 Las tres entradas fase a tierradel TT están disponibles

k Coeficiente del filtro de pasobajo para la medición depotencia, U e I

0.00 Por lo general, no se requierefiltro adicional

UGenZeroDb Sujeción a punto cero en % deUbase

25 Ajuste el nivel de tensión mínimaa 25%. La tensión por debajo del25% fuerza S, P y Q a cero.

IGenZeroDb Sujeción a punto cero en % deIbase

3 Ajuste el nivel de corrientemínima a 3%. La corriente pordebajo del 3% fuerza S, P y Q acero.

UBase Ajuste básico de nivel detensión en kV

400.00 Ajuste la tensión fase a fasenominal de la línea aérea

IBase Ajuste básico de nivel decorriente en A

800 Ajuste la corriente primarianominal del TC utilizada para lalínea aérea

Tabla 190: Parámetros de ajuste para la supervisión de nivel


Comentarios

PMin Valor mínimo -750 Carga mínima esperada

PMax Valor mínimo 750 Carga máxima esperada

PZeroDb Sujeción a punto cero en 0,001%del margen

3000 Ajuste la sujeción a punto cero a45 MW, o sea, 3% de 1500 MW

PRepTyp Tipo de informe db Seleccione la supervisión deamplitud de banda muerta

PDbRepInt Ciclo: intervalo de informe (s),Db: en % de rango, Int Db: en %s

2 Ajuste ±Δdb=30 MW, es decir,2% (se comunican cambiosmayores de 30 MW)





Comentarios

PHiHiLim Límite alto-alto (valor físico) 600 Límite alto de alarma, es decir,alarma de sobrecarga extrema

PHiLim Límite alto (valor físico) 500 Límite alto de advertencia, esdecir, advertencia de sobrecarga

PLowLim Límite bajo (valor físico) -800 Límite bajo de advertencia. Noestá activo.

PLowLowlLim Límite bajo-bajo (valor físico) -800 Límite bajo de alarma. No estáactivo.

PLimHyst Valor de histéresis en % delmargen (común para todos loslímites)

2 Ajuste la histéresis ±Δ MW, esdecir, 2%

Tabla 191: Ajustes para los parámetros de calibración


Comentarios

IAmpComp5 Factor de amplitud para calibrarla corriente al 5% de Ir

0.00


0.00


0.00

UAmpComp5 Factor de amplitud para calibrarla tensión al 5% de Ur

0.00


0.00


0.00

IAngComp5 Calibración del ángulo para lacorriente al 5% de Ir

0.00

IAngComp30 Precalibración de ángulo para lacorriente al 30% de Ir

0.00

IAngComp100 Precalibración de ángulo para lacorriente al 100% de Ir

0.00

Aplicación de la función de medición para un transformador de potenciaEl diagrama unifilar para esta aplicación se observa en la figura 217.



Barra de 110 kV

200/1

35 / 0,1kV

Barra de 35 kV

500/5

P Q

31,5 MVA110/36,75/(10,5) kV

Yy0(d5)

UL1L2


IED

IEC09000040-1-EN V1 ES

Figura 217: Diagrama unifilar para una aplicación en un transformador

Para medir la potencia activa y la reactiva como se indica en la figura 217, esnecesario hacer lo siguiente:

1. Ajustar correctamente todos los datos de los TC y TT y el canal de referenciadel ángulo de fase PhaseAngleRef (consulte la sección "Entradas analógicas")con el PCM600 para los canales de entradas analógicas.

2. En el PCM600, conectar la función de medición a las entradas del lado de bajatensión del TC y el TT.

3. Ajustar los parámetros de ajuste para la función de medición relevante comose observa en la siguiente tabla:





Comentario




1.000 Por lo general, no se requiereajuste de escala

PowAngComp compensación de ángulo paradesplazamiento de fase entrelas mediciones de I y U

180.0 Por lo general, no se requiereángulo de compensación. Sinembargo, aquí la direcciónrequerida de la medición de P yQ es hacia la barra (NO pordirección predeterminada internade IED) Por lo tanto, se debeutilizar la compensación deángulo para obtener medicionesen línea con la direcciónrequerida.


L1L2 Solo está disponible la tensiónfase a fase UL1L2




25 Ajuste el nivel de tensión mínimaa 25%


3 Ajuste el nivel de corrientemínima a 3%


35.00 Ajuste la tensión nominal fase afase del lado de baja tensión


495 Ajuste la corriente nominal deldevanado de baja tensión deltransformador

Aplicación de la función de medición para un generadorEl diagrama unifilar para esta aplicación se observa en la figura 218.



Barra de 220 kV

300/1

15 / 0,1kV

4000/5

100 MVA242/15,65 kV

Yd5

UL1L2 , UL2L3

G

P Q

100MVA15,65kV


IED

IEC09000041-1-EN V1 ES

Figura 218: Diagrama unifilar para una aplicación en un generador

Para medir la potencia activa y la reactiva como se indica en la figura 218, esnecesario hacer lo siguiente:

1. Ajustar correctamente todos los datos de los TC y TT y el canal de referenciadel ángulo de fase PhaseAngleRef(consulte la sección "Entradas analógicas")con el PCM600 para los canales de entradas analógicas.

2. En el PCM600, conectar la función de medición a las entradas del TC y el TTdel generador.

3. Ajustar los parámetros de ajuste para la función de medición relevante comose observa en la siguiente tabla:





Comentario




1.000 Por lo general, no se requiereajuste de escala

PowAngComp compensación de ángulo paradesplazamiento de fase entrelas mediciones de I y U

0.0 Por lo general, no se requiereángulo de compensación.También aquí, la direcciónrequerida de la medición de P yQ es hacia el objeto protegido(por dirección predeterminadainterna de IED)


Arone Los TT del generador estánconectados entre fases(conectados en V)




25% Ajuste el nivel de tensión mínimaa 25%


3 Ajuste el nivel de corrientemínima a 3%


15,65 Ajuste la tensión fase a fasenominal del generador


3690 Ajuste la corriente nominal delgenerador


Los parámetros de ajuste disponibles de la función de medición (MMXU, MSQI))dependen del hardware real (TRM) y la configuración de la lógica realizada en elPCM600.

Tabla 194: CVMMXU Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónSLowLim 0.000 -

10000000000.000VA 0.001 0.000 Límite bajo (valor físico)

SLowLowLim 0.000 -10000000000.000

VA 0.001 0.000 Límite bajo-bajo (valor físico)

SMin 0.000 -10000000000.000

VA 0.001 0.000 Valor mínimo

SMax 0.000 -10000000000.000

VA 0.001 1000000000.000 Valor máximo

SRepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta

- - Cíclico Tipo de informe

PMin -10000000000.000- 10000000000.000

W 0.001 -1000000000.000 Valor mínimo




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónPMax -10000000000.000

- 10000000000.000W 0.001 1000000000.000 Valor máximo

PRepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


QMin -10000000000.000- 10000000000.000

VAr 0.001 -1000000000.000 Valor mínimo

Operation OffOn

- - Off Operación Off/On

IBase 1 - 99999 A 1 3000 Ajuste base de nivel de corriente en A

QMax -10000000000.000- 10000000000.000

VAr 0.001 1000000000.000 Valor máximo

QRepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta




- - L1, L2, L3 Selección de la corriente y tensiónmedidas

PowAmpFact 0.000 - 6.000 - 0.001 1.000 Factor de amplitud para ajustar loscálculos de potencia

PowAngComp -180.0 - 180.0 Grad 0.1 0.0 Compensación de ángulo paradesplazamiento de fase entre I y Umedidos

k 0.00 - 1.00 - 0.01 0.00 Coeficiente de filtro de paso bajo paramedición de potencia, U e I

PFMin -1.000 - 0.000 - 0.001 -1.000 Valor mínimo

PFMax 0.000 - 1.000 - 0.001 1.000 Valor máximo

PFRepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


UMin -10000000000.000- 10000000000.000

V 0.001 0.000 Valor mínimo

UMax -10000000000.000- 10000000000.000

V 0.001 400000.000 Valor máximo

URepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


IMin -10000000000.000- 10000000000.000

A 0.001 0.000 Valor mínimo

IMax -10000000000.000- 10000000000.000

A 0.001 1000.000 Valor máximo

IRepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónFrMin -10000000000.000

- 10000000000.000Hz 0.001 0.000 Valor mínimo

FrMax -10000000000.000- 10000000000.000

Hz 0.001 70.000 Valor máximo

FrRepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


Tabla 195: CVMMXU Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónSDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:

En % de rango, Int Db: En %s

SZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

SHiHiLim 0.000 -10000000000.000

VA 0.001 900000000.000 Límite alto-alto (valor físico)

SHiLim 0.000 -10000000000.000

VA 0.001 800000000.000 Límite alto (valor físico)

SLimHyst 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango(común para todos los límites)

PDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

PZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

PHiHiLim -10000000000.000- 10000000000.000

W 0.001 900000000.000 Límite alto-alto (valor físico)

PHiLim -10000000000.000- 10000000000.000

W 0.001 800000000.000 Límite alto (valor físico)

PLowLim -10000000000.000- 10000000000.000

W 0.001 -800000000.000 Límite bajo (valor físico)

PLowLowLim -10000000000.000- 10000000000.000

W 0.001 -900000000.000 Límite bajo-bajo (valor físico)

PLimHyst 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango(común para todos los límites)

QDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

QZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

QHiHiLim -10000000000.000- 10000000000.000

VAr 0.001 900000000.000 Límite alto-alto (valor físico)

QHiLim -10000000000.000- 10000000000.000

VAr 0.001 800000000.000 Límite alto (valor físico)

QLowLim -10000000000.000- 10000000000.000

VAr 0.001 -800000000.000 Límite bajo (valor físico)

QLowLowLim -10000000000.000- 10000000000.000

VAr 0.001 -900000000.000 Límite bajo-bajo (valor físico)

QLimHyst 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango(común para todos los límites)




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónPFDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:


PFZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

UGenZeroDb 1 - 100 % 1 5 Sujeción de punto cero en % de Ubase

PFHiHiLim -3.000 - 3.000 - 0.001 3.000 Límite alto-alto (valor físico)

IGenZeroDb 1 - 100 % 1 5 Sujeción de punto cero en % de Ibase

PFHiLim -3.000 - 3.000 - 0.001 2.000 Límite alto (valor físico)

PFLowLim -3.000 - 3.000 - 0.001 -2.000 Límite bajo (valor físico)

PFLowLowLim -3.000 - 3.000 - 0.001 -3.000 Límite bajo-bajo (valor físico)

PFLimHyst 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango(común para todos los límites)

UDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

UZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

UHiHiLim -10000000000.000- 10000000000.000

V 0.001 460000.000 Límite alto-alto (valor físico)

UHiLim -10000000000.000- 10000000000.000

V 0.001 450000.000 Límite alto (valor físico)

ULowLim -10000000000.000- 10000000000.000

V 0.001 380000.000 Límite bajo (valor físico)

ULowLowLim -10000000000.000- 10000000000.000

V 0.001 350000.000 Límite bajo-bajo (valor físico)

ULimHyst 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango(común para todos los límites)

IDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

IZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

IHiHiLim -10000000000.000- 10000000000.000

A 0.001 900.000 Límite alto-alto (valor físico)

IHiLim -10000000000.000- 10000000000.000

A 0.001 800.000 Límite alto (valor físico)

ILowLim -10000000000.000- 10000000000.000

A 0.001 -800.000 Límite bajo (valor físico)

ILowLowLim -10000000000.000- 10000000000.000

A 0.001 -900.000 Límite bajo-bajo (valor físico)

ILimHyst 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango(común para todos los límites)

FrDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

FrZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

FrHiHiLim -10000000000.000- 10000000000.000

Hz 0.001 65.000 Límite alto-alto (valor físico)

FrHiLim -10000000000.000- 10000000000.000

Hz 0.001 63.000 Límite alto (valor físico)




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónFrLowLim -10000000000.000

- 10000000000.000Hz 0.001 47.000 Límite bajo (valor físico)

FrLowLowLim -10000000000.000- 10000000000.000

Hz 0.001 45.000 Límite bajo-bajo (valor físico)

FrLimHyst 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango(común para todos los límites)










Tabla 196: CMMXU Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIL1DbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:


Operation OffOn

- - Off Modo de operación On/Off

IBase 1 - 99999 A 1 3000 Ajuste base de nivel de corriente en A

IL1Max 0.000 -10000000000.000


IL1RepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta

- - Cíclico Tipo de comunicación

IL1AngDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

IL2DbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

IL2Max 0.000 -10000000000.000








Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIL3DbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:


IL3Max 0.000 -10000000000.000





Tabla 197: CMMXU Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIL1ZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% del

rango

IL1HiHiLim 0.000 -10000000000.000


IL1HiLim 0.000 -10000000000.000




IL1LowLim 0.000 -10000000000.000

A 0.001 0.000 Límite bajo (valor físico)

IL1LowLowLim 0.000 -10000000000.000

A 0.001 0.000 Límite bajo-bajo (valor físico)



IL1Min 0.000 -10000000000.000




IL1LimHys 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango ycomún para todos los límites

IL2ZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

IL2HiHiLim 0.000 -10000000000.000


IL2HiLim 0.000 -10000000000.000


IL2LowLim 0.000 -10000000000.000


IL2LowLowLim 0.000 -10000000000.000





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónIL2Min 0.000 -

10000000000.000A 0.001 0.000 Valor mínimo


IL3ZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

IL3HiHiLim 0.000 -10000000000.000


IL3HiLim 0.000 -10000000000.000


IL3LowLim 0.000 -10000000000.000


IL3LowLowLim 0.000 -10000000000.000


IL3Min 0.000 -10000000000.000



Tabla 198: VNMMXU Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUL1DbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:


Operation OffOn



UL1Max 0.000 -10000000000.000

V 0.001 300000.000 Valor máximo

UL1RepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


UL1LimHys 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango ycomún para todos los límites

UL1AnDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

UL2DbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

UL2Max 0.000 -10000000000.000

V 0.001 300000.000 Valor máximo









Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUL3Max 0.000 -

10000000000.000V 0.001 300000.000 Valor máximo





Tabla 199: VNMMXU Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUL1ZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% del

rango

UL1HiHiLim 0.000 -10000000000.000


UL1HiLim 0.000 -10000000000.000


UL1LowLim 0.000 -10000000000.000


UL1LowLowLim 0.000 -10000000000.000



UL1Min 0.000 -10000000000.000


UL2ZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

UL2HiHiLim 0.000 -10000000000.000


UL2HiLim 0.000 -10000000000.000


UL2LowLim 0.000 -10000000000.000


UL2LowLowLim 0.000 -10000000000.000


UL2Min 0.000 -10000000000.000



UL3HiHiLim 0.000 -10000000000.000


UL3HiLim 0.000 -10000000000.000





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUL3LowLim 0.000 -

10000000000.000V 0.001 220000.000 Límite bajo (valor físico)

UL3LowLowLim 0.000 -10000000000.000


UL3Min 0.000 -10000000000.000


Tabla 200: VMMXU Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUL12DbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:


Operation OffOn



UL12Max 0.000 -10000000000.000

V 0.001 500000.000 Valor máximo





UL23Max 0.000 -10000000000.000

V 0.001 500000.000 Valor máximo





UL31Max 0.000 -10000000000.000

V 0.001 500000.000 Valor máximo






Tabla 201: VMMXU Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUL12ZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% del

rango

UL12HiHiLim 0.000 -10000000000.000


UL12HiLim 0.000 -10000000000.000


UL12LowLim 0.000 -10000000000.000


UL12LowLowLim 0.000 -10000000000.000



UL12Min 0.000 -10000000000.000




UL23HiHiLim 0.000 -10000000000.000


UL23HiLim 0.000 -10000000000.000


UL23LowLim 0.000 -10000000000.000


UL23LowLowLim 0.000 -10000000000.000


UL23Min 0.000 -10000000000.000




UL31HiHiLim 0.000 -10000000000.000


UL31HiLim 0.000 -10000000000.000


UL31LowLim 0.000 -10000000000.000


UL31LowLowLim 0.000 -10000000000.000


UL31Min 0.000 -10000000000.000





Tabla 202: CMSQI Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripción3I0DbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:


3I0Min 0.000 -10000000000.000


3I0Max 0.000 -10000000000.000


3I0RepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


3I0LimHys 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango ycomún para todos los límites

3I0AngDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

Operation OffOn


3I0AngMin -180.000 - 180.000 Grad 0.001 -180.000 Valor mínimo

3I0AngMax -180.000 - 180.000 Grad 0.001 180.000 Valor máximo

3I0AngRepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


I1DbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

I1Min 0.000 -10000000000.000


I1Max 0.000 -10000000000.000


I1RepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


I1AngDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

I1AngMax -180.000 - 180.000 Grad 0.001 180.000 Valor máximo

I1AngRepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


I2DbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

I2Min 0.000 -10000000000.000


I2Max 0.000 -10000000000.000


I2RepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


I2LimHys 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango ycomún para todos los límites




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónI2AngDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:


I2AngMin -180.000 - 180.000 Grad 0.001 -180.000 Valor mínimo

I2AngRepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


Tabla 203: CMSQI Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripción3I0ZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% del

rango

3I0HiHiLim 0.000 -10000000000.000


3I0HiLim 0.000 -10000000000.000


3I0LowLim 0.000 -10000000000.000


3I0LowLowLim 0.000 -10000000000.000


3I0AngZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

I1ZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

I1HiHiLim 0.000 -10000000000.000


I1HiLim 0.000 -10000000000.000


I1LowLim 0.000 -10000000000.000


I1LowLowLim 0.000 -10000000000.000


I1LimHys 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango ycomún para todos los límites

I1AngZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

I1AngMin -180.000 - 180.000 Grad 0.001 -180.000 Valor mínimo

I2ZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

I2HiHiLim 0.000 -10000000000.000


I2HiLim 0.000 -10000000000.000


I2LowLim 0.000 -10000000000.000





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónI2LowLowLim 0.000 -

10000000000.000A 0.001 0.000 Límite bajo-bajo (valor físico)

I2AngZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

I2AngMax -180.000 - 180.000 Grad 0.001 180.000 Valor máximo

Tabla 204: VMSQI Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripción3U0DbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:


3U0Min 0.000 -10000000000.000


3U0Max 0.000 -10000000000.000

V 0.001 300000.000 Valor máximo

3U0RepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


3U0LimHys 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango ycomún para todos los límites

3U0AngDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

Operation OffOn


3U0AngZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

3U0AngMin -180.000 - 180.000 Grad 0.001 -180.000 Valor mínimo

3U0AngMax -180.000 - 180.000 Grad 0.001 180.000 Valor máximo

3U0AngRepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


U1DbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

U1Min 0.000 -10000000000.000


U1Max 0.000 -10000000000.000

V 0.001 300000.000 Valor máximo

U1RepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


U1LimHys 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango ycomún para todos los límites

U1AngDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

U2DbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

U2Min 0.000 -10000000000.000





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónU2Max 0.000 -

10000000000.000V 0.001 300000.000 Valor máximo

U2RepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


U2LimHys 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango ycomún para todos los límites

U2AngDbRepInt 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:En % de rango, Int Db: En %s

U2AngMin -180.000 - 180.000 Grad 0.001 -180.000 Valor mínimo

U2AngMax -180.000 - 180.000 Grad 0.001 180.000 Valor máximo

U2AngRepTyp CíclicoBanda muertaInt. banda muerta


UAmpPreComp5 -10.000 - 10.000 % 0.001 0.000 Factor de amplitud para calibrar latensión al 5% de Ir



Tabla 205: VMSQI Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripción3U0ZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% del

rango

3U0HiHiLim 0.000 -10000000000.000


3U0HiLim 0.000 -10000000000.000


3U0LowLim 0.000 -10000000000.000


3U0LowLowLim 0.000 -10000000000.000


U1ZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

U1HiHiLim 0.000 -10000000000.000


U1HiLim 0.000 -10000000000.000


U1LowLim 0.000 -10000000000.000


U1LowLowLim 0.000 -10000000000.000


U1AngZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

U1AngMin -180.000 - 180.000 Grad 0.001 -180.000 Valor mínimo

U1AngMax -180.000 - 180.000 Grad 0.001 180.000 Valor máximo




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónU1AngRepTyp Cíclico

Banda muertaInt. banda muerta


U2ZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

U2HiHiLim 0.000 -10000000000.000


U2HiLim 0.000 -10000000000.000


U2LowLim 0.000 -10000000000.000


U2LowLowLim 0.000 -10000000000.000


U2AngZeroDb 0 - 100000 m% 1 0 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

3.15.2 Contador de eventos CNTGGIO




Contador de eventos CNTGGIOS00946 V1 ES

-


El bloque Contador de eventos (CNTGGIO) consta de seis contadores que seutilizan para almacenar la cantidad de veces que se activa cada contador.CNTGGIO se puede utilizar para contar la cantidad de veces que una funciónespecífica, como por ejemplo la lógica de disparos, haya emitido una señal dedisparo. Los seis contadores comparten una característica de bloqueo yrestablecimiento.


El bloque funcional no tiene ningún parámetro disponible en la HMI local ni en elAdministrador de protección y control (PCM600) del IED.

3.15.3 Función de eventos EVENT




Función de eventos EVENTS00946 V1 ES

-




Al utilizar un sistema de automatización de subestaciones con comunicación LONo SPA, los eventos con su indicador de cronología (time tag) se pueden enviar enlos cambios o de forma cíclica desde el IED al nivel de estación. Estos eventos secrean desde cualquier señal disponible en el IED, que esté conectada a la funciónde eventos (EVENT). El bloque funcional Eventos se utiliza para comunicacionesLON y SPA.

Los valores analógicos y de indicación doble también se transfieren a través de lafunción Eventos.


Los parámetros para la función de eventos (EVENT) se ajustan a través de la HMIlocal o del PCM600.

EventMask (Ch_1 - 16)Las entradas se pueden ajustar por separado, de la siguiente manera:

• NoEvents• OnSet, durante la activación de la señal• OnReset, durante la caída de la señal• OnChange, durante la activación y la caída de la señal• AutoDetect

LONChannelMask o SPAChannelMaskDefinición de qué parte del bloque funcional de eventos genera los eventos:

• Off• Canal 1-8• Canal 9-16• Canal 1-16

MinRepIntVal (1 - 16)Se puede ajustar un intervalo de tiempo entre eventos cíclicos para cada canal deentrada por separado. Se puede ajustar entre 0,0 s y 1000,0 s en etapas de 0,1 s. Porlo general, se debe ajustar a 0, es decir, sin comunicación cíclica.

Es importante ajustar el intervalo de tiempo para los eventoscíclicos de manera óptima a fin de minimizar la carga del bus deestación.




Tabla 206: EVENT Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónSPAChannelMask Off

Canal 1-8Canal 9-16Canal 1-16

- - Off Máscara canal SPA

LONChannelMask OffCanal 1-8Canal 9-16Canal 1-16

- - Off Máscara canal LON

EventMask1 Sin eventosA la activaciónA la reposiciónAl cambioAutodetección

- - Autodetección Criterio de informes para entrada 1




















Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónEventMask10 Sin eventos

A la activaciónA la reposiciónAl cambioAutodetección














MinRepIntVal1 0 - 3600 s 1 2 Intervalo mínimo de informes entrada 1
















Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMinRepIntVal14 0 - 3600 s 1 2 Intervalo mínimo de informes entrada 14



3.15.4 Informe de estado de señales lógicas BINSTATREP




Informe de estado de señales lógicas BINSTATREP - -


La función de informe de estado de señales lógicas (BINSTATREP) permite queun maestro SPA interrogue y transmita señales desde diversas funciones.

BINSTATREP tiene 16 entradas y 16 salidas. El estado de las salidas sigue a lasentradas y se puede leer desde la HMI local o a través de comunicación SPA.

Cuando se activa una entrada, la salida respectiva se activa durante un tiempodefinido por el usuario. Si la señal de entrada se mantiene activada durante mástiempo, la salida se mantiene activada hasta la reposición de la señal de entrada.

t t

INPUTn

OUTPUTn

IEC09000732-1-en.vsdIEC09000732 V1 ES

Figura 219: Diagrama de lógica de BINSTATREP


El tiempo de pulso t es el único ajuste para el informe de estado de señales lógicas(BINSTATREP). Cada salida se puede activar o reponer por separado, pero eltiempo de pulso es el mismo para todas las salidas en la función BINSTATREP.


Tabla 207: BINSTATREP Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado Descripciónt 0.000 - 60000.000 s 0.001 10.000 Retardo de tiempo de la función



3.15.5 Bloque funcional Expansión del valor medido RANGE_XP




Bloque funcional Expansión del valormedido

RANGE_XP - -


Los bloques funcionales de mediciones de corriente y tensión (CVMMXU,CMMXU, VMMXU y VNMMXU), de medición de secuencia de corriente ytensión (CMSQI y VMSQI), y funciones de entradas y salidas de comunicacionesgenéricas del IEC 61850 (MVGGIO) cuentan con una función de supervisión demedición. Todos los valores medidos se pueden supervisar en base a cuatro límitesajustables: límite bajo-bajo, límite bajo, límite alto y límite alto-alto. El bloquefuncional Expansión del valor medido ( RANGE_XP) se introdujo para podertraducir la señal de salida de tipo entero de las funciones de medición a 5 señalesbinarias, es decir, por debajo del límite bajo-bajo, por debajo del límite bajo,normal, por encima del límite alto-alto, o por encima del límite alto. Las señales desalida se pueden utilizar como condiciones en la lógica configurable.


No existe ningún parámetro ajustable para el bloque funcional Expansión del valormedido.

3.15.6 Informe de perturbaciones DRPRDRE




Señales de entrada analógicas A41RADR - -

Informe de perturbaciones DRPRDRE - -

Informe de perturbaciones A1RADR - -

Informe de perturbaciones A4RADR - -

Informe de perturbaciones B1RBDR - -


Para obtener información rápida, completa y fiable sobre las perturbaciones en elsistema primario o secundario, es muy importante recopilar información sobrecorrientes de falta, tensiones y eventos. También es importante tener un registrocontinuo de eventos para poder monitorizar desde una perspectiva general. Estastareas son realizadas por la función de informe de perturbaciones DRPRDRE y



facilitan una mejor comprensión del comportamiento de la red eléctrica y de losequipos primarios y secundarios asociados, durante una perturbación y después deella. Un análisis de los datos registrados proporciona valiosa información que sepuede utilizar para explicar una perturbación, las bases para cambiar el plan deajustes del IED, para mejorar los equipos existentes, etcétera. Esta informacióntambién se puede utilizar en una perspectiva más amplia cuando se planifican ydiseñan nuevas instalaciones, es decir, un registro de perturbaciones puede serparte del análisis funcional (FA).

El informe de perturbaciones DRPRDRE, que siempre se incluye en el IED,obtiene datos de muestra de todas las señales binarias y analógicas seleccionadasque están conectadas a los bloques funcionales, es decir,

• un máximo de 30 señales analógicas externas,• 10 señales analógicas obtenidas internamente y• 96 señales binarias.

Bajo el nombre común de función de informe de perturbaciones se incluyennumerosas funciones, es decir, indicaciones (IND), registrador de eventos (ER),lista de eventos (EL), registrador de valores de disparo (TVR), registrador deperturbaciones (DR).

La función de informe de perturbaciones se caracteriza por una gran flexibilidad encuanto a la configuración, condiciones de arranque, tiempos de registro y grancapacidad de almacenamiento. Por lo tanto, el informe de perturbaciones nodepende de las funciones de protección y puede registrar perturbaciones que no hansido detectadas por dichas funciones, por distintos motivos. El informe deperturbaciones se puede utilizar como un registro de perturbaciones autónomoavanzado.

Todos los registros del informe de perturbaciones se guardan en el IED. Lo mismosucede con todos los eventos, que se van guardando continuamente en unamemoria intermedia. La HMI local se puede utilizar para obtener información delos registros y los archivos de informes de perturbaciones se pueden cargar en elPCM600 con la herramienta de administración de perturbaciones, para su lectura ola realización de análisis adicionales (utilizando WaveWin, que se puede encontraren el CD de instalación del PCM600). El usuario también puede cargar archivos deinformes de perturbaciones utilizando clientes FTP o MMS (a través de 61850).

Si el IED está conectado al bus de estación (IEC 61850-8-1), la información delregistrador de perturbaciones (registro realizado y número de falta) y dellocalizador de faltas está disponible como datos GOOSE o de control de informes.Se puede obtener la misma información si se utiliza IEC60870-5-103.


Los parámetros de ajuste para la función de informe de perturbaciones DRPRDREse ajustan a través de la HMI local o del PCM600.



Es posible administrar hasta 40 señales analógicas y 96 señales binarias, internas oprovenientes de entradas externas. Las señales binarias son iguales en todas lasfunciones, es decir, en las funciones registrador de perturbaciones (DR), registradorde eventos (ER), indicaciones (IND), registrador de valores de disparo (TVR) ylista de eventos (EL) .

El usuario puede ajustar los nombres de las señales de entrada analógicas y binariasdesde el PCM600. Las señales analógicas y binarias se visualizan con los nombresdefinidos por el usuario. El nombre se utiliza en todas las funciones relacionadas:registrador de perturbaciones (DR), registrador de eventos (ER), indicaciones(IND), registrador de valores de disparo (TVR) y lista de eventos (EL)).

La figura 220 muestra las relaciones entre el informe de perturbaciones, lasfunciones incluidas y los bloques funcionales. lista de eventos (EL), registrador deeventos (ER) e indicaciones (IND) las funciones utilizan información de losbloques funcionales de entradas binarias (BxRBDR). El registrador de valores dedisparo (TVR) utiliza información analógica de los bloques funcionales de entradasanalógicas (AxRADR),. La función del registrador de perturbaciones obtieneinformación tanto de AxRADR como de BxRBDR.

Reg. de valores de disparo

Lista de eventos

Registrador de eventos

Indicaciones

Registrador de perturbaciones

A1-4RADR

B1-6RBDR

Informe de perturbaciones

Señales binarias

Señales analógicasA4RADR

B6RBDR

DRPRDRE


Figura 220: Funciones del informe de perturbaciones y bloques funcionalesasociados

Para la función de informe de perturbaciones existen numerosos ajustes quetambién afectan las subfunciones.

Tres indicaciones LED colocadas sobre la pantalla LCD permiten obtenerinformación rápida sobre el estado del IED.



LED verde:

Luz fija En servicio

Luz intermitente Fallo interno

Oscuridad Sin alimentación

LED amarillo:

Luz fija Se activa un informe de perturbaciones

Luz intermitente El IED está en modo de prueba

LED rojo:

Luz fija Activado por la señal binaria N con SetLEDN = On

FuncionamientoEl funcionamiento del informe de perturbaciones DRPRDRE se debe ajustar a Ono Off. Si se selecciona Off , observe que no se registra ningún informe deperturbaciones y no funciona ninguna de las subfunciones (el único parámetrogeneral que afecta la lista de eventos (EL)).

Operation = Off:

• No se guardan los informes de perturbaciones.• La información del LED (amarillo: arranque, rojo: disparo) no se guarda ni

sufre cambios.

Operation = On:

• Los informes de perturbaciones se guardan, los datos de perturbaciones sepueden leer desde la HMI local y desde un PC mediante el PCM600.

• La información del LED (amarillo: arranque, rojo: disparo) se guarda.

Cada registro recibe un número (de 0 a 999) que se utiliza como identificación(HMI local, herramienta de administración de perturbaciones e IEC 61850). Unaidentificación de registro alternativa consta de la fecha, hora y número desecuencia. El número de secuencia aumenta de a uno y de manera automática paracada nuevo registro y se repone a cero a la medianoche. La cantidad máxima deregistros guardados en el IED es 100. El registro más antiguo se sobrescribecuando llega un nuevo registro (FIFO).

Para poder borrar los registros de perturbaciones, el parámetroOperation se debe ajustar a On.

Tiempos de registroLos diferentes tiempos de registro para el informe de perturbaciones se ajustan (eltiempo previo a la falta, el tiempo posterior a la falta y el tiempo límite). Estos



tiempos de registro afectan todas las subfunciones en mayor o menor medida,excepto la función de lista de eventos (EL) .

El tiempo de registro previo a la falta (PreFaultRecT) es el tiempo de registroanterior al punto de inicio de la perturbación. El ajuste debe ser al menos 0.1 s paraasegurar suficientes muestras para el cálculo de los valores previos a la falta en lafunción del registrador de valores de disparo (TVR) .

El tiempo de registro posterior a la falta (PostFaultRecT) es el tiempo máximo deregistro después de la desaparición de la señal de activación (no afecta la funcióndel registrador de valores de disparo (TVR) ).

El tiempo límite de registro (TimeLimit) es el tiempo máximo de registro despuésde la activación. El parámetro limita el tiempo de registro si alguna de lascondiciones de activación (tiempo de falta) es muy larga o permanente (no afecta lafunción del registrador de valores de activación (TVR) ).

La reactivación posterior (PostRetrig) se puede ajustar a On o Off. Permite elegir elrendimiento de la función de informe de perturbaciones si aparece una nueva señalde activación en la ventana temporal posterior a la falta.

PostRetrig = Off

La función es insensible a nuevas señales de activación durante el tiempo posteriora la falta.

PostRetrig = On

La función completa el informe actual e inicia un nuevo informe completo, esdecir, este último incluirá lo siguiente:

• nuevo tiempo previo a la falta y tiempo de falta (que se superponen con elinforme anterior)

• los eventos e indicaciones también se pueden guardar en el informe anterior,debido a la superposición

• nuevos cálculos de los valores de disparo si están instalados, enfuncionamiento y activados

Funcionamiento en modo de pruebaSi el IED está en modo de prueba y OpModeTest = Off. La función de informe deperturbaciones no guarda ningún registro y no se visualiza información del LED.

Si el IED está en modo de prueba y OpModeTest = On. La función de informe deperturbaciones opera en el modo normal y el estado se indica en el registro guardado.

Señales de entrada binariasSe pueden seleccionar hasta 96 señales binarias entre las señales de entradabinarias y las señales lógicas internas. La herramienta de configuración se utilizapara configurar estas señales.



Para cada una de las 96 señales, también se puede seleccionar si la señal se usacomo activador para el inicio de un informe de perturbaciones y si el activador sedebe activar en un flanco positivo (1) o negativo (0).

OperationN: el informe de perturbaciones se puede activar debido a una entrada Nbinaria (On) o no (Off).

TrigLevelN: activación en un flanco positivo (Trig on 1) o negativo (Trig on 0)para la entrada N binaria.

Func103N: número de tipo de función (0-255) para la entrada N binaria de acuerdocon IEC-60870-5-103; es decir, 128: protección de distancia, 160: protección desobreintensidad, 176: protección diferencial del transformador y 192: proteccióndiferencial de línea.

Info103N: número de información (0-255) para la entrada N binaria de acuerdo conIEC-60870-5-103; es decir, 69-71: disparo L1-L3, 78-83: zona 1-6.

Consulte también la descripción en el capítulo IEC 60870-5-103.

Señales de entrada analógicasSe pueden seleccionar hasta 40 señales analógicas entre las señales de entradaanalógicas las señales analógicas internas. El PCM600 se utiliza para configurarestas señales.

El activador analógico del informe de perturbaciones no se ve afectado si la entradaM analógica se incluye en el registro de perturbaciones o no (OperationM = On/Off).

Si OperationM = Off, ninguna forma de onda (muestras) se registra y se comunicaen el gráfico. Sin embargo, los valores de disparo, previos a la falta y durante lafalta se registran y se comunican. El canal de entrada igualmente se puede utilizarpara activar el registro de perturbaciones.

Si OperationM = On, la forma de onda (muestras) también se registra y secomunica en el gráfico.

NomValueM: valor nominal para la entrada M.

OverTrigOpM, UnderTrigOpM: funcionamiento de sobre/sub activación; elinforme de perturbaciones se puede activar debido al nivel alto/bajo de la entradaM analógica (On) o no (Off).

OverTrigLevelM, UnderTrigLevelM: nivel de sobre/sub activación; valor nominalrelativo del nivel alto/bajo de activación para la entrada M analógica en porcentajedel valor nominal.

Parámetros de las subfuncionesMientras el informe de perturbaciones está en funcionamiento, también lo estántodas las funciones.



IndicacionesIndicationMaN: máscara de indicaciones para la entrada N binaria. Si se ajusta(Show), un cambio de estado de esa entrada particular se captura y se muestra en elresumen de perturbaciones en la HMI local. Si no se ajusta (Hide), no se indica elcambio de estado.

SetLEDN: activa el LED rojo “TRIP” (disparo) en la HMI local, en la parte frontaldel IED, si cambia el estado de la entrada N binaria.

Registrador de perturbacionesOperationM: el canal M analógico es registrado por el registrador deperturbaciones (On) o no (Off).

Si OperationM = Off, ninguna forma de onda (muestras) se registra y se comunicaen el gráfico. Sin embargo, los valores de disparo, previos a la falta y durante lafalta se registran y se comunican. El canal de entrada igualmente se puede utilizarpara activar el registro de perturbaciones.

Si OperationM = On, la forma de onda (muestras) también se registra y secomunica en el gráfico.

Registrador de eventosLa función del registrador de eventos (ER) no tiene parámetros específicos.

Registrador de valores de disparoZeroAngleRef: este parámetro define qué señal analógica se utiliza como referenciade ángulo de fase para todas las demás señales de entrada analógicas. Esta señaltambién se utiliza para la medición de frecuencia, y la frecuencia medida se utilizapara el cálculo de los valores de disparo. Se sugiere marcar una señal de entrada detensión de muestra, por ejemplo, la tensión de fase de una barra o línea (canal 1-30).

Lista de eventosLista de eventos (EL) (SOE) la función no tiene parámetros específicos.

ConsideracionesLa densidad de los equipos de registro en las redes eléctricas es cada vez mayor,puesto que la cantidad de IED modernos, donde se incluyen los registradores, estáaumentando. Esto genera una gran cantidad de registros en cada una de lasperturbaciones y se debe administrar mucha información si las funciones deregistro no tienen los ajustes adecuados. El objetivo es optimizar los ajustes encada IED para poder capturar solo las perturbaciones importantes y maximizar lacantidad que se puede guardar en el IED.

El tiempo de registro no debe ser más largo de lo necesario (PostFaultrecT yTimeLimit).



• ¿La función solamente debe registrar faltas para el objeto protegido o debeabarcar más?

• ¿Cuán largo es el mayor tiempo de eliminación de faltas esperado?• ¿Es necesario incluir el reenganche en el registro o una falta persistente debe

generar un segundo registro (PostRetrig)?

Minimice la cantidad de registros:

• Señales binarias: Utilice solo las señales relevantes para iniciar el registro, esdecir, las señales de disparo de la protección, de recepción portadoras o dearranque .

• Señales analógicas: La activación de nivel se debe utilizar con mucho cuidado,puesto que los ajustes inadecuados generan una gran cantidad de registros. Side cualquier modo se utiliza la activación por entradas analógicas, elija ajustescon un margen suficiente con respecto a los valores de funcionamientonormales. No se recomienda el uso de tensiones de fase para la activación.

Recuerde que los valores de los parámetros ajustados en otro lugar estánvinculados con la información en un informe. Esos parámetros incluyen, porejemplo, los identificadores de objetos y de la estación, relaciones de TC y de TT.


Tabla 208: RDRE Ajustes sin grupo (básicos)



PreFaultRecT 0.05 - 1.00 s 0.01 0.10 Tiempo de registro previo a la falta

PostFaultRecT 0.1 - 10.0 s 0.1 0.5 Tiempo de registro posterior a la falta

TimeLimit 0.5 - 10.0 s 0.1 1.0 Límite de tiempo de registro de falta

PostRetrig OffOn

- - Off Reactivación posterior a falta habilitada(On) o no (Off)

ZeroAngleRef 1 - 30 Canal 1 1 Registrador de valor de disparo, canalde referencia de fasor

OpModeTest OffOn

- - Off Modo de operación durante el modoprueba

Tabla 209: A1RADR Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónOperation01 Off

On- - Off Operación On/Off

NomValue01 0.0 - 999999.9 - 0.1 0.0 Valor nominal para canal analógico 1

UnderTrigOp01 OffOn

- - Off Usar nivel bajo para activación de canalanalógico 1 (on) o no (off)

UnderTrigLe01 0 - 200 % 1 50 Nivel de activación bajo para canalanalógico 1, en % de la señal




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónOverTrigOp01 Off

On- - Off Usar nivel alto para activación de canal

analógico 1 (on) o no (off)

OverTrigLe01 0 - 5000 % 1 200 Nivel de activación alto para canalanalógico 1, en % de la señal

Operation02 OffOn

- - Off Operación On/Off


UnderTrigOp02 OffOn


UnderTrigLe02 0 - 200 % 1 50 Nivel de activación bajo para canalanalógico 2 en % de la señal

OverTrigOp02 OffOn

- - Off Usar nivel alto para activación de canalanalógico 2 (on) o no (off)


Operation03 OffOn



UnderTrigOp03 OffOn



OverTrigOp03 OffOn


OverTrigLe03 0 - 5000 % 1 200 Nivel de activación alto para canalanalógico 3 en % de la señal

Operation04 OffOn



UnderTrigOp04 OffOn



OverTrigOp04 OffOn



Operation05 OffOn



UnderTrigOp05 OffOn



OverTrigOp05 OffOn









UnderTrigOp06 OffOn



OverTrigOp06 OffOn



Operation07 OffOn



UnderTrigOp07 OffOn



OverTrigOp07 OffOn



Operation08 OffOn



UnderTrigOp08 OffOn



OverTrigOp08 OffOn



Operation09 OffOn



UnderTrigOp09 OffOn



OverTrigOp09 OffOn



Operation10 OffOn






Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUnderTrigOp10 Off

On- - Off Usar nivel bajo para activación de canal



OverTrigOp10 OffOn



Tabla 210: A4RADR Ajustes sin grupo (básicos)




UnderTrigOp31 OffOn



OverTrigOp31 OffOn



Operation32 OffOn



UnderTrigOp32 OffOn



OverTrigOp32 OffOn



Operation33 OffOn



UnderTrigOp33 OffOn



OverTrigOp33 OffOn



Operation34 OffOn






Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónUnderTrigOp34 Off

On- - Off Usar nivel bajo para activación de canal



OverTrigOp34 OffOn



Operation35 OffOn



UnderTrigOp35 OffOn



OverTrigOp35 OffOn



Operation36 OffOn



UnderTrigOp36 OffOn



OverTrigOp36 OffOn



Operation37 OffOn



UnderTrigOp37 OffOn



OverTrigOp37 OffOn



Operation38 OffOn



UnderTrigOp38 OffOn






Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónOverTrigOp38 Off

On- - Off Usar nivel alto para activación de canal



Operation39 OffOn



UnderTrigOp39 OffOn



OverTrigOp39 OffOn



Operation40 OffOn



UnderTrigOp40 OffOn



OverTrigOp40 OffOn



Tabla 211: B1RBDR Ajustes sin grupo (básicos)


On- - Off Activación de operación On/Off

TrigLevel01 Activación en 0Activación en 1

- - Activación en 1 Activación en flanco positivo (1) onegativo (0) para entrada binaria 1

IndicationMa01 OcultarMostrar

- - Ocultar Máscara de indicación para canal binario1

SetLED01 OffOn

- - Off Ajustar LED rojo en HMI para canalbinario 1

Operation02 OffOn

- - Off Activación de operación On/Off





SetLED02 OffOn


Operation03 OffOn





Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónTrigLevel03 Activación en 0

Activación en 1- - Activación en 1 Activación en flanco positivo (1) o

negativo (0) para entrada binaria 3



SetLED03 OffOn


Operation04 OffOn






SetLED04 OffOn


Operation05 OffOn






SetLED05 OffOn


Operation06 OffOn






SetLED06 OffOn


Operation07 OffOn






SetLED07 OffOn


Operation08 OffOn






SetLED08 OffOn


Operation09 OffOn










SetLED09 OffOn


Operation10 OffOn






SetLED10 OffOn


Operation11 OffOn






SetLED11 OffOn


Operation12 OffOn






SetLED12 OffOn


Operation13 OffOn






SetLED13 OffOn


Operation14 OffOn






SetLED14 OffOn


Operation15 OffOn










SetLED15 OffOn


Operation16 OffOn






SetLED16 OffOn


FUNT1 0 - 255 FunT 1 0 Tipo de función para canal binario 1(IEC-60870-5-103)
















INFNO1 0 - 255 NoInf 1 0 Número de información para canalbinario 1 (IEC-60870-5-103)




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónINFNO2 0 - 255 NoInf 1 0 Número de información para canal

binario 2 (IEC-60870-5-103)















3.15.7 Lista de eventos


Desde una perspectiva general, el registro continuo de eventos resulta útil para lamonitorización del sistema y es un complemento de las funciones específicas delregistrador de perturbaciones.

La lista de eventos (EL), que siempre se incluye en el IED, registra todas lasseñales de entrada binarias seleccionadas que están conectadas a la función deinforme de perturbaciones. La lista puede contener hasta 1000 eventos conindicador de cronología, que se guardan en una memoria intermedia donde, cuandoel búfer se llena, el evento más antiguo se sobrescribe al registrarse un nuevo evento.

La diferencia entre la función de lista de eventos (EL) y del registrador de eventos(ER) es que la lista actualiza de manera continua el registro con eventos con



indicador de cronología, mientras que el registrador es un extracto de los eventosdurante la ventana temporal del informe de perturbaciones.

La información de la lista de eventos está disponible en el IED a través de la HMIlocal o del PCM600.


Los parámetros de ajuste para la función de lista de eventos (EL) forman parte delos ajustes del informe de perturbaciones.

Es posible administrar los eventos de hasta 96 señales binarias, internas o decanales de entrada binarios. Estas señales son iguales a las señales binariasregistradas por el registrador de perturbaciones.

No existe un ajuste específico para la función EL.

3.15.8 Indicaciones


Es importante contar con información rápida, concisa y fiable sobre lasperturbaciones en el sistema primario o secundario. Un buen ejemplo son lasseñales binarias que han cambiado de estado durante una perturbación. Estainformación se utiliza principalmente en el corto plazo (por ejemplo, análisis deperturbaciones inmediato, medidas correctivas) para obtener información a travésde la HMI local de manera directa sin conocimiento sobre cómo manejar el IED.

Hay tres LED en la HMI local (verde, amarillo y rojo), que comunican el estadodel IED (en servicio, fallo interno, etcétera) y de la función de informe deperturbaciones (activada).

La función de indicaciones (IND), que siempre se incluye en el IED, muestra todaslas señales de entrada binarias seleccionadas que están conectadas a la función deinforme de perturbaciones y que se han activado durante una perturbación. Loscambios de estado se registran durante todo el tiempo de registro, que depende deljuego de tiempos de registro (tiempo previo a la falta, posterior a la falta y límite) yel tiempo real de la falta. Las indicaciones no tienen indicador de cronología añadido.

La información de indicaciones está disponible para cada una de las perturbacionesregistradas en el IED y el usuario puede utilizar la HMI local para visualizarla.


Los parámetros de ajuste para los LED y la función de indicaciones (IND) formanparte de los ajustes del informe de perturbaciones.

Las señales disponibles son iguales a las señales binarias registradas por el informede perturbaciones. Es posible utilizar todas las señales de entrada binarias para la



función de indicaciones en la HMI local, pero no se recomienda, puesto que sepierde la vista general. El objetivo es mostrar algunas señales importantes, pero nodemasiadas. Si se ha de realizar un análisis más exhaustivo, se debe utilizar lainformación del registrador de eventos.

Para poder controlar el LED rojo en la HMI local:

SetLEDn: ajuste el LED rojo en la LHMI, en la parte frontal del IED, si cambia elestado de la entrada N binaria.

Existen numerosos ajustes específicos para la función IND:

IndicationMaN: máscara de indicaciones para la entrada N binaria. Si se ajusta(Show), un cambio de estado de esa entrada particular se captura y se muestra en laHMI local. Si no se ajusta (Hide), no se indica el cambio de estado.

3.15.9 Registrador de eventos


Es fundamental contar con información rápida, completa y fiable sobre lasperturbaciones en el sistema primario o secundario, por ejemplo, eventos conindicador de cronología registrados durante las perturbaciones. Esta información seutiliza para diferentes fines a corto plazo (por ejemplo, análisis de perturbaciones,medidas correctivas) y a largo plazo (por ejemplo, análisis de perturbaciones,estadísticas y mantenimiento, es decir, análisis funcional).

El registrador de eventos, que siempre se incluye en el IED, registra todas lasseñales de entrada binarias seleccionadas que están conectadas a la función deinforme de perturbaciones DRPRDRE. Cada registro puede contener hasta 150eventos con indicador de cronología. Los eventos se registran durante todo eltiempo de registro, que depende del juego de tiempos de registro ajustados (tiempoprevio a la falta, posterior a la falta y límite) y el tiempo real de la falta. Duranteeste tiempo, se registran los primeros 150 eventos de las 96 señales binarias y se lesañade el indicador de cronología.

La información del registrador de eventos está disponible para cada una de lasperturbaciones registradas en el IED y el usuario puede utilizar la HMI local paraobtener esa información. La información se incluye en los archivos de registro deperturbaciones, que se pueden cargar en el PCM600 para la realización de análisisadicionales con la herramienta de administración de perturbaciones.

La información del registro de eventos es una parte integrada del registro deperturbaciones (archivo Comtrade).


Los parámetros de ajuste para la función del registrador de eventos (ER) formanparte de los ajustes del informe de perturbaciones.



Es posible administrar los eventos de hasta 96 señales binarias, internas o decanales de entrada binarios. Estas señales son iguales a las señales binariasregistradas por el informe de perturbaciones.

No existe un ajuste específico para la función ER:

3.15.10 Registrador de valores de disparo


Es vital contar con información rápida, completa y confiable acerca deperturbaciones tales como corrientes de falta y faltas de tensión en la red eléctrica.Esta información se utiliza para diferentes propósitos en una perspectiva a cortoplazo (por ejemplo, ubicación de una falta, análisis de perturbaciones, accionescorrectivas) y a largo plazo (por ejemplo, análisis de perturbaciones, estadísticas ymantenimiento, es decir, análisis funcional).

El registrador de valores de disparo (TVR), que siempre se incluye en el IED,calcula los valores de todas las señales analógicas de entradas externasseleccionadas (canal 1-30) conectadas a la función de informe de perturbaciones.El cálculo se lleva a cabo inmediatamente después de finalizar cada registro yencontrarse disponible en el informe de perturbaciones. El resultado es la magnitudy el ángulo de fase, antes y durante la falta, para cada señal analógica de entrada.

La información se utiliza como entrada para la función de ubicación de falta (FL),si se incluye en el IED y se encuentra en funcionamiento.

La información del registrador de valores de disparo (TVR) está disponible paracada una de las perturbaciones registradas en el IED y el usuario puede utilizar laHMI local para obtener la información. La información se incluye en el archivo deregistro de perturbaciones, el cual se puede descargar al PCM600 y analizarutilizando la herramienta de gestión de perturbaciones.


Los parámetros de ajuste del registrador de valores de disparo (TVR) forman partede los ajustes del informe de perturbaciones.

Para el registrador de valores de disparo (TVR), hay un ajuste específico:

ZeroAngleRef: Este parámetro define qué señal analógica utilizar como referenciadel ángulo de fase para todas las otras señales de entrada. Se sugiere indicar unaseñal de entrada de tensión de muestra, por ejemplo, una tensión de fase de la líneao la barra (canal 1-30).



3.15.11 Registrador de perturbaciones


Es muy importante obtener información rápida, completa y fiable sobre corrientesde falta, tensiones, señales binarias y otras perturbaciones en la red eléctrica. Estose logra gracias a la función del registrador de perturbaciones y facilita una mejorcomprensión del comportamiento de la red eléctrica y de los equipos primarios ysecundarios asociados, durante una perturbación y después de ella. Un análisis delos datos registrados proporciona valiosa información que se puede utilizar paraexplicar una perturbación, las bases para cambiar el plan de ajustes del IED, paramejorar los equipos existentes, etcétera. Esta información también se puede utilizaren una perspectiva más amplia cuando se planifican y diseñan nuevas instalaciones,es decir, un registro de perturbaciones puede ser parte del análisis funcional (FA).

El registrador de perturbaciones (DR), que siempre se incluye en el IED, obtienedatos de muestra de todas las señales binarias y de entrada analógicasseleccionadas que están conectadas con los bloques funcionales, es decir, unmáximo de 30 señales analógicas externas, 10 señales analógicas (derivadas)internas y 96 señales binarias.

La función se caracteriza por una gran flexibilidad en cuanto a la configuración,condiciones de arranque, tiempos de registro y gran capacidad de almacenamiento.Por lo tanto, el registrador de perturbaciones no depende de las funciones deprotección y puede registrar perturbaciones que no han sido detectadas por dichasfunciones.

La información del registrador de perturbaciones para cada una de lasperturbaciones registradas se guarda en el IED y el usuario puede utilizar la HMIlocal para obtener información general sobre los registros. La información deregistro de perturbaciones se incluye en los archivos de registro de perturbaciones,que se pueden cargar en el PCM600 para la realización de análisis adicionales conla herramienta de administración de perturbaciones. La información también estádisponible en una barra de la estación de acuerdo con IEC 61850 y de acuerdo conIEC 60870-5-103.


Los parámetros de ajuste para la función del registrador de perturbaciones (DR)forman parte de los ajustes del informe de perturbaciones.

Es posible administrar hasta 40 señales analógicas y 96 señales binarias, internas oprovenientes de entradas externas. Las señales binarias son iguales a las señalesregistradas por las otras funciones en la función de informe de perturbaciones, esdecir, la función del registrador de eventos (ER), de indicaciones (IND) y delregistrador de valores de disparo (TVR).

Existe un ajuste específico para la función DR:



OperationM: el canal M analógico es registrado por el registrador deperturbaciones (On) o no (Off). Otros ajustes del informe de perturbaciones, comoOperation y TrigLevel para las señales binarias, también afectan el registrador deperturbaciones.

3.16 Medida

3.16.1 Lógica del contador de pulsos PCGGIO




Lógica del contador de pulsos PCGGIO

S00947 V1 ES

-


Lógica del contador de pulsos cuenta los pulsos binarios generados de formaexterna, por ejemplo, los pulsos que proceden de un medidor de energía externo,para el cálculo de los valores de consumo de energía. El módulo de entradasbinarias (BIM) captura los pulsos y la función de contador de pulsos los lee.Después, el número de pulsos en el contador está disponible a través del bus deestación para el sistema de automatización de subestaciones o se lee a través delsistema de monitorización de la estación como valor de servicio. Cuando se utilizael protocolo IEC 61850, se dispone de un valor de servicio en escala en el bus deestación.

El uso normal de esta función es el recuento de pulsos de energía de medidoresexternos. Con este fin, se puede utilizar un número opcional de entradas de unmódulo de entradas arbitrario en el IED con una frecuencia de hasta 40 Hz. Elcontador de pulsos también se puede utilizar como contador general.


En el PCM600, estos parámetros se pueden ajustar para cada contador de pulsospor separado:

• Operation: Off/On• tReporting: 0-3600 s• Event Mask: NoEvents/ReportEvents



La configuración de las entradas y salidas del bloque funcional de contador depulsos se realiza con el PCM600.

En el módulo de entradas binarias, el tiempo del filtro antirrebote está fijado a 5ms, es decir, el contador suprime los pulsos con una longitud de pulso inferior a 5ms. La frecuencia del bloqueo de oscilación de entrada está preestablecida en 40Hz. Esto significa que el contador encuentra oscilación de entrada si la frecuenciade entrada es superior a 40 Hz. La supresión de oscilación se libera a 30 Hz. Losvalores para el bloqueo/desbloqueo de la oscilación se pueden cambiar en la HMIlocal o el PCM600, en Main menu/Settings/General settings/I/O-modules

El ajuste es común para todos los canales de entrada en el módulode entradas binarias, es decir, si se realizan cambios en los límitespara entradas que no están conectadas con el contador de pulsos, elajuste también influye las entradas de la misma tarjeta utilizadapara el recuento de pulsos.


Tabla 212: PCGGIO Ajustes sin grupo (básicos)



EventMask Sin eventosEventosInforme

- - Sin eventos Máscara de informe para eventosanalógicos desde contador de pulsos

CountCriteria OffFlanco de subidaFlanco de bajadaAl cambio

- - Flanco de subida Criterios de contador de pulsos

Scale 1.000 - 90000.000 - 0.001 1.000 Valor de ajuste a escala para salidaSCAL_VAL a unidad por valor contado

Quantity ConteoPotenciaActivaPotenciaAparentePotenciaReactivaEnergía activaEnergíaAparenteEnergíaReactiva

- - Conteo Cantidad medida para salida SCAL_VAL

tReporting 0 - 3600 s 1 60 Tiempo de ciclo para informe de valor decontador

3.16.2 Función de cálculo de energía y administración de lademanda ETPMMTR






Cálculo de energía y administración dela demanda

ETPMMTR - -


La función de cálculo de energía y administración de la demanda ETPMMTR seutiliza para las estadísticas de la energía reactiva y activa en dirección hacia delantey hacia atrás. Es muy precisa, básicamente, gracias a la función de medicionesCVMMXU. Esta función ofrece la posibilidad de calibración en el sitio paraaumentar aún más la precisión total.

La función se conecta a las salidas instantáneas de CVMMXU , como se observaen la figura 221.


PINSTQINST

CVMMXU ETPMMTRPQ

STACCRSTACCRSTDMD

TRUEFALSEFALSE

IEC07000121 V2 ES

Figura 221: Conexión de la función de cálculo de energía y administración dela demanda ETPMMTR a la función de mediciones CVMMXU

Los valores de energía se pueden leer por medio de la comunicación en MWh yMVarh en la herramienta de monitorización del PCM600 o se pueden visualizar enla HMI local. La pantalla gráfica de la HMI local se configura con la herramientadel editor de la pantalla gráfica del PCM600, con un valor de medición que seconfigura como componente activo o reactivo, según se prefiera. También sepueden visualizar los cuatro valores.

Los valores máximos de demanda se visualizan en MWh o MVarh de la mismamanera.

Como alternativa, estos valores se pueden visualizar con el uso de la función decontadores de pulsos (PCGGIO). Los valores de salida se ajusta a escala con losvalores de ajuste de la salida de pulsos EAFAccPlsQty, EARAccPlsQty,ERFAccPlsQty y ERVAccPlsQty de la función de medida de energía y después elcontador de pulsos se puede configurar para mostrar los valores correctos medianteel ajuste a escala en esta función. Los valores del contador de pulsos se puedenvisualizar en la HMI local de la misma manera o se pueden enviar al sistema SApor medio de la comunicación, donde la energía total entonces se calcula mediantela suma de los pulsos de energía. El principio es bueno para altos valores deenergía, ya que de otro modo la saturación de números limita la integración deenergía a aproximadamente un año con 50 kV y 3000 A. Después de eso, laacumulación comienza otra vez desde cero.




Los parámetros se ajustan a través de la HMI local o del PCM600.

Se pueden realizar los siguientes ajustes para la función de cálculo de energía yadministración de la demanda ETPMMTR:

Operation: Off/On

tEnergy: intervalo de tiempo en el que se mide la energía.

StartAcc: Off/On se utiliza para activar y desactivar la acumulación de energía.

La señal de entrada STACC se utiliza para iniciar la acumulación.La señal de entrada STACC no se puede utilizar para detener laacumulación. El contenido de energía se repone cada vez que seactiva STACC. STACC se puede utilizar, por ejemplo, cuando seemplea un reloj externo para activar y desactivar dos bloquesfuncionales de medición de energía activa para tener indicacionesde dos tarifas.

tEnergyOnPls: proporciona el periodo en On de la longitud del pulso. Debe ser deal menos 100 ms cuando se conecta al bloque funcional del contador de pulsos. Elvalor típico es de 100 ms.

tEnergyOffPls: proporciona el periodo en Off entre pulsos. El valor típico es de 100ms.

EAFAccPlsQty y EARAccPlsQty: proporcionan el valor MWh en cada pulso. Sedebe seleccionar junto con el ajuste del contador de pulsos (PCGGIO) paraproporcionar el valor de pulso total correcto.

ERFAccPlsQty y ERVAccPlsQty : proporcionan el valor MVarh en cada pulso. Sedebe seleccionar junto con el ajuste del contador de pulsos (PCGGIO) paraproporcionar el valor de pulso total correcto.

El usuario avanzado cuenta con una serie de ajustes para la dirección, fijación cero,límite máximo, etcétera. Por lo general, los valores predeterminados son adecuadospara estos parámetros.




Tabla 213: ETPMMTR Ajustes sin grupo (básicos)



StartAcc OffOn

- - Off Activar la acumulación de valores deenergía

tEnergy 1 min5 min10 min15 min30 min60 min180 min

- - 1 min Intervalo de tiempo para cálculo deenergía

tEnergyOnPls 0.000 - 60.000 s 0.001 1.000 Tiempo de activación de pulsoacumulado de energía, en s

tEnergyOffPls 0.000 - 60.000 s 0.001 0.500 Tiempo de desactivación de pulsoacumulado de energía, en s

EAFAccPlsQty 0.001 - 10000.000 MWh 0.001 100.000 Cantidad para pulso de valor de energíaactiva acumulada hacia delante

EARAccPlsQty 0.001 - 10000.000 MWh 0.001 100.000 Cantidad para pulso de valor de energíaactiva acumulada hacia atrás

ERFAccPlsQty 0.001 - 10000.000 MVArh 0.001 100.000 Cantidad para pulso de valor de energíareactiva acumulada hacia delante

ERVAccPlsQty 0.001 - 10000.000 MVArh 0.001 100.000 Cantidad para pulso de valor de energíareactiva acumulada hacia atrás

Tabla 214: ETPMMTR Ajustes sin grupo (avanzados)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónEALim 0.001 -

10000000000.000MWh 0.001 1000000.000 Límite de energía activa

ERLim 0.001 -10000000000.000

MVArh 0.001 1000.000 Límite de energía reactiva

DirEnergyAct Hacia delanteHacia atrás

- - Hacia delante Sentido de flujo de energía reactivaHacia delante/Hacia atrás

DirEnergyReac Hacia delanteHacia atrás

- - Hacia delante Sentido de flujo de energía activa Haciadelante/Hacia atrás

EnZeroClamp OffOn

- - On Habilitación de función de detección deretención de punto cero

LevZeroClampP 0.001 - 10000.000 MW 0.001 10.000 Nivel de sujeción de punto cero en lapotencia activa

LevZeroClampQ 0.001 - 10000.000 MVAr 0.001 10.000 Nivel de sujeción de punto cero en lapotencia reactiva

EAFPrestVal 0.000 - 10000.000 MWh 0.001 0.000 Valor inicial predefinido para energíaactiva hacia delante




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónEARPrestVal 0.000 - 10000.000 MWh 0.001 0.000 Valor inicial predefinido para energía

activa hacia atrás

ERFPresetVal 0.000 - 10000.000 MVArh 0.001 0.000 Valor inicial predefinido para energíareactiva hacia delante

ERVPresetVal 0.000 - 10000.000 MVArh 0.001 0.000 Valor inicial predefinido para energíareactiva hacia atrás



628

Sección 4 Comunicación de estaciones

Acerca de este capítuloEn este capítulo se describen las posibilidades de comunicación en un sistema SA.

4.1 Información general

Cada IED está provisto de una interfaz de comunicación que le permite conectarsea uno o varios sistemas de nivel de subestación, ya sea en el bus de Automatizaciónde Subestación (SA) o en el bus de Supervisión de Subestación (SM).

Están disponibles los siguientes protocolos de comunicación:

• Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1• Protocolo de comunicación LON• Protocolo de comunicación SPA o IEC 60870-5-103• Protocolo de comunicación DNP3.0

En teoría, se pueden combinar varios protocolos en el mismo IED.

4.2 Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1

4.2.1 Aplicación de IEC 61850-8-1El protocolo de comunicación IEC 61850-8-1 permite la comunicación vertical conclientes HSI y la comunicación horizontal entre dos dispositivos electrónicosinteligentes (IED) o más de un fabricante o más, para el intercambio deinformación, su uso en las funciones y una adecuada cooperación.

GOOSE (evento de subestación orientado a objetos genéricos), que es parte delestándar IEC 61850–8–1, permite que los IED se comuniquen la información deestado y control entre sí mediante un mecanismo de publicación-suscripción. Esdecir, al detectar un evento, los IED utilizan una transmisión de multidifusión paranotificar a aquellos dispositivos que se han registrado para recibir datos. Un IEDpuede comunicar su estado mediante la publicación de un mensaje GOOSE.También puede solicitar que comunique una acción de control a cualquierdispositivo de la red.

1MRK 504 089-UES C Sección 4Comunicación de estaciones


La figura 222 muestra la topología de una configuración de IEC 61850–8–1. IEC61850–8–1 especifica solo la interfaz a la LAN de la subestación. La LAN en símisma se deja al integrador del sistema.

KIOSK 2 KIOSK 3

Sistema básico HSI de la estación

SMS de estación de trabajo de

ingeniería

Pasarela (gateway)

Impresora

CC

IEC09000135_en.vsd

KIOSK 1

IED 1

IED 2

IED 3

IED 1

IED 2

IED 3

IED 1

IED 2

IED 3

IEC09000135 V1 ES

Figura 222: Sistema SA con IEC 61850

La figura 223 muestra la comunicación punto a punto GOOSE.

IEC05000734 V1 ES

Figura 223: Ejemplo de un mensaje GOOSE difundido

Sección 4 1MRK 504 089-UES CComunicación de estaciones


4.2.2 Directrices de ajusteHay dos ajustes relacionados con el protocolo IEC 61850–8–1:

Operation : el usuario puede ajustar la comunicación IEC 61850 a On u Off.

GOOSE : se debe ajustar al enlace Ethernet donde se envía y recibe el tráfico GOOSE.

IEDName : el nombre del IED específico en el sistema IEC 61850–8–1. Sinembargo, hay ajustes específicos para la interfaz de red (Ethernet) que serelacionan directamente con el IEC 61850–8–1 (pero no solamente) en el caso deno utilizar este protocolo. IEDName no se puede ajustar a través de la PST. Estáproporcionado por el nombre del IED en la estructura de navegación del PCM. Elnombre que se observa como parámetro IEDName es una respuesta de solo lecturadel nombre actual del IED en IEC61850.

4.2.3 Parámetros de ajusteTabla 215: IEC61850-8-1 Ajustes sin grupo (básicos)



GOOSE FrontalOEM311_ABOEM311_CD

- - OEM311_AB Puerto para comunicación GOOSE

Tabla 216: GOOSEBINRCV Ajustes sin grupo (básicos)



4.2.4 Funciones de E/S de comunicaciones genéricas IEC61850 SPGGIO, SP16GGIO

4.2.4.1 Aplicación

La función de E/S de comunicaciones genéricas IEC 61850 (SPGGIO) se utilizapara enviar una sola salida lógica a otros sistemas o equipos en la subestación.Tiene una entrada visible que se debería conectar en la herramienta ACT.


No hay ajustes disponibles al usuario para SPGGIO. Sin embargo, se debe utilizarel PCM600 para obtener las señales enviadas por SPGGIO.




La función no tiene ningún parámetro disponible en la HMI local ni en el PCM600.

4.2.5 Funciones de E/S de comunicaciones genéricas IEC61850 MVGGIO

4.2.5.1 Aplicación

La función de E/S de comunicaciones genéricas IEC 61850 (MVGGIO) se utilizapara enviar el valor instantáneo de una salida analógica a otros sistemas o equiposde la subestación. También se puede utilizar dentro del mismo IED paraproporcionar un aspecto RANGE a un valor analógico y permitir la supervisión dela medición de dicho valor.


Los ajustes disponibles para las funciones de E/S de comunicaciones genéricasIEC61850 (MVGGIO) permiten que el usuario elija una banda muerta y una bandamuerta cero para la señal monitorizada. Los valores dentro de la banda muerta cerose consideran cero.

Los ajustes de los límites alto y bajo proporcionan límites para los rangos alto-alto,alto, normal, bajo y bajo-bajo del valor medido. El rango real del valor medido seobserva en la salida de rangos del bloque funcional MVGGIO. Cuando un bloquede expansión de valores medidos (RANGE_XP) está conectado a la salida derangos, las salidas lógicas de RANGE_XP se cambian como corresponde.


Tabla 217: MVGGIO Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMV db 1 - 300 Tipo 1 10 Ciclo: Intervalo de comunicación (s), Db:


MV zeroDb 0 - 100000 m% 1 500 Sujeción a punto cero en 0,001% delrango

MV hhLim -10000000000.000- 10000000000.000

- 0.001 90.000 Límite Alto-Alto

MV hLim -10000000000.000- 10000000000.000

- 0.001 80.000 Límite alto

MV lLim -10000000000.000- 10000000000.000

- 0.001 -80.000 Límite bajo

MV llLim -10000000000.000- 10000000000.000

- 0.001 -90.000 Límite bajo-bajo

MV min -10000000000.000- 10000000000.000

- 0.001 -100.000 Valor mínimo




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMV max -10000000000.000

- 10000000000.000- 0.001 100.000 Valor máximo

MV dbType CíclicoBanda muertaInt. banda muerta

- - Banda muerta Tipo de comunicación

MV limHys 0.000 - 100.000 % 0.001 5.000 Valor de histéresis en % del rango(común para todos los límites)

4.3 Protocolo de comunicación LON

4.3.1 Aplicación

Centro de control

IED IEDIED

Pasarela

Acoplador en estrellaRER 111

HSI MicroSCADA de la estación


Figura 224: Ejemplo de una estructura de comunicación LON para un sistemade automatización de subestaciones

Es posible utilizar una red óptica dentro del sistema de automatización desubestaciones. Esto permite la comunicación con los IED serie 670 a través del busLON desde el lugar de trabajo del operario, desde el centro de control y tambiéndesde otros IED a través de la comunicación horizontal de bahía a bahía.

El bus LON de fibra óptica se implementa utilizando cables de fibra óptica connúcleo de vidrio o de plástico.



Tabla 218: Especificación de los conectores de fibra óptica

Fibra de vidrio Fibra de plásticoConector de cables Conector ST Conector a presión

Diámetro del cable 62,5/125 m 1 mm

Longitud máxima del cable 1000 m 10 m

Longitud de onda 820-900 nm 660 nm

Potencia transmitida -13 dBm (HFBR-1414) -13 dBm (HFBR-1521)

Sensibilidad del receptor -24 dBm (HFBR-2412) -20 dBm (HFBR-2521)

El protocolo LONEl protocolo LON se especifica en la versión 3 de la especificación del protocoloLonTalk de Echelon Corporation. Este protocolo está diseñado para lacomunicación en redes de control y es un protocolo punto a punto en el que todoslos dispositivos conectados a la red se pueden comunicar entre sí directamente.Para obtener más información sobre la comunicación bahía a bahía, consulte lasección sobre la función de órdenes múltiples.

Módulos de hardware y de softwareEl hardware necesario para aplicar la comunicación LON depende de la aplicación,pero una unidad central muy necesaria es el acoplador en estrella LON y fibraóptica que conecten el acoplador a los IED. Para conectar los IED deMicroSCADA, es necesaria la biblioteca de aplicaciones LIB670.

Se incluye el módulo de software Control 670 de alta tensión en el paquete deprocesos de alta tensión LIB520, que forma parte de la biblioteca de software deaplicaciones en aplicaciones MicroSCADA.

Este módulo se utiliza para funciones de control en los IED serie 670. Contiene lailustración del proceso, los diálogos y una herramienta para generar la base dedatos del proceso para la aplicación de control de MicroSCADA.

Utilice la herramienta de red LON (LNT) para ajustar la comunicación LON. Esuna herramienta de software aplicada como un nodo en el bus LON. Paracomunicarse a través de LON, los IED deben saber:

• Las direcciones de nodo de los demás IED conectados• Los selectores de variables de redes que se van a utilizar

Esto se organiza mediante la herramienta LNT.

La dirección del nodo se transfiere a la LNT a través de la HMI local, ajustando elparámetro ServicePinMsg = Sí. La dirección del nodo se envía a la LNT medianteel bus LON, o bien la LNT puede explorar la red para localizar nuevos nodos.

La velocidad de comunicación del bus LON se ajusta al valor predeterminado de1,25 Mbit/s. Esto se puede cambiar con la LNT.



4.3.2 Parámetros de ajusteTabla 219: HORZCOMM Ajustes sin grupo (básicos)


On- - Off Operación

Tabla 220: ADE Ajustes sin grupo (básicos)



TimerClass LentoNormalRápido

- - Lento Clase de temporizador

4.4 Protocolo de comunicación SPA

4.4.1 AplicaciónEl protocolo de comunicación SPA es una alternativa al protocolo IEC60870-5-103, y utilizan el mismo puerto de comunicación.

La comunicación SPA se aplica con el puerto de comunicación frontal. Para ello,no se requiere ningún módulo de comunicación en serie en el IED. Solo sonnecesarios el software del PCM600 en el PC y un cable cruzado de Ethernet para laconexión frontal.

Para la comunicación con un PC (como se observa en la figura 226) con el puertoSPA posterior en el módulo de comunicación en serie (SLM), el único hardwarenecesario para un sistema de monitorización local es:

• Fibra óptica para el bucle del bus SPA• Convertidor óptico-eléctrico para el PC• PC

Un sistema de monitorización remota para la comunicación por red telefónicapública también requiere módems telefónicos y un PC remoto.

El software requerido para un sistema de monitorización local es el PCM600 y paraun sistema de monitorización remoto es el PCM600 solo en el PC remoto.



Sistema de monitorización

local con PCM600

IED IEDIED

Convertidor óptico a eléctrico, p. ej.,

SPA-ZC 22 o módem Fiberdata

Módem telefónico

Sistema de monitorización remoto

con PCM600

en05000672.vsd

Módem telefónico

IEC05000672 V2 ES

Figura 225: Estructura de una comunicación SPA para un sistema demonitorización. El sistema de monitorización puede ser local,remoto o una combinación de ambos.

Para la comunicación con un PC conectado a la LAN de la subestación de lacompañía a través de WAN y la LAN de la oficina de la compañía, como seobserva en la figura 226, y con el puerto Ethernet posterior en el módulo Ethernetóptico (OEM), el único hardware necesario para un sistema de monitorización deestación es:

• Fibra óptica desde el IED hasta la LAN de la subestación de la compañía• PC conectado a la LAN de la oficina de la compañía

El software necesario es el PCM600.

IED IEDIED

LAN de la subestación

en05000715.vsd

Sistema de monitorización remoto

con PCM600

LAN de utilidad

WAN

IEC05000715 V2 ES

Figura 226: Estructura de una comunicación SPA para un sistema demonitorización remota a través de LAN y WAN de subestación, yLAN de la compañía

La comunicación SPA se utiliza principalmente para el sistema de monitorizaciónde estaciones. Puede incluir diferentes IED con posibilidades de comunicaciónremota. La conexión a un ordenador o PC se puede realizar de forma directa (si elPC está ubicado en la subestación) o por módem telefónico a través de una red



telefónica con características ITU (antes CCITT) o a través de una conexión LAN/WAN.

vidrio < 1000 m según el balance óptico

plástico <20 m (cubículo interno) según el balance óptico

FuncionalidadEl protocolo SPA v2.5 es un protocolo basado en ASCII para la comunicación enserie. La comunicación se basa en el principio maestro-esclavo, donde el IED es unesclavo y el PC es el maestro. Solo corresponde un maestro a cada bucle de fibraóptica. Se necesita un programa en el ordenador-maestro para interpretar loscódigos del bus SPA y convertir los datos que se deberían enviar al IED.

Para la especificación del protocolo SPA v2.5, consulte el protocolo decomunicación del bus SPA, v2.5.

4.4.2 Directrices de ajusteLos parámetros de ajuste para la comunicación SPA se ajustan a través de la HMIlocal.

SPA e IEC 60870-5-103 utilizan el mismo puerto trasero de comunicación. Ajusteel parámetro Operation, en Main menu /Settings /General settings /Communication /SLM configuration /Rear optical SPA-IEC port /Protocolselection to the selected protocol.

Una vez seleccionados los protocolos de comunicación, el IED se reiniciaautomáticamente.

Los ajustes más importantes en el IED para la comunicación SPA son el número deesclavo y la velocidad en baudios (velocidad de comunicación). Estos ajustes sonabsolutamente esenciales para todo contacto de comunicación con el IED.

Estos ajustes solo se pueden realizar en la HMI local para la comunicación de canalposterior y canal frontal.

El número de esclavo se puede ajustar a cualquier valor del 1 al 899, siempre ycuando sea único dentro del bucle SPA utilizado.

La velocidad en baudios, que es la velocidad de comunicación, se puede ajustarentre 300 y 38 400 baudios. Para determinar la velocidad de comunicación nominalpara las interfaces de comunicación seleccionadas, consulte los datos técnicos. Lavelocidad en baudios debería se la misma para toda la estación aunque son posiblesdiferentes velocidades en baudios en un bucle. Si se utilizan diferentes velocidadesen baudios en el mismo bucle de fibra óptica o si se utiliza la red RS485, tenga estoen cuenta al ajustar la comunicación en el maestro de comunicación, el PC.



Para la comunicación de fibra óptica local, 19 200 o 38 400 baudios es el ajustenormal. Si se utiliza comunicación telefónica, la velocidad de comunicacióndepende de la calidad de la conexión y el tipo de módem utilizado. Pero recuerdeque el IED no adapta su velocidad a las condiciones de comunicación reales porquela velocidad está ajustada en la HMI local.

4.4.3 Parámetros de ajusteTabla 221: SPA Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónSlaveAddress 1 - 899 - 1 30 Dirección de esclavo

BaudRate 300 Bd1200 Bd4800 Bd9600 Bd19200 Bd38400 Bd

- - 9600 Bd Velocidad en baudios de la línea serial

Tabla 222: LONSPA Ajustes sin grupo (básicos)






4.5 Protocolo de comunicación IEC 60870-5-103

4.5.1 Aplicación

TCP/IP

Centro de control

IED IEDIED

Pasarela

Acoplador en estrellaRER 123

HSI de la estación

en05000660.vsdIEC05000660 V2 ES

Figura 227: Ejemplo de estructura de una comunicación IEC 60870-5-103 paraun sistema de automatización de subestaciones

El protocolo de comunicación IEC 60870-5-103 se utiliza principalmente cuandoun IED de protección se comunica con un sistema de control o monitorizaciónexterno. Este sistema debe tener software que pueda interpretar los mensajes de lacomunicación IEC 60870-5-103.

Tabla 223: Distancias máximas entre IED/nodos

vidrio < 1000 m según el balance óptico

plástico < 20 m (cubículo interno) según el balance óptico

FuncionalidadIEC 60870-5-103 es un protocolo no equilibrado (maestro-esclavo) paraintercambiar información con un sistema de control mediante la comunicación enserie con código de bits. En la terminología de IEC, una estación primaria es unmaestro y una estación secundaria es un esclavo. La comunicación se basa en elprincipio punto a punto. El maestro debe tener software que pueda interpretar losmensajes de la comunicación IEC 60870-5-103. Para obtener información detalladasobre el protocolo IEC 60870-5-103, consulte la parte 5 del estándar IEC60870:



protocolos de transmisión, y la sección 103, estándar complementario para lainterfaz informativa del equipo de protección.

Diseño

GeneralLa implementación del protocolo consiste en las siguientes funciones:

• Gestión de eventos• Comunicación de valores de servicio analógicos (mediciones)• Localización de falta• Gestión de órdenes

• Reenganche automático ON/OFF• Teleprotección ON/OFF• Protección ON/OFF• Reposición del LED• Características 1-4 (grupos de ajustes)

• Transferencia de archivos (archivos de perturbaciones)• Sincronización horaria

HardwarePara la comunicación local con un ordenador (PC) o una unidad de terminal remoto(RTU) en la estación mediante el puerto SPA/IEC, el único hardware necesario es:fibra óptica de vidrio/plástico, convertidor opto-eléctrico para el PC/RTU, PC/RTU.

ÓrdenesLas órdenes definidas en el protocolo IEC 60870-5-103 están representadas enbloques funcionales específicos. Estos bloques tienen señales de salida para todaslas órdenes disponibles según el protocolo.

• Órdenes del IED en la dirección de control

Bloque funcional con funciones del IED definidas en la dirección de control,I103IEDCMD. Este bloque utiliza PARAMETER como FUNCTION TYPE, y elparámetro INFORMATION NUMBER definido para cada señal de salida.

• Órdenes de función en la dirección de control

Bloque funcional con funciones predefinidas en la dirección de control, I103CMD.Este bloque incluye el parámetro FUNCTION TYPE y el parámetroINFORMATION NUMBER definido para cada señal de salida.

• Órdenes de función en la dirección de control

Bloque funcional con funciones definidas por el usuario en la dirección de control,I103UserCMD. Estos bloques funcionales incluyen el parámetro FUNCTIONTYPE para cada bloque en el rango privado y el parámetro INFORMATIONNUMBER para cada señal de salida.



EstadoLos eventos creados en el IED disponibles para el protocolo IEC 60870-5-103 sebasan en:

• La indicación de estado del IED en la dirección de monitorización

Bloque funcional con funciones del IED definidas en la dirección demonitorización, I103IED. Este bloque utiliza PARAMETER como FUNCTIONTYPE, y el parámetro INFORMATION NUMBER definido para cada señal deentrada.

• La indicación de estado de las funciones en la dirección de monitorización,definida por el usuario

Bloques funcionales con señales de entrada definidas por el usuario en la direcciónde monitorización, I103UserDef. Estos bloques funcionales incluyen el parámetroFUNCTION TYPE para cada bloque en el rango privado y el parámetroINFORMATION NUMBER para cada señal de entrada.

• Indicaciones de supervisión en la dirección de monitorización

Bloque funcional con funciones definidas para indicaciones de supervisión en ladirección de monitorización, I103Superv. Este bloque incluye el parámetroFUNCTION TYPE y el parámetro INFORMATION NUMBER definido para cadaseñal de salida.

• Indicaciones de falta a tierra en la dirección de monitorización

Bloque funcional con funciones definidas para indicaciones de falta a tierra en ladirección de monitorización, I103EF. Este bloque incluye el parámetroFUNCTION TYPE y el parámetro INFORMATION NUMBER definido para cadaseñal de salida.

• Indicaciones de falta en la dirección de monitorización, tipo 1

Bloque funcional con funciones definidas para indicaciones de faltas en ladirección de monitorización, I103FltDis. Este bloque incluye el parámetroFUNCTION TYPE, y se define el parámetro INFORMATION NUMBER paracada señal de entrada. Este bloque es adecuado para la función de protección dedistancias.

• Indicaciones de falta en la dirección de monitorización, tipo 2

Bloque funcional con funciones definidas para indicaciones de faltas en ladirección de monitorización, I103FltStd. Este bloque incluye el parámetroFUNCTION TYPE, y se define el parámetro INFORMATION NUMBER paracada señal de entrada.



Este bloque es adecuado para las funciones de protección diferencial de línea,diferencial del transformador, de sobreintensidad y de falta a tierra.

• Indicaciones de reenganche automático en la dirección de monitorización

Bloque funcional con funciones definidas para indicaciones de reengancheautomático en la dirección de monitorización, I103AR. Este bloque incluye elparámetro FUNCTION TYPE y el parámetro INFORMATION NUMBER definidopara cada señal de salida.

MedicionesLas mediciones se pueden incluir como de tipo 3.1, 3.2, 3.3, 3.4 y de tipo 9, segúnel estándar.

• Mediciones en el rango público

Bloque funcional que comunica todos los tipos de medición válidos según lasseñales conectadas, I103Meas.

• Mediciones en el rango privado

Bloques funcionales con mediciones de entradas definidas por el usuario en ladirección de monitorización, I103MeasUsr. Estos bloques funcionales incluyen elparámetro FUNCTION TYPE para cada bloque en el rango privado y el parámetroINFORMATION NUMBER para cada bloque.

Localización de faltaLa localización de una falta se expresa en ohmios reactivos. En relación con lalongitud de la línea en ohmios reactivos, proporciona la distancia a la falta enporcentaje. Los datos están disponibles y se comunican cuando se incluye lafunción de localizador de faltas en el IED.

Registros de perturbaciones

• La funcionalidad de transferencia se basa en la función de registrador deperturbaciones. Las señales analógicas y binarias registradas se comunican almaestro mediante un sondeo. Las últimas ocho perturbaciones registradasestán disponibles para transferir al maestro. Un archivo que el maestro recibióy reconoció no se puede volver a transferir.

• Las señales binarias comunicadas mediante sondeo son aquellas que estánconectadas a los bloques funcionales de perturbaciones B1RBDR a B6RBDR.Estos bloques funcionales incluyen el tipo de función y el número deinformación para cada señal. Para obtener más información sobre el informede perturbaciones, consulte la descripción en el manual de referencias técnicas.Los canales analógicos comunicados son aquellos que están conectados a losbloques funcionales de perturbaciones A1RADR a A4RADR. Los primerosocho pertenecen al rango público y los demás, al rango privado.

Ajustes



Ajustes en la HMI localSPA e IEC 60870-5-103 utilizan el mismo puerto trasero de comunicación. Ajusteel parámetro Operation, en Main menu/Settings /General settings /Communication /SLM configuration /Rear optical SPA-IEC port /Protocolselection to the selected protocol

Una vez seleccionados los protocolos de comunicación, el IED se reiniciaautomáticamente.

Los ajustes para la comunicación IEC 60870-5-103 son los siguientes:

• Ajustes para el número de esclavo y la velocidad en baudios (velocidad decomunicación)

• Ajuste para inversión de la luz o no• Ajuste para la frecuencia de comunicación de las mediciones

Los ajustes de los parámetros de comunicación Número de esclavo y Velocidad enbaudios se encuentran en la HMI local, en: Main menu/Settings /General settings /Communication /SLM configuration /Rear optical SPA-IEC port /Protocolselection to the selected protocol

El número de esclavo se puede ajustar a cualquier valor entre 0 y 255.

La velocidad en baudios (la velocidad de comunicación) se puede ajustar a 9600 bits/s o 19 200 bits/s.

Ajustes en el PCM600EventoPara cada entrada de la función de eventos (EVENT), hay un ajuste para el númerode información de la señal conectada. El número de información se puede ajustar aun valor cualquiera entre 0 y 255. Para que la secuencia de eventos funcionecorrectamente, las máscaras de eventos en la función de eventos se deben ajustar aON_CHANGE. Para señales de orden simple, la máscara de evento se debe ajustara ON_SET.

Además, hay un ajuste en cada bloque de eventos para el tipo de función. Consultela descripción de ajuste del tipo de función principal en la HMI local.

ÓrdenesCon respecto a las órdenes definidas en el protocolo, hay un bloque funcionalespecífico con ocho señales de salida. Utilice el PCM600 para configurar estasseñales. Para llevar a cabo la orden BlockOfInformation, que se opera desde laHMI local, se debe conectar la salida BLKINFO del bloque funcional de órdenesIEC ICOM a una entrada de un bloque funcional de eventos. Esta entrada debetener el número de información 20 (dirección de monitorización bloqueada) segúnel estándar.

Registros de perturbaciones



Para cada entrada de la función de registrador de perturbaciones, hay un ajuste parael número de información de la señal conectada. El número de información sepuede ajustar a cualquier valor entre 0 y 255.

Además, hay un ajuste en cada entrada de la función de registrador deperturbaciones para el tipo de función. Consulte la descripción de ajuste del tipo defunción principal en la HMI local.

Tipos de función e informaciónEl tipo de función se define de la siguiente manera:

128 = protección de distancia

160 = protección de sobreintensidad

176 = protección diferencial del transformador

192 = protección diferencial de línea

Consulte las tablas en el manual de referencias técnicas/la comunicación deestaciones que especifican los tipos de información que admite el protocolo decomunicación IEC 60870-5-103.

Para admitir la información, se deben incluir las funciones correspondientes en elIED de protección.

No hay representación para las siguientes partes:

• Generación de eventos para el modo de prueba• Causa de transmisión: N° información 11, funcionamiento local

No se admite EIA RS-485. Se debería utilizar fibra de vidrio o plástico. BFOC/2.5es la interfaz recomendada (BFOC/2.5 es lo mismo que los conectores ST). Losconectores ST se utilizan con la potencia óptica como se especifica en el estándar.

Para obtener más información, consulte el estándar IEC 60870-5-103.

4.5.2 Parámetros de ajusteTabla 224: I103IEDCMD Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónFUNTYPE 1 - 255 FunT 1 255 Tipo de función (1-255)

Tabla 225: I103CMD Ajustes sin grupo (básicos)




Tabla 226: I103USRCMD Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónPULSEMOD 0 - 1 Mode 1 1 Modo de pulsos 0=Continuo, 1=Pulsado

T 0.200 - 60.000 s 0.001 0.400 Duración de pulsos

FUNTYPE 1 - 255 FunT 1 1 Tipo de función (1-255)

INFNO_1 1 - 255 NoInf 1 1 Número de información para salida 1(1-255)








Tabla 227: I103IED Ajustes sin grupo (básicos)


Tabla 228: I103USRDEF Ajustes sin grupo (básicos)


INFNO_1 1 - 255 NoInf 1 1 Número de información para entradabinaria 1 (1-255)










Tabla 229: I103SUPERV Ajustes sin grupo (básicos)


Tabla 230: I103EF Ajustes sin grupo (básicos)


Tabla 231: I103FLTDIS Ajustes sin grupo (básicos)


Tabla 232: I103FLTSTD Ajustes sin grupo (básicos)


Tabla 233: I103AR Ajustes sin grupo (básicos)


Tabla 234: I103MEAS Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónRatedIL1 1 - 99999 A 1 3000 Corriente nominal de fase L1

RatedIL2 1 - 99999 A 1 3000 Corriente nominal de fase L2

RatedIL3 1 - 99999 A 1 3000 Corriente nominal de fase L3

RatedIN 1 - 99999 A 1 3000 Corriente residual nominal IN

RatedUL1 0.05 - 2000.00 kV 0.05 230.00 Tensión nominal para fase L1



RatedUL1-UL2 0.05 - 2000.00 kV 0.05 400.00 Tensión nominal para fase-fase L1-L2

RatedUN 0.05 - 2000.00 kV 0.05 230.00 Tensión residual nominal UN

RatedP 0.00 - 2000.00 MW 0.05 1200.00 Valor nominal para potencia activa

RatedQ 0.00 - 2000.00 MVA 0.05 1200.00 Valor nominal para potencia reactiva

RatedF 50.0 - 60.0 Hz 10.0 50.0 Frecuencia nominal del sistema

FUNTYPE 1 - 255 FunT 1 1 Tipo de función (1-255)



Tabla 235: I103MEASUSR Ajustes sin grupo (básicos)


INFNO 1 - 255 NoInf 1 1 Número de información para mediciones(1-255)

RatedMeasur1 0.05 -10000000000.00

- 0.05 1000.00 Valor nominal de medición en entrada 1

RatedMeasur2 0.05 -10000000000.00


RatedMeasur3 0.05 -10000000000.00


RatedMeasur4 0.05 -10000000000.00


RatedMeasur5 0.05 -10000000000.00


RatedMeasur6 0.05 -10000000000.00


RatedMeasur7 0.05 -10000000000.00


RatedMeasur8 0.05 -10000000000.00


RatedMeasur9 0.05 -10000000000.00


4.6 Transmisión y órdenes múltiples MULTICMDRCV,MULTICMDSND




Transmisión y órdenes múltiples MULTICMDRCV - -

Transmisión y órdenes múltiples MULTICMDSND - -

4.6.1 AplicaciónEl IED puede incluir la función de enviar y recibir señales a y de otros IED a travésdel bus interbahía. El bloque funcional de envío y recepción tiene 16 entradas/salidas que se pueden utilizar, junto con los circuitos de lógica de configuración,con fines de control dentro del IED o a través de salidas binarias. Cuando se utilizapara comunicarse con otros IED, estos tienen un bloque funcional de transmisiónmúltiple correspondiente a 16 salidas para enviar la información que recibe elbloque de órdenes.



4.6.2 Directrices de ajuste

4.6.2.1 Ajustes

Los parámetros para la función de órdenes múltiples se ajustan a través del PCM600.

El parámetro Mode ajusta las salidas al modo Continuo o Pulsada .

4.6.3 Parámetros de ajusteTabla 236: MULTICMDRCV Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntMaxCycleTime 0.050 - 200.000 s 0.001 11.000 Tiempo de ciclo máximo entre

recepciones de datos de entrada

tMinCycleTime 0.000 - 200.000 s 0.001 0.000 Tiempo de ciclo mínimo entrerecepciones de datos de entrada

Mode ContinuoPulsada

- - Continuo Modo para señales de salida

tPulseTime 0.000 - 60.000 s 0.001 0.200 Longitud del pulso para salidas deórdenes multiples

Tabla 237: MULTICMDSND Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripcióntMaxCycleTime 0.000 - 200.000 s 0.001 5.000 Intervalo de tiempo máximo entre

transmisiones de datos de salida

tMinCycleTime 0.000 - 200.000 s 0.001 0.000 Intervalo de tiempo mínimo entretransmisiones de datos de salida



Sección 5 Comunicación remota

Acerca de este capítuloEste capítulo describe las posibilidades de comunicación de datos del extremoremoto a través de la transferencia de señales binarias.

5.1 Transferencia de señales binarias




Transferencia de señales binarias BinSignReceive - -

Transferencia de señales binarias BinSignTransm - -

5.1.1 AplicaciónLos IED pueden estar equipados con dispositivos de comunicación paracomunicación diferencial de línea y/o comunicación de señales binarias entre losIED. Se utiliza el mismo hardware de comunicación para ambos propósitos.

La comunicación entre dos IED en dos ubicaciones geográficas diferentes es unaparte fundamental de la función diferencial de línea.

El envío de señales binarias entre dos IED, uno en cada extremo de una línea depotencia, se utiliza en esquemas de teleprotección y para disparo transferidodirecto. Además de esto, hay posibilidades de aplicación, por ejemplo,funcionalidad de bloqueo/habilitación en la subestación remota, cambio de grupode ajuste en el IED remoto dependiendo de la situación de conmutación en lasubestación local, etc.

Cuando un canal de comunicación de 64 kbit/s se encuentra equipado con unLDCM, se lo puede conectar al IED, que entonces tiene la capacidad de 192señales binarias para comunicarse con un IED remoto.

5.1.1.1 Soluciones de hardware de comunicación

El LDCM (módulo de comunicación de datos de línea) tiene una conexión ópticapara que dos IED se puedan conectar a través de una fibra directa (multimodo),como se observa en la figura 228. El protocolo que se utiliza es IEEE/ANSIC37.94. Con esta solución, la distancia típica es de 110 km.

1MRK 504 089-UES C Sección 5Comunicación remota


LDCM

LDCM

LDCM

LDCMLDCM

LDCMLDCMLDCM

LDCMLDCM

LDCM

LDCMLD

CMLD

CM

LDCMLDCM

en06000519-2.vsdIEC06000519 V2 ES

Figura 228: Conexión de fibra óptica directa entre dos IED con un LDCM

El LDCM también se puede utilizar junto con un conversor externo de fibra ópticaa conexión galvánica G.703 o con un conversor externo de fibra óptica a conexióngalvánica X.21, como se observa en la figura 229. Estas soluciones estándestinadas a conexiones con un multiplexor que, al mismo tiempo, está conectado auna red de transmisión de telecomunicaciones (por ejemplo, SDH o PDH).

IEC05000527 V1 ES

Figura 229: LDCM con un conversor externo de fibra óptica a conexióngalvánica y un multiplexor

Cuando se utiliza un módem externo G.703 o X21, la conexión entre el LDCM y elmódem se realiza con una fibra multimodo de un máximo de 3 km de longitud. Elprotocolo IEEE/ANSI C37.94 se utiliza siempre entre el LDCM y el módem.

De manera alternativa, se puede utilizar un LDCM con un convertidor incorporadoX.21 y una salida de conector de 15 polos micro D-sub.

5.1.2 Directrices de ajusteChannelMode: Este parámetro se puede ajustar a On o Off. Además, se puedeajustar a OutOfService lo que significa que el LDCM local se encuentra fuera de

Sección 5 1MRK 504 089-UES CComunicación remota


servicio. Por ende, con este ajuste, el canal de comunicación se encuentra activo yse envía al IED remoto un mensaje de que el IED local se encuentra fuera deservicio, pero no aparece la señal COMFAIL y los valores analógicos y binarios seenvían como cero.

TerminalNo: Este ajuste asigna un número al IED local. Se les puede asignarnúmeros únicos a 256 IED. Para una protección diferencial de línea, se puedenincluir un máximo de 6 IED. La posibilidad de utilizar una gran cantidad dedesignaciones para los IED está reservada para el caso en que se desee unaseguridad alta contra un direccionamiento incorrecto en sistemas multiplexados.Para cada LDCM, se debe ajustar el parámetro TerminalNo . Se recomienda quecada IED en la misma estación (cuando haya más de uno) tenga números diferentes.

RemoteTermNo: Este ajuste asigna un número al IED remoto. Para cada LDCM, sedebe ajustar el parámetro RemoteTermNo a un valor diferente del parámetroTerminalNo, pero igual a TerminalNo del IED del extremo remoto. Todos los IEDen el esquema de protección deben tener números diferentes (TerminalNo).

DiffSync: Aquí, se selecciona el método de sincronización de tiempo, Echo o GPS,para la función diferencial de línea.

GPSSyncErr: Si se pierde la sincronización del GPS, la sincronización de lafunción diferencial de línea continúa durante 16 s en base a la estabilidad en losrelojes locales del IED. A partir de allí, el ajuste Block bloquea la funcióndiferencial de línea o el ajuste Echo la hace continuar mediante el método desincronización Echo . Hay que tener en cuenta que utilizar Echo en esta situaciónes seguro solo mientras no haya riesgo de variación en la asimetría de transmisión.

CommSync: Este ajuste decide la relación Maestro o Esclavo en el sistema decomunicación y no se debe confundir con la sincronización de las muestras de lacorriente diferencial de línea. Cuando se utiliza fibra directa, se ajusta un LDCMcomo Maestro y el otro como Esclavo. Cuando se utiliza un módem y unmultiplexor, el IED se ajusta siempre como Esclavo, ya que el sistema detelecomunicación proporciona el reloj maestro.

OptoPower: El ajuste LowPower se utiliza para fibras de 0-1 km y HighPower parafibras >1 km.

TransmCurr: Este ajuste decide cuál de las 2 corrientes locales posibles se debetransmitir, si se debe transmitir la suma de 2 corrientes locales y cómo, ofinalmente si se debe utilizar el canal como canal redundante.

En una disposición de interruptor y medio existen 2 corrientes locales, y la puesta atierra en los TC pueden ser diferentes para ellos. CT-SUM transmite la suma de los2 grupos de TC. CT-DIFF1 transmite el grupo 1 de TC menos el grupo 2 de TC yCT-DIFF2 transmite el grupo 2 de TC menos el grupo 1 de TC.

CT-GRP1 o CT-GRP2 transmite el grupo de TC correspondiente, y el ajusteRedundantChannel hace que se utilice el canal como canal de respaldo.



ComFailAlrmDel: Retardo de la alarma de fallo de comunicación. En los sistemasde comunicación, la conmutación de rutas puede, en ocasiones, causarinterrupciones con una duración de hasta 50 ms. Por ende, un ajuste de retardodemasiado corto puede producir alarmas de interferencia en estas situaciones.

ComFailResDel: Retardo de reposición de alarma de fallo de comunicación.

RedChSwTime: Retardo previo al cambio a un canal redundante en caso de fallodel canal primario.

RedChRturnTime: Retardo previo al cambio de sentido al canal primario despuésde un fallo en el canal.

AsymDelay: La asimetría se define como retardo de transmisión menos retardo derecepción. Si se conoce una asimetría fija, entonces se puede utilizar el método desincronización Echo si el parámetro AsymDelay se encuentra configurado demanera apropiada. De la definición se desprende que la asimetría siempre espositiva en un extremo, y negativa en el otro extremo.

AnalogLatency: Latencia analógica local. Es un parámetro que especifica el retardo(cantidad de muestras) entre el muestreo real y el tiempo en que el muestreoalcanza el módulo de comunicación local, LDCM. El parámetro se debe ajustar a 2cuando se transmiten datos analógicos desde el módulo del transformador local,TRM. Cuando se utiliza una unidad combinada según .

RemAinLatency: Latencia analógica remota. Este parámetro corresponde alparámetro LocAinLatency configurado en el IED remoto.

MaxTransmDelay: Se pueden almacenar datos para un retardo de transmisión de40 ms como máximo. Son comunes los retardos en el rango de algunos ms. Se debeobservar que, si los datos llegan en el orden equivocado, se ignoran los datos másantiguos.

CompRange: El valor de ajuste es el valor pico de corriente sobre el que se realizaun truncamiento. Para ajustar este valor, se deben conocer los niveles de corrientede falta. El ajuste no es demasiado crítico, ya que considera valores de corrientemuy altos para los que se puede lograr un funcionamiento correcto.

5.1.3 Parámetros de ajusteTabla 238: LDCMRecBinStat1 Ajustes sin grupo (básicos)

Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónChannelMode Off

OnFueraDeServicio

- - On Modo de canal de LDCM, 0=OFF,1=ON, 2=FueraDeServicio

TerminalNo 0 - 255 - 1 0 Número de terminal usado para lacomunicación de diferencial de línea

RemoteTermNo 0 - 255 - 1 0 Número de terminal del equipo remoto

CommSync EsclavoMaestro

- - Esclavo Modo de sincronización com. LDCM,0=Esclavo, 1=Maestro




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónOptoPower BajaPotencia

AltaPotencia- - BajaPotencia Potencia de transmisión para LDCM,

0=Baja, 1=Alta

ComFailAlrmDel 5 - 500 ms 5 100 Retardo de tiempo antes de que seactive la señal de error de comunicación

ComFailResDel 5 - 500 ms 5 100 Retardo de reposición antes de que sedesactive la señal de error decomunicación

InvertPolX21 OffOn

- - Off Invertir polarización para comunicaciónX21

Tabla 239: LDCMRecBinStat2 Ajustes sin grupo (básicos)


OnFueraDeServicio




DiffSync EcoGPS

- - Eco Modo de sincronización dif. LDCM,0=ECO, 1=GPS

GPSSyncErr BloqueoEco

- - Bloqueo Modo de operación si se pierde la señalde sincronización de GPS



OptoPower BajaPotenciaAltaPotencia

- - BajaPotencia Potencia de transmisión para LDCM,0=Baja, 1=Alta

TransmCurr TI-GRP1TI-GRP2TI-SUMTI-DIF1TI-DIF2

- - TI-GRP1 Modo de suma para valores de corrientetransmitidos



RedChSwTime 5 - 500 ms 5 5 Retardo de tiempo antes de conmutar alcanal redundante

RedChRturnTime 5 - 500 ms 5 100 Retardo de tiempo antes de volverdesde el canal redundante

AsymDelay -20.00 - 20.00 ms 0.01 0.00 Retardo asimétrico cuando lacomunicación utiliza la sincronización deeco.

MaxTransmDelay 0 - 40 ms 1 20 Máx. retardo de transmisión permitido

CompRange 0-10kA0-25 kA0-50kA0-150kA

- - 0-25 kA Rango de compresión




Nombre Valores (rango) Unidad Etapa Predeterminado DescripciónMaxtDiffLevel 200 - 2000 us 1 600 Dif. de tiempo máxima para respaldo de

ECO

DeadbandtDiff 200 - 1000 us 1 300 Banda muerta para t difer.

InvertPolX21 OffOn


Tabla 240: LDCMRecBinStat3 Ajustes sin grupo (básicos)


OnFueraDeServicio




DiffSync EcoGPS

- - Eco Modo de sincronización dif. LDCM,0=ECO, 1=GPS

GPSSyncErr BloqueoEco

- - Bloqueo Modo de operación si se pierde la señalde sincronización de GPS



OptoPower BajaPotenciaAltaPotencia

- - BajaPotencia Potencia de transmisión para LDCM,0=Baja, 1=Alta

TransmCurr TI-GRP1TI-GRP2TI-SUMTI-DIF1TI-DIF2CanalRedundante

- - TI-GRP1 Modo de suma para valores de corrientetransmitidos



RedChSwTime 5 - 500 ms 5 5 Retardo de tiempo antes de conmutar alcanal redundante

RedChRturnTime 5 - 500 ms 5 100 Retardo de tiempo antes de volverdesde el canal redundante

AsymDelay -20.00 - 20.00 ms 0.01 0.00 Retardo asimétrico cuando lacomunicación utiliza la sincronización deeco.

MaxTransmDelay 0 - 40 ms 1 20 Máx. retardo de transmisión permitido

CompRange 0-10kA0-25 kA0-50kA0-150kA

- - 0-25 kA Rango de compresión

MaxtDiffLevel 200 - 2000 us 1 600 Dif. de tiempo máxima para respaldo deECO

DeadbandtDiff 200 - 1000 us 1 300 Banda muerta para t difer.

InvertPolX21 OffOn




Sección 6 Configuración

Acerca de este capítuloEn este capítulo, se describen las configuraciones del IED.

6.1 Introducción

El IED se puede pedir con cuatro alternativas de software diferentes. El objetivo esque estas configuraciones sean adecuadas para la mayoría de las aplicaciones, concambios mínimos o sin cambios. Los pocos cambios necesarios en las entradas ysalidas binarias se pueden realizar desde la herramienta de matriz de señales, en laplataforma del PCM600.

Las principales funciones de protección se entregan ajustadas a On ycompletamente en funcionamiento, mientras que las funciones de respaldo quegeneralmente no se usan están ajustadas a Off.

Las configuraciones son las siguientes:

• Transformador de dos devanados. Disposición de un interruptor.• Transformador de dos devanados. Disposición de interruptor múltiple.• Transformador de tres devanados. Disposición de un interruptor.• Transformador de tres devanados. Disposición de interruptor múltiple.

La disposición de interruptor múltiple incluye las disposiciones deinterruptor y medio y de interruptor en anillo.

La cantidad de E/S se debe pedir según la aplicación, y se prevén más E/S para ladisposición de interruptor múltiple.

Sin embargo, todos los IED se pueden reconfigurar con la ayuda de la herramientade configuración ACT, que es parte de la plataforma del PCM. De este modo, elIED se puede adecuar a aplicaciones especiales y se puede desarrollar una lógicaespecial, es decir, una lógica para la apertura automática de los seccionadores y elcierre de las bahías en anillo, la transferencia de carga automática de una barra aotra, etcétera.

Por supuesto, a pedido del cliente ABB brindará asistencia para las tareas dereconfiguración, ya sea directa o para la comprobación del diseño.

Las funciones y E/S opcionales que se hayan pedido no se entregan configuradas.Se debe tener en cuenta que el estándar incluye solamente un módulo de entradasbinarias y uno de salidas binarias, y solo las funciones claves, como el disparo,

1MRK 504 089-UES C Sección 6Configuración


están conectadas a las salidas en la herramienta de matriz de señales. La cantidadtotal de E/S necesarias se deben calcular y especificar en el momento del pedido.

Después de calcular las E/S necesarias y de pedir el IED, la cantidad de E/S sedebe ajustar correctamente en la herramienta de configuración de aplicaciones, enel menú Edit/Function selector. Incluya las E/S que tiene en el IED y guarde ycompile antes de cerrar la ACT. Así, las E/S disponibles se visualizan en laherramienta de matriz de señales.

La herramienta de configuración de aplicaciones, que forma parte de la plataformadel PCM600, además de las cuatro disposiciones anteriores también incluyealternativas para cada una de ellas, con todas las opciones de softwareconfiguradas. Estas se pueden usar directamente o como ayuda para configurar lasopciones. Puesto que la cantidad de opciones puede variar, no se pueden manejartodas las alternativas posibles.

Cuando es necesario, las configuraciones se proporcionan con comentarios deaplicación para explicar por qué las señales se han conectado de determinadamanera. Por supuesto, esto es en el caso de las características de aplicaciónespeciales creadas, no para la funcionalidad “estándar”.

Los terminales físicos para las entradas y salidas binarias configuradas se observanen los diagramas de conexión 1MRK002801-AC para la serie IEC 670.

6.2 Descripción de la configuración RET670

6.2.1 Introducción

6.2.1.1 Descripción de la configuración A30

La conexión del IED se observa en la figura 230.

Esta configuración se utiliza en aplicaciones con transformadores de dosdevanados, con una barra o dos barras y con disposición de un interruptor enambos lados. El disparo es tripolar e incluye una función de comprobación desincronismo para el cierre manual del interruptor en el lado de baja tensión. Elinterruptor de alta tensión siempre debe energizar el transformador y se debeenclavar con un interruptor abierto en el lado de baja tensión.

La protección diferencial es la función principal. Proporciona un disparo rápido ysensible para las faltas internas. La estabilización contra faltas externas, corrientesde energización y sobreexcitación es estándar.

Se proporciona protección restringida contra faltas a tierra de baja impedancia paracada devanado. El tipo de baja impedancia permite combinar la función en elmismo núcleo que otras funciones de protección.

Sección 6 1MRK 504 089-UES CConfiguración


El disparo de funciones auxiliares del transformador, como buchholtz ydispositivos de temperatura, se vincula a través de las entradas binariasestabilizadas contra operaciones innecesarias debido a descargas capacitivas.

La protección de respaldo para faltas dentro del transformador, pero sobre todopara faltas en el sistema, es proporcionada por las funciones de sobreintensidad defase y a tierra provistas.

Se encuentra disponible una función de sobrecarga térmica para supervisar elservicio anormal.

Se proporciona protección de fallo de interruptor para cada uno de los interruptoresincluidos.

Hay funciones de protección de tensión disponibles como supervisión de nivel detensión.

También se incluyen las funciones auxiliares necesarias, como la supervisión defallo de fusible.

Se proporciona la lógica de disparo necesaria para disparar los interruptores.

Las funciones de medición S, P, Q, I, U, PF, f se encuentran disponibles para lapresentación en la HMI local o para la presentación remota. La disponibilidad delas entradas analógicas permite la conexión a núcleos de medida separados y lacalibración incorporada en las entradas analógicas facilita la calibración en lainstalación de muy alta precisión, y así incluye los errores de los transformadoresde medida y las caídas de tensión en el cableado secundario.

Se debe tener en cuenta lo siguiente. En este diagrama de conexiones, se observa laconexión a la tarjeta de entradas binarias y la tarjeta de salidas binarias básicassuministradas. En muchos casos, son suficientes, pero a veces, por ejemplo cuandose incluye el control total de todos los aparatos, se necesitan más tarjetas de E/S.Para la versión completa con control, proponemos utilizar dos módulos de entradasbinarias y un módulo de salidas binarias. En los sistemas sin automatización desubestaciones, se puede necesitar una segunda tarjeta de salidas binarias.



CC

TC

T

C

P1

-QB1-QB2

-QA1

-BI1

QA1-CL

QA1-SPR UNCH

TRIP QA1

MAIN 2 TRIP

BARRA A

BARRA B

QA1-CLOSED

BBP-TRIP

BUCH TRIP

SUDDEN P

MAN SC OK

FA

UL

T

SIG

NA

LL

ING

Configuration 1MRK004500-93

TO MAIN 2 RELAY

TO BUS PROT

MCB OR

FUSE

HV BBA TRIP

TRM1:1-3

TRM1:10-11

RET670 Dos devanados/Interruptor simple

TRM1:7

TRM1:8

C

C

T

C

T

C

-QA1SPR UNCH

TRM1:4-6

TO BUS PROT

TO MAIN 2 RELAY

MCB OK

TRM1:12

OT TRIP

WT TRIP

MV BB TRIP

TRIP QA1

W

O -T1

-BU1

-BI1

-BU1

P1

-N.BI1

-N.BI1

BOM4.1

BIM3.1

BIM3.2

+ -

IRF

X11.4 5

X11.1

X11.2

3

HV BBB TRIP

BIM3.5

BIM3.6

BIM3.7

BIM3.8

QB1 CLOSED

QB1 OPEN

QB2 CLOSED

QB2 OPEN

BIM3.11

BIM3.12

BIM3.13

BIM3.3

BIM3.4

BIM3.10

BIM3.9

BIM3.14

BIM3.15

BIM3.16

BOM4.3

BOM4.7

BOM4.8

BOM4.15

BOM4.16

BOM4.17

BOM4.18

BOM4.19

BOM4.20

BOM4.21

BOM4.22

BOM4.14

BOM4.5

BOM4.6

BOM4.9

BOM4.10

BOM4.13

BOM4.12

BOM4.11

MV BBP-TRIP

en05000848.eps

IEC05000848 V1 ES

Figura 230: Diagrama de conexiones para la configuración A30 con el ajuste yla matriz de señales definidos





Esta configuración se utiliza en aplicaciones con transformadores de tresdevanados, con una barra o dos barras y con disposición de un interruptor enambos lados. El disparo es tripolar e incluye una función de comprobación desincronismo para el cierre manual del interruptor en el lado de baja tensión. Elinterruptor de alta tensión siempre debe energizar el transformador y se debeenclavar con un interruptor abierto en el lado de baja tensión.

La protección diferencial es la función principal. Proporciona un disparo rápido ysensible para las faltas internas. La estabilización contra faltas externas, corrientesde energización y sobreexcitación es estándar. La función dispone de tres entradasestabilizadas para incluir todos los devanados.

Se proporciona protección restringida contra faltas a tierra de baja impedancia parados devanados, con una opcional para el último devanado cuando está conectadorígidamente a tierra. El tipo de baja impedancia permite combinar la función en elmismo núcleo que otras funciones de protección.


La protección de respaldo para faltas dentro del transformador, pero sobre todopara faltas en el sistema, es proporcionada por las funciones de sobreintensidad defase y a tierra provistas en cada devanado.






Las funciones de medición S, P, Q, I, U, PF, f se encuentran disponibles para lapresentación en la HMI local o para la presentación remota. La disponibilidad delas entradas analógicas permite la conexión a núcleos de medida separados y lacalibración incorporada en las entradas analógicas facilita la calibración en lainstalación de muy alta precisión, y así incluye los errores de los transformadoresde medida y las caídas de tensión en el cableado secundario.



Se debe tener en cuenta lo siguiente. En este diagrama de conexiones, se observa laconexión a la tarjeta de entradas binarias y la tarjeta de salidas binarias básicassuministradas. En muchos casos, son suficientes, pero a veces, por ejemplo cuandose incluye el control total de todos los aparatos, se necesitan más tarjetas de E/S.Para la versión completa con control, proponemos utilizar dos módulos de entradasbinarias y dos módulos de salidas binarias. En los sistemas sin automatización desubestaciones, se puede necesitar una segunda tarjeta de salidas binarias.



C

C

T

C

T

C

P1

-QB1-QB2

=1-QA1

-BI1

QA1-CLOSED

QA1-SPR UNCH

TRIP QA1

MAIN 2 TRIP

BARRA A

BARRA B

=2-QA1-

CLOSED


TO MAIN 2 RELAY

TO BUS PROT

MCB OR

FUSE

TRM1:1-3

TRM1:10-12

RET670 Tres devanados/Interruptor simple

TRM1:7

TRM1:8

C

C

T

C

TC

=2-QA1SPR UNCH

TRM1:4-6

TO BUS PROT

TO MAIN 2 RELAY

MCB OK

TRM2:11

C

C

T

C

T

C

=3-QA1TRM2:1-3

TRIP =2-QA1

TRIP =3-QA1

W

O

=3-QA1-CL

=3-QA1SPR

UNCH

P1

-BI1-BI1

P1

-BU1

-BU1

TRM2:12 Res. for Bus 2

VT

-BU1

BBP-TRIP

BUCH TRIP

SUDDEN P

OT TRIP

WT TRIPBOM4.1

BIM3.8

BIM3.9

QB1 CLOSED

QB2 CLOSED

BIM3.10

BIM3.12

BIM3.13

BIM3.14

BIM3.15

BIM3.16

MV BBP-TRIP

+ -

IRF

X11.4 5

X11.1

X11.2

3

MAN SC OK

FA

UL

T

SIG

NA

LL

ING

HV BB TRIP

MV BB TRIP BOM4.9

BOM4.10

BOM4.15

BOM4.16

BOM4.17

BOM4.18

BOM4.19

BOM4.20

BOM4.21

BOM4.22

BOM4.13

BOM4.14

BIM3.1

BIM3.2

BIM3.3

BIM3.4

BOM4.3

BOM4.5

BIM3.5

BIM3.6

TERT BB TRIP BOM4.11

BOM4.12

BIM3.11TERT BBP-TRIP

BIM3.7

BOM4.7

BOM4.8

en05000850.eps

IEC05000850 V1 ES




6.2.1.3 Descripción de la configuración B40


Esta configuración se utiliza en aplicaciones con transformadores de dosdevanados, en la disposición de interruptor múltiple en uno o en ambos lados. Eldisparo es tripolar e incluye una función de comprobación de sincronismo para elcierre manual del interruptor en el lado de baja tensión. El interruptor de altatensión siempre debe energizar el transformador y se debe enclavar con uninterruptor abierto en el lado de baja tensión. La función de comprobación desincronismo del interruptor de alta tensión es opcional para el sistema en el que lacomprobación de sincronismo debe cerrar las bahías/los anillos.

La protección diferencial es la función principal. Proporciona un disparo rápido ysensible para las faltas internas. La estabilización contra faltas externas, corrientesde energización y sobreexcitación es estándar. La función dispone de seis entradasestabilizadas, lo que permite todos los juegos de TC posibles con disposiciones deinterruptor múltiple en varios de los devanados.

Se proporciona protección restringida contra faltas a tierra de baja impedancia parados devanados, con una opcional para el último devanado cuando está conectadorígidamente a tierra. El tipo de baja impedancia permite combinar la función en elmismo núcleo que otras funciones de protección.


La protección de respaldo para faltas dentro del transformador, pero sobre todopara faltas en el sistema, es proporcionada por las funciones de sobreintensidad defase y a tierra provistas en cada devanado.






Las funciones de medición S, P, Q, I, U, PF, f se encuentran disponibles para lapresentación en la HMI local o para la presentación remota. La disponibilidad delas entradas analógicas permite la conexión a núcleos de medida separados y lacalibración incorporada en las entradas analógicas facilita la calibración en la



instalación de muy alta precisión, y así incluye los errores de los transformadoresde medida y las caídas de tensión en el cableado secundario.

Se debe tener en cuenta lo siguiente. En este diagrama de conexiones, se observa laconexión a la tarjeta de entradas binarias y la tarjeta de salidas binarias básicassuministradas. En muchos casos, son suficientes, pero a veces, por ejemplo cuandose incluye el control total de todos los aparatos, se necesitan más tarjetas de E/S.Para la versión completa con control, proponemos utilizar tres módulos de entradasbinarias y dos módulos de salidas binarias. En los sistemas sin automatización desubestaciones, se puede necesitar una segunda tarjeta de salidas binarias.



C

C

T

C

T

C

P1

-QB1

-QB62

=1-QA1

-BI1

=1-QA1-CLOSED

=1-QA1-SPR UNCH

TRIP QA1

MAIN 2 TRIP

BARRA A

=3-QA1-CLOSED


TO MAIN 2

TO BB PROT

MCB OR

FUSE

TRIP Reinf

TRM1:10-12

RET670 Tres devanados/Interruptor múltiplea

TRM1:7

TRM1:8

C

C

T

C

TC

=3-QA1

SPR UNCH

TRM1:4-6

TO BUS PROT

TO MAIN 2 RELAY

MCB OK

TRM2:11

C

C

T

C

T

C

=4-QA1TRM2:4-6

TRIP =3-QA1

TRIP QA1

C

C

TC

TC

=2-QA1

MAIN 2 TRIP

TRM1:1-3

-QB6 -QB61

TO MAIN 2

-Q9

TRM2:1-3

P1

=2-QA1-SPR

UNCH

TRIP =4-QA1

=4-QA1-CL

SPR UNCH

W

O

-BI1

-T1

-BU1

-BI1

-BU1

-BI1

P1

P1

TO SECOND BAY

TRM2:12 Res. for Bus 2

VT

-BU1

TRM2:10

TO TRM2:11

TO TRM2:12

+ -

IRF

X11.4 5

X11.1

X11.2

3

=2-QA1-CL

BBP-TRIP

BUCH TRIP

SUDDEN P

OT TRIP

WT TRIP

BIM3.10

BIM3.12

BIM3.13

BIM3.14

BIM3.15

BIM3.16

MV BBP-TRIP

=3-QA1MAN

SC OK

FA

UL

T

SIG

NA

LL

ING

HV BB TRIP

MV BB TRIP

BOM4.9

BOM4.10

BOM4.17

BOM4.18

BOM4.19

BOM4.20

BOM4.21

BOM4.22

BOM4.13

BOM4.14

TERT BB TRIP

BOM4.11

BOM4.12

BIM3.11TERT BBP-TRIP

BIM3.2

BIM3.1

BIM3.4

BIM3.3

BIM3.6

BIM3.5

BIM3.8

BIM3.7

BIM3.9

BOM4.1

BOM4.3

BOM4.7

BOM4.5

BOM4.15

BOM4.16

en05000851.eps

IEC05000851 V1 ES

Figura 232: Diagrama de conexiones para la configuración B40 con el ajuste yla matriz de señales definidos





Esta configuración se utiliza en aplicaciones con transformadores de dos o tresdevanados, con una barra o dos barras y con disposiciones de un interruptor ointerruptor múltiple. El disparo es tripolar e incluye una función de comprobaciónde sincronismo para el cierre manual del interruptor en el lado de baja tensión.

El interruptor de alta tensión siempre debe energizar el transformador y se debeenclavar con un interruptor abierto en el lado de baja tensión.

El disparo de funciones auxiliares del transformador, como buchholtz ydispositivos de temperatura, se vincula a través de las entradas binariasestabilizadas contra operaciones innecesarias debido a descargas capacitivas. Sepuede realizar en este IED de respaldo para que sea independiente del IED deprotección principal donde se proporcionan las funciones diferenciales.

La protección de respaldo para faltas dentro del transformador, pero sobre todopara faltas en el sistema, es proporcionada por las funciones de sobreintensidad defase y a tierra provistas para cada uno de los devanados. Si solo hay untransformador de dos devanados, las corrientes de neutro se pueden conectar a lasfunciones de falta a tierra en lugar de las corrientes residuales de bahíapredeterminadas.



Las funciones de medición S, P, Q, I, U, PF, f se encuentran disponibles para lapresentación en la HMI local o para la presentación remota.

Se debe tener en cuenta lo siguiente. En este diagrama de conexiones, se observa laconexión a la tarjeta de entradas binarias y la tarjeta de salidas binarias básicassuministradas y un módulo de transformador de entrada 9I + 3U. Es posibleagregar E/S según sea necesario, para tener, por ejemplo, corrientes de neutroconectadas a funciones de falta a tierra . La alternativa de configuración confrecuencia se puede utilizar para transformadores de dos devanados y entonces sepueden conectar las corrientes de neutro en lugar de las entradas del tercer devanado.



CC

TC

TC

P1

-QB1-QB2

=1-QA1

-BI1

TRIP QA1

MAIN 2 TRIP

BARRA ABARRA BConfiguration 1MRK004500-xx

TO MAIN 1 RELAY

TO BUS PROT

MCB ORFUSE

TRM1:1-3

TRM1:10

RET670 Protección de respaldo A10

CC

TC

TC

=2-QA1

TRM1:4-6

TO BUS PROT

TO MAIN 1 RELAY

MCB OK

TRM1:11

CC

TC

TC

=3-QA1TRM1:7-9

TRIP =2-QA1

TRIP =3-QA1

QW

QO

P1

-BI1-BI1

P1

-BU1

-BU1TRM1:12 Res. for Bus 2

VT

-BU1

BUCH TRIP

SUDDEN P

OT TRIP

WT TRIPBOM4.1

BIM3.12

BIM3.13

BIM3.14

BIM3.15

+ -

IRF

X11. 4 5

X11.1

X11.23

MAN SC OK

FAU

LTS

IGN

ALL

ING

BOM4.15

BOM4.16

BOM4.17

BOM4.18

BOM4.19

BOM4.20BOM4.21

BOM4.22

BOM4.13

BOM4.14

BOM4.3

BOM4.5

BIM3.2

IN TEST BIM3.16

MCB OKBIM3.1

HV BB TRIP

MV BB TRIP BOM4.9

BOM4.10

TERT BB TRIP BOM4.11

BOM4.12

BOM4.7

BOM4.8

IEC07000191 V1 ES






Esta configuración se utiliza cuando RET670 se usa como un IED aparte concontrol del cambiador de tomas. Se puede utilizar para el servicio simple o enparalelo donde la comunicación entre hasta ocho bloques funcionales de control esinterna o a través de IEC 61850-8-1.

En la configuración, se incluye el control automático y manual del cambiador detomas. Si es necesario que el control manual se haga por separado del controlautomático, se puede realizar en cualquier otro IED670 donde se puedenproporcionar interfaces de la HMI local para mostrar la posición, el cambio entreautomático y manual, órdenes de elevación y descenso, etcétera.



CC

TC

TC

P1

-QB1-QB2

=1-QA1

-BI1

BARRA ABARRA B

Configuration 1MRK004500-xx

MCB ORFUSE

TRM1:4-6

TRM1:7-9

RET670 Control del cambiador de tomas - A25

CC

TC

TC

=2-QA1

TRM1:1-3

P1

-BU1

+ -

IRF

X11. 4 5

X11.1

X11.23

FAU

LTS

IGN

ALLI

NG

BOM4.15

BOM4.16

BOM4.17

BOM4.18

BOM4.19

BOM4.20BOM4.21

BOM4.22

FORCE PARALLEL

BIM3.16

T1 TC RAISE

BOM4.3

BOM4.4

BOM4.1

BOM4.2

T1 TC LOWER

BIM3.13 CB CLOSED

TRM1:10-12 VOLTAGE FROM T2

CURRENT FROM T2

BIM3.14 CB CLOSED FROM T2

BIM3.15 CB CLOSED FROM BS

BIM3.1-5 TC POS - BCD CODE T1

BIM3.7-11 TC POS - BCD CODE T2

BIM3.1-6 TC IN PROGRESS T1

BIM3.1-6 TC IN PROGRESS T2

T2 TC RAISE

BOM4.7

BOM4.8

BOM4.5

BOM4.6

T2 TC LOWER

T1 OLTC ALARM

BOM4.11

BOM4.12

BOM4.9

BOM4.10

T2 OLTC ALARM

BOM4.13

BOM4.14

BOM4.23

BOM4.24

NOTE! CONFIGURATION IS FOR BCD POS INDICATION. ORDER MIM AND SET IN PST USE OF mA FOR TAP POS INDICATION WHEN APPLICABLE.

IEC07000192 V1 ES






670

Sección 7 Glosario

Acerca de este capítuloEn este capítulo se presenta un glosario con los términos, acrónimos y lasabreviaturas utilizados en la documentación técnica de ABB.

CA Corriente alterna

ACT Herramienta de configuración de aplicación dentro delPCM600

A/D (convertidor) Convertidor analógico digital

ADBS Supervisión de amplitud de banda muerta

ADM Módulo de conversión analógico/digital, con sincronizaciónhoraria

ANSI Instituto Nacional de Normalización Estadounidense

AR Reenganche automático

ArgNegRes Parámetro de ajuste/ZD/

ArgDir Parámetro de ajuste/ZD/

ASCT Transformador de corriente de suma auxiliar

ASD Detección de señal adaptable

AWG Normativa americana de calibres de cables

BBP Protección de barras

BFP Protección de fallo de interruptor

BIM Módulo de entrada binaria

BOM Módulo de salida binaria

BR Relé externo de dos posiciones estables

BS Normativa británica

BSR Función de transferencia de señales binarias, bloques derecepción

BST Función de transferencia de señales binarias, bloques detransmisión

C37.94 Protocolo IEEE/ANSI utilizado en la transmisión de señalesbinarias entre los IED

CAN Red de área de control. Norma ISO (ISO 11898) paracomunicación en serie

CB Interruptor

1MRK 504 089-UES C Sección 7Glosario


CBM Módulo de backplane combinado

CCITT Comité Consultivo Internacional de Telegrafía y Telefonía.Organismo de normalización patrocinado por las NacionesUnidas, dentro de la Unión Internacional deTelecomunicaciones.

CCM Módulo portador de CAN

CCVT Transformador de tensión con acoplamiento capacitivo

Clase C Clase de transformador de corriente de protección segúnIEEE/ ANSI

CMPPS Megapulsos por segundo combinados

CO (ciclo) Ciclo de cierre-apertura

Codireccional Método de transmisión de G.703 en una línea equilibrada. Seutilizan dos pares trenzados que posibilitan transmitirinformación en ambas direcciones.

COMTRADE Formato estándar de acuerdo con IEC 60255-24

Contradireccional Método de transmisión de G.703 en una línea equilibrada. Seutilizan cuatro pares trenzados de los cuales dos se utilizanpara transmitir datos en ambas direcciones y dos, paratransmitir señales de reloj

CPU Unidad de procesador central

CR Recepción de la portadora

CRC Control de redundancia cíclica

CS Envío de la portadora

TC Transformador de corriente

CVT Transformador de tensión capacitivo

DAR Reenganche automático retardado

DARPA Agencia de Proyectos de Investigación Avanzados delDepartamento de Defensa (agencia estadounidense quedesarrolló el protocolo TCP/IP, etc.)

DBDL Línea inactiva de barra inactiva

DBLL Línea activa de barra inactiva

CC Corriente continua

DFT Transformada discreta de Fourier

DIP (interruptor) Interruptor pequeño montado en un circuito impreso

DLLB Barra activa de línea inactiva

DNP Protocolo de red distribuida según la norma IEEE/ANSI1379-2000

DR Registrador de perturbaciones

Sección 7 1MRK 504 089-UES CGlosario


DRAM Memoria dinámica de acceso aleatorio

DRH Administrador de informes de perturbaciones

DSP Procesador de señales digitales

DTT Esquema de disparo transferido directo

EHV Red de tensión muy alta

EIA Asociación de Industrias Electrónicas

EMC Compatibilidad electromagnética

EMF Fuerza electromotriz

EMI Interferencia electromagnética

EnFP Protección de zona muerta

ESD Descarga electrostática

FOX 20 Sistema modular de telecomunicación de 20 canales paraseñales de voz, datos y protección

FOX 512/515 Multiplexor de acceso

FOX 6Plus Multiplexor compacto de división de tiempo para latransmisión de hasta siete canales dúplex de datos digitalespor fibra óptica

G.703 Descripción eléctrica y funcional de líneas digitales utilizadaspor empresas locales de telefonía. Se puede transportar porlíneas equilibradas y no equilibradas.

GCM Módulo de interfaz de comunicación con módulo receptor deportadora de GPS.

GDE Editor de pantalla gráfica dentro del PCM600

GI Orden de interrogación general

GIS Aparamenta con aislamiento en gas

GOOSE Evento de subestación orientado a objetos genéricos

GPS Sistema global de navegación

GSM Módulo de sincronización horaria por GPS

HDLC (protocolo) Control de enlace de datos de alto nivel, protocolo basado enla norma HDLC.

HFBR (conector) Conector de fibra plástica

HMI Interfaz hombre-máquina

HSAR Reenganche automático de alta velocidad

HV Alta tensión

HVDC Corriente continua de alta tensión

IDBS Supervisión de banda muerta de integración



IEC Comité Eléctrico Internacional

IEC 60044-6 Norma IEC, Transformadores de medida – Parte 6:Requisitos de transformadores de corriente de protección parala respuesta en régimen transitorio.

IEC 60870-5-103 Norma de comunicación para equipos de protección.Protocolo en serie maestro/esclavo para comunicacionespunto a punto.

IEC 61850 Norma de comunicación de automatización de subestaciones

IEEE Instituto de Ingeniería Eléctrica y Electrónica

IEEE 802.12 Norma de tecnología de red que proporciona 100 Mbits/s encables de par trenzado o fibra óptica.

IEEE P1386.1 Norma de tarjeta PCI Mezzanine (PMC) para módulos de buslocal. Hace referencia a la norma CMC (IEEE P1386,también conocida como tarjeta Mezzanine común) relativo alsistema mecánico y las especificaciones PCI del SIG (Grupode Interés Especial) PCI, correspondientes a la EMF eléctrica(fuerza electromotriz).

IED Dispositivo electrónico inteligente

I-GIS Aparamenta inteligente con aislamiento en gas

IOM Módulo de entradas/salidas binarias

Instancia Cuando en el IED hay varias repeticiones de la mismafunción, se denominan instancias de esa función. Unainstancia de una función es idéntica a otra del mismo tipo,pero tiene un número distinto en las interfaces de usuario delIED. El término "instancia" se suele definir como unelemento de información representativo de un tipodeterminado. De la misma forma, una instancia de unafunción existente en el IED es representativa de un tipo defunción.

IP 1. Protocolo de Internet. Capa de red correspondiente alconjunto de protocolos TCP/IP muy utilizada en redesEthernet. IP es un protocolo de conmutación de paquetes sinconexión y del mejor esfuerzo. Proporciona enrutamiento,fragmentación y reensamblaje de paquetes a través de la capade enlace de datos.2. Protección de acceso según la norma IEC

IP 20 Protección de acceso, según la norma IEC, nivel 20



IRF Señal de fallo interno

IRIG-B: Código de tiempo de formato B según la norma 200 delGrupo de Instrumentación de Rangos Internos



ITU Unión Internacional de Telecomunicaciones

LAN Red de área local

LIB 520 Módulo de software de alta tensión

LCD Pantalla de cristal líquido

LDCM Módulo de comunicación diferencial de línea

LDD Dispositivo de detección local

LED Diodo emisor de luz

LNT Herramienta de red LON

LON Red de funcionamiento local

MCB Interruptor automático

MCM Módulo portador de tarjeta Mezzanine

MIM Módulo de miliamperios

MPM Módulo de procesamiento principal

MVB Bus multifunción. Bus en serie estandarizado, desarrolladooriginalmente para ser usado en trenes.

NCC Centro Nacional de Control

NUM Módulo numérico

OCO (ciclo) Ciclo de apertura-cierre-apertura

OCP Protección de sobreintensidad

OEM Módulo óptico Ethernet

OLTC Cambiador de toma en carga

OV Sobretensión

Sobrealcance Término utilizado para describir el comportamiento del relédurante una falta. Por ejemplo, un relé de distancia seencuentra en estado de sobrealcance cuando la impedanciaque presenta es menor que la impedancia aparente en la faltaaplicada al punto de equilibrio, es decir, el alcance ajustado.El relé “ve” la falta, pero quizá no debería haberla visto.

PCI Interconexión de componentes periféricos, bus local de datos

PCM Modulación por código de pulsos

PCM600 Administrador de protección y control del IED

PC-MIP Norma de tarjeta Mezzanine

PISA Interfaz de procesos para sensores y actuadores

PMC Tarjeta Mezzanine PCI

POTT Disparo de portadora por sobrealcance permisivo



Bus de procesos Bus o LAN utilizado en el nivel de procesos, es decir,cercano a los componentes medidos o controlados.

PSM Módulo de alimentación auxiliar

PST Herramienta de ajuste de parámetros dentro del PCM600

PT (relación) Relación del transformador de potencia o del transformadorde tensión

PUTT Disparo de portadora por subalcance permisivo

RASC Relé de comprobación de sincronismo, COMBIFLEX

RCA Ángulo característico del relé

REVAL Software de evaluación

RFPP Resistencia de faltas de fase a fase

RFPE Resistencia de faltas de fase a tierra

RISC Computación de juego de instrucciones reducidas

RMS (valor) Valor eficaz (valor de raíz cuadrada media)

RS422 Interfaz en serie equilibrada para la transmisión de datosdigitales en conexiones punto a punto.

RS485 Enlace en serie de acuerdo con la norma EIA RS485.

RTC Reloj de tiempo real

RTU Unidad de terminal remoto

SA Automatización de subestaciones

SC Interruptor o pulsador de cierre

SCS Sistema de control de estaciones

SCT Herramienta de configuración del sistema de acuerdo con lanorma IEC 61850

SLM Módulo de comunicación en serie. Se utiliza para lacomunicación entre SPA/LON/IEC.

SMA (conector) Versión A de conector subminiatura, roscado y conimpedancia constante.

SMT Herramienta de la matriz de señales dentro del PCM600

SMS Sistema de supervisión de estaciones

SNTP Protocolo simple de tiempo de red, que se utiliza parasincronizar los relojes de los ordenadores en redes de árealocal. Este protocolo permite reducir la necesidad de contarcon relojes físicos precisos en cada sistema incorporado deuna red. En su lugar, cada nodo incorporado se puedesincronizar con un reloj remoto, proporcionando así laprecisión necesaria.



SPA Adquisición de protección Strömberg, protocolo en seriemaestro/esclavo para comunicaciones punto a punto.

SRY Conmutador de condición de interruptor preparado

ST Interruptor o pulsador de disparo

Punto en estrella Punto neutro del transformador o generador

SVC Compensación estática de VAr

TC Bobina de disparo o transformador de corriente

TCS Supervisión de circuitos de disparo

TCP Protocolo de control de transmisión. Protocolo más común dela capa de transporte, utilizado en Ethernet e Internet.

TCP/IP Protocolo de control de transmisión sobre protocolo deInternet. Protocolos de facto estándar Ethernet incorporadosen 4.2BSD Unix. El protocolo TCP/IP fue desarrollado porDARPA para el funcionamiento de Internet, y abarcaprotocolos de la capa de red y de la capa de transporte.Mientras que TCP e IP especifican dos protocolos de capasde protocolos específicas, TCP/IP se suele utilizar parareferirse al conjunto completo de protocolos desarrollados porel Departamento de Defensa de los EE. UU., que incluyeTelnet, FTP, UDP y RDP.

TEF Retardo de tiempo para la función de protección contra falta atierra

TNC (conector) Threaded Neill Concelman, versión roscada de impedanciaconstante de un conector BNC.

TPZ, TPY, TPX,TPS

Clase de transformador de corriente de acuerdo con IEC

Subalcance Término utilizado para describir el comportamiento del relédurante una falta. Por ejemplo, un relé de distancia seencuentra en estado de subalcance cuando la impedancia quepresenta es mayor que la impedancia aparente en la faltaaplicada al punto de equilibrio, es decir, el alcance ajustado.El relé no “ve” la falta, pero quizá debería haberla visto.Consulte también "Sobrealcance".

U/I-PISA Componentes de la interfaz de procesos que proporcionan losvalores de tensión y corriente medidos.

UTC Tiempo universal coordinado. Escala horaria coordinada,mantenida por el Bureau International des Poids et Mesures(BIPM), que conforma la base de una diseminacióncoordinada de frecuencias y señales horarias estándares. ElUTC deriva del "Tiempo atómico internacional" (TAI),después de sumarle un número entero de "segundosintercalares" para sincronizarlo con el tiempo universal 1(UT1), lo cual hace posible tener en cuenta la excentricidad



de la órbita de la Tierra, la inclinación del eje de rotación(23,5 grados), al tiempo que se muestra la rotación irregularde la Tierra, en la que se basa UT1. El tiempo universalcoordinado se expresa según un reloj de 24 horas y respeta elcalendario gregoriano. Se utiliza para la navegación aérea ymarítima, donde también se la conoce con el nombre militar"Hora Zulu" (hora media de Greenwich). "Zulu" en elalfabeto fonético corresponde a la letra "Z" que, a su vez,corresponde a la longitud cero.

UV Subtensión

WEI Lógica de extremo con alimentación débil

TT Transformador de tensión

X.21 Interfaz de señalización digital utilizada principalmente paraequipos de telecomunicaciones.

3IO Tres veces la corriente de secuencia cero. Generalmentellamada corriente residual o de falta a tierra

3UO Tres veces la tensión de secuencia cero. Generalmentellamada tensión residual o de punto neutro.



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