1 2 3 4 A

Prefacio
Introducción
Funciones
SIPROTEC
Montaje y Puesta en marcha
Protección diferencial de
línea con protección de distancia
7SD5
Datos técnicos
Anexo
Indicación de bibliografía
V 4.3
Glosario
Manual
C53000-G1178-C169-1
Índice
1
2
3
4
A
Exclusión de responsabilidad
Copyright
Hemos comprobado el contenido del manual en su conformidad
con el hardware y software descritos. A pesar de esto, no se
pueden descartar divergencias, de manera que no asumimos garantía para una conformidad completa.
Copyright © Siemens AG 2006. All rights reserved.
La información contenida en este manual se revisa regularmente
y las eventuales correcciones necesarias aparecerán en las ediciones siguientes. Agradeceríamos cualquier sugerencia para
poder mejorarlo.
Nos reservamos el derecho a introducir mejoras técnicas sin
previo aviso.
Está prohibida la distribución y reproducción de este documento
y el aprovechamiento y comunicación de su contenido a menos
que se haya obtenido una autorización expresa. Las infracciones
obligan a una indemnización por daños. Todos los derechos reservados, en particular por lo que respecta a la concesión de patentes o registro de modelos de utilidad.
Marcas registradas
SIPROTEC, SINAUT, SICAM y DIGSI son marcas registradas de
SIEMENS AG. Las demás designaciones que aparecen en este
manual pueden ser marcas cuya utilización por parte de terceros, para sus propios fines, puede violar los derechos de los propietarios de las mismas.
Versión del documento 4.00.05
C53000-G1178-C169-1
Prefacio
Objetivo del
manual
Este manual describe las funciones, la maniobra, el montaje y la puesta en marcha
de los equipos 7SD5. Incluye, en especial:
• Indicaciones relativas a la planificación del volumen de suministro del equipo y una
descripción de las funciones del equipo y posibilidades de ajuste → Capítulo 2;
• Indicaciones para el montaje y puesta en marcha → Capítulo 3;
• Visión general de los datos técnicos → Capítulo 4;
• como también un resumen de los datos más importantes para el usuario con conocimientos más avanzados → apéndice A.
En el Manual del sistema de SIPROTEC/1/ encontrará datos generales relativos al
manejo y configuración de los equipos SIPROTEC 4.
Grupo objetivo
Ingenieros de diseño, ingenieros de protecciones, ingenieros de puesta en servicio,
personal responsable de realización de ajustes, verificación y mantenimiento de
equipos de protección y control, y personal técnico de instalaciones eléctricas y
plantas de generación.
Validez del manual
Este manual es válido para: SIPROTEC 4 Protección diferencial de línea con protección de distancia 7SD5; versión de Firmware V 4.3.
Indicaciones de
conformidad
Otras Normas
Este producto corresponde a las reglamentaciones del Consejo de la Comunidad
Europea para la adecuación de las normas legales de los Estados Miembros respecto a la compatibilidad electromagnética (Norma CEM 89/336/EEC) y las relativas a equipos eléctricos para aplicaciones dentro de unos límites de tensión especificados (Norma de baja tensión 73/23 EEC).
Esta conformidad es el resultado de una prueba que ha sido realizada por la
empresa Siemens AG de conformidad con el artículo 10 de la Directiva, de
acuerdo con las normas específicas EN 61000-6-2 y EN 61000-6-4 para la Directiva CEM y con la norma EN 60255-6 para la Directiva de baja tensión.
El equipo está diseñado de acuerdo con el estándar internacional IEC 60255 y
con la norma alemana VDE 0435.
IEEE Std C37.90-*
Este producto ha sido aceptado en las especificaciones técnicas UL:
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
3
Prefacio
Servicios
adicionales
Si desea formular alguna consulta relacionada con el sistema SIPROTEC 4 diríjase
al representante local de Siemens.
Cursos
Las ofertas de cursos individuales se encuentran en el catálogo de cursos o contacte
nuestro Centro de Formación en Nuremberg.
Instrucciones y
advertencias
Las notas y advertencias en este manual deben ser observadas para su seguridad
personal y para obtener una apropiada duración de servicio del equipo.
Se utilizan las siguientes indicaciones y definiciones estándar:
PELIGRO
significa que ocurrirán, situaciones peligrosas para la vida de personas, con altos
daños personales y materiales, si no se toman las correspondientes medidas de
precaución.
Advertencia
significa que podrán ocurrir, situaciones peligrosas para la vida de personas, con
altos daños personales y materiales, si no se toman las correspondientes medidas
de precaución.
Cuidado
significa que pueden ocasionarse daños menores personales o materiales, si no se
toman las correspondientes medidas de seguridad. Esto aplica particularmente
para los daños dentro y alrededor del equipo y los producidos a consecuencia de
éstos.
Nota
es una información importante sobre el producto o sección del manual correspondiente que debe ser observada especialmente.
Advertencia
Durante el funcionamiento de los equipos eléctricos, determinadas partes de éstos se
encuentran bajo tensión peligrosa.
Por lo tanto, pueden producirse graves lesiones corporales o daños corporales si no
se procede profesionalmente.
Solo se permite trabajar a personal cualificado con el equipo. Éste deberá conocer a
fondo las instrucciones de seguridad y las indicaciones de precaución correspondientes así como las advertencias de este manual.
El funcionamiento correcto y seguro del equipo requiere un transporte, almacenamiento, instalación y montaje adecuados, realizados por personal cualificado y considerando las advertencias e instrucciones del manual.
Especialmente se deben seguir las Instrucciones Generales de Instalación y Seguridad para el trabajo en instalaciones de alta tensión (p. ej.,DIN, VDE, EN, IEC u otras
normativas nacionales e internacionales).
4
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Prefacio
Definición
PERSONAL CUALIFICADO
En referencia a este manual así como en relación a las advertencias indicadas en
el mismo producto, se considera como personal cualificado las personas que están
familiarizadas con la instalación, montaje, puesta en marcha y en servicio del
equipo y que disponen de la cualificación correspondiente p. ej.,:
• Formados y autorizados para efectuar conexiones, desconexiones, puestas a
tierra de equipos y circuitos cumpliendo las normas y procedimientos de seguridad establecidos.
• Entrenamiento e instrucción de acuerdo a los estándares técnicos de seguridad
en mantenimiento y utilidad de equipamientos de seguridad.
• Con formación en primeros auxilios.
Convenciones
tipográficas y
símbolos
Para identificar los conceptos que en el texto corrido describen informaciones literales del equipo o para el equipo se utilizan los siguientes tipos de escritura:
Nombres de parámetros
Denominación de los parámetros de configuración y de función que aparecen literalmente en la pantalla del equipo o en la pantalla del PC (con DIGSI), aparecen en
el texto con letra negrita monoscript (de ancho constante). Esto mismo es aplicable
a los encabezados de los menús de selección.
1234A
Las direcciones de los parámetros se presentan como los nombres de parámetros.
Las direcciones de los parámetros contienen en las tablas generales el sufijo A, si
sólo se puede acceder al parámetro en DIGSI a través de la opción Mostrar otros
parámetros.
Estados de los parámetros
Los ajustes posibles de los parámetros de texto que aparecen literalmente en la
pantalla del equipo o en la pantalla del PC (con DIGSI) aparecen en palabra pero
además aparecen escritos en letra cursiva. Esto mismo es aplicable a las opciones
en los menús de selección.
„Avisos“
Denominación de las informaciones que facilita el equipo o que el equipo requiere
de otros aparatos o unidades de conmutación, aparecen como textos escritos en
monoscript (de anchura contante) y además aparecen entre comillas.
En los dibujos y en las tablas, en los que a partir de la propia representación se
deduzca la clase de información, puede admitirse el que no se respeten estas convenciones.
Se utilizan en las figuras los siguientes símbolos:
Señal de entrada lógica interna del equipo
Señal de salida lógica interna del equipo
Señal de entrada interna de una magnitud analógica
Señal de entrada externa binaria con número de función
(entrada binaria, aviso de entrada)
Señal de salida externa binaria con número de función
(aviso del equipo)
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
5
Prefacio
Señal de salida binaria externa con número utilizada como
señal de entrada (aviso del equipo)
Ejemplo de un parámetro conmutable FUNCIÓN con la dirección 1234 y los estados posibles Activar y Desactivar.
En general, se utilizan los símbolos de conexión de acuerdo a IEC 60617-12 y IEC
60617-13 o derivados de éstos. Los símbolos más frecuentes son los siguientes:
Magnitud de entrada analógica
Enlace AND de magnitudes de entrada
Enlace OR de magnitudes de entrada
OR exclusivo (antivalencia): Salida activa, cuando sólo está
activa una de las entradas.
Coincidencia: Salida activa, cuando ambas entradas están
activas o inactivas al mismo tiempo
Señales de entrada dinámicas (controladas por flancos), la
de arriba con flanco positivo, la de abajo con flanco negativo
Formación de una señal de salida analógica a partir de
varias señales de entrada analógicas
Nivel de valor límite con dirección de parámetro y nombre
del parámetro
Temporización (retardo de respuesta T ajustable) con dirección de parámetro y nombre de los parámetros
Temporización (retardo de reposición T, no ajustable)
Escalón de tiempo controlado por flancos con tiempo activo
T
Memoria estática (Flipflop RS) con entrada de posición (S),
entrada de reposición (R), salida (Q) y salida inversa (Q)
■
6
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Contenido
1
Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
1.1
Función general. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
1.2
Campos de aplicación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
1.3
Propiedades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
2
Funciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
2.1
Información General . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
2.1.1
2.1.1.1
2.1.1.2
2.1.1.3
2.1.1.4
Capacidad funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Configuración de la capacidad funcional. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Control de las funciones de protección principales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.1.2
2.1.2.1
2.1.2.2
Datos de la planta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
2.1.3
2.1.3.1
2.1.3.2
2.1.3.3
2.1.3.4
Cambio del grupo de parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Fin del grupo de parámetro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
54
54
55
55
55
2.1.4
2.1.4.1
2.1.4.2
2.1.4.3
Datos Generales de planta 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
56
56
69
74
2.2
Interfaces de datos de protección y topología de datos de protección . . . . . . . . . . . . . . . . 76
2.2.1
2.2.1.1
Descripción de función . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76
Topología de datos de protección / Comunicación de datos de protección . . . . . . . . . . . . 76
2.2.2
2.2.2.1
2.2.2.2
2.2.2.3
Interfaces de datos de protección . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
83
83
85
86
2.2.3
2.2.3.1
2.2.3.2
2.2.3.3
Topología protección diferencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
87
87
90
90
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
35
35
36
36
41
7
Contenido
2.3
Protección diferencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91
2.3.1
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91
2.3.2
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102
2.3.3
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106
2.3.4
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107
2.4
Teleprotección . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109
2.4.1
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109
2.4.2
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .111
2.4.3
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .111
2.4.4
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112
2.5
Protección de distancia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113
2.5.1
2.5.1.1
2.5.1.2
2.5.1.3
2.5.1.4
2.5.1.5
2.5.1.6
Protección de distancia en general . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Detección de falta a tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Excitación (opcionalmente)
.............................................
Cálculo de impedancias
................................................
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
113
113
116
122
130
137
140
2.5.2
2.5.2.1
2.5.2.2
2.5.2.3
Protección de distancia de característica de disparo poligonal (opcional) . . . . . . . . . . . .
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
143
143
149
154
2.5.3
2.5.3.1
2.5.3.2
2.5.3.3
Protección de distancia con característica MHO (opcional) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
156
156
163
167
2.5.4
2.5.4.1
2.5.4.2
Lógica del disparo de la protección de distancia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 168
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 168
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173
2.6
Detección de penduleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 174
2.6.1
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 174
2.6.2
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 180
2.6.3
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 180
2.6.4
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 180
8
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Contenido
2.7
Prot.distanc.dispositivo señal adicional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182
2.7.1
Información General . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182
2.7.2
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 183
2.7.3
Arrastre mediante excitación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 184
2.7.4
Arrastre en campo de medida ampliado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 186
2.7.5
Arrastre directo (disparo remoto). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 188
2.7.6
Procedimiento comparativo de señal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 189
2.7.7
Procedimiento comparativo direccional. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 191
2.7.8
Procedimiento de desbloqueo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 193
2.7.9
Procedimiento de bloqueo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 197
2.7.10
Protección de trayecto. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 200
2.7.11
Bloqueo posterior . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 202
2.7.12
Bloqueo transitorio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 204
2.7.13
Medidas sin alimentación o con una alimentación débil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 205
2.7.14
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 207
2.7.15
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .211
2.7.16
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .211
2.8
Protección de corto circuito a tierra para redes puestas a tierras(opcional) . . . . . . . . . . . 213
2.8.1
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213
2.8.2
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 226
2.8.3
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 235
2.8.4
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 239
2.9
Procedimiento de transmisión de señal. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241
2.9.1
Información General . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241
2.9.2
Procedimiento comparativo direccional. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 242
2.9.3
Procedimiento de desbloqueo direccional. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 244
2.9.4
Procedimiento de bloqueo direccional. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 248
2.9.5
Bloqueo transitorio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 251
2.9.6
Medidas sin alimetación de corriente de tierra o con una alimentación débil . . . . . . . . . . 252
2.9.7
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 254
2.9.8
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 257
2.9.9
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 257
2.10
Disparo por alimentación débil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 259
2.10.1
2.10.1.1
2.10.1.2
Disparo clásico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 262
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 262
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 265
2.10.2
2.10.2.1
2.10.2.2
Disparo de conformidad con las especificaciones francesas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 262
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 262
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 265
2.10.3
2.10.3.1
2.10.3.2
Visión general tabular para el disparo clásico y francés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 267
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 267
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 268
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
9
Contenido
2.11
Disparo local directo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 269
2.11.1
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 269
2.11.2
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 270
2.11.3
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 270
2.11.4
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 270
2.12
Disparo remoto directo y Transmisión de señales binarias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 271
2.12.1
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 271
2.12.2
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272
2.13
Desconexión rápida de corriente alta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 274
2.13.1
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 274
2.13.2
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 275
2.13.3
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 277
2.13.4
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 277
2.14
Protección de respaldo de sobreintensidad de tiempo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 279
2.14.1
Información General . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 279
2.14.2
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 280
2.14.3
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 285
2.14.4
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 292
2.14.5
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 294
2.15
Reenganche automático (opcional) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 296
2.15.1
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 297
2.15.2
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 314
2.15.3
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 324
2.15.4
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 327
2.16
Control de sincronismo (opcional) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 330
2.16.1
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 330
2.16.2
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 334
2.16.3
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 339
2.16.4
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 340
2.17
Protección de tensión (opcional) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 342
2.17.1
Protección contra sobretensión
2.17.2
Protección de subtensión
2.17.3
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 351
2.17.4
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 355
2.17.5
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 357
2.18
Protección de frecuencia (opcional) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 360
2.18.1
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 360
2.18.2
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 363
2.18.3
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 365
2.18.4
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 366
10
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 342
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 348
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Contenido
2.19
Localizador de fallos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 367
2.19.1
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 367
2.19.2
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 372
2.19.3
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 376
2.19.4
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 376
2.20
Protección fallo del interruptor. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 378
2.20.1
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 378
2.20.2
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 390
2.20.3
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 393
2.20.4
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 394
2.21
Protección sobrecarga. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 396
2.21.1
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 396
2.21.2
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 397
2.21.3
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 399
2.21.4
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 400
2.22
Función de supervisión del 7SD52 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 401
2.22.1
2.22.1.1
2.22.1.2
2.22.1.3
2.22.1.4
2.22.1.5
2.22.1.6
2.22.1.7
Control de valores de medida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Supervisiones de hardware . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Supervisiones de software . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Supervisión de los circuitos de medición. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Reacciones de fallo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
401
401
404
404
410
413
414
416
2.22.2
2.22.2.1
2.22.2.2
2.22.2.3
2.22.2.4
Supervisión del circuito de disparo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
416
417
420
420
421
2.23
Control de funciones y prueba del interruptor de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 422
2.23.1
2.23.1.1
2.23.1.2
2.23.1.3
2.23.1.4
2.23.1.5
Control de funciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Identificación de cierre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Detección del estado del interruptor de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Detector de polo abierto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Lógica de excitación del dispositivo completo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Lógica de disparo del dispositivo completo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.23.2
2.23.2.1
2.23.2.2
Pruebas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 437
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 437
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 438
2.23.3
2.23.3.1
2.23.3.2
2.23.3.3
2.23.3.4
2.23.3.5
2.23.3.6
Equipo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Avisos dependientes de la orden . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Avisos espontáneos en el display . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Estadística de conmutaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
422
422
426
429
430
432
439
439
439
439
440
440
441
11
Contenido
2.24
Funciones adicionales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 443
2.24.1
2.24.1.1
2.24.1.2
2.24.1.3
Herramientas de puesta en marcha . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Indicaciones de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.24.2
2.24.2.1
Tratamiento avisos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 445
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 445
2.24.3
2.24.3.1
2.24.3.2
Estadística . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 450
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 450
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 450
2.24.4
2.24.4.1
2.24.4.2
Valores de medida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 451
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 451
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 454
2.24.5
2.24.5.1
2.24.5.2
Valores de la protección diferencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 456
Valores de medida de la protección diferencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 456
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 456
2.24.6
2.24.6.1
Valores de medida remotos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 457
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 457
2.24.7
2.24.7.1
Valores de constelación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 459
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 459
2.24.8
2.24.8.1
2.24.8.2
2.24.8.3
Perturbografía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Descripción del funcionamiento
..........................................
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
459
459
460
461
2.24.9
2.24.9.1
2.24.9.2
2.24.9.3
Valores medios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Valores medios de largo plazo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
461
461
461
461
2.24.10
2.24.10.1
2.24.10.2
2.24.10.3
Valores mínimos y máximos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Reposición
..........................................................
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
462
462
462
462
2.24.11
2.24.11.1
2.24.11.2
Límites para valores de medida. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 465
Supervisiones de valor límite
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 465
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 465
2.24.12
2.24.12.1
Contador de energía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 466
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 466
443
443
444
445
2.25
Procesamiento de mandos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 467
2.25.1
2.25.1.1
2.25.1.2
2.25.1.3
2.25.1.4
Autorización y modo de mando . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Tipos de mandos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Desarrollo en la ruta de los mandos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Protección contra fallos de conmutación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.25.2
2.25.2.1
Unidades de conmutación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 472
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 472
2.25.3
2.25.3.1
2.25.3.2
Avisos del proceso. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 473
Descripción del funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 473
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 474
2.25.4
2.25.4.1
Protocolos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 474
Lista de informaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 474
12
467
467
468
469
472
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Contenido
3
Montaje y Puesta en marcha . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 475
3.1
Montaje y conexión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 476
3.1.1
Indicaciones para la configuración . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 476
3.1.2
3.1.2.1
3.1.2.2
3.1.2.3
3.1.2.4
3.1.2.5
Adaptación de hardware . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Desmontaje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Elementos de conmutación en las placas de circuitos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Módulos de interfaces . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Montaje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
482
482
483
486
493
497
3.1.3
3.1.3.1
3.1.3.2
3.1.3.3
Montaje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Montaje empotrado en el panel de mandos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Montaje en un bastidor y montaje en un armario
..........................
Montaje sobre el panel de mandos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
497
497
499
501
3.2
Control de las conexiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 502
3.2.1
Control de la conexión de datos de las interfaces seriales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 502
3.2.2
Control de la comunicación de datos de protección . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 504
3.2.3
Comprobación de las conexiones de la instalación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 505
3.3
Puesta en servicio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 508
3.3.1
Régimen de prueba /Bloqueo de transmisión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 509
3.3.2
Control de la interfaz de sincronización de tiempo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 509
3.3.3
Probar el interfaz de sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 510
3.3.4
Verificar el estado de conmutación de las entradas/salidas binarias . . . . . . . . . . . . . . . . 512
3.3.5
Control de la topología de los datos de protección . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 516
3.3.6
Verificar la protección contra fallo del interruptor de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 523
3.3.7
Control de las conexiones del transformador de intensidad de un extremo de la línea . . 525
3.3.8
Control de las conexiones del transformador con dos extremos de línea. . . . . . . . . . . . . 527
3.3.9
Control de las conexiones de los transformadores en caso de más de dos extremos. . . 541
3.3.10
Medición del tiempo de reacción del interruptor de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 541
3.3.11
Control de la transmisión de señales con protección a distancia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 542
3.3.12
Verificación de la transmisión con protección de cortocircuitos a tierra . . . . . . . . . . . . . . 546
3.3.13
Verificación de la transmisión para protección de fallo de conmutador y/o protección contra
fallo de terminal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 548
3.3.14
Verificación de la transmisión para el disparo remoto interno o externo . . . . . . . . . . . . . 548
3.3.15
Control de las funciones definibles por el usuario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 548
3.3.16
Prueba de disparo y prueba de conexión con el interruptor de potencia . . . . . . . . . . . . . 549
3.3.17
Comprobar la conexión de los componentes configurados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 549
3.3.18
Activar una perturbografía de test . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 550
3.4
Preparación final del equipo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 551
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
13
Contenido
4
Datos técnicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 553
4.1
Datos generales del equipo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 555
4.1.1
Entradas analógicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 555
4.1.2
Tensión auxiliar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 556
4.1.3
Entradas y salidas binarias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 556
4.1.4
Interfaces de comunicación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 558
4.1.5
Pruebas eléctricas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 563
4.1.6
Revisiones mecánicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 564
4.1.7
Solicitaciones climáticas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 565
4.1.8
Condiciones de servicio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 566
4.1.9
Homologaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 566
4.1.10
Ejecuciones constructivas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 566
4.2
Interfaces efectivos Y topología de protección diferencial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 568
4.3
Protección diferencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 570
4.4
Teleprotección- Disparo local directo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 572
4.5
Protección a distancia (opcionalmente). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 573
4.6
Oscilacioines pendulares en la red (con arranque de impedancia) (opcional)
4.7
Teleprotección por protección de distancia (opcional). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 578
4.8
Protección de faltas a tierra en sistemas puestos a tierra (opcional) . . . . . . . . . . . . . . . . 579
4.9
Teleprotección por protección de falta a tierra (opcional) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 588
4.10
Disparo en caso de una baja alimentación (de forma clásica/opcionalmente) . . . . . . . . . 589
4.11
Disparo en caso de una baja alimentación (especificación francesa/opcionalmente). . . . 590
4.12
Disparo remoto directo y transmisión de señales binarias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 591
4.13
Desconexión rápida de corriente alta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 592
4.14
Protección de sobreintensidad de tiempo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 593
4.15
Reenganche automático (opcional) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 596
4.16
Control de sincronismo (opcional) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 597
4.17
Protección de tensión (opcional) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 599
4.18
Protección de frecuencia (opcional) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 602
4.19
Localizador de fallos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 603
4.20
Protección fallo del interruptor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 604
4.21
Protección sobrecarga. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 606
4.22
Funciones de supervisión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 608
4.23
Funciones definibles por el usuario (CFC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 610
4.24
Funciones adicionales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 614
14
577
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Contenido
4.25
Dimensiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 617
4.25.1
Bastidor para empotrar el cuadro de conexiones y el armario (tamaño del bastidor 1/2) . 617
4.25.2
Bastidor para empotrar el cuadro de conexiones y el armario (tamaño del bastidor 1/1) . 618
4.25.3
Bastidor para empotrar el cuadro de conexiones (Tamaño del bastidor 1/2) . . . . . . . . . . . 619
4.25.4
Bastidor para empotrar el cuadro de conexiones (Tamaño del bastidor 1/1) . . . . . . . . . . . 619
A
Anexo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 621
A.1
Datos de pedido y accesorios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 622
A.1.1
A.1.1.1
Datos de pedido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 622
Código de pedido MLFB . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 622
A.1.2
Accesorios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 627
A.2
Distribución de las bornas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 630
A.2.1
Bastidor para empotrar el cuadro de conexiones y el armario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 630
A.2.2
Bastidor para la colocación del cuadro de conexiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 635
A.3
Ejemplos de conexión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 642
A.3.1
Ejemplos de transformadores de medición de intensidad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 642
A.3.2
Ejemplos de transformadores de medición de tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 646
A.4
Preconfiguraciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 649
A.4.1
Señales luminosas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 649
A.4.2
Entrada binaria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 650
A.4.3
Salida binaria. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 651
A.4.4
Teclas de función. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 651
A.4.5
Cuadro básico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 652
A.4.6
Planos CFC preestablecidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 654
A.5
Funciones dependientes del protocolo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 655
A.6
Capacidad de funciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 656
A.7
Visión general de los parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 658
A.8
Visión general de informaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 678
A.9
Avisos colectivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 715
A.10
Vista general de los valores de medida. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 716
Indicación de bibliografía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 723
Glosario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 725
Índice . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 735
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
15
Contenido
16
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
1
Introducción
En este capítulo se presenta la Protección diferencial de línea con protección de distancia SIPROTEC 7SD5. Le ofrecemos una visión general de los campos de
aplicación, características y equipamiento completo del equipo 7SD5.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
1.1
Función general
18
1.2
Campos de aplicación
21
1.3
Propiedades
25
17
1 Introducción
1.1
Función general
La protección de línea SIPROTEC 7SD5 está equipada con un potente sistema de microprocesador. Con ello se logra un procesamiento completamente digital de todas
las funciones del equipo, desde la detección de los valores de medida hasta la salida
de comandos a los interruptores, así como el intercambio de datos de medición con
los otros extremos de línea de la zona protegida. La figura 1-1 muestra la estructura
básica del equipo.
Entradas
analógicas
Las entradas de medida “EM” transforman las intensidades y las tensiones procedentes de los transformadores de medida en señales con niveles adecuados para el procesamiento interno en el equipo. El equipo dispone de un total de 4 entradas de intensidad y 4 entradas de tensión. Tres entradas de intensidad son para medida de las
intensidades de fase, la otra entrada analógica (I4) puede ser utilizada para la corriente de tierra (neutro del transformador de intensidad o un transformador de intensidad
de tierra independiente), la corriente de tierra de una línea paralela (para compensación de línea paralela) o la corriente de neutro de un transformador de distribución
(para la determinación direccional de faltas a tierra).
Figura 1-1
18
Estructura de hardware de la protección diferencial de línea 7SD5
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
1.1 Función general
Para cada tension fase-tierra está prevista una entrada de tensión. Para la protección
diferencial no es necesaria la conexión de transformadores de tensión, pero sí para
la aplicación de la protección de distancia así como otras funciones adicionales. Otra
entrada de tensión (U4) puede ser utilizada opcionalmente para la tensión de desplazamiento (tensión e-n), para la tensión de barra colectora (para la supervisión de sincronización y conexión) o para una tensión cualquiera UX (para la protección contra
sobretensión). Las señales analógicas se retransmiten al grupo amplificador de
entrada “AE”.
El grupo amplificador de entrada AE proporciona una terminación de alta impedancia
para los valores de entrada y contiene filtros optimizados con vistas al procesamiento
de los valores medidos, en términos de ancho de banda y velocidad de procesamiento.
El grupo convertidor analógico/digital AD dispone de convertidores analógicos/digitales y módulos de memoria para la transferencia de datos al sistema de microprocesador.
Sistema de
microprocesador
En el sistema de microprocesador µC se procesan aparte del control de los valores
de medición las funciones de protección y de control propiamente dichas. Entre estas
funciones cuentan en particular:
• El filtrado y el acondicionamiento de los valores de medición.
• Supervisión continua de los valores de medición.
• Supervisión de las condiciones de excitación para cada una de las diferentes funciones de protección.
• Elaboración de los valores de protección diferencial local (análisis vectorial y configuración de carga) y creación del protocolo de transmisión.
• Descodificación del protocolo de transmisión recibido, sincronización de valores de
la protección diferencial y suma de la corriente diferencial total y de la carga total.
• Supervisión de la comunicación con los otros equipos del sistema de protección de
línea.
• Consulta de los valores límites y de las secuencias de tiempo.
• Control de las señales para las funciones lógicas.
• Toma de decisiones sobre los mandos de disparo y de conexión.
• Almacenamiento de los avisos, de los datos de casos de perturbaciones y de los
valores de perturbaciones para el análisis de fallos.
• Gestión del sistema operativo y de sus funciones, tales como por ejemplo el almacenamiento de datos, el reloj de hora real, la comunicación, las interfaces, etc.
Las informaciones son puestas a disposición a través de amplificadores de salida AS.
Entradas y salidas
binarias
A través de los módulos de entrada/salida (entradas y salidas), se transmiten las entradas y las salidas binarias desde y hacia el sistema del ordenador. Desde aquí, el
sistema recibe informaciones de la instalación (por ejemplo reposición remota) o de
otras unidades (por ejemplo mandos de bloqueo). Las salidas incluyen sobre todo los
mandos dirigidos a los equipos de conmutación y los avisos para la señalización
remota de acontecimientos y de estados importantes.
Elementos
frontales
Visualizaciones ópticas (VISUALIZACIONES POR DIODO LUMINOSO) y un display
de visualización (DISPLAY DE CRISTAL LÍQUIDO) en el panel frontal informan sobre
la función del equipo e indican eventos, estados y valores de medición.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
19
1 Introducción
Teclas de control y teclas numéricas integradas en combinación con el display de
CRISTAL LÍQUIDO posibilitan la comunicación con el equipo local. Por medio de
estas teclas se pueden consultar todas las informaciones del equipo, como por ejemplo, parámetros de proyección y parámetros de ajuste, avisos de servicio y avisos de
casos de perturbación, valores de medición y se pueden modificar parámetros de
ajuste (véase también el capítulo 2 y la descripción del sistema SIPROTEC 4 /1/).
Si el equipo está equipado con funciones de guía para el control de la instalación,
existe también la posibilidad de este control desde la tapa frontal.
Interfaces seriales
A través de la interfaz de operador serial, que está situada en la tapa frontal, se puede
llevar a cabo la comunicación por medio de un ordenador personal utilizando el
programa de operador DIGSI. De esta manera, se pueden manejar de forma cómoda
todas las funciones del equipo.
A través de la interfaz de servicio serial es igualmente posible comunicarse con el
equipo por medio de un ordenador personal utilizando el programa de operador
DIGSI. Esta interfaz es sobre todo apropiada para un cableado fijo de los equipos con
el ORDENADOR PERSONAL o para un manejo a través de un módem.
A través de la interfaz de sistema serial, todos los datos del equipo pueden ser transmitidos a un equipo de evaluación central o a una estación de control. Según la aplicación, esta interfaz puede ser provista de diferentes procedimientos de transmisión
físicos y de diferentes protocolos.
Se preve una interfaz adicional para la sincronización de tiempo del reloj interno a
través de fuentes de sincronización externas.
A través de la interfaz operativa o de servicio podrá comunicarse con los equipos en
todos los extremos del circuito protegido a través de la red de comunicación durante
la puesta en marcha, revisión y también durante la operación del equipo, utilizando un
navegador estándar. Para ello se disponen de un amplio „monitor WEB“ como medio
de ayuda optimizado expresamente para el sistema de protección de línea.
Interfaces de
datos de
protección
Las interfaces de datos de protección son un caso particular. Dependiendo del
modelo, se dispone de una o dos interfaces de datos de protección. A través de estas
interfaces, los datos de valores medidos de cada extremo del circuito protegido son
transmitidos a las otras terminales y añadidos a los valores recibidos de los demás
extremos. También otras informaciones adicionales como el cierre del interruptor de
potencia local, la activación de la estabilización de conexión, así como otros comandos externos entrantes por entrada binaria y otras informaciones binarias pueden ser
transmitidas a los otros extremos a través de las interfaces de datos de protección.
Alimentación de
corriente
Las unidades funcionales descritas son alimentadas por una fuente de alimentación
de corriente con la potencia necesaria para los diferentes niveles de tensión. Cortas
caídas de la tensión de alimentación, que pueden producirse en el sistema de alimentación de tensión auxiliar en caso de cortocircuitos, serán por regla general puenteadas por una memoria capacitiva (véase también datos técnicos, capítulo 4.1).
20
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
1.2 Campos de aplicación
1.2
Campos de aplicación
La protección de línea SIPROTEC 7SD5 es una combinación de protección diferencial y de distancia. Un localizador de fallos múltiple permite, en líneas de dos extremos, una determinación exacta del lugar de la avería aunque las condiciones de servicio o del fallo no sean idóneas.
La protección de línea combinada funciona como una protección selectiva de cortocircuito para líneas aéreas y cables alimentados desde uno o varios puntos, en redes
radiales, en forma de anillo o malladas de cualquier tipo, en cualquier nivel de tensión.
La comparación de los datos medidos se efectúa por separado para cada fase. El
neutro puede estar puesto tierra, compensado o aislado.
El equipo está compuesto por las funciones que se necesitan normalmente para la
protección de una derivación de línea y, por lo tanto, se trata de un equipo de uso universal. El equipo puede ser utilizado también como protección de reserva temporalmente escalonado para los esquemas de protección de comparación usados en
líneas, transformadores, generadores, motores y barras colectoras de todas las
series de tensiones.
La supresión de la irrupción de conmutación permiten también la aplicación del 7SD5,
aunque se encuentre un transformador de potencia dentro del intervalo de protección
(variante de pedido), cuyo(s) neutro(s) también puede estar aislado, puesto a tierra
directamente o con bobina Petersen.
Una ventaja esencial de la función del principio de protección diferencial es la desconexión inmediata en caso de cortocircuito en cualquier punto de la zona protegida.
Los transformadores de intensidad limitan la zona protegida por los extremos con respecto al resto de la red. Este límite rígido es la razón de la propia selectividad ideal
para el principio de protección comparada.
El sistema de protección de línea requiere en cada extremo de la zona a proteger un
equipo 7SD5, así como un juego de transformadores de intensidad.
Los transformadores de tensión son necesarios si la protección de línea 7SD5 se
utiliza como protección principal o de reserva. También se requieren para detectar e
indicar los valores medidos (tensiones, potencia, factor de potencia).
Los equipos localizados en los extremos de la zona a proteger intercambian sus informaciones sobre valores medidos mediante interfaces de datos de protección a
través de enlaces de comunicación dedicados (generalmente cables de fibra óptica)
o de una red de comunicaciones, siempre y cuando operen con protección diferencial.
La protección de distancia puede compartir sus informaciones a través de conexiones
de señal tradicionales (contactos), o bien, transmitirlas a través de canales de mando
rápidos en las interfaces de datos de protección (configurable con DIGSI). Dos
equipos del tipo 7SD5 pueden ser utilizados para un objeto a proteger con dos extremos: cable, línea aérea o una combinación de ambos, también con un transformador
en la zona protegida (variante de pedido). Con el tipo 7SD5*3, pueden ser protegidas,
además de las líneas de 2 extremos, zonas con 3 (líneas de tres extremos) o más extremos, también con o sin transformador(es) conectado(s) en bloque (variante de pedido). Se pueden proteger hasta 6 extremos, lo cual significa que configuraciones
sencillas de barras colectoras también pueden ser protegidas con este equipo. Se instalará un 7SD5*3 en cada extremo. Si se forma una cadena de comunicación entre
más de dos equipos, en los extremos de la cadena también se pueden utilizar
7SD5*2. Véase el capítulo 2.2.1 para más detalles.
Con más de dos equipos (= extremos del objeto a proteger) la comunicación de datos
de protección puede ser en anillo. Esto garantiza redundancia en caso de fallo en una
línea de comunicación, los equipos buscan automáticamente las vías de comunica-
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
21
1 Introducción
ción que aún estén en buen estado. La comunicación puede ser duplicada con el fin
de crear redundancia también en dos extremos.
Como la transferencia de datos sin errores es un requisito para el funcionamiento adecuado de la protección diferencial, ésta es supervisada internamente de manera continua.
En caso de fallo de comunicación, y si no hay otra vía de comunicación, los equipos
conmutan automáticamente a la segunda función de protección, por ejemplo, la protección de distancia o a régimen de emergencia con una protección temporizada de
sobreintensidad hasta que la comunicación se restituya nuevamente.
La comunicación se puede utilizar para transmitir otras informaciones. Además de
valores medidos, se pueden transmitir comandos binarios u otras informaciones.
Alternativamente, la protección de distancia puede utilizarse como protección de reserva, al igual que la protección temporizada de sobreintensidad como protección de
reserva de sobreintensidad, es decir, ambas actúan independientemente y en paralelo a la protección diferencial en cada extremo.
Funciones de
Protección
En principio, la protección de línea 7SD5 tiene dos funciones básicas a disposición,
la protección diferencial y la protección de distancia. Sin embargo, sólo una de ellas
puede ser configurada como función de protección principal (Main1). Como alternativa a la selección de la protección diferencial como función de protección principal, la
protección de distancia puede ser configurada como protección de reserva (Main2).
La función básica de la protección diferencial es detectar cortocircuitos dentro de la
zona a proteger. También fallos de alta impedancia con corrientes débiles pueden ser
detectadas. Igualmente se detectan con exactitud fallos complejos multifase, ya que
los valores medidos son evaluados por fases separadas. La protección está estabilizada contra corrientes de conexión (irrupción) de los transformadores de potencia. Si
al conectar una línea existe un fallo, se puede emitir una señal de disparo instantáneo
para todo el trayecto de la línea.
La función básica de la protección de distancia es la detección de la distancia al
cortocircuito mediante la medición de la distancia. En especial, en fallos complejos
polifásicos la medición de distancia está diseñada como sistema múltiple. Diferentes
procedimientos de excitación permiten una alta adaptación a las condiciones de red
y a la consideración del usuario. El neutro puede estar aislado, compensado o puesto
a tierra (con o sin limitación de corriente de tierra). La utilización en líneas largas de
alta capacidad de carga, con o sin compensación en serie, es posible. La protección
de distancia puede ser complementada mediante transmisiones auxiliares de señal
con diferentes procedimientos de transmisión (para una desconexión rápida 100%).
Además, también es posible una protección de cortocircuito a tierra (para faltas a
tierra de alta impedancia, variante de pedido), que puede operar como direccional o
no direccional, y adicionalmente con transmisión de señal. Para líneas sin alimentación o una alimentación débil en uno de los extremos de la línea, es posible mediante
el procedimiento de transmisión un disparo rápido de ambos extremos de la línea. Si
al conectar una línea existe un fallo, se puede emitir una señal de disparo instantáneo
para todo el trayecto de la línea.
La protección temporizada de sobreintensidad integrada puede ser diseñada como
protección de reserva permanente en todos los extremos de la línea, y también como
protección para el régimen de emergencia. Un régimen de emergencia existe mientras que, por ejemplo, debido a la interrupción de la comunicación no pueda funcionar
una protección diferencial, y no se disponga de una protección de distancia paralela
(por ejemplo, caída de tensión de medida). La protección temporizada de sobreintensidad consta de tres niveles independientes de la intensidad (I) y otro nivel dependien-
22
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
1.2 Campos de aplicación
te de la intensidad (S); para el nivel S se dispone de una serie de curvas características de varios estándares.
Las funciones de protección contra cortocircuito —según la variante de pedido—
también pueden efectuar un disparo monopolar. También pueden trabajar coordinadamente con la función de reenganche automático (opcional) integrada, con la que
será posible efectuar en líneas aéreas breves interrupciones de carácter monopolar,
tripolar o monopolar y tripolar, así como varios ciclos de interrupción. Se puede comprobar en el equipo, antes de un reenganche y después de un disparo tripolar, la tolerabilidad del reenganche mediante el control de las tensiones y/o de sincronismo
(opción de pedido). Es posible conectar un equipo de reenganche automático externo
y/o controles de sincronización, así como un segundo equipo de protección con una
o dos funciones de reenganche automático.
Además de las funciones de protección contra cortocircuito mencionadas existen
otras funciones de protección. Se ha integrado una protección de sobrecarga térmica
que protege particularmente los cables y transformadores de potencia de un calentamiento excesivo por sobrecarga. También son posibles protecciones en varios niveles
de sobretensión, subtensión y de frecuencia, protección contra fallo del interruptor de
potencia, protección contra las influencias de oscilaciones de potencia (al mismo
tiempo efectiva como bloqueo de sobreoscilación para la protección de distancia).
Para la rápida detección del lugar de la avería tras un cortocircuito, se ha integrado
un localizador de errores múltiples, en el que pueden ser compensadas también las
influencias de líneas paralelas y de la resistencia de fallo con flujo de carga.
Funciones de
mando
El equipo dispone de una función de mando, con la cual es posible conectar y desconectar las unidades de conmutación mediante teclas operacionales, con la interface
de sistema, vía entradas binarias y mediante el PC y el programa de mando DIGSI.
Mediante los contactos auxiliares de los interruptores y las entradas binarias del
equipo se registran retroavisos de los estados de conexión. Con esto se pueden observar en el equipo los estados de conexión actuales y utilizarlos para el control de
plausibilidad y bloqueos. El número de los elementos de subestación a controlar está
limitado solamente por las entradas y salidas disponibles del equipo como también
por su parametrización designada para los retroavisos de posición de interruptores.
Por cada elemento de subestación se necesitan una (aviso simple) o dos entradas binarias (aviso doble). La autorización de mando puede ser limitada por condiciones correspondientes para la autoridad de mando (remota o local) y el modo de conmutación
(bloqueado/desbloqueado, con o sin código de acceso). Las condiciones de bloqueo
para la conmutación (p.ej. protección fallo de conmutación) pueden ser determinadas
mediante la función lógica integrada definible por el usuario.
Avisos y valores de
medida;
Memorización de
valores de falta
Los avisos de servicio informan sobre los estados en la instalación y del mismo
equipo. Existe la posibilidad de visualizar durante el servicio y transmitir a través de
las interfaces los valores de medición y los valores, que se han calculado a partir de
estos valores de medición.
Avisos del equipo pueden ser visualizados en un determinado número de LEDs en la
tapa frontal (configurable), pueden seguir siendo procesados externamente a través
de contactos de salida (configurable), pueden ser vinculados con funciones lógicas,
que pueden ser definidas por el usuario, y/o pueden ser emitidos a través de interfaces seriales (véase más abajo en Comunicación).
Durante una perturbación (fallo en la red) se registran eventos importantes y cambios
de estado en los protocolos de faltas. Igualmente se registran los valores instantáneos
de la perturbación en el equipo y quedan disponibles para un análisis de falta posterior.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
23
1 Introducción
Los valores del fallo son sincronizados mediante la conexión de comunicación en los
extremos.
Comunicación
Los interfaces seriales están disponibles para comunicaciones con sistemas de PCs,
RTUs y SCADA.
Un conector DSUB de 9 polos en la parte frontal sirve para la comunicación local con
un PC. Por medio del programa de servicio DIGSI de SIPROTEC 4 se pueden efectuar a través de este interface de servicio todas las operaciones de servicio y de evaluación, tales como el ajuste y la modificación de los parámetros de proyección y de
ajuste, la configuración de funciones lógicas definidas por el usuario, la lectura de
avisos de servicio y de casos de perturbaciones así como de valores de medición, la
lectura y la reproducción de registros de valores de perturbación, la consulta de
estados del equipo y de valores de medición, la emisión de mandos de control.
Para el establecimiento de una amplia comunicación con otros dispositivos de operador, de control y de memoria digitales se encuentran — según la variante de pedido
— otras interfaces en el equipo.
Como interface de servicio puede ser utilizados interfaces RS232 ó RS485 y también
permite una comunicación por módem. De esta manera, es posible hacer operaciones de servicio desde un lugar remoto con un ordenador personal y el programa de
servicio DIGSI, si por ejemplo varios equipos deben ser administrados desde un ordenador personal central.
La interface de sistema sirve para la comunicación central entre el equipo y el sistema
de control. Éste también podrá ser conectado mediante RS232 ó RS485, o bien, por
fibra óptica. Para la transmisión de datos se dispone de varios protocolos estandarizados. Con un módulo EN100 se puede llevar a cabo la integración de los equipos en
redes de comunicación Ethernet de 100 MBit de técnica de mando y automatización
de operaciones industriales según IEC 61850. En paralelo a la integración en la
técnica de mando de operaciones industriales con este interface también es posible
realizar la comunicación con DIGSI y la intercomunicación de equipos con GOOSE.
Está prevista otra interface para la sincronización de tiempo del reloj interno, por
medio de fuentes de sincronización exteriores (IRIG-B o DCF77).
Otras interfaces posibilitan la comunicación entre los equipos en los extremos del
objeto protegido. Estas interfaces de datos de protección han sido mencionados anteriormente en Funciones de protección.
Mediante las interfaces operativa o de servicio se puede manejar el equipo de forma
remota o localmente con un navegador estándar. Esto se puede efectuar en la puesta
en marcha, la supervisión y también durante el servicio con los equipos en todos los
extremos del objeto a proteger mediante la red de comunicación. Para ello se dispone
de una herramienta de puesta en servicio "IBS-TOOL" especialmente optimizada para
el sistema de protección diferencial, pero que también refuerza la utilidad de la protección de distancia.
24
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
1.3 Propiedades
1.3
Propiedades
Propiedades
generales
• Sistema de microprocesador de 32 bit de gran potencia;
• Procesamiento completamente digital de los valores medidos y funciones de
mando, desde el muestreo y digitalización de las magnitudes de medida, pasando
por la preparación y gestión de las comunicaciones entre los equipos, hasta la decisión de desconexión de los interruptores de potencia.
• Aislamiento galvánico completo y a prueba de interferencias entre los circuitos de
procesamiento internos de los circuitos de medida, control y alimentación de la instalación mediante transformadores de medida, módulos binarios de entrada y
salida y convertidores de tensión continua o alterna;
• Sistema de protección para líneas con hasta seis extremos, también con transformador en la zona de protección (opción de pedido);
• Maniobra sencilla utilizando el panel de mando integrado o por medio de una conexión a un ordenador personal con programa de guía del operario.
• Almacenamiento de datos operacionales, datos de fallo y mediciones instantáneas
para el registro oscilográfico de fallos.
Protección
diferencial
• Protección diferencial para hasta 6 extremos con trasmisión digital de datos de protección;
• Protección para todo tipo de cortocircuitos en redes con cualquier conexión en el
neutro;
• Distinción fiable entre condiciones de carga y condiciones de cortocircuito, también
con faltas de alta impedancia de corriente débil por procedimiento de medición
adaptiva;
• Alta sensibilidad durante una condición de baja carga, extrema estabilidad contra
cambios de carga y oscilaciones de potencia;
• Medición selectiva por fase, con ello sensibilidad de respuesta independiente de la
clase de fallo;
• Apropiado para transformadores en la zona de protección (variante de pedido);
• Detección de fallos alta impedancia con corrientes débiles debido a la alta sensibilidad de las funciones de protección;
• Insensibilidad contra corrientes de cierre y de carga — también con transformadores en la zona protegida — y contra procesos de compensación de altas frecuencias.;
• Compensación de intensidad de carga; con ello una mayor sensibilidad de respuesta;
• Alta estabilidad también en caso de diferente comportamiento en la transmisión de
los transformadores de intensidad;
• Estabilidad adaptiva automáticamente derivada de los valores medidos y la información configurada del transformador de intensidad;
• También es posible la desconexión rápida, por fases, también en un extremo de
línea sin alimentación o con baja alimentación (arrastre de interruptor);
• Baja dependencia de la frecuencia debido al rastreo de frecuencia;
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
25
1 Introducción
• Transmisión digital de datos de protección; comunicación de los equipos entre sí a
través de conexiones de comunicación dedicados (generalmente cables de fibra
óptica) o una red de comunicaciones.
• Comunicación posible a través de una red ISDN o a través de un solo par de hilos
de cobre (hasta aprox. 15 km, dependiendo del tipo de cable utilizado);
• Supervisión permanente de la transmisión de datos protegidos para evitar fallos,
paradas u oscilaciones de los tiempos de ejecución, en la red de comunicaciones,
con seguimiento automático de los tiempos de ejecución;
• Conmutación automática del canal de comunicación en caso de falta o perturbación transitoria en el canal principal (con topología en anillo con 7SD5*3);
• Opción de disparo por fase (para funcionamiento con breve interrupción monopolar
o monopolar y tripolar) (variante de pedido).
Protección de
distancia (opcional)
• aplicable opcionalmente como protección paralela a la protección diferencial o
como función de protección principal;
• Protección para todo tipo de cortocircuitos en redes con neutro con puesta a tierra,
compensado o aislado;
• opcionalmente, característica de disparo poligonal o característica MHO;
• opcionalmente excitación Z, I>-, U/I- o excitación U/I/ϕ permiten la adaptación a diferentes condiciones de red y a las consideraciones del usuario;
• Distinción fiable entre condiciones de carga y condiciones de cortocircuito, también
en líneas largas con alta capacidad de carga;
• Alta sensibilidad durante una condición de baja carga, extrema estabilidad contra
cambios de carga y oscilaciones de potencia;
• adaptación mediada a las condiciones de línea mediante curvas características del
disparo con diversos parámetros formales y „cono de carga“ (sección de la posible
impedancia con carga normal);
• 6 sistemas de medición para cada zona de distancia;
• 6 zonas de distancia, opcionalmente en dirección hacia adelante, hacia atrás o no
direccionales, una de ellas aplicable como zona de solapamiento;
• 9 niveles de tiempo para las zonas de distancia;
• Determinación direccional (en polígonos), o bien, polarización (con característica
MHO) con tensiones ajenas al cortocircuito y acumulación de tensión, así como
sensibilidad direccional dinámica ilimitada y no influida por los procesos de compensación de transformador de tensión capacitivo;
• apropiado para líneas con compensación en serie;
• insensible a la saturación del transformador de corriente;
• es posible una compensación de la influencia de la línea paralela;
• el tiempo de orden más corto posible, claramente por debajo de un período;
• Opción de disparo por fase (para funcionamiento con breve interrupción monopolar
o monopolar y tripolar);
• disparo sin retardo al conectar sobre un cortocircuito;
• es posible dos pares de ajuste individuales para la adaptación de la impedancia a
tierra
26
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
1.3 Propiedades
Estado de
oscilación
(opcional)
• Registro de oscilación por medio de una medición dZ/dt con tres sistemas de medición;
• Registro de oscilación con una frecuencia de oscilación mínima de 7 Hz;
• efectivo también durante una interrupción breve monopolar;
• Programas de oscilación ajustables;
• Prevención de un disparo no deseado por medio de la protección a distancia
durante oscilaciones pendulares en la red;
• adicionalmente parametrizable para un disparo en caso de una desincronización.
Teleprotección
(opcional)
• diferentes procedimientos ajustables;
• arrastre (PUTT, a través de una zona de solapamiento ajustable separadamente);
• conexiones de comparación (POTT, procedimiento de liberación o de bloqueo,
como zona de solapamiento separada);
• bloqueo protección piloto/posterior (con tensión continúa para conexiones locales
o líneas extremadamente corta);
• apropiada para líneas con dos o tres extremos;
• es posible una transmisión separada por fases en líneas con dos extremos;
• intercambio señal entre equipos a través de entradas y salidas binarias, opcionalmente reforma directa a través de los contactos del equipo o a través de interfaces.
Protección de faltas
a tierra
(opcional)
• Protección temporizada de sobreintensidad con 3 niveles independientes (I) y un
nivel dependiente de la corriente (S) para faltas a tierra de alta impedancia en redes
con puesta a tierra;
• Para la protección en S se cuenta con varias características basadas en varios estándares;
• el nivel S también puede ser ajustado como cuarto nivel independiente;
• alta sensibilidad (es posible, dependiendo del modelo, a partir de 3 mA);
• estabilización de corriente de fase contra corrientes residuales en una saturación
de transformador de corriente;
• Estabilización de conexión con segundo armónico;
• opcionalmente protección contra faltas a tierra con tiempo de disparo dependiente
de tensión homopolar, o con tiempo de disparo dependiente de potencia homopolar;
• Cada nivel direccional o no direccional puede ser ajustado en dirección hacia adelante o hacia atrás;
• es posible un disparo monopolar mediante el selector de fase integrado;
• Determinación direccional con magnitudes del sistema homopolar (I0, U0), con
corriente homopolar y corriente de neutro de transformador (I0, IY), con magnitudes
de sistema invertido (I2, U2) o con potencia homopolar (3I0 · 3U0);
• uno o más niveles pueden trabajar juntos con una transmisión de señal, apropiado
también para líneas con tres extremos;
• es posible un disparo sin temporización con cualquier nivel al conectar en un
cortocircuito.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
27
1 Introducción
Disparo en el
extremo de línea
sin alimentación o
con alimentación
débil (opción)
• es posible en colaboración con un esquema de teleprotección;
Disparo directo y
remoto externos
• Disparo del extremo de línea local desde un equipo externo a través de una entrada
binaria;
• permite una desconexión rápida en ambos extremos de la línea, también si existe
solamente una baja alimentación en uno de ambos extremos.
• existe la posibilidad de un disparo separado por fases y de una breve interrupción
monopolar (ejecución con un disparo monopolar).
• Disparo del extremo de línea remoto, de las funciones de protección internas o de
un equipo externo a través de una entrada binaria (con teleprotección).
Transmisión de
informaciones
• Transmisión de valores medidos desde todos los extremos del objeto protegido con
magnitud y fase;
• Transmisión de hasta 4 comandos rápidos a todos los extremos (variante de
pedido);
• Transmisión de hasta 24 señales binarias adicionales a todos los extremos
remotos (variante de pedido).
Protección
temporizada de
sobreintensidad
• opcionalmente como función de emergencia en la caída de las funciones principales debido al fallo en la comunicación de datos de protección y/o las tensiones de
medida, también aplicable como función de protección de reserva;
• Hasta un máximo de tres niveles independientes (I) y un nivel dependiente de la
intensidad (S), para corrientes de fase y corrientes de tierra;
• Para la protección en S se cuenta con varias características basadas en varios estándares;
• Opciones de bloqueo, por ejemplo, para un bloqueo posterior con cualquier nivel;
• es posible un disparo sin temporización con cualquier nivel al conectar en un
cortocircuito;
• Protección contra fallo de terminal: disparo rápido en fallos entre el transformador
de corriente y el seccionador de línea (si se dispone de señal de posición de seccionador); también especialmente apropiado para instalaciones con una disposición de interruptor de potencia de 11/2.
Desconexión
rápida para
corrientes de alta
intensidad
• Disparo rápido para cualquier tipo de perturbación a lo largo del tramo de la línea.
• opcionalmente en el caso de una conexión manual o en el caso de cualquier otro
tipo de conexión del interruptor de potencia;
• Con detección de conexión integrada.
Automatismo de
reenganche
(opcional)
• Para reenganche después de una desconexión monopolar, tripolar o monopolar y
tripolar;
• Uno o varios reenganches (hasta 8 intentos);
• Con tiempos independientes de operación para cada intento reenganche,
opcionalmente sin tiempos de operación;
• Con tiempos de pausa independientes tras una desconexión monopolar y tripolar,
independiente para los primeros cuatro intentos de reenganche;
28
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
1.3 Propiedades
• Con la opción de una pausa adaptable sin tensión: en este caso, sólo un equipo
controla los ciclos de interrupción, mientras que en el otro extremo de la línea (o en
los otros extremos de la línea), el reenganche solamente depende de el equipo
controlador. Como criterio se utiliza la medición de tensión y/o la orden de conexión
transmitida (CON-Inter).
• controlado opcionalmente por la excitación de protección con tiempos muertos independientes según que la excitación sea monopolar, bipolar o tripolar.
• como sesión con pausa adaptable sin tensión y supervisión de tensión inversa.
Control de
sincronización y de
conexión
(opcional)
• Control de las condiciones de sincronismo antes de una reconexión y después de
una desconexión tripolar;
• una medición rápida de la diferencia del valor de la tensión Udif, de la diferencia del
ángulo de fase ϕdif así como de la diferencia de la frecuencia fdif;
• Alternativamente un control del estado sin tensión antes de la reconexión;
• Posibilidad de conexión bajo condiciones asíncronas de la red con un cálculo
previo del momento de sincronización;
• Tensión mínima y máxima ajustable;
• Posibilidad de control de las condiciones de sincronismo o del estado sin tensión
también antes de una conexión manual del interruptor de potencia, con valores
límite separados;
• Posibilidad de medición también por medio de un transformador;
• Tensiones de medición opcionalmente fase-fase o fase-tierra.
Protección de
tensión (opcional)
• Dos niveles de sobretensión para las tensiones fase-tierra;
• Dos niveles de sobretensión para las tensiones fase-fase;
• Dos niveles de sobretensión para el sistema de arrastre de las tensiones,
opcionalmente con composición;
• Dos niveles de sobretensión para el sistema invertido de las tensiones;
• Dos niveles de sobretensión para el sistema homopolar de las tensiones o para
cualquier otra tensión monofásica;
• Condiciones de reposición ajustables para las funciones de protección contra sobretensiones;
• Dos niveles de subtensión para las tensiones fase-tierra;
• Dos niveles de subtensión para las tensiones fase-fase;
• Dos niveles de subtensión para el sistema de arrastre de las tensiones;
• Criterio de corriente ajustable para las funciones de protección contra subtensiones.
Protección de
frecuencia
(opcional)
• Supervisión con respecto a una caída por debajo de la frecuencia (f<) y/o con
respecto a un exceso (f>) de frecuencia con 4 valores límite de frecuencia independientemente ajustables y con períodos de retardo correspondientes;
• especialmente insensible a los armónicos y a abruptos cambios de fase;
• Amplio ámbito de frecuencia (desde alrededor de 25 Hz hasta 70 Hz).
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
29
1 Introducción
Localizador de
fallos
• opcionalmente, localización de fallos unilateral (convencional) o bilateral a través
de la interface de comunicación;
• Inicio de la orden de disparo o reposición de la excitación;
• Información de salida del localizador de fallos en ohmios, kilómetros o millas y %
de la longitud de la línea;
• Información de salida también es posible en código BCD (decimal codificado binariamente);
• Compensación de línea paralela (opcional);
• Teniendo en cuenta la corriente bajo carga en cortocircuitos a tierra monofásicos
alimentados por ambos lados (parametrizable);
• Considerando la asimetría y las diferentes secciones de las líneas.
Protección contra
fallo del interruptor
de potencia
• Con niveles independientes de intensidad para supervisión de flujo de intensidad a
través de cada polo del interruptor de potencia;
• Con niveles de tiempo de supervisión independientes para disparo monopolar y tripolar;
• arranque de la orden de disparo de cada función de protección integrada;
• Inicio por las funciones de disparo externo, posible;
• Temporización en uno o dos escalones;
• Breves tiempos de reposición y de seguimiento.
• Posibilidad de protección contra fallo en terminal y supervisión de la sincronía de
polos del interruptor.
Protección de
sobrecarga térmica
• Permite una replica térmica de las pérdidas actuales de calor del objeto protegido;
• Valores efectivos de medición de las tres intensidades de fase;
• Niveles de alarma térmica ajustables dependiente de la intensidad.
Funciones lógicas
definibles por el
usuario (CFC)
• Vínculos programables para señales internas y externas para implementar las funciones lógicas definidas por el usuario;
• todas las funciones lógicas comunes;
• Retardos y consultas sobre valores límites.
Puesta en marcha,
funcionamiento,
mantenimiento
• Indicación de valores de medida locales y remotos, según magnitud y posición de
fase;
• Visualización de las corrientes diferenciales y de estabilización calculadas;
• Indicación de los valores medidos del enlace de comunicación, como tiempo de
transmisión y disponibilidad;
• Posibilidad de dar de baja un equipo del sistema de protección de línea durante los
trabajos de mantenimiento en un extremo y de utilizar modos de prueba y de
puesta en marcha.
30
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
1.3 Propiedades
Tratamiento de
órdenes
• Conexión y desconexión de unidades de conmutación por medio de una operación
manual a través de teclas de control, a través de teclas funcionales programables,
a través del la interfaz de sistema (por ejemplo de SICAM o de LSA) o a través del
interface de operador (por medio del ordenador personal y por medio del programa
de servicio DIGSI);
• Retroaviso de los estados de conmutación a través de los contactos auxiliares del
interruptor (en el caso de mandos con función de retroaviso);
• Control de plausibilidad de las posiciones del interruptor y las condiciones de
bloqueo para la maniobra de conmutación.
Funciones de
supervisión
• Supervisión de los circuitos internos de medida, de la alimentación de tensión
auxiliar y del hardware y software, garatizando mayor fiabilidad;
• Control de los circuitos secundarios de los transformadores de intensidad y tensión
mediante supervisión de sumas y simetrías;
• Supervisión de comunicación con estadística de telegramas de transmisión no
conforme;
• Verificación de consistencia de los valores ajustados en todos los extremos de la
línea: Bloqueo de la protección diferencial en el caso de ajustes inconsistentes que
pudieran ocasionar un mal funcionamiento del sistema de protección diferencial;
• Es posible una supervisión del circuito de disparo;
• Verificación de los valores medidos locales y remotos y comparación de ambos;
• Supervisión de cortes de fase en los circuitos secundarios con bloqueo rápido selectivo por fase del sistema de protección de línea para evitar una sobrefunción;
• Supervisión de corte de la tensión de medida por Fuse-Failure-Monitor.
Otras funciones
• Reloj memorizado con batería, sincronizable a través de una señal de sincronización (DCF77, IRIGB, GPS mediante receptor satélite), entrada binaria o interface
de
sistema.
• Sincronización automática de la hora entre los equipos en los extremos del objeto
a proteger a través de la comunicación de protección.
• Cálculo e indicación permanente de los valores medidos de funcionamiento en la
pantalla frontal. Indicación de valores medidos de la terminal, o terminales, de la
línea.
• Memoria de avisos para los últimos 8 fallos de la red (averías en la red), con
asignación de tiempo real (resolución 1ms);
• Almacenamiento y transmisión de valores del fallo para el listado de averías con un
rango máximo de tiempo de 15 s, sincronizado entre los equipos del sistema de
protección de línea;
• Estadística de conmutación: Recuento de órdenes de disparo y de conmutación
iniciadas por el equipo, así como protocolo de datos de cortocircuitos y acumulación de las corrientes de cortocircuito desconectadas;
• Posibilidad de comunicación con dispositivos centrales de control y de registro en
memoria a través de interfaces seriales (según la variante de pedido), opcionalmente a través de una conexión RS485, módem o cable de fibra óptica.
• Ayudas de puesta en servicio tales como verificación de conexión y sentido así
como verificación del interruptor de potencia;
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
31
1 Introducción
• Amplio apoyo para la prueba y la puesta en marcha del PC o del Laptop mediante
la herramienta de puesta en marcha "IBS TOOL": representación gráfica en la pantalla de la topología de comunicación del sistema de protección de línea y de comunicación, de los diagramas vectoriales de todas las corrientes y, si es aplicable,
tensiones en todos los extremos del sistema de protección de línea, así como las
curvas características de protección diferencial y de distancia.
■
32
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2
Funciones
En este capítulo se explican en forma breve las diferentes funciones del equipo
SIPROTEC 7SD5. Se muestran las posibilidades de ajuste para cada función en la
capacidad máxima. Aquí se dan indicaciones para determinar los valores de ajuste y
— cuando es necesario — se exponen fórmulas.
Además se puede determinar, en base a las siguientes informaciones, cual de las
funciones ofrecidas debe ser utilizada.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.1
Información General
35
2.2
Interfaces de datos de protección y topología de datos de protección
76
2.3
Protección diferencial
91
2.4
Interdisparo y disparo remoto de interruptor
109
2.5
Protección de distancia
113
2.6
Detección de penduleo
174
2.7
Teleprotección para protección de distancia
182
2.8
Prot.cortocirc. tierra alta resistencia
213
2.9
Prot.cortocirc.tierra dispos. señal adic
241
2.10
Disparo con alimentación débil (opcional)
259
2.11
Disparo local transferido
269
2.12
Transmisión de señales y comandos
271
2.13
Localizador de fallos
274
2.14
Protección de sobreintensidad de tiempo
279
2.15
Reenganche automático
296
2.16
Control de sincronismo
330
2.17
Protección de tensión
342
2.18
Protección de frecuencia
360
2.19
Localizador de fallos
367
2.20
Protección fallo del interruptor
378
2.21
Protección sobrecarga
396
2.22
Funciones de supervisión
401
2.23
Control de funciones y prueba del interruptor de potencia
422
33
2 Funciones
34
2.24
Funciones adicionales
443
2.25
Procesamiento de mandos
467
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.1 Información General
2.1
Información General
Unos cuantos segundos después de que el equipo es encendido, la pantalla inicial
aparece en el display. En 7SD5 se representan los valores medidos.
La configuración de las funciones del equipo se efectúa por medio de DIGSI desde el
ordenador personal. El modo de proceder se aclara detalladamente en el manual de
sistema de SIPROTEC 4. Para modificar los parámetros de configuración en el
equipo es necesario introducir el código de acceso No. 7 (para juego de parámetros).
Sin el código se pueden leer los ajustes pero no modificarlos ni transmitirlos al equipo.
Los parámetros de función, es decir, opciones de función, valores límite, etc., pueden
ser introducidos mediante el panel de control frontal del equipo, o por medio del interface operacional o de servicio de un PC con la ayuda del software DIGSI. Se requiera
la contraseña de nivel 5 (parámetros individuales).
En esta sección general se describen qué ajustes en el equipo reflejan la interacción
entre su instalación de mando, sus puntos de medición (transformador de corriente y
de tensión), las conexiones analógicas del equipo y las variadas funciones de protección del equipo.
Primeramente, (subcapítulo 2.1.1) debe determinar que funciones de protección
quiere aplicar; pues no todas las funciones integradas en el equipo son necesarias,
tienen sentido o son posibles para una aplicación concreta.
Después introducir algunos datos generales de la red (frecuencia) informe al equipo
(subcapítulo 2.1.2) sobre las propiedades del objeto proteger. Entre ellos encuentran
los datos nominales de la instalación y transformadores de medida, polaridad y conexión de los valores medidos.
Para la protección principal del equipo, la protección diferencial, está con ello descrito
el objeto proteger. Para las otras funciones de protección (por ejemplo, protección de
distancia de reserva) seleccione qué magnitudes y cómo deben ser tratadas.
Aprenderá a ajustar los datos del interruptor de potencia y ciertas nociones sobre los
grupos de parámetros y su utilización.
Finalmente, podrá ajustar datos generales que no dependen de las funciones de protección.
2.1.1
Capacidad funcional
2.1.1.1
Configuración de la capacidad funcional
El equipo 7SD5 dispone de una serie de funciones de protección y de funciones adicionales. La capacidad del hardware y del firmware están adaptadas a estas funciones. Aparte de esto, las funciones de mando se pueden adaptar a las condiciones de
la instalación. Además, mediante la configuración es posible activar o desactivar funciones determinadas o modificar la funcionalidad conjunta de las mismas.
Ejemplo de configuración de la capacidad de funciones:
Una instalación de mando posee derivaciones con líneas aéreas y transformadores.
La localización de fallos sólo debe efectuarse en las líneas aéreas. Por lo tanto, en
equipos con derivaciones de transformador esta función es „desconfigurada“.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
35
2 Funciones
Las funciones de protección y adicionales disponibles se pueden configurar como
disponible o no disponible. En algunas funciones también se puede
seleccionar entre diferentes alternativas que se explicarán más adelante.
Las funciones que están configuradas como no disponible, no se procesan en el
7SD5: No existen avisos y los parámetros de ajuste correspondientes (funciones,
valores límite) no se consultan al efectuar los ajustes.
Nota
Las funciones disponibles y los preajustes dependen de la variante de pedido del
equipo.
2.1.1.2
Control de las funciones de protección principales
Protección diferencial y de distancia
Si según la versión de pedido la protección de distancia está contenida en la
protección de línea 7SD5, el equipo puede ser empleado en tres modos diferentes:
1. Protección diferencial con protección de distancia
2. sólo protección diferencial
3. sólo protección de distancia
En el modo 1 la protección de distancia trabaja paralelamente a la protección diferencial. Ambas protecciones han sido configuradas en este modo (dirección 112 PROT.
DIF.; dirección 115 DISTANC.fas/fas, dirección 116 DISTANC.fas/tie o bien
dirección 117 ARR DIS) y pueden ser conectadas y desconectadas a través de las
direcciones 1201 PROT.DIF. y 1501 PROT.DISTANCIA. Si se desconecta o
bloquea la protección diferencial, la protección de distancia continuará funcionando
libremente.
También puede emplear la protección diferencial sin la protección de distancia (modo
2, direcciones 115, 116 y 117 = no disponible). El equipo se comporta entonces
como una protección diferencial de línea normal.
En el modo 3 la protección diferencial no está configurada (dirección 112 PROT.
DIF. = no disponible), la protección de distancia es entonces la protección principal (siempre que ésta haya sido activada).
2.1.1.3
Indicaciones de ajuste
Determinación de
la capacidad
funcional
Los parámetros de configuración pueden ser introducidos mediante un PC y el programa de servicio DIGSI por la interfaz operacional en la tapa frontal del equipo o por
la interfaz de servicio trasera. Podrá encontrar más información acerca de DIGSI en
la descripción del sistema SIPROTEC 4 /1/.
Para modificar los parámetros de configuración en el equipo es necesario introducir
el código de acceso n.° 7 (para el juego de parámetros). Sin el código se pueden leer
los ajustes pero no modificarlos ni transmitirlos al equipo.
El número de funciones y, en caso dado, otras alternativas posibles se adaptan a las
condiciones de la instalación en cuadro de diálogo Capacidad funcional.
En general, los ajustes se aclaran por sí mismos. Las particularidades se aclaran a
continuación.
36
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.1 Información General
Protección
diferencial
La protección diferencial y también la protección de distancia, pueden ser configuradas individualmente como funciones principales.
Si la protección diferencial es la función principal del equipo, entonces PROT. DIF.
(dirección 112) se ajusta a disponible. Esto se refiere también a las funciones adicionales de la protección diferencial tal como el arrastre del interruptor.
Para la comunicación de las señales de protección a uno o varios equipos, cada
equipo dispone de una o dos interfaces de datos de protección (opción de pedido). El
tratamiento de estas interfaces de datos de protección es esencial para la función del
sistema de protección de línea, es decir, la interacción de los equipos en los extremos
del objeto a proteger. En la dirección 145 podrá ajustar si se debe utilizar la interface
de datos de protección 1 INT 1, y en la dirección 146, la interface de activación 2
INT 2 (si está disponible). Para la utilización de la función de protección diferencial
es necesaria al menos una interface de datos de protección. Para un objeto a proteger
con dos extremos, se requiere al menos una interface de datos de protección para
cada equipo. En caso de más extremos se debe poder garantizar que todos los
equipos participantes estén comunicados directamente entre sí; o indirectamente a
través de otros equipos. Para más detalles sobre las posibilidades de comunicación
entre equipos, véase el capítulo 2.2.1 Topología de datos de protección.
El número de equipos (dirección 147 NÚM. EQUIPOS) debe coincidir con el número
de puntos de medición en los límites del objeto a proteger. Tenga en cuenta que cada
bloque de transformadores de intensidad, que limita al objeto a proteger, cuenta. Así,
por ejemplo, la línea en la figura 2-1 tiene tres puntos de medición y con ellos tres
equipos, porque está limitada por tres bloques de transformadores de intensidad. En
principio existe la posibilidad de utilizar sólo 2 equipos, para ello, los bloques de transformadores de intensidad 1 y 2 deben estar conectados en paralelo por el lado secundario y conducidos a un equipo. En este caso, en un cortocircuito externo, que tendría
como consecuencia una alta corriente de cortocircuito a través de los bloques de
transformadores 1 y 2, la protección diferencial no estaría estabilizada.
Figura 2-1
Objeto a proteger con 3 puntos de medición y 3 equipos
Si el equipo está conectado a transformadores de medida de tensión, ésto se deberá
indicar en la dirección 144 TRANSF. U. Sólo con transformadores de tensión conectados pueden ser utilizadas las funciones dependientes de la tensión, como por ejemplo, la protección de distancia.
Si hay un transformador de potencia en la zona protegida, ésto se deberá indicar en
la dirección 143 TRAFO (opción del pedido). Los datos del transformador propiamente
dicho se consultan entonces durante la parametrización de los datos de protección
generales (véase el capítulo 2.1.4.1 bajo el subtítulo „Datos de topología con transformador en zona de protección“, opcional).
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
37
2 Funciones
Si desea configurar la protección diferencial con compensación de corriente de carga,
deberá indicarlo en la dirección 149 COMP. I carga.
Protección de
distancia
La protección de distancia en 7SD5, configurada como función de protección principal
o en conjunto con la función de protección diferencial, dispone, según la variante del
pedido, de una serie de procedimientos de excitación de los cuales se puede seleccionar el procedimiento óptimo para las condiciones de red correspondientes. Si el
equipo dispone según el código de pedido exclusivamente de excitación de impedancia (7SD5***-*****-*E** y 7SD5***-*****-*H**) puede seleccionar con que curva característica de disparo debe trabajar la función de protección de distancia; en la dirección
115 para sistemas de medida fase-fase DISTANC.fas/fas y en la dirección 116
para sistemas de medida fase-tierra DISTANC.fas/tie. Se puede elegir entre
curvas características de disparo poligonal Polígono y curvas características MHO
MHO. En los capítulos 2.5.2 y 2.5.3 se encuentran explicadas detalladamente los procedimientos de medición y las curvas características. Puede efectuar elecciones diferentes en ambas direcciones separadamente. Si el equipo sólo será utilizado con
bucles fase-tierra o sólo con bucles fase-fase, entonces la función no es necesaria y
se ajusta a no disponible.
Con las variantes de pedido 7SD5***-*****-*D** y 7SD5***-*****-*G** tendrá otras opciones de procedimientos de excitación. Las características de este procedimiento
están descritas detalladamente en el capítulo 2.5.1.
Si la intensidad de la corriente de cortocircuito es un criterio fiable para la diferenciación entre un caso de cortocircuito y un régimen de carga (incluido sobrecarga tolerable), ajuste de la dirección 117 ARR DIS = ARR.I (excitación de sobreintensidad).
Si se necesita además la caída de tensión como criterio de excitación, seleccione el
ajuste ARR.U-I (excitación de corriente dependiente de la tensión). Para líneas de
alta capacidad de carga de alta y de muy alta tensión, el ajuste ARR U-I-ϕ (excitación de corriente dependiente de la tensión y ángulo) puede ser necesario. Con el
ajuste excitación de IMPEDANCIA, los criterios de excitación se basan en los ajustes
de zonas de distancia más lejanas. Si ajusta la dirección 117 ARR DIS = no disponible, la protección de distancia y todas las funciones dependientes de ella no
estarán a disposición.
Tenga en cuenta que la oscilación pendular (véase también capítulo 2.6) sólo puede
trabajar en interacción con la excitación IMPEDANCIA. Por lo demás, está inactiva
aunque ajuste la dirección 120 DETEC. pendul. = disponible.
Si la función de protección de distancia debe ser complementada con un procedimiento de transmisión de señal, puede seleccionar en la dirección 121 DIST.transmis.
el procedimiento deseado. Puede elegir entre el procedimiento de arrastre con excitación Teleprot. ARR y con zona de solapamiento Teleprotección, el procedimiento de transmisión de señal Sobrealcance, el procedimiento de comparación direccional Compar. direcc., el procedimiento de desbloqueo Desbloqueo, el
procedimiento de bloqueo Bloqueo, así como el procedimiento a través de conductores de control Prot.lín.piloto y Bloqueo reverso (bloqueo posterior). Si no
desea utilizar un procedimiento de transmisión de señal con la protección de distancia, ajuste no disponible.
38
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.1 Información General
Otras
peculiaridades
Si desea utilizar la función de conmutación de grupos de parámetros, ajuste la dirección 103 CAMBIO GRUPARÁM como disponible. En este caso se podrán ajustar
hasta cuatro grupos diferentes de parámetros de función para los ajustes de función
que durante el funcionamiento se podrán conmutar de forma rápida y fácil (véase
también el capítulo 2.1.3). Con el ajuste no disponible sólo tendrá a disposición
un grupo de parámetros.
La dirección 110 AUTORIZ.DISP 1P solamente es válida para equipos capaces de
disparos monopolares o tripolares. Ajuste mono-/tripolar, si se desea también un
disparo monopolar cuando se trabaje con reenganche automático monopolar o monopolar/tripolar. Para ello es condición necesaria que exista un automatismo de reenganche interno o se utilice un equipo de reenganche exterior. Además, es preciso que
el interruptor de potencia sea adecuado para control monopolar.
Nota
Si ha modificado la dirección 110, debe guardar primeramente esta modificación mediante OK y abra de nuevo el cuadro de diálogo, ya que hay otras posibilidades de
ajuste que dependen de la elección que se haga en la dirección 110.
El acoplamiento externo (dirección 122 ACOPLAM. EXTERN) se refiere al acoplamiento de una orden de disparo del interruptor de potencia local procedente de un
equipo exterior.
Con la dirección 125 FUENTE DEBIL se puede seleccionar una ampliación a los
procedimientos de transmisión de señal. Con el ajuste disponible se indica el
método clásico para eco y disparo con una alimentación débil. Con el ajuste Lógica
n.° 2 la función se conmuta a la especificación francesa. Este ajuste sólo se encuentra disponible en equipos con la variante de pedido para la región de Francia (sólo
modelo 7SD5***-**D** ,o bien, décimo lugar del número de pedido = D).
Para la protección de sobreintensidad temporizada puede ajustar en la dirección 126
SOBREINTENSIDAD según qué grupo de curvas características debe trabajar. En
adición a la protección de sobreintensidad temporizada (I) independiente (dependiendo de la variante de pedido), se puede configurar una protección de sobreintensidad
temporizada dependiente de la intensidad, que trabaje o bien según una curva característica ICE (S/I.curva ICE) o según una curva característica ANSI (S/I.curva ANSI). Las diferentes curvas características están representadas en los datos
técnicos. Naturalmente se puede renunciar también a la protección de sobreintensidad temporizada (no disponible).
También para la protección temporizada de sobreintensidad puede ajustar en la dirección 131 FALTAS a tierra en función de qué grupo de curvas características debe
trabajar. Además de la protección temporizada de sobreintensidad independiente (I),
de hasta tres niveles, se puede configurar también, dependiendo de la variante de
pedido, un nivel de cortocircuito a tierra dependiente de la intensidad, que trabaje, o
bien, con una curva característica según la norma ICE (S/I.curva ICE), con una
curva característica ser un la norma ANSI (S/I.curva ANSI) o con una curva característica logarítmica inversa (S/It.def.inv.lo). Si no necesita una curva característica dependiente de la intensidad, puede utilizar el nivel denominado normalmente „dependiente de la intensidad“ como cuarto nivel independiente (S/I. t
def.). Como alternativa, puede seleccionar una protección contra cortocircuitos a
tierra dependiente de la tensión homopolar U0 inversa (sólo para la región de Alemania, décimo lugar en el número de pedido = A) o una protección contra la potencia
homopolar, sr. inversa (sólo para la región de Francia, décimo lugar del número de
pedido = D). Las diferentes curvas características están representadas en los datos
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
39
2 Funciones
técnicos. Naturalmente, se puede renunciar también a la protección contra cortocircuitos a tierra (no disponible).
Si utiliza la protección contra cortocircuitos a tierra, puede complementarlo con un
procedimiento de transmisión de señal. De la dirección 132 F/T transmis. puede
seleccionar el procedimiento deseado. A disposición se encuentran el procedimiento
de comparación direccional Compar. direcc., el procedimiento de desbloqueo
Desbloqueo y el procedimiento de bloqueo Bloqueo. Estos procedimientos están
descritos detalladamente en el capítulo 2.9. Si no desea utilizar un procedimiento de
transmisión de señal con la protección contra cortocircuito a tierra, ajuste no disponible.
Si el equipo dispone de un automatismo de reenganche, entonces tienen importancia
las direcciones 133 y 134. El reenganche automático sólo está permitido en líneas
aéreas. En todos los demás casos está prohibido utilizarla. Si el objeto protegido
consta de una mezcla de líneas aéreas y de otros medios de servicio (p. ej. líneas
aéreas en bloque con un transformador o líneas aéreas/cable), se debe asegurar que
el reenganche sólo pueda producirse en el caso de un fallo en la línea aérea. Si en la
derivación, para la cual se emplea el 7SD5 no se desea reenganche, o si para el reenganche se emplea exclusivamente un equipo externo, se deberá ajustar la dirección
133 REENGANCHE AUTO como no disponible.
En los demás casos, se ajustará allí el número de intentos de reenganche deseados.
Se puede seleccionar de 1 ciclo RE hasta 8 ciclos RE. También se puede
ajustar PTA (pausa adaptable sin tensión); en este caso, el comportamiento del reenganche automático depende de los ciclos del extremo opuesto. Al menos uno de los
extremos de la línea se debe configurar el número de ciclos y este extremo debe disponer de una alimentación segura. El otro extremo, o los demás extremos en caso de
líneas de más de dos extremos, pueden trabajar con pausa adaptable sin tensión. Las
explicaciones detalladas figuran en el capítulo 2.15.
El RE Modo función en la dirección 134 permite un máximo de cuatro opciones.
Por una parte se puede determinar si el desarrollo de los ciclos de interrupción viene
determinado por la situación de fallo de la excitación de las funciones de protección
que provocan el disparo (sólo para disparo tripolar) o por la clase de orden de disparo. Por otra parte, el reenganche automático puede trabajar con o sin tiempo activo.
El ajuste DESC ... (con orden de desconexión ..., preajuste) resulta preferible, si
están previstos y son posibles ciclos de interrupción monopolares o mono/tripolares.
En este caso son posibles distintos tiempos de pausa (para cada ciclo de interrupción), después de desconexión monopolar por una parte y de desconexión tripolar por
otra. La función de protección que provoca la activación determina la clase de desconexión: monopolar o tripolar. En función de esto se controla el tiempo de pausa.
El ajuste EXCIT ... (con excitación ...) sólo es posible y visible si ha de efectuarse
exclusivamente disparo tripolar, es decir, o bien si la variante de equipo solamente es
adecuada para disparo tripolar de acuerdo con la designación del pedido, o si solamente está configurado el disparo tripolar (dirección 110 AUTORIZ.DISP 1P = sólo
tripolar, véase más arriba). En este caso se pueden ajustar para los ciclos de interrupción tiempos de pausa distintos según que el fallo sea mono-, bi- o trifásico. Lo
determinante en este caso es la situación de excitación de las funciones de protección en el momento en el que desaparece la orden de disparo. Este régimen de
trabajo permite que también en los ciclos de interrupción tripolares, los tiempos de
pausa puedan depender de la clase de fallo. El disparo es siempre tripolar.
El ajuste ... y Tact ( con ... tiempo de actuación), facilita un tiempo de actuación para
cada ciclo de interrupción. Este tiempo se inicia de nuevo por la excitación general de
todas las funciones de protección. Si transcurrido un tiempo de actuación todavía no
se dispone de ninguna orden de disparo no se puede llevar a cabo el correspondiente
40
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.1 Información General
ciclo de interrupción. Para más aclaraciones véase el capítulo 2.15. En el caso de protección con tiempo escalonado se recomienda este ajuste. Si la función de protección
con la que deba trabajar el reenganche no dispone de una señal de excitación general
para el comienzo de los tiempos de acción, se debe elegir un ajuste ... sin Tact (... sin
tiempo de actuación).
Con la dirección 137 PROT. TENSIÓN se puede activar la protección de tensión con
diferentes niveles de protección de subtensión o sobretensión. En especial para la
protección contra sobretensiones con el sistema de secuencia positiva de las tensiones de medición es posible, mediante un devanado en compound integrado, calcular
la tensión en otros extremos alejados de la línea. Esto es muy práctico sobre todo en
líneas de transmisión largas, cuando en un estado sin carga o con una carga débil
una sobretensión en el otro extremo de la línea (efecto de Ferranti) provoca un
disparo del interruptor de potencia local. En este caso ajuste la dirección 137 PROT.
TENSIÓN a Exist. c. Comp. (presente con devanado en compound). ¡Pero no
utilice el devanado en compound en líneas con condensadores longitudinales!
Para la localización de fallos puede determinar en la dirección 138 LOCALIZADOR
FLT además de disponible y no disponible también que la distancia a la avería
se emita (con salida BCD) mediante un código BCD (4 Bit unidad, 4 Bit decena y
1 Bit centena, así como 1 Bit „validación de dato“). Un correspondiente número de
relés de salida (n.° 1143 a 1152 en la matriz de configuración) debe estar a disposición
y configurados. Para la localización de fallos bilateral, la dirección 3807 Loc.por 2
Lados debe estar configurada a Activar. Tenga en cuenta que con la dirección 160
SECT.Lín.LOC.F indica en cuantas secciones está dividido el trayecto de línea (por
ejemplo, cable-línea aérea).
En la supervisión del circuito de disparo se deberá indicar bajo la dirección 140 SUPER.CIRC.DISP cuántos relés de disparo se deben supervisar: 1o. círculo, 2o.
círculo o 3o. círculo, siempre y cuando no renuncie a su uso (no disponible).
2.1.1.4
Dir.
Visión general de los parámetros
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
103
CAMBIO GRUPARÁM
no disponible
disponible
no disponible
Cambio grupo de parámetros
110
AUTORIZ.DISP 1P
sólo tripolar
mono-/tripolar
sólo tripolar
Autorización para disparo
monopolar
112
PROT. DIF.
disponible
no disponible
disponible
Protección diferencial
115
DISTANC.fas/fas
Polígono
MHO
no disponible
Polígono
Protección distancia lazos fasefase
116
DISTANC.fas/tie
Polígono
MHO
no disponible
Polígono
Protección distancia lazos fasetierra
117
ARR DIS
IMPEDANCIA
ARR.I
ARR.U-I
ARR U-I-ϕ
no disponible
IMPEDANCIA
Arranque de la protección de
distancia
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
41
2 Funciones
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
120
DETEC. pendul.
no disponible
disponible
no disponible
Detección de penduleo
121
DIST.transmis.
Teleprotección
Teleprot. ARR
Sobrealcance
Compar. direcc.
Desbloqueo
Bloqueo
Bloqueo revers.
Prot.lín.piloto
no disponible
no disponible
Prot.dist.dispositivo adicional
transmis
122
ACOPLAM. EXTERN
no disponible
disponible
no disponible
Acoplamiento externo
124
DESCONEX.rápida
no disponible
disponible
no disponible
Desconexión rápida
125
FUENTE DEBIL
no disponible
disponible
Lógica n.°. 2
no disponible
Disparo por fuente débil
126
SOBREINTENSIDAD
no disponible
S/I.curva ICE
S/I.curva ANSI
S/I.curva ICE
Protección sobreintensidad de
tiempo
131
FALTAS a tierra
no disponible
S/I.curva ICE
S/I.curva ANSI
S/It.def.inv.lo
S/I. t def.
U0 inversa
Sr inversa
no disponible
Prot. faltas a tierra alta resistencia
132
F/T transmis.
Compar. direcc.
Desbloqueo
Bloqueo
no disponible
no disponible
Prot.faltas/tier.dispositivo
adic.transm
133
REENGANCHE AUTO 1 ciclo RE
2 ciclos re
3 ciclos RE
4 ciclos RE
5 ciclos RE
6 ciclos RE
7 ciclos RE
8 ciclos RE
PTA
no disponible
no disponible
Reenganche automático (RE)
134
RE Modo función
ARR y T efect.
ARR sin T efec.
DISP y T efect.
DISP sin T efec
DISP sin T efec
Modo de función del RE
135
CONTRL.SINC
no disponible
disponible
no disponible
Control de sincronismo para
reenganche
136
PROT. FRECUENC.
no disponible
disponible
no disponible
Protección de frecuencia
42
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.1 Información General
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
137
PROT. TENSIÓN
no disponible
disponible
Exist. c. Comp.
no disponible
Protección de tensión
138
LOCALIZADOR FLT
no disponible
disponible
con salida BCD
no disponible
Localizador de fallos
139
PROT. FALLO
no disponible
disponible
no disponible
Protección de fallo del interruptor
disponible con 3I0>
140
SUPER.CIRC.DISP
no disponible
1o. círculo
2o. círculo
3o. círculo
no disponible
Supervisión circuito de disparo
142
SOBRECARGA
no disponible
disponible
no disponible
Protección de sobrecarga
143
TRAFO
No
Si
No
Transformador en el campo de
protección
144
TRANSF. U
sin conexión
conectado
conectado
Transformador de tensión
145
INT 1
disponible
no disponible
disponible
Interface efectivo 1
146
INT 2
no disponible
disponible
no disponible
Interface efectivo 2
147
NÚM. EQUIPOS
2 equipos
3 equipos
4 equipos
5 equipos
6 equipos
2 equipos
Número de equipos
148
SINC. GPS
disponible
no disponible
no disponible
Sincronización GPS
149
COMP. I carga
disponible
no disponible
no disponible
Compensación de intensidad de
carga
160
SECT.Lín.LOC.F
1 Sección
2 Secciones
3 Secciones
1 Sección
Sectores de línea p. localizador
faltas
2.1.2
Datos de la planta
El equipo necesita algunos datos de la red y del equipo, para adaptar sus funciones
a estos datos dependiendo de la utilización. A lo cual pertenecen, por ejemplo, los
datos nominales del equipo y del transformador de medida, polaridad y conexión de
los parámetros de medición, de ser necesario, características del interruptor de circuito y similares. Además, existe una serie de parámetros de función que están asignados en conjunto, es decir no a una función de protección, control o supervisión. Estos
datos de equipo 1, en general, solamente pueden ser modificados mediante PC y
DIGSI y se reseñan en este capítulo.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
43
2 Funciones
2.1.2.1
Indicaciones de ajuste
Polaridad de los
transformadores de
medición de
intensidad
En la dirección 201 Pto.EST.TI se consulta la polaridad del transformador de
intensidad, es decir la posición del punto de estrella del transformador (la figura
siguiente es válida en principio, para dos transformadores de intensidad). El ajuste
determina la dirección de medida del equipo (hacia adelante = en dirección de la
línea). El cambio de este parámetro causa también un cambio de polaridad en las
entradas de intensidad a tierra IE o bien IEE.
Figura 2-2
Valores nominales
de los tranformadores de medición de
intensidad
Polaridad de los transformadores de intensidad
En caso de transformadores de medición de intensidad conectados, se le informa al
equipo bajo las direcciones 203 UnPRIMARIA y 204 UnSECUNDAR acerca de las tensiones nominales primarias y secundarias (valores de línea) de los transformadores
de medición de intensidad bajo las direcciones 205 T.I.Inom Primar y 206 Inom
Secun.Equi acerca de las intensidades nominales primarias y secundarias de los
transformadores de medición de intensidad (fases).
La dirección 206 Inom Secun.Equi tiene que coincidir con la intensidad nominal
del equipo; de lo contrario, un arranque del sistema del procesador viene a ser imposible.
Los datos correctos del primario son condición necesaria para poder calcular los
datos correctos del primario en los valores de servicio medidos. Si el equipo está configurado con valores primarios utilizando DIGSI, estos datos primarios son un requerimiento indispensable para la operación libre-de-fallo del equipo.
En caso de que la protección diferencial estuviera proyectada como función de protección principal sin función de protección a distancia, la protección diferencial no precisa, por principio, tensiones de medición. Sin embargo, es posible conectar tensiones. Estas tensiones permiten la visualización y la protocolización de las tensiones,
el cálculo de potencias y una localización de fallos. Eventualmente pueden servir
también en caso de una reconexión automática para la determinación de la tensión
de la línea. Durante la configuración de las funciones del equipo (capítulo 2.1.1) se ha
fijado, si el equipo debe trabajar con o sin tensiones de medición.
44
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.1 Información General
Conexión de
tensión
El equipo tiene cuatro entradas de medición de tensión, tres de las cuales se conectan
al conjunto de transformadores de tensión. Para la cuarta entrada de tensión U4 hay
varias posibilidades:
• Conexión de la entrada U4 al arrollamiento en triángulo abierto e-n del conjunto de
transformadores de tensión:
Entonces se ajusta la dirección 210: TRANSFORM. U4 = Transform-Uen.
En caso de conexión a los arrollamientos e–n del conjunto de transformadores de
medida de tensión, la relación de transformación de tensión de los transformadores
es normalmente
Entonces el factor Uf/Uen (tensión secundaria, dirección 211 Uf/Uen Transfor)
se debe fijar a 3/√3 = √3 ≈ 1.73. Para otras relaciones de transformación, por ejemplo, para formar la tensión de desplazamiento a través de un bloque de transformadores de medida intercalado, hay que corregir debidamente el factor. Este factor es
importante si el 3U0> nivel de protección es aplicado así como para la supervisión
de valor de medida y la escala de valores de medida y perturbación.
• Conexión de la U4 entrada a la tensión de barra colectora para la ejecución de la
supervisión de sincronismo:
Entonces se ajusta la dirección 210: TRANSFORM. U4 = Transform.Usinc.
Con la dirección 215 Ulín/Ubar TR se puede adaptar una transformación que
difiera. En la dirección 212 CONEX. Usin. se comunica al equipo qué tensión de
la barra colectora está conectada para la supervisión de sincronismo. El equipo selecciona entonces automáticamente la tensión de derivación correspondiente. Si
entre los dos puntos de medición para el sincronismo — o sea, entre el transformador de tensión de derivación y el de la barra colectora — no hay ningún medio de
trabajo que haga girar la fase, entonces la dirección de parámetro 214 ϕ UbarUlín no es necesaria. Este ajuste es solamente posible mediante DIGSI en otros
parámetros. Sin embargo, si se encuentra interconectado un transformador de potencia, hay que adaptar el grupo vectorial. Aquí se evalúa el ángulo de fase Ultg
hacia Uss como positivo.
Ejemplo: (véase también la figura 2-3)
Barra colectora
400 kV primario, 110 V secundario,
Derivación
220 kV primario, 100 V secundario,
Transformador
400 kV / 220 kV, Grupo vectorial Dy(n) 5
El grupo vectorial del transformador está definido desde el lado de alta tensión
hacia el lado de baja tensión. Los transformadores de tensión de derivación en este
ejemplo son los del lado de baja tensión del transformador. Como el equipo „mira“
desde los transformadores de derivación, el ángulo 5 · 30° (según grupo vectorial)
es negativo, es decir, -150°. Para obtener un ángulo positivo, se suma 360°:
Dirección 214: ϕ Ubar-Ulín = 360° - 150° = 210°.
Debido a que los transformadores de tensión de barra colectora, bajo condiciones
funcionales nominales primarias, trasmiten 110 V al lado secundario, mientras que
la tensión nominal de los transformadores de derivación conducen 100 V
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
45
2 Funciones
secundarios, se deberá adaptar esta diferencia correspondientemente:
Dirección 215: Ulín/Ubar TR = 100 V/110 V = 0,91.
Figura 2-3
Tensión de las barras colectoras, medida por medio del transformador
• Conexión de la entrada U4 a una tensión cualquiera UX, que pueda ser procesada
por la protección de sobretensión:
Entonces se ajusta la dirección 210: TRANSFORM. U4 = Transform.-UX.
• Si no se necesita la entrada U4, entonces se ajusta:
Dirección 210 TRANSFORM. U4 = sin conexión.
También en este caso el factor Uf/Uen Transfor (dirección 211, véase más
arriba) es importante, puesto que es utilizado para la escala de los valores medidos
y los valores de fallo.
46
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.1 Información General
Conexión de
corriente
El equipo tiene cuatro entradas de corriente de medición, tres de las cuales se conectan al bloque de transformadores de intensidad de fase. Para la cuarta entrada de intensidad I4 existen diversas posibilidades:
• Conectar la entrada I4 a la corriente de derivación a tierra del punto de estrella del
bloque de transformadores de medida de intensidad de la línea que se trata de proteger (conexión normal):
Entonces se ajusta la dirección 220: TRANSFORM. I4 = Línea propia y
dirección 221 TRANSFORM.I4/If = 1.
• Conexión de la entrada I4 a un transformador de medida de intensidad de falta a
tierra independiente de la línea que se trata de proteger (p ej., transformador de
medida de intensidad suma, o transformador de medida toroidal).
Entonces se ajusta la dirección 220: TRANSFORM. I4 = Línea propia y la
dirección 221 TRANSFORM.I4/If se ajusta a:
Eso vale sin tener en cuenta si el equipo dispone para I4 de una entrada de intensidad de medición normal o de un transformador sensible (eventualmente de un
transformador IE para la protección contra cortocircuitos a tierra).
Ejemplo:
Transformador de medida de intensidad de fase 500 A/5 A
Transformador de corriente de tierra 60 A/1 A
• Conexión de la entrada I4 a la corriente de tierra de una línea paralela para
compensación de línea paralela en protección de distancia y/o localización de fallo:
Entonces se ajusta la dirección 220: TRANSFORM. I4 = Línea paralela y
por regla general dirección 221 TRANSFORM.I4/If = 1.
Sin embargo, si el conjunto de transformadores de la línea paralela tiene una
transformación distinta que la línea a proteger, esto debe ser considerado en la
dirección 221:
Entonces se ajusta la dirección 220: TRANSFORM. I4 = Línea paralela y
dirección 221 TRANSFORM.I4/If = IN línea paralela / IN línea propia
Ejemplo:
Transformador de corriente de línea propia 1200 A
Transformador de corriente línea paralela 1500 A
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
47
2 Funciones
• Conexión de la entrada I4 en el neutro de un transformador, esto se utiliza
ocasionalmente para la determinación de dirección de la protección de cortocircuito
a tierra.
Entonces se ajusta la dirección 220: TRANSFORM. I4 = Punto estrella, y
dirección 221 TRANSFORM.I4/If se orienta según la relación de las transformaciones del neutro del transformador al juego de transformadores de la propia línea.
• Si no se precisa la entrada I4 entonces se ajusta:
Dirección 220 TRANSFORM. I4 = sin conexión,
entonces la dirección 221 TRANSFORM.I4/If no es relevante.
Para las funciones de protección se calcula en este caso la corriente homopolar a
partir de la suma de las corrientes de fase.
Frecuencia
Nominal
La frecuencia nominal de la red se ajusta en la dirección 230 FRECUENCIA NOM.. El
valor preajustado en fábrica según la variante de construcción sólo deberá modificarse si el equipo va a ser utilizado en un campo de aplicación diferente al configurado
para al pedido. Se pueden ajustar 50 Hz o 60 Hz.
Punto de estrella de
la red
En caso de que la protección a distancia estuviera proyectada como función de protección principal o en relación a la función de protección diferencial, entonces tiene
importancia el tratamiento del punto de estrella de la red para un procesamiento correcto de cortocircuitos a tierra y de cortocircuitos a tierra dobles. Análogamente hay
que ajustar para la dirección 207 PTO.ESTRELL.RED = puesto a tierra, compensado o aislado. Para redes de baja resistencia, que están puestas a tierra de
forma („semirrígida“), hay que ajustar el parámetro puesto a tierra.
Unidad de longitud
La dirección 236 DIM. LOC. FALTA permite, establecer la unidad de longitud (km o
Millas) para las indicaciones de localización de fallo. Si se utiliza la función de devanado en compound de la protección de tensión, entonces se calcula con la longitud
de la línea y la capacidad por unidad de longitud, la capacidad total de la línea. Si el
devanado en compound no es utilizado y no hay una localización de fallo, este parámetro es irrelevante. Con el cambio de la unidad de longitud no se supone una conversión automática de los valores de ajuste que dependa de esta unidad de longitud.
Éstos deberán ser introducidos nuevamente en las direcciones válidas correspondientes.
Formato de la
adaptación de
impedancia a tierra
La condición fundamental para el cálculo correcto de la distancia de cortocircuitos
(protección de distancia, localización de fallo) en cortocircuitos con derivación a tierra,
es la adaptación de las relaciones de impedancia a tierra de la línea. En la dirección
237 FORMATO Z0/Z1 determina qué formato de entrada quiere utilizar. Puede elegir
entre la utilización de las relaciones RE/RL,XE/XL o el complejo factor de impedancia a tierra K0. El ajuste de los factores de impedancia a tierra se lleva a cabo en los
datos de planta 2 (véase sección 2.1.4).
Tiempo propio del
interruptor de
potenc.
El tiempo propio de reacción de cierre del interruptor de potencia T IP CIERRE en
la dirección 239 es necesario, si se deben hacer conexiones con el equipo bajo
condiciones de red asíncronas, ya sea con cierre manual o mediante reenganche automático después de la desconexión tripolar; o en ambos casos. Entonces el equipo
calcula el momento de la orden de conexión de tal manera que en el momento de
cierre, en los polos del interruptor las tensiones sean sincrónicas en fase.
48
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.1 Información General
Duración de la
orden
En la dirección 240 se ajusta la duración mínima de la orden de disparo TMin.Orden
Disp. Ésta es válida para todas las funciones de protección y mando que pueden
provocar un disparo. También determina la duración de la orden de disparo durante
la prueba del interruptor mediante el equipo. Este ajuste es solamente posible mediante DIGSI en otros parámetros.
En la dirección 241 se ajusta la duración máxima de la orden de conexión TMax.Orden Disp. Es válida para todas las órdenes de conexión del equipo. También determina la duración de un impulso de cierre durante la prueba del interruptor mediante
el equipo. Debe ser suficientemente largo para que el interruptor de potencia pueda
efectuar la conexión de forma fiable. No hay riesgo si se establece un tiempo demasiado largo, porque la duración de la orden de conexión es interrumpida tan pronto
como una función de protección dispare el interruptor de potencia otra vez. Este
ajuste es solamente posible mediante DIGSI en otros parámetros.
Prueba del interruptor de potencia
7SD5 permite la prueba del interruptor de potencia durante el funcionamiento, mediante una orden de desconexión y conexión desde el panel frontal o mediante DIGSI.
La duración de las órdenes de disparo se establece como se explica más arriba. La
dirección 242 PRUEBA T. PAUSA determina el tiempo desde el final de la orden de
desconexión hasta el comienzo de la orden de cierre durante esta prueba. No debería
ser inferior a 0,1 s.
Línea característica
del transformador
de intensidad
El principio básico de la protección diferencial supone que todas las intensidades, que
fluyen en un objeto a proteger sin fallos, adquieren el valor cero, después de haberlas
sumado. En caso de que los conjuntos de los transformadores de intensidad mostraran fallos de traducción diferentes en los extremos de línea en la gama de sobreintensidad, la suma de corriente en las intensidades secundarias puede adquirir valores
considerablemente altos a causa de una saturación en caso de intensidades de cortocircuitos pasantes. Estos valores pueden fingir la existencia de un cortocircuito interno. Las medidas contenidas en el equipo 7SD5 contra un comportamiento erróneo
en caso de una saturación del transformador de intensidad trabajan perfectamente, si
se le ha comunicado a la función de protección el comportamiento de traducción de
los transformadores de intensidad.
A tal efecto, se ajustan los datos característicos de los transformadores de intensidad
así como de sus circuitos secundarios (compare también figura 2-19 en el capítulo
2.3). En muchos casos, el preajuste por defecto puede ser utilizado. Este preajuste
por defecto tiene en cuenta los datos de transformadores de intensidad de protección
típicos.
El factor de sobreintensidad nominal de los transformadores de intensidad y la potencia nominal PN son normalmente indicados en la placa de potencia de los transformadores de intensidad. Estas indicaciones se refieren a las condiciones nominales (intensidad nominal, carga nominal). Por ejemplo (según la norma VDE 0414 / parte 1 o
según la norma ICE 60044)
Transformador de intensidad 10P10; 30 VA → n = 10; PN = 30 VA
Transformador de intensidad 10P10; 20 VA → n = 20; PN = 20 VA
El factor de sobreintensidad de servicio n' se calcula de los datos nominales y de la
carga secundaria efectiva P':
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
49
2 Funciones
con
n' =.
Factor de sobreintensidad de servicio (factor de sobreintensidad
efectivo)
n' =.
Factor de sobreintensidad nominal de los transformadores de intensidad (indicador detrás de la letra P)
PN = .
Carga nominal de los transformadores de intensidad [VA] en el caso
de intensidad nominal
Pi = .
Carga propia de los transformadores de intensidad [VA] en el caso de
intensidad nominal
P' = .
Carga efectivamente conectada (equipos + líneas secundarias) [VA]
en el caso de intensidad nominal
La carga propia de los transformadores de intensidad figura normalmente en el protocolo de revisión. En caso de que la carga propia estuviera desconocida, entonces
es posible calcularla aproximadamente de la resistencia de corriente continua Ri del
arrollamiento secundario.
Pi ≈ Ri · IN2
La relación entre el factor de sobreintensidad de servicio y el factor de sobreintensidad nominal n'/n se ajusta bajo la dirección 251 N_S/N_N.
El fallo del transformador en caso de una intensidad nominal es ajustado bajo la dirección 253 E con N_S/N_N añadiendo un factor de seguridad. Coincide con la „diferencia de medición de corriente con una intensidad de medición primaria F1“ según
la norma VDE 0414 / parte 1 o según la norma ICE 60044. Es del 3% para un transformador 5P, y es del 5% para un transformador 10P.
El fallo del transformador en caso de un factor de sobreintensidad nominal es ajustado
bajo la dirección 254 E con N_N añadiendo un factor de seguridad. Se calcula del
valor de los datos del transformador delante de la letra P.
La tabla 2-1 muestra una relación de los transformadores de intensidad de protección
comunes con sus datos característicos y con las recomendaciones de ajuste correspondientes.
50
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.1 Información General
Tabla 2-1
Recomendaciones de ajuste para los datos del transformador de corriente
Categorí
a de
transfor
mador
Norma
5P
IEC 60044-1
Traducción
Ángulo
Fallo en el
factor de
sobreintensidad
nominal
1,0 %
± 60 min
3,0 %
Recomendaciones de ajuste
Dirección
251
Dirección
253
Dirección
254
≤5%
≤ 1,50 1)
3,0 %
10,0 %
—
≤ 10 %
≤ 1,50
1)
5,0 %
15,0 %
0,5 %
± 30 min
ε ≤ 10 %
≤ 1,50 1)
1,0 %
15,0 %
TPY
1,0 %
± 30 min
ε ≤ 10 %
≤ 1,50
1)
3,0 %
15,0 %
TPZ
1,0 %
± 180 min
± 18 min
ε ≤ 10 %
(solamente I∼)
≤ 1,50 1)
6,0 %
20,0 %
10P
TPX
1)
Fallo en la intensidad
nominal
IEC 60044-1
PX
IEC 60044-1
BS: Clase X
≤ 1,50 1)
3,0 %
10,0 %
C100
hasta
C800
ANSI
≤ 1,50 1)
5,0 %
15,0 %
Si n'/n ≤ 1,50, ajuste = valor calculatorio, si n'/n > 1,50, ajuste = 1,50
Por medio de estos datos, el equipo aproxima la línea característica del transformador
y calcula de esta línea la estabilización (véase también capítulo 2.3).
Ejemplo de cálculo:
Transformador de intensidad 5P10; 20 VA
Traducción 600 A / 5 A
Carga propia 2 VA
Líneas secundarias 4 mm2 Cu.
Longitud 20 m
Equipo 7SD5 , IN = 5 A
Carga con 5 A, 0,3 VA
La resistencia de las líneas secundarias viene a ser (con la resistencia específica para
cobre ρCu = 0,0175 Ωmm2/m)
En este caso, se está partiendo del caso menos favorable que la corriente (como en
el caso del fallo monofásico) fluye y regresa por medio de líneas secundarias (factor
2). A partir de este caso se calcula la potencia con una intensidad nominal IN = 5 A con
Pl = 0,175 Ω · (5 A)2 = 4,375 VA
La carga completa conectada se compone de la carga de las líneas de alimentación
y de la carga del equipo:
P' = 4,375 VA + 0,3 VA = 4,675 VA
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
51
2 Funciones
Por consiguiente, resulta para la relación de los factores de sobreintensidad
Según la tabla arriba mencionada, se debe ajustar la dirección 251 en 1,5, si el valor
calculatorio es mayor que 1,5. De ahí resultan los valores de ajuste:
Dirección 251 N_S/N_N = 1,50
Dirección 253 E con N_S/N_N = 3,0
Dirección 254 E con N_N = 10,0
Los preajustes por defecto corresponden a los transformadores de intensidad 10P
con carga nominal.
Se sobreentiende que hacen solamente aquellos ajustes sentido en los cuales la dirección 253 E con N_S/N_N es ajustada con un valor inferior al valor de la dirección
254 E con N_N.
Transformador con
regulación de la
tensión
Si un transformador de potencia con una regulación de tensión se encuentra en la
gama de protección, es preciso tener en cuenta que se produce ya durante el servicio
estacionario una intensidad diferencial, que depende del nivel de la intensidad y de la
posición del posicionador escalonado. Como se trata de un fallo, que depende proporcionalmente de la intensidad, es recomendable tratarlo como un fallo del transformador de intensidad adicional. Calcule la intensidad errónea máxima en los límites de
la gama de regulación y añada esta intensidad errónea (con relación a la intensidad
media de la gama de regulación) sumándola con los fallos del transformador evaluados para las direcciones 253 y 254. Efectúe esta corrección solamente para el extremo, que está orientado hacia el lado regulado del transformador.
Ejemplo de cálculo:
Transformador.
YNd5
.
35 MV
.
110 kV / 25 kV
.
Lado Y regulado ±10 %
De ahí resultan:
Intensidad nominal con tensión nominal. IN = 184 A
Intensidad nominal con UN + 10 % . Imin = 167 A
Intensidad nominal con UN – 10 % . Imax = 202 A
La diferencia máxima de esta intensidad es
Hay que sumar la diferencia máxima δmax [en %] con los fallos del transformador
máximos arriba evaluados 253 E con N_S/N_N y 2 54 E con N_N.
Tenga en cuenta que esta diferencia se refiere a la intensidad media en caso de una
potencia aparente nominal por medio de una regulación de tensión y no a la intensidad nominal en caso de un tensión nominal. Hay que tener en cuenta una corrección
52
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.1 Información General
de los valores de ajuste correspondiente en el capítulo 2.1.4 bajo el punto „datos de
topología en el caso de un transformador en la gama de protección (opcionalmente)“.
2.1.2.2
Visión general de los parámetros
Las direcciones a las cuales se adjunta una "A", sólo son modificables mediante
DIGSI bajo "Otros parámetros".
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
201
Pto.EST.TI
Lado de línea
Lado de barra
Lado de línea
Punto estrella transformador
intensidad
203
UnPRIMARIA
0.4 .. 1200.0 kV
400.0 kV
Tensión nom. primaria del
transformador
204
UnSECUNDAR
80 .. 125 V
100 V
Tensión nom. secundar. del
transformador
205
T.I.Inom Primar
10 .. 5000 A
1000 A
Intensidad nom. primaria de
transformador
206
Inom Secun.Equi
1A
5A
1A
Intensidad nom. secund. del
equipo
207
PTO.ESTRELL.RED
puesto a tierra
compensado
aislado
puesto a tierra
Tratamiento de punto estrella de
la red
210
TRANSFORM. U4
sin conexión
Transform-Uen
Transform.Usinc
Transform.-UX
sin conexión
Transformador U4, conectado
como
211
Uf/Uen Transfor
0.10 .. 9.99
1.73
Factor de adaptación Uf / Uen
212
CONEX. Usin.
L1-E
L2-E
L3-E
L1-L2
L2-L3
L3-L1
L1-E
Coordinación de lazos para
tens.de barra
214A
ϕ Ubar-Ulín
0 .. 360 °
0°
Adapt. angular Ubarra-Ulínea
(toma trafo)
215
Ulín/Ubar TR
0.50 .. 2.00
1.00
Factor de adaptación Ulín /
Ubarra
220
TRANSFORM. I4
sin conexión
Línea propia
Línea paralela
Punto estrella
Línea propia
Transformador I4, conectado
como
221
TRANSFORM.I4/If
0.010 .. 5.000
1.000
Factor adaptación, transform.
I4(I4/If)
230
FRECUENCIA NOM.
50 Hz
60 Hz
50 Hz
Frecuencia nominal de red
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
53
2 Funciones
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
236
DIM. LOC. FALTA
km
Millas
km
Dimensión para localización de
falta
237
FORMATO Z0/Z1
RE/RL,XE/XL
K0
RE/RL,XE/XL
Format. factores adapt. a
impedanc.a tier
239
T IP CIERRE
0.01 .. 0.60 s
0.06 s
Tiempo propio interrupt. potenc.
(Sinc)
240A
TMin.Orden Disp
0.02 .. 30.00 s
0.10 s
Tiempo mínimo de la orden de
disparo
241A
TMax.Orden Disp
0.01 .. 30.00 s
1.00 s
Duración máxima de la orden de
cierre
242
PRUEBA T. PAUSA
0.00 .. 30.00 s
0.10 s
Prueba interruptor: Tiempo de
pausa
251
N_S/N_N
1.00 .. 10.00
1.00
Cifra I-RTservicio/I-RT nominal
253
E con N_S/N_N
0.5 .. 50.0 %
5.0 %
Error con cifra I-RT servicio/I-RT
nom.
254
E con N_N
0.5 .. 50.0 %
15.0 %
Error con cifra de
sobreintensidad nom.
2.1.3
Cambio del grupo de parámetros
2.1.3.1
Fin del grupo de parámetro
Para los ajustes de función del equipo, se pueden ajustar hasta cuatro grupos diferentes de parámetros. Se pueden conmutar durante la operación in situ mediante el
campo de operación, entradas binarias, (si han sido clasificadas correspondientemente), mediante la interface de operación y de servicio desde un ordenador personal
o mediante la interface de sistema. Por razones de seguridad, no está permitida la
conmutación durante una avería en la red.
Un grupo de ajuste abarca los valores de parámetro de todas las funciones elegidas
que usted ha seleccionado en la planificación (capítulo 2.1.1.3) ajuste disponible
u otra opción activa. En los equipos 7SD5 se apoyan 4 grupos de ajuste independientes entre sí (grupo A hasta D). Representan un campo de función idéntico, pero
pueden contener valores de ajuste y opciones diferentes.
Emplean grupos de ajuste para guardar los ajustes de funciones respectivos para diferentes casos de uso y para que se pueden llamar rápidamente en caso de ser
necesario. Todos los grupos de ajuste están almacenados en el equipo. Sin embargo,
siempre solamente está activo un grupo de ajuste.
54
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.1 Información General
2.1.3.2
Indicaciones de ajuste
Generalidades
En caso de que usted no deseara conmutar entre diferentes grupos de parámetros,
sírvase ajustar solamente el grupo de parámetro A. En este caso, usted puede pasar
por alto el resto de este capítulo.
En caso de que usted deseara aprovechar la posibilidad de conmutación, usted tiene
que haber ajustado la conmutación de los grupos en CAMBIO GRUPARÁM = disponible (capítulo 2.1.1.3, dirección 103), al proyectar la capacidad funcional. Ahora,
los 4 grupos de parámetros A a D están a su disposición. A continuación, estos
grupos de parámetros serán parametrizados individualmente según su necesidad.
La manera adecuada de proceder, la forma de hacer copias de los grupos de parámetros o de volver a reponerlos en el estado de entrega inicial así como el modo de
proceder para una conmutación de servicio de un grupo de parámetros a otro están
definidos en la descripción de sistema SIPROTEC 4.
Por medio de 2 entradas binarias, usted tiene la posibilidad de una conmutación
externa entre los 4 grupos de parámetros.
2.1.3.3
Dir.
Visión general de los parámetros
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
301
ESTÁ ACTIVO
GRUPO A
GRUPO B
GRUPO C
GRUPO D
GRUPO A
Indicación del parámetro activo
302
ACTIVACIÓN
GRUPO A
GRUPO B
GRUPO C
GRUPO D
vía ENTR.BIN.
vía protocolo
GRUPO A
Activación del grupo de
parámetros
2.1.3.4
Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
-
P.-Grupo A
IntI
Grupo de parámetros A
-
P.-Grupo B
IntI
Grupo de parámetros B
-
P.-Grupo C
IntI
Grupo de parámetros C
-
P.-Grupo D
IntI
Grupo de parámetros D
7
>Par.selec.1
AI
>Selecc. grupo parámetros 1 (junto a 060)
8
>Par.selec.2
AI
>Selecc. grupo parámetros 2 (junto a 059)
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
55
2 Funciones
2.1.4
Datos Generales de planta 2
A los datos generales de protección (Datos generales 2) pertenecen los parámetros de función que están asignados a las funciones en general, es decir, no están
asignados a una función concreta de protección, supervisión o control. Al contrario del
anteriormente reseñado Datos de planta, se pueden conmutar con el grupo de
parámetro y ajustar en el campo de operación del equipo.
Para asegurar unos factores de conversión uniformes de los valores de medida para
IBS y centros de mando, se deberían ajustar iguales todas las magnitudes nominales
de servicio de los grupos de parámetros en Datos generales 2.
2.1.4.1
Indicaciones de ajuste
Valores nominales
del objeto a proteger en el caso de
líneas
Las indicaciones bajo este título marginal tienen solamente validez si ningún transformador se encuentra en la gama de protección del sistema de protección de líneas (variante de equipo ajustada sin opción de transformador o dirección 143 TRAFO = No,
capítulo 2.1.1.3).
Bajo la dirección 1103 UN-FUNC. PRIM., usted le comunica al equipo indicaciones
acerca de la tensión nominal primaria (interconectada) del medio de servicio a proteger. Este ajuste influye el porcentaje de las indicaciones de los valores de medición
de servicio.
La intensidad nominal primaria (dirección 1104 IN-FUNC. PRIM.) es la intensidad
del medio de servicio a proteger. En el caso de cables, usted puede basarse en la
permanente térmica. En el caso de líneas aéreas no se ha definido, por regla general,
una intensidad nominal. En este caso se le recomienda a usted seleccionar la intensidad nominal de los transformadores de intensidad (como bajo la dirección 205
T.I.Inom Primar, capítulo 2.1.2.1). En caso de que los transformadores de intensidad tuvieran en los extremos del objeto a proteger diferentes intensidades nominales, sírvase ajustar para todos los extremos la intensidad nominal más alta.
Este ajuste no influye solamente el porcentaje de la indicación de los valores de medición de servicio sino que tiene que ser de todos modos igual para cada extremo
del objeto a proteger porque viene a ser la base para la comparación de la intensidad en los extremos.
Datos de topología
en el caso del transformador en la
gama de protección
(opcionalmente)
Las indicaciones bajo este título marginal tienen solamente validez si la protección diferencial está proyectada como función principal y si un transformador se encuentra
en la gama de protección del sistema de protección de líneas (variante de equipo
ajustada con opción de transformador y dirección 143 TRAFO = Si, capítulo 2.1.1.3).
De lo contrario, se puede pasar por alto este capítulo.
Los datos de topología dan la posibilidad de poner todos los valores de medición en
relación con los datos nominales del transformador de potencia.
Bajo la dirección 1103 UN-FUNC. PRIM., usted le comunica al equipo indicaciones
acerca de la tensión nominal primaria (interconectada) del transformador. Se necesita
la tensión nominal de servicio también para el cálculo de los valores de referencia de
intensidad de la protección diferencial. Es, por lo tanto, imprescindible que usted
ajuste la tensión nominal correcta para cada extremo del objeto a proteger,
aunque no estén conectadas tensiones en el equipo.
Por regla general, usted debe seleccionar la tensión nominal del arrollamiento, que
está orientado hacia el equipo. Si un arrollamiento dispone, sin embargo, de una
gama de regulación de tensión, no utilice la tensión nominal del arrollamiento sino la
56
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.1 Información General
tensión, que corresponde a la intensidad media de la gama de regulación. De esta
manera, se logra minimizar las intensidades erróneas por medio de la regulación.
Ejemplo de cálculo:
Transformador.
YNd5
.
35 MVA
.
110 kV / 25 kV
.
Lado Y regulado ±10 %
De ahí resultan para el arrollamiento regulado (110 kV):
Tensión máxima .
Umax = 121 kV
Tensión mínima.
Umin = 99 kV
Tensión a ajustar (dirección 1103).
La potencia de referencia POTENCIA RELAT. (dirección 1106) viene a ser en el
caso de los transformadores y en el caso de otras máquinas directamente la potencia
aparente nominal primaria. En el caso de transformadores con más de dos arrollamientos, sírvase indicar el arrollamiento con la potencia aparente nominal más alta.
Como potencia de referencia es imprescindible indicar para cada extremo del
objeto a proteger el mismo valor porque viene a ser la base para la comparación
de la intensidad en los extremos.
Es preciso introducir siempre la potencia como valor primario aunque el equipo esté
por regla general parametrizado en valores secundarios. A partir de la potencia de
referencia, el equipo calcula independientemente la corriente nominal primaria del
medio de servicio a proteger.
El grupo de conmutación GRUPO VECTOR. I (dirección 1162) viene a ser el del
transformador, o sea siempre visto desde el equipo. El equipo, que es utilizado en el
lado de referencia del transformador, por lo tanto, por regla general, el equipo en el
lado de la tensión superior tiene que seguir teniendo la cifra 0 (preajuste por defecto).
Para el/los otro/s arrollamiento(s) hay que indicar la cifra del grupo de conmutación
correspondiente.
Ejemplo:
Transformador Yy6d5
En el lado Y se ajusta: GRUPO VECTOR. I = 0,
en el lado Y se ajusta: GRUPO VECTOR. I = 6,
en el lado d se ajusta: GRUPO VECTOR. I = 5.
Si se selecciona otro arrollamiento como arrollamiento de referencia, por ejemplo el
arrollamiento d, hay que tener eso correspondientemente en cuenta:
En el lado Y se ajusta: GRUPO VECTOR. I = 7 (12 - 5),
en el lado Y se ajusta: GRUPO VECTOR. I = 1 (6 - 5),
en el lado d se ajusta: GRUPO VECTOR. I = 0 (5 - 5 = 0 = lado de referencia).
La dirección 1161 GRUPO VECTOR. U es, por regla general, ajustada igual que la
dirección 1162 GRUPO VECTOR. I.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
57
2 Funciones
Si el grupo de conmutación del transformador es adaptado con medios externos, por
ejemplo porque transformadores de adaptación existentes se encuentran en el circuito de medición y deben seguir siendo utilizados, ajuste para todos los extremos
GRUPO VECTOR. I = 0. En este caso, la protección diferencial trabaja sin cálculo de
adaptación propio. Por otro lado, las tensiones de medición no estarían sometidas a
una adaptación por medio del transformador y, por consiguiente, no estarían calculadas e indicadas correctamente. La dirección 1161 GRUPO VECTOR. U elimina este
fallo. Indique aquí el grupo de conmutación efectivo del transformador siguiendo los
aspectos arriba mencionados.
La dirección 1162 GRUPO VECTOR. I es, por lo tanto, relevante para la protección
diferencial, mientras que la dirección 1161 GRUPO VECTOR. U sigue teniendo
validez como base para el cálculo de las tensiones de medición por medio del transformador.
Bajo la dirección 1163 PTO.ESTR. TRAFO usted ajusta si el punto de estrella del
transformador, que está orientado hacia el equipo, está puesto a tierra o no. En caso
de un punto de estrella puesto a tierra, el equipo elimina la corriente homopolar del
lado correspondiente, ya que, de lo contrario, esta corriente homopolar podría provocar funciones erróneas en caso de un cortocircuito a tierra fuera de la gama de protección.
Datos de línea
generales de la
protección de
distancia
Las indicaciones bajo este título marginal tienen solamente validez si la protección a
distancia está proyectada como función principal o como protección de reserva de la
protección diferencial.
El ajuste de los datos de línea se basa aquí en los datos comunes independientes del
escalonamiento concreto de protección de distancia.
El ángulo de la línea (dirección 1105 ÁNGULO IMP.LÍN.) puede ser determinado
con la constante de la línea. Se aplica:
con RL la resistencia real y XL la reactancia de la línea a proteger. Estos datos de línea
pueden ser aplicados para la línea completa o como valores relativos de longitud, ya
que los cocientes son independientes de la longitud. Para los cocientes no importa si
éstos son calculados con valores primarios o secundarios.
El ángulo de línea tiene un papel importante, por ejemplo, en la adaptación de la impedancia a tierra según la magnitud y ángulo o para el devanado en compound en la
protección contra sobretensión.
Ejemplo de cálculo:
110 kV Línea aérea 150 mm2 con los datos:
R'1 = 0,19 Ω/km
X'1 = 0,42 Ω/km
El ángulo de la línea se calcula a
En la dirección 1105 se ajusta ÁNGULO IMP.LÍN. = 66°.
La dirección 1540 PHI DIST. determina el ángulo de inclinación de la sección R del
polígono en la protección de distancia. Normalmente, aquí puede también ajustar el
ángulo de la línea como en la dirección 1105.
58
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.1 Información General
Los valores direccionales calculados en los valores medidos de servicio (potencia,
factor de potencia, trabajo y los valores mínimos, máximos, medios y límites basados
en ellos) están definidos normalmente como positivos en dirección al objeto a proteger. Esto presupone que la polaridad de la conexión para todo el equipo esté ajustada
correspondientemente en los datos de planta 1 (véase también „polaridad de los
transformadores de corriente“, dirección 201). Sin embargo, también es posible
ajustar la dirección „hacia adelante“ para las funciones de protección y la dirección positiva para las potencias etc. de formas diferentes, por ejemplo, para que el suministro
de potencia útil (de la línea a la barra colectora) sea mostrado como positivo. Ajuste
entonces en la dirección 1107 SIGNO MAT. P,Q la opción inverso. Con el ajuste
no inverso (ajuste previo) concuerda la dirección positiva de las potencias etc. con
la dirección „hacia adelante“ para las funciones de protección.
La cubierta de reactancia X' de la línea a proteger es introducida como valor relacionado X SEC/KM., o sea bajo la dirección 1111 en Ω/km si se ha indicado km como
unidad de longitud (dirección 236, véase capítulo 2.1.2.1 bajo „unidad de longitud“) o
en Ω/milla si se ha indicado como unidad de longitud millas. Análogamente se indica
la longitud de línea bajo la dirección 1113 LONGITUD LÍNEA en kilómetros o en
millas. Si, después de introducir la cubierta de reactancia bajo la dirección 1111 o la
longitud de línea bajo la dirección 1113, se cambia la unidad de longitud bajo la dirección 236, es preciso parametrizar aquí de nuevo los datos de la línea para la
unidad de longitud cambiada.
La cubierta de capacidad C' de la línea a proteger se necesita para la compensación
de corriente de carga, el localizador de fallos de dos lados y para la compoundización
en el caso de la protección contra sobretensión. Sin esta función no tiene ninguna importancia. Se introduce como valor relacionado CAP. LONG. y eso bajo la dirección
1112 en µF/km, si se ha indicado km como unidad de longitud (dirección 236, véase
capítulo 2.1.2.1 bajo „unidad de longitud“) o en µF/milla si se ha indicado millas como
unidad de longitud. Si, después de introducir la cubierta de reactancia bajo la dirección 1112 o la longitud de línea bajo la dirección 1113, se cambia la unidad de longitud bajo la dirección 236, es preciso parametrizar aquí de nuevo los datos de la línea
para la unidad de longitud cambiada.
Para el cálculo de la capacidad de un sistema de líneas, es preciso parametrizar la
longitud de línea completa, o sea la suma de todos los tramos parciales bajo la dirección 1114 LONG.TOT. LÍNEA. Esta indicación es necesaria en el caso de más de
dos extremos para la compensación de la corriente de carga.
Al parametrizar mediante ordenador personal y DIGSI se pueden introducir los
valores opcionalmente en magnitudes primarias. Si los valores primarios de transformador del transformador primario (U, I) están ajustados a su valor mínimo, entonces
los parámetros de valor en valores primarios sólo pueden ser ajustados aproximativamente. En estos casos, es preferible la parametrización en valores secundarios
Para transformar por cálculo los valores primarios en secundarios es válido:
Para la reactancia por longitud de una línea es válido correspondientemente:
siendo
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
NInt .
= Relación de los transformadores de intensidad
NTen .
= Relación de los transformadores de tensión
59
2 Funciones
Para la capacitancia por longitud es válido:
Dos ejemplos de cálculo:
A) 110 kV línea aérea 150 mm2 como anteriormente
R'1 .
= 0,19 Ω/km
X'1 .
= 0,42 Ω/km
C'.
= 0,008 µF/km
Transformador de intensidad. 600 A/1 A
Transformador de medida de tensión. 110 kV / 0,1 kV
La reactancia por longitud secundaria se obtiene de:
En la dirección 1111 se ajusta X SEC/KM. = 0,229 Ω/km.
La capacitancia por longitud secundaria se obtiene de:
En la dirección 1112 se ajusta CAP.
LONG. = 0,015 µF/km.
Adaptación de la
impedancia a tierra
La condición fundamental para el cálculo correcto de la distancia de cortocircuitos
(protección de distancia, localización de fallo) en cortocircuitos con derivación a tierra,
es la adaptación de las relaciones de impedancia a tierra de la línea. Ésta se efectúa
o por la introducción de la relación de resistencia efectiva RE/RL y la relación de reactancia XE/XL, o bien, indicando el complejo factor de impedancia a tierra K0. En la dirección 237 FORMATO Z0/Z1 se fija cuál de las posibilidades de entrada se aplica
(véase sección 2.1.2.1). Dependiendo de esto, aquí aparecerán sólo las direcciones
válidas.
Adaptación de impedancia a tierra
con factores escalares RE/RL y XE/XL
Si indicamos la relación de resistencia efectiva RE/RL y la relación de reactancia XE/XL
las direcciones 1116 a 1119 son determinantes. Las relaciones se determinan sólo
de manera formal y no son idénticas con la componente real e imaginaria ZE/ZL. ¡Un
cálculo complejo no es necesario! Los valores se obtienen de los datos de línea según
las formulas siguientes:
Relación de resistencia:
60
Relación de reactancia:
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.1 Información General
Aquí significan
R0 .
= Resistencia homopolar de la línea
X0 .
= Reactancia homopolar de la línea
R1 .
= Resistencia directa de la línea
X1 .
= Reactancia directa de la línea
Estos datos pueden ser aplicados para la línea completa o como valores relativos de
longitud, ya que los cocientes son independientes de la longitud. Para los cocientes
no importa si éstos son calculados con valores primarios o secundarios.
Ejemplo de cálculo:
110 kV Línea aérea 150 mm2 con los datos:
R1/s .
= 0,19 Ω/km impedancia directa
X1/s .
= 0,42 Ω/km impedancia directa
R0/s .
= 0,53 Ω/km impedancia homopolar
X0/s .
= 1,19 Ω/km impedancia homopolar
(con s .
= longitud de línea)
Para las relaciones de impedancia es válido:
Estas relaciones de impedancia pueden ser diferentes para la primera zona Z1 y las
demás zonas de la protección de distancia. Con ello se posibilita determinar con
mayor exactitud los valores para la línea a proteger y al mismo tiempo indicar los
valores para las zonas de reserva también con cierta exactitud, cuando las líneas siguientes tienen relaciones de impedancia a tierra extremadamente diferentes (por
ejemplo, cable tras línea aérea). Correspondientemente, los ajustes de las direcciones 1116 RE/RL(Z1) y 1117 XE/XL(Z1) se calculan con los datos de la línea a proteger, y las direcciones 1118 RE/RL(> Z1) y 1119 XE/XL(> Z1) son válidas para
las demás zonas Z1B y Z2 a Z5 (cada vez desde el lugar de instalación del relé).
La adaptación de la
impedancia a tierra
según cantidad y
ángulo (factor K0)
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Al introducir los complejos factores de impedancia a tierra K0 las direcciones 1120 a
1123 son determinantes. En este caso, es indispensable que el ángulo de inclinación
esté bien ajustado (véase dirección 1105, subcapítulo „Datos de línea generales“), ya
que el equipo necesita el ángulo de inclinación para calcular las componentes de
compensación del factor K0. Los factores de impedancia a tierra son definidos mediante su cantidad y ángulo y pueden ser determinados con los datos de línea según
la siguiente fórmula:
61
2 Funciones
Aquí significan
Z0.
= (complejo) impedancia homopolar de la línea
Z1.
= (complejo) impedancia directa de la línea
Estos datos pueden ser aplicados para la línea completa o como valores relativos de
longitud, ya que los cocientes son independientes de la longitud. Para los cocientes
no importa si éstos son calculados con valores primarios o secundarios.
En líneas aéreas, en general, se puede calcular con las cantidades, ya que el ángulo
del sistema homopolar y del sistema de secuencia positiva se diferencian muy poco.
Sin embargo, en cables se pueden presentar diferencias de ángulo bastante grandes,
como muestra el siguiente ejemplo:
Ejemplo de cálculo:
Cable monoconductor (110 kV)-cable de aceite 3 · 185 mm2 Cu con los datos
Z1/s .
= 0,408 · ej73° Ω/km impedancia directa
Z0/s .
= 0,632 · ej18,4° Ω/km impedancia homopolar
(con s .
= longitud de línea)
Para el cálculo del factor de impedancia a tierra K0 resulta:
Con ello se obtiene la cantidad K0
Para la determinación del ángulo hay que considerar el cuadrante del resultado. La
tabla a continuación indica el cuadrante y la sección del ángulo resultantes de los
signos de los componentes real e imaginario de K0.
Tabla 2-2
Cuadrantes y secciones del ángulo de K0
Componente Componente tan ϕ(K0) Cuadrante/sección
real
imaginario
Regla para el cálculo
+
+
+
I
0° ... +90°
arc tan (|Im| / |Re|)
+
–
–
IV
–90° ... 0°
–arc tan (|Im| / |Re|)
–
–
+
III
–90° ... –180°
arc tan (|Im| / |Re|) –180°
–
+
–
II
+90° ... +180°
–arc tan (|Im| / |Re|) +180°
En el ejemplo presente resulta:
La cantidad y el ángulo de la impedancia a tierra pueden ser introducidas con valores
diferentes para la primera zona Z1 y las demás zonas de la protección de distancia.
Con ello se posibilita determinar con mayor exactitud los valores para la línea a proteger y al mismo tiempo indicar los valores para las zonas de reserva también con
cierta exactitud, cuando las líneas siguientes tienen factores de impedancia a tierra
62
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.1 Información General
extremadamente diferentes (por ejemplo, cable después de línea aérea). Correspondientemente, los ajustes de las direcciones 1120 K0 (Z1) y 1121 PHI (K0(Z1))
se calculan con los datos de la línea a proteger, y las direcciones 1122 K0 (> Z1)
y 1123 PHI (K0(> Z1)) son válidas para las demás zonas Z1B y Z2 a Z5 (cada
vez desde el lugar de instalación de relé).
Nota
Cuando ajusta una combinación de valores que se encuentren fuera de la sección
procesable, el equipo opera con los valores preajustados K0 = 1 · e0°. En los avisos
de servicio aparece la información „Dis.err.K0(Z1)“ (n.° 3654), o bien,
„Dis.err.K0(>Z1)“ (n.° 3655).
Ubicación física de
niveles
La posición del conductor central de una ubicación física de niveles se determina bajo
la dirección 1124 CONDUCTOR CENT.. Los parámetros factor de adaptación C0/C1
(dirección 1125) y CONDUCTOR CENT. están reservados para el localizador de fallos
de dos lados. Estos parámetros sirven para la parametrización de una línea con diferentes partes de línea (por ejemplo los tramos de línea aérea y de cable). Informaciones adicionales al respecto, encuentra usted en el capítulo 2.19.
Impedancia de
acoplamiento en
líneas paralelas
(opcionalmente)
Si el equipo está siendo empleado en una línea doble y debe trabajar también con
compensación de línea paralela para la medición de distancia y/o localización de
fallos, la realimentación entre ambos sistemas de líneas es relevante. La condición es
que la corriente de tierra de la línea paralela esté conectada a la entrada de medición
I4 del equipo y ésta haya sido parametrizada con los datos de planta (sección 2.1.2.1).
Los factores de acoplamiento pueden ser determinados mediante la fórmula:
Relación de resistencia:
Relación de reactancia:
siendo
R0M.
= resistencia homopolar mutua (resistencia efectiva de acoplamiento)
de la línea
X0M.
= reactancia homopolar mutua (reactancia de acoplamiento) de la
línea
R1 .
= Resistencia directa de la línea
X1 .
= Reactancia directa de la línea
Estos datos pueden ser aplicados para la línea doble completa o como valores
relativos de longitud, ya que los cocientes son independientes de la longitud. Para los
cocientes no importa si éstos son calculados con valores primarios o secundarios.
Estos valores son válidos sólo para la línea a proteger y se introducen en las direcciones 1126 RM/RL y 1127 XM/XL.
Para cortocircuitos con derivación a tierra en la línea a proteger, teóricamente con
compensación de línea paralela no se produce ningún error de medición adicional en
la medición de distancia y localización de fallo. La dirección de ajuste1128
COMP.LÍN.PARAL, por tanto, sólo es relevante para cortocircuitos a tierra fuera de la
línea a proteger. Ésta determina a partir de qué compensación debe tener lugar la
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
63
2 Funciones
relación de corriente IE/IEP (figura 2-4 para el equipo en posición II) para la balanza de
corriente de tierra de la protección de distancia. Por regla general, el preajuste de 85%
es suficiente. Un ajuste más sensible (más alto) apenas trae beneficio. Únicamente
en relaciones de red extremadamente asimétricas o con un factor de acoplamiento
muy pequeño (XM/XL por debajo de aprox. 0,4) un valor menor puede ser útil. Más detalles referentes a la compensación de línea paralela puede encontrarlos en la Protección de distancia en el capítulo 2.5.1.
Figura 2-4
Alcance de la compensación de líneas paralelas con II
La relación de intensidad también puede ser calculada con el alcance deseado de la
compensación de línea paralela, y al revés. Es válido (véase también la figura 2-4):
Saturación de
transformador de
corriente
Estado del interruptor de potencia
64
El 7SD5 dispone de un detector de saturación que reconoce gran parte de los fallos
debidas a una saturación del transformador de corriente provocando una conmutación en el procedimiento de medición para la medición de la distancia. Su umbral de
intervención se puede ajustar en la dirección 1140 I SATURACIÓN. Este es el amperaje a partir del cual se puede formar una saturación. Con un ajuste ∞ el detector
de saturación es ineficaz. Este ajuste es solamente posible mediante DIGSI en otros
parámetros. Si hay que contar con una saturación de transformador de corriente,
como regla general, se puede utilizar la siguiente fórmula para el ajuste:
PN.
= Carga nominal del transformador de corriente [VA]
Pi .
= Carga inherente del transformador de corriente [VA]
P'.
= carga real conectada (equipo de protección + líneas secundarias)
Diferentes funciones de protección y funciones adicionales necesitan para un funcionamiento perfecto informaciones sobre la posición del interruptor de potencia. El
equipo dispone de una función de reconocimiento del interruptor de potencia, que
procesa tanto la posición de los contactos auxiliares del interruptor de potencia, como
contiene también la función de desconexión y de conexión de la técnica de medición
(véase también capítulo 2.23.1).
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.1 Información General
Bajo la dirección 1130 se ajusta la corriente restante I-RESIDUAL, que no será alcanzada con seguridad si el polo del interruptor de potencia está abierto. Aquí se
pueden efectuar ajustes de forma muy sensible, si se excluyen corrientes parásitas
(por ejemplo por inducción) con una línea desconectada. De lo contrario, el valor tiene
que ser aumentado correspondientemente. El preajuste por defecto es normalmente
suficiente. Este ajuste es solamente posible por medio de DIGSI bajo otros parámetros.
Bajo la dirección 1131 se ajusta la corriente restante U-RESIDUAL, que no será alcanzada con seguridad si el polo del interruptor de potencia está abierto. En este caso
se suponen transformadores de tensión en el lado de la línea. A causa de tensiones
parásitas eventuales (por ejemplo a causa de inducción electrostática), el valor no
debería ser ajustado demasiado sensible. De todos modos tiene que ser inferior a la
tensión fase-tierra mínima, que hay que esperar durante el servicio. El preajuste por
defecto es normalmente suficiente. Este ajuste es solamente posible por medio de
DIGSI bajo otros parámetros.
El tiempo efectivo de conexión T.DETECC.CIERRE (dirección 1132) determina
cuánto tiempo las funciones de protección eficaces (por ejemplo la desconexión
rápida en caso de alta corriente) deben ser liberadas al conectar la línea, si la función
de reconocimiento de conexión interna ha registrado la conexión del interruptor o si
se comunica desde el interruptor de potencia por medio del contacto auxiliar del interruptor de potencia y a través de una entrada binaria del equipo que se ha cerrado el
interruptor de potencia. Este tiempo tiene que ser, por lo tanto, más largo que el
tiempo de mando de estas funciones de protección más una reserva de seguridad.
Este ajuste es solamente posible por medio de DIGSI bajo otros parámetros.
La dirección 1134 DETECC. CIERRE determina con cuáles criterios la función de reconocimiento de conexión integrada debe trabajar. En el caso de la función conexión manual se reconoce solamente la señal de conexión manual a través de
una entrada binaria o a través del mando integrado como conexión efectuada. El parámetro I< y U< o CM significa que se utilizan adicionalmente los valores de
medición intensidades o tensiones para el reconocimiento de la conexión; El parámetro IP y I< o CM en cambio significa que se procesan para el reconocimiento de la
conexión las intensidades o la posición de los contactos auxiliares del interruptor de
potencia. Si los transformadores de tensión no están posicionados en el lado de la
línea, es preciso ajustar IP y I< o CM. En el caso de I< o CM se reconocen solamente las intensidades o la señal de conexión manual como reconocimiento de conexión.
La dirección 1135 RESET DISPARO determina con qué criterios se repone una orden
de disparo impartida. Con el ajuste sólo I< la orden de disparo se repone al desaparecer la corriente. Aquí es determinante que quede por debajo del valor ajustado
en la dirección 1130 I-RESIDUAL (ver más arriba). Con el ajuste Aux. IP y I<,
además, debe ser informado por el contacto auxiliar del interruptor de potencia que el
interruptor está abierto. Este ajuste presupone que la posición del contacto auxiliar
esté configurado a través de una entrada binaria.
Mientras que el tiempo T.DETECC.CIERRE (dirección 1132, véase arriba) viene a
ser eficaz con cada conexión de la línea, determina T.act.CIER.MAN. (dirección
1150) el tiempo durante el cual viene a ser eficaz una influencia eventual en las funciones de protección, después de la conexión manual (por ejemplo el nivel de conexión adicional en el caso de la protección diferencial o la prolongación de la gama
de medición en el caso de la protección a distancia). Este ajuste es solamente posible
por medio de DIGSI bajo otros parámetros.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
65
2 Funciones
Nota
La posición del contacto auxiliar del interruptor de potencia (determinado en las entradas binarias >IP 1 ... (n.° 366 a 371, 410 y 411) es determinante para la prueba de
interruptor de potencia y el reenganche automático para poder indicar la posición de
conexión del interruptor de potencia. Otras entradas binarias >IP ... (n.° 351 a 353,
379 y 380) se utilizan para el reconocimiento del estado de la línea (dirección 1134)
y la reposición de la orden de disparo (dirección 1135). La dirección 1135 también es
utilizada por otras funciones de protección, por ejemplo, la función de eco, conexión
en sobretensiones, etc. Para la aplicación con un único interruptor de potencia las dos
funciones de entrada binaria, por ejemplo, 366 y 351 pueden ser configuradas en la
misma entrada física.
En la dirección 1151 CIERR.MAN.MANDO determina si en una conexión manual del
interruptor de potencia a través de entradas binarias, se debe verificar la sincronización entre la tensión de barra colectora y la tensión de la derivación conectada a
través del reconocimiento integrado CON manual. Este ajuste no es válido para una
orden de conexión a través de las funciones de control integradas. Si se desea una
comprobación de la sincronización, el equipo debe disponer de los controles de sincronización integrados o tener conectado un equipo externo para ello.
En el primer caso, la función de control de sincronización debe estar presente en la
configuración, debe estar conectada una tensión de barra colectora al equipo y
además debe estar correctamente parametrizada con los datos de planta
(sección 2.1.2.1, dirección 210 TRANSFORM. U4 = Transform.Usinc, así
como los factores correspondientes).
Si no se debe efectuar un control de sincronización en una conexión manual, ajuste
CIERR.MAN.MANDO = sin sincroniz.. Si desea una comprobación, ajuste entonces con sincroniz.. Si la función CON manual del equipo no debe ser utilizada,
ajuste CIERR.MAN.MANDO a No. Esto puede ser práctico si la orden de conexión es
conducida, pasando del equipo 7SD5, al interruptor de potencia y el equipo mismo no
deba dar ninguna orden de conexión
Para órdenes mediante el control integrado (in situ, DIGSI, interface serial) la dirección 1152 Imp-C.M.tras Op determina si una orden de conexión a través del
control integrado en lo que se refiere al tratamiento de CON manual para las funciones de protección (como reenganche con retraso al conectar en un cortocircuito) deba
actuar como una orden de CON manual a través de entrada binaria. Con esta dirección le indica al equipo al mismo tiempo para qué medio de conexión del control esto
es válido. Es posible seleccionar cualquier medio de conexión que sean posibles para
el control integrado. Elija el interruptor de potencia, que deba ser accionado en la conexión manual y si es necesario en el reenganche automático (normalmente Q0). Si
aquí ajusta sin, una orden de control CON no generará un impulso de CON manual
para la función de protección.
Acoplamiento
tripolar
El acoplamiento tripolar solamente interesa si se realizan interrupciones breves monopolares. En caso contrario, el equipo siempre dispara tripolar. El resto de este subtítulo es entonces irrelevante.
La dirección 1155 ACOPL. TRIPOL. determina si cada mando de disparo, que proviene de una excitación con más de una fase, es tripolar o si solamente cada mando
de disparo de varios polos provoca un disparo tripolar. Este ajuste es solamente relevante y accesible en la ejecución con un disparo de un polo y de tres polos. Para la
protección diferencial propia no tiene, por regla general, relevancia porque la excitación y el disparo tienen aquí el mismo significado. Sin embargo, es por ejemplo
66
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.1 Información General
posible que la protección contra sobreintensidad temporizada excite también en caso
de un cortocircuito fuera del objeto a proteger, sin que se produzca un disparo.
Otras indicaciones respecto a la función figuran también en el capítulo 2.23.1 lógica
de excitación del equipo total.
El ajuste con ARR provoca en caso de cada excitación de varias fases un disparo de
tres polos, aunque exista solamente un cortocircuito a tierra monofásico en la gama
de protección o si otro fallo externo, por ejemplo, a causa de una sobreintensidad, u
otro fallo está relacionado a un nivel superior o si está localizado en la dirección
inversa (protección a distancia). Aunque ya esté inminente un mando de disparo monopolar, cada excitación adicional provocará un acoplamiento tripolar.
Si, en cambio, ajusta usted la dirección en con orden DISP (ajuste normal en caso
de una protección diferencial) provocará solamente cada mando de disparo de varios
polos un disparo tripolar. Si se da, por lo tanto, un fallo monofásico en la gama de protección y cualquier otro fallo fuera de este, existe la posibilidad de un disparo monopolar. También un fallo adicional durante el disparo monopolar provocará solamente
un acoplamiento tripolar, si se produce dentro de la gama de protección.
Este parámetro vale para todas las funciones de protección del equipo 7SD5, que
pueden disparar de forma monopolar. El ajuste estándar es con orden DISP.
Se nota la diferencia si fallos repetidos, es decir fallos casi simultáneos se producen
en diferentes partes de la red.
Por ejemplo, si aparecen dos averías con falta a tierra monofásicas en líneas distintas, o también en líneas paralelas, (figura 2-5), los relés de protección detectan en los
cuatro extremos de las líneas la clase de avería L1-L2-E, es decir, que la imagen de
excitación corresponde a la de un cortocircuito con falta a tierra bifásico. Pero como
cada una de las dos líneas tiene sólo un cortocircuito monofásico, sería deseable una
interrupción breve monopolar en cada una de las dos líneas. Esto es posible con el
ajuste 1155 ACOPL. TRIPOL. = con orden DISP. Cada uno de los cuatro equipos
reconoce un fallo interno monofásico y por tanto es capaz de realizar un disparo monopolar.
Figura 2-5
Fallo múltiple en una línea doble
Sin embargo, en muchos casos, sería más conveniente desconectar de forma tripolar
en este caso de avería: concretamente si la línea doble se encuentra en las proximidades de un bloque generador grande (figura 2-6). La razón es porque para el generador, los dos cortocircuitos monofásicos con derivación a tierra aparecen como
cortocircuito doble con falta a tierra, con la correspondiente alta carga dinámica para
el árbol de la turbina. Con el ajuste 1155 ACOPL. TRIPOL. = con ARR se desconectan ambas líneas, ya que cada equipo detecta L1-L2-E al ser excitado, es decir,
una avería multifásica.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
67
2 Funciones
Figura 2-6
Fallo múltiple próximo al generador en una línea doble
En la dirección 1156 DISP.2pol FALTA se puede determinar que en caso de avería
bipolar aislada (sin contacto a tierra), las funciones de protección contra el cortocircuito disparen únicamente monopolares, en la medida en que sea posible y esté permitido el disparo monopolar. Esto permite un ciclo de interrupción monopolar para esta
clase de avería. Se puede determinar si de las dos fases deberá disparar la adelantada (1p.fase adelan.) o la fase retrasada (1p.fase atrasa.). Este parámetro
solamente está disponible en la versión con disparo monopolar y tripolar. Este ajuste
es solamente posible mediante DIGSI en otros parámetros. Si esta posibilidad va a
ser utilizada, usted debe tener en cuenta que la selección de la fase debería ser la
misma a través de la red completa y que debe ser la misma en todas las terminales
de una línea. Véanse también otras indicaciones relativas a esta función en el capítulo
2.23.1 Lógica de arranque del equipo en general. Por regla general se utiliza el preajuste Tripolar.
Tramos de la línea
68
Los parámetros de línea 6001 A1: PHI LIN. hasta 6012 A1: PHI (K0), 6021
A2: PHI LIN. hasta 6032 A2: PHI (K0) y 6041 A3: PHI LIN. hasta 6052
A3: PHI (K0) están reservados para el localizador de fallos de dos lados. Estos
parámetros sirven para la parametrización de una línea con diferentes partes de línea
(por ejemplo los tramos de línea aérea y de cable). Informaciones adicionales al respecto, encuentra usted en el capítulo 2.19.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.1 Información General
2.1.4.2
Visión general de los parámetros
Las direcciones a las cuales se adjunta una "A", sólo son modificables mediante
DIGSI bajo "Otros parámetros".
En la tabla se incluyen preajustes orientados a la demanda comercial. La columna C
(Configuración) indica la relación a la intensidad nominal de transformador correspondiente.
Dir.
Parámetro
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
1103
UN-FUNC. PRIM.
0.4 .. 1200.0 kV
400.0 kV
Tens. nom. de servicio
primaria de planta
1104
IN-FUNC. PRIM.
10 .. 5000 A
1000 A
Int.nom.de servicio
primaria de planta
1105
ÁNGULO IMP.LÍN.
30 .. 89 °
85 °
Ángulo de impedancia de
línea
1106
POTENCIA RELAT.
0.2 .. 5000.0 MVA
692.8 MVA
Potencia relativa prim.
(valor nomaliz.)
1107
SIGNO MAT. P,Q
no inverso
inverso
no inverso
Signo mat. de valores de
serv. P,Q
1111
X SEC/KM.
1A
0.0050 .. 9.5000 Ω/Km
0.1500 Ω/Km
5A
0.0010 .. 1.9000 Ω/Km
0.0300 Ω/Km
Reactancia/longitud de
línea: Xsec/km
1A
0.0050 .. 15.0000 Ω/Mi
0.2420 Ω/Mi
5A
0.0010 .. 3.0000 Ω/Mi
0.0484 Ω/Mi
1A
0.000 .. 100.000 µF/km
0.010 µF/km
5A
0.000 .. 500.000 µF/km
0.050 µF/km
1A
0.000 .. 160.000 µF/mi
0.016 µF/mi
5A
0.000 .. 800.000 µF/mi
0.080 µF/mi
1111
1112
1112
X SEC/MILLA
CAP. LONG.
CAP. LONG.
Reactancia/longitud de
línea: Xsec/Milla
Capacidad por longitud c'
en µF/km
Capacidad por longitud c'
en µF/millas
1113
LONGITUD LÍNEA
0.1 .. 1000.0 km
100.0 km
Longitud de la línea en
kilómetros
1113
LONGITUD LÍNEA
0.1 .. 650.0 MILLA
62.1 MILLA
Longitud de la línea en
millas
1114
LONG.TOT. LÍNEA
0.1 .. 1000.0 km
100.0 km
Longitud total de la línea
en kilómetros
1114
LONG.TOT. LÍNEA
0.1 .. 650.0 MILLA
62.1 MILLA
Longitud total de la línea
en millas
1116
RE/RL(Z1)
-0.33 .. 7.00
1.00
Factor de adaptación
RE/RL para 1a. zona
1117
XE/XL(Z1)
-0.33 .. 7.00
1.00
Factor de adaptación
XE/XL para 1a. zona
1118
RE/RL(> Z1)
-0.33 .. 7.00
1.00
Factor adapt. RE/RL para
zonas superior.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
69
2 Funciones
Dir.
Parámetro
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
1119
XE/XL(> Z1)
-0.33 .. 7.00
1.00
Factor adapt. XE/XL para
zonas superior.
1120
K0 (Z1)
0.000 .. 4.000
1.000
Factor de adaptación K0
(Z1)
1121
PHI (K0(Z1))
-135.00 .. 135.00 °
0.00 °
Ángulo de adaptación K0
(Z1)
1122
K0 (> Z1)
0.000 .. 4.000
1.000
Factor de adaptación K0
(>Z1)
1123
PHI (K0(> Z1))
-135.00 .. 135.00 °
0.00 °
Ángulo de adaptación K0
(>Z1)
1124
CONDUCTOR CENT.
desconoc./sim.
Fase 1
Fase 2
Fase 3
desconoc./sim.
Conductor central de la
línea
1125
C0/C1
0.01 .. 10.00
0.75
Factor de compensación
C0/C1
1126
RM/RL
0.00 .. 8.00
0.00
Impedancia acopl. para
comp. paral.RM/RL
1127
XM/XL
0.00 .. 8.00
0.00
Impedancia acopl. para
comp. paral.XM/XL
1128
COMP.LÍN.PARAL
50 .. 95 %
85 %
Relación corr.a tierra,
comp.lín. paral
1130A
I-RESIDUAL
1A
0.05 .. 1.00 A
0.10 A
Corr. residual I<: detecc.
lín. descon.
5A
0.25 .. 5.00 A
0.50 A
1131A
U-RESIDUAL
2 .. 70 V
30 V
Tensión residual U<:
detecc. lín.descon
1132A
T.DETECC.CIERRE
0.01 .. 30.00 s
0.10 s
Tiempo de detección para
cierre
1134
DETECC. CIERRE
Cierre manual
I< y U< o CM
IP y I< o CM
I< o CM
I< o CM
Detección de cierre por
1135
RESET DISPARO
sólo I<
Aux. IP y I<
sólo I<
Reset de disparo por
1140A
I SATURACIÓN
1A
0.2 .. 50.0 A; ∞
20.0 A
5A
1.0 .. 250.0 A; ∞
Imín-activación detecctor
de saturación
100.0 A
0.01 .. 30.00 s
0.30 s
1150A
70
T.act.CIER.MAN.
Tiempo activo señal cierre
manual
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.1 Información General
Dir.
Parámetro
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
1151
CIERR.MAN.MANDO
con sincroniz.
sin sincroniz.
No
No
Control de sincronismo
con cierre manual
1152
Imp-C.M.tras Op
(posibilidades de ajuste
según la aplicación)
ninguno
Impulso de Cierre Manual
tras operación
1155
ACOPL. TRIPOL.
con ARR
con orden DISP
con orden DISP
Acoplamiento tripol. (con
disparo monop)
1156A
DISP.2pol FALTA
Tripolar
1p.fase adelan.
1p.fase atrasa.
Tripolar
Modo de disparo con
faltas bipolares
1161
GRUPO VECTOR. U
0 .. 11
0
Grupo vectorial U
1162
GRUPO VECTOR. I
0 .. 11
0
Grupo vectorial I
1163
PTO.ESTR. TRAFO
puesto a tierra
no puesto a t.
puesto a tierra
Punto estrella del
transformador
1540
PHI DIST.
30 .. 90 °
85 °
Ángulo de la característica
de distancia
6001
A1: PHI LIN.
30 .. 89 °
85 °
A1: Ángulo de la
impedancia de la línea
6002
A1:Reac/long x'
1A
0.0050 .. 9.5000 Ω/Km
0.1500 Ω/Km
5A
0.0010 .. 1.9000 Ω/Km
0.0300 Ω/Km
A1: Reactancia por long.
de la línea x'
1A
0.0050 .. 15.0000 Ω/Mi
0.2420 Ω/Mi
5A
0.0010 .. 3.0000 Ω/Mi
0.0484 Ω/Mi
1A
0.000 .. 100.000 µF/km
0.010 µF/km
5A
0.000 .. 500.000 µF/km
0.050 µF/km
1A
0.000 .. 160.000 µF/mi
0.016 µF/mi
5A
0.000 .. 800.000 µF/mi
0.080 µF/mi
6002
6003
6003
A1:Reac/long x'
A1: Cap/long C'
A1: Cap/long C'
A1: Reactancia por long.
de la línea x'
A1: Capacid./long. de
línea C' en µF/km
A1: Capacid./long. línea C'
en µF/millas
6004
A1: LONG.LÍNEA
0.1 .. 1000.0 km
100.0 km
A1: Longitud de línea en
kilómetros
6004
A1: LONG.LÍNEA
0.1 .. 650.0 MILLA
62.1 MILLA
A1: Longitud de línea en
millas
6008
A1: CONDUC.CENT
desconoc./sim.
Fase 1
Fase 2
Fase 3
desconoc./sim.
A1: Conductor central
6009
A1: XE/XL
-0.33 .. 7.00
1.00
A1: Factor de
compensación XE/XL
6010
A1: RE/RL
-0.33 .. 7.00
1.00
A1: Factor de
compensación RE/RL
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
71
2 Funciones
Dir.
Parámetro
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
6011
A1: K0
0.000 .. 4.000
1.000
A1: Factor de
compensación K0
6012
A1: PHI (K0)
-135.00 .. 135.00 °
0.00 °
A1: Ángulo de
compensación K0
6021
A2: PHI LIN.
30 .. 89 °
85 °
A2: Ángulo de la
impedancia de la línea
6022
A2:Reac/long x'
1A
0.0050 .. 9.5000 Ω/Km
0.1500 Ω/Km
5A
0.0010 .. 1.9000 Ω/Km
0.0300 Ω/Km
A2: Reactancia por long.
de la línea x'
1A
0.0050 .. 15.0000 Ω/Mi
0.2420 Ω/Mi
5A
0.0010 .. 3.0000 Ω/Mi
0.0484 Ω/Mi
1A
0.000 .. 100.000 µF/km
0.010 µF/km
5A
0.000 .. 500.000 µF/km
0.050 µF/km
1A
0.000 .. 160.000 µF/mi
0.016 µF/mi
5A
0.000 .. 800.000 µF/mi
0.080 µF/mi
6022
6023
6023
A2:Reac/long x'
A2: Cap/long C'
A2: Cap/long C'
A2: Reactancia por long.
de la línea x'
A2: Capacid./long. de
línea C' en µF/km
A2: Capacid./long. línea C'
en µF/millas
6024
A2: LONG.LÍNEA
0.1 .. 1000.0 km
100.0 km
A2: Longitud de línea en
kilómetros
6024
A2: LONG.LÍNEA
0.1 .. 650.0 MILLA
62.1 MILLA
A2: Longitud de línea en
millas
6028
A2: CONDUC.CENT
desconoc./sim.
Fase 1
Fase 2
Fase 3
desconoc./sim.
A2: Conductor central
6029
A2: XE/XL
-0.33 .. 7.00
1.00
A2: Factor de
compensación XE/XL
6030
A2: RE/RL
-0.33 .. 7.00
1.00
A2: Factor de
compensación RE/RL
6031
A2: K0
0.000 .. 4.000
1.000
A2: Factor de
compensación K0
6032
A2: PHI (K0)
-135.00 .. 135.00 °
0.00 °
A2: Ángulo de
compensación K0
6041
A3: PHI LIN.
30 .. 89 °
85 °
A3: Ángulo de la
impedancia de la línea
6042
A3:Reac/long x'
1A
0.0050 .. 9.5000 Ω/Km
0.1500 Ω/Km
5A
0.0010 .. 1.9000 Ω/Km
0.0300 Ω/Km
A3: Reactancia por long.
de la línea x'
1A
0.0050 .. 15.0000 Ω/Mi
0.2420 Ω/Mi
5A
0.0010 .. 3.0000 Ω/Mi
0.0484 Ω/Mi
6042
72
A3:Reac/long x'
A3: Reactancia por long.
de la línea x'
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.1 Información General
Dir.
6043
6043
Parámetro
A3: Cap/long C'
A3: Cap/long C'
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
1A
0.000 .. 100.000 µF/km
0.010 µF/km
5A
0.000 .. 500.000 µF/km
0.050 µF/km
1A
0.000 .. 160.000 µF/mi
0.016 µF/mi
5A
0.000 .. 800.000 µF/mi
0.080 µF/mi
Explicación
A3: Capacid./long. de
línea C' en µF/km
A3: Capacid./long. línea C'
en µF/millas
6044
A3: LONG.LÍNEA
0.1 .. 1000.0 km
100.0 km
A3: Longitud de línea en
kilómetros
6044
A3: LONG.LÍNEA
0.1 .. 650.0 MILLA
62.1 MILLA
A3: Longitud de línea en
millas
6048
A3: CONDUC.CENT
desconoc./sim.
Fase 1
Fase 2
Fase 3
desconoc./sim.
A3: Conductor central
6049
A2: XE/XL
-0.33 .. 7.00
1.00
A3: Factor de
compensación XE/XL
6050
A3: RE/RL
-0.33 .. 7.00
1.00
A3: Factor de
compensación RE/RL
6051
A3: K0
0.000 .. 4.000
1.000
A3: Factor de
compensación K0
6052
A3: PHI (K0)
-135.00 .. 135.00 °
0.00 °
A3: Ángulo de
compensación K0
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
73
2 Funciones
2.1.4.3
Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
301
Falta en Red
AV
Falta en Red, numerado
302
Perturb.
AV
Perturbación,evento de faltas
303
F.tierra
AV
Fallo, cortocircuito a tierra
351
>INT.P.aux.L1
AI
>Contacto aux.interruptor L1 (cerrado)
352
>INT.P.aux.L2
AI
>Contacto aux.interruptor L2 (cerrado)
353
>INT.P.aux.L3
AI
>Contacto aux.interruptor L3 (cerrado)
356
>Conex. manual
AI
>Conexión manual
357
>BLOQU.CONEX.
AI
>Conexión bloqueada
361
>Aut.transfU
AI
>Interruptor auto.transf.tens. abierto
362
>Aut.transfU2
AI
>Interruptor auto.transf.tens.2 abierto
366
>IP1 L1 cerrado
AI
>IP1 contacto aux. L1 (cerrado)
367
>IP1 L2 cerrado
AI
>IP1 contacto aux. L2 (cerrado)
368
>IP1 L3 cerrado
AI
>IP1 contacto aux. L3 (cerrado)
371
>IP1 disponible
AI
>IP1 disponible
378
>IP Fallo
AI
>IP Fallo (para prot. fallo del IP)
379
>IP Pos.Cierr3p
AI
>IP Contacto aux. Cierre tripolar
380
>IP Pos.DISP 3p
AI
>IP Contacto aux. Diparo tripolar
381
>DISP monopol
AI
>Reenganche ext.autoriza disp. monopol.
382
>solo monopol
AI
>Reenganche ext. solo monopolar
383
>Autor.ciclo IC
AI
>Autorización por externo de ciclo(s) IC
385
>Poner LOCKOUT
AI
> Poner función LOCKOUT
386
>Repon. LOCKOUT
AI
>Reponer función LOCKOUT
410
>IP1 Pos.Cier3p
AI
>IP1 Cont.aux. Cierr.3pol ( RE, Pruebas)
411
>IP1 Pos.DISP3p
AI
>IP1 Cont.aux. DISP 3pol. (RE,Pruebas)
501
Arranque Relé
AS
Arranque general del relé de protección
502
Reposcic. ARR
AS
Reposición de arranques (general)
503
ARR gen. L1
AS
Protección (general) arranque L1
504
ARR gen. L2
AS
Protección (general) arranque L2
505
ARR gen. L3
AS
Protección (general) arranque L3
506
ARR gen. E
AS
Protección (general) arranque E (tierr)
507
DISP gen. L1
AS
Protección (general) disparo L1
508
DISP gen. L2
AS
Protección (general) disparo L2
509
DISP gen. L3
AS
Protección (general) disparo L3
510
Activo Rele
AS
Activación del relé (general)
74
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.1 Información General
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
511
DISP.gen Relé
AS
Disparo del relé (general)
512
DISP. Rele L1
AS
Disparo relé de protección L1
513
DISP. Rele L2
AS
Disparo relé de protección L2
514
DISP. Rele L3
AS
Disparo relé de protección L3
515
DISP.tripL123
AS
Disparo tripolar L123
530
LOCKOUT
IntI
LOCKOUT activo
533
IL1 =
AV
Intensidad de falta fase L1 primaria
534
IL2 =
AV
Intensidad de falta fase L2 primaria
535
IL3 =
AV
Intensidad de falta fase L3 primaria
536
DISP definitivo
AS
Disparo definitivo
545
T-Arr=
AV
T.transcurrido de arranque a reposición
546
T-Disp=
AV
T.transcurrido de arranque a disparo
560
acoplado tripol
AS
Disparo monopolar acoplado en tripolar
561
Conex. manual
AS
Aviso de conexión manual
562
Cierre manual
AS
Comando de conexión manual
563
Supr.Avis IP
AS
Suprimir aviso caida del interr.de pot.
590
-
AS
Detección de cierre
591
1pol Pausa L1
AS
Pausa monopolar en Fase L1 detectada
592
1pol Pausa L2
AS
Pausa monopolar en Fase L2 detectada
593
1pol Pausa L3
AS
Pausa monopolar en Fase L3 detectada
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
75
2 Funciones
2.2
Interfaces de activación y topología de datos de protección
2.2.1
Descripción de función
2.2.1.1
Topología de datos de protección / Comunicación de datos de protección
Topología de los
datos de
protección
Para una asignación de línea normal con dos extremos, se requiere al menos una interface de activación para cada equipo. Esta es la interface INT 1 (véase también
figura 2-7). La interface de activación correspondiente debe configurarse como disponible durante la configuración del volumen de funciones (sección 2.1.1).
Con 7SD5 también es posible conectar las dos interfaces de activación entre sí,
siempre que los dos equipos dispongan de dos interfaces de activación y los correspondientes medios de transmisión. Esto da como resultado una redundancia de 100%
en lo que se refiere a la transmisión (figura 2-8). Los equipos entonces eligen ellos
mismos la vía de comunicación más rápida. Si esta vía cae, automáticamente se conmutará a la otra hasta que la más rápida esté de nuevo a disposición.
Figura 2-7
Protección diferencial para dos extremos con dos equipos 7SD5 con una
interface de activación (transmisor/receptor) en cada extremo
Figura 2-8
Protección diferencial para dos extremos con dos equipos 7SD5 con dos
interfaces de activación (transmisor/receptor) en cada extremo
Con más de dos extremos se puede formar una cadena de comunicación o un anillo
de comunicación. Es posible efectuar una disposición con hasta seis equipos.
La figura 2-9 muestra una cadena de comunicación con cuatro equipos. Los extremos
1 y 2 resultan de la disposición de los transformadores de intensidad, que se muestra
en la parte izquierda de la figura. Aunque sólo se trate de un extremo de línea; debido
a los dos puntos de medición para las corrientes, éste debería ser tratado como dos
extremos para el sistema de protección diferencial, para que se tengan en cuenta los
fallos de transmisión de los dos transformadores de corriente en la estabilización, en
76
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.2 Interfaces de activación y topología de datos de protección
especial para la corriente de cortocircuito que fluya del extremo 1 al extremo 2 (fallo
externo).
La cadena de comunicación se inicia en el equipo con el Index 1 en su interface de
activación INT 1, llega al equipo con Index 2 en INT 1, pasa del equipo con Index 2
de INT 2 al equipo con Index 4, y así sucesivamente hasta el equipo con Index 3 en
INT 1. El ejemplo muestra que la indicación de los equipos no tiene por qué coincidir
con el orden en la cadena de comunicación. Es también irrelevante qué interface de
activación está conectada con cuál. En cada extremo de la cadena es suficiente un
equipo con una interface de activación.
Figura 2-9
Protección diferencial para cuatro extremos con una topología en cadena
La figura 2-10 muestra la misma disposición de línea que en la figura 2-9. Sin embargo, los enlaces de comunicación han sido complementados para formar un anillo.
Para cada extremo se necesita un 7SD5 con 2 interfaces. Este anillo de comunicación, en comparación con la cadena en 2-9, tiene la ventaja de que el sistema de comunicación completo también funciona cuando uno de las conexiones de comunicación falle. Los equipos reconocen el fallo y automáticamente se conectan hacia las
vías de comunicación que restan. En este ejemplo, los INT 1 están siempre conectados con los INT 2 del siguiente equipo.
Debe notarse que las dos posibilidades anteriores pueden ser consideradas como
casos especiales de cadenas y anillos. La conexión que se muestra en la Figura 2-7
forma una cadena de comunicación son solo un elemento, y la Figura 2-8 muestra un
anillo el cual es comprimido dentro de una conexión de dos vías.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
77
2 Funciones
Figura 2-10
Medios de
comunicación
Protección diferencial para cuatro extremos con una topología anular
La comunicación puede efectuarse directamente por hilo o por conexiones de fibra
óptica o a través de redes de comunicación. Los medios que se vayan a utilizar dependen de la distancia a salvar y de los medios de transmisión disponibles. Para
distancias hasta 120 km es posible una conexión directa con conductores de fibra
óptica con una velocidad de transmisión de 512kBit/s. En los demás casos se recomiendan convertidores de comunicación. También existe la posibilidad de efectuar la
transmisión a través de modems y redes de comunicación. Es preciso tener en
cuenta, sin embargo, que los tiempos de disparo de los equipos de protección diferencial dependen de la calidad de la transmisión y que se prolongan en si la calidad
de transmisión es menor y/o el tiempo de recorrido es mayor. La figura 2-11 muestra
algunos ejemplos para conexiones de comunicación. En caso de una conexión
directa la distancia a salvar depende del tipo de la fibra óptica. La tabla 2-3 muestra
las opciones disponibles. Los módulos del equipo se pueden intercambiar. Para el
código de pedido véase el anexo Accesorios.
Cuando se utilizan convertidores de comunicación, la conexión del equipo al convertidor de comunicación se efectúa siempre mediante módulo FO5 a través del conductor de fibra óptica. El convertidor por su parte puede obtenerse con diversos interfaces
para su acoplamiento con la red de comunicaciones, para una conexión con cable de
cobre de 2 hilos o también RDSI. Las referencias de pedido figuran en el anexo bajo
Accesorios.
78
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.2 Interfaces de activación y topología de datos de protección
Tabla 2-3
Módulo en
el equipo
Tipo de
conector
Tipo fibra
Longitud de
onda óptica
Atenuación
permisible
Distancia
típica
FO5
ST
Multimodo
62,5/125 µm
820 nm
8 dB
1,5 km
FO6
ST
Multimodo
62,5/125 µm
820 nm
16 dB
3,5 km
FO7
ST
Monomodo
9/125 µm
1300 nm
7 dB
10 km
FO8
FC
Monomodo
9/125 µm
1300 nm
18 dB
35 km
FO17 1)
LC
monomodal
9/125 µm
1300 nm
13 dB
25 km
FO18 1)
LC
monomodal
9/125 µm
1300 nm
29 dB
60 km
FO19 1)
LC
monomodal
9/125 µm
1550 nm
29 dB
100 km
1)
Figura 2-11
Comunicación a través de conexión directa
En un acoplamiento directo, en una distancia corta, hay que utilizar un atenuador de absorción óptico adecuado para evitar posibles funcionamiento erróneos y desperfectos.
Ejemplo de conexiones de comunicación
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
79
2 Funciones
Nota
La redundancia de diferentes conexiones de comunicación (topología de anillo) requiere de una separación consecuente de los equipos conectados a la red de comunicación. Por ejemplo, líneas difrerentes no deben ser conducidas vía la misma tarjeta
multiplex, ya que no hay otras líneas que puedan ser usadas en su lugar si la tarjeta
falla.
Inicio de la
comunicación de
datos de
protección
Cuando los equipos de un sistema de protección diferencial están unidos entre sí y
encendidos, establecen automáticamente contacto entre sí. El establecimiento satisfactorio de la comunicación se reporta, p. ej., con „Equ2 exist.“, si el equipo 1 ha
identificado al equipo 2. Correspondientemente, cada equipo avisa a todos los demás
equipos que se ha establecido una comunicación de datos de protección.
Con independencia de esto, se indica también qué interface de activación dispone de
una comunicación en buen estado.
Esto ayuda especialmente durante la puesta en marcha y se describe allí también con
mayor detalle, junto con otras ayudas para la puesta en marcha (capítulo „Montaje y
puesta en marcha“). Pero también durante el funcionamiento se puede controlar la
comunicación correcta de los equipos entre sí.
Supervisión de la
comunicación
La comunicación es supervisada permanentemente por los equipos.
Algunos telegramas de datos defectuosos no constituyen un peligro inmediato si sólo
ocurren esporádicamente. Las averías son enumeradas en el equipo que las detecta,
y éstas pueden ser visualizadas con indicación de tiempo en las informaciones de estadísticas (Avisos → Estadística).
Usted puede fijar un valor límite para la tasa de errores admisible de los telegramas.
Si durante el funcionamiento se rebasa este valor límite, el equipo emite un aviso de
advertencia (por ejemplo, „INT1 max.ERROR“, n.° 3258 en la interface de activación
1). Este aviso también se puede utilizar para bloquear la protección diferencial (a
través de salida y entrada binaria o a través de un enlace en la lógica definible por el
usuario CFC).
Si se reciben varios telegramas de datos defectuosos o no se recibe ninguno, esto se
considera como fallo de la comunicación, en cuanto se haya rebasado un tiempo de
avería de 100 ms (preajuste, modificable). Se emite el aviso correspondiente („INT1
INTERFER.“, n.° 3229 con interface 1). Si no se dispone de una vía de comunicación
alternativa (como en la topología anular), la protección diferencial quedará fuera de
servicio. La avería afecta a ambos equipos, ya que deja de ser posible formar las corrientes diferenciales y de estabilización en ninguno de los extremos. La protección
de distancia como segunda función principal de protección se hace cargo de la protección total en toda las zonas siempre y cuando, la protección temporizada contra
sobreintensidad, haya sido configurada como función emergencia. En cuanto el transporte de datos vuelva a funcionar correctamente, los equipos vuelven a conmutar automáticamente a régimen de protección diferencial o protección diferencial y de distancia; según la parametrización.
Si la comunicación queda interrumpida de forma permanente (es decir, durante un
tiempo superior al ajustable), se considera como fallo de la comunicación. Se emite
el aviso correspondiente (por ejemplo, „INT1 FALLO“, n.° 3230 con interface 1). Por
lo demás, rigen las mismas reacciones que en el caso de la avería.
El equipo reconoce saltos en el tiempo de recorrido, tales como pueden producirse
p. ej., al efectuar conmutaciones en la red de comunicaciones (por ejemplo, aviso
80
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.2 Interfaces de activación y topología de datos de protección
„INT1 salto“, n.° 3254 con la interface de activación 1) y los corrige. A continuación, el sistema de protección diferencial sigue trabajando sin merma de sensibilidad.
Los tiempos de recorrido se miden de nuevo en menos de 2 segundos. Con la sincronización GPS se conocen exactamente los tiempos de recorrido asimétricos en el
tramo de comunicaciones y se corrigen inmediatamente.
La asimetría máxima admisible de los tiempos de recorrido se puede ajustar. Ésta
influye directamente en la sensibilidad de la protección diferencial. La estabilización
automática de la protección adapta las magnitudes de estabilización a esta tolerancia,
con lo cual se excluye una respuesta en falso de la protección diferencial debido a
estas influencias. Unos valores de tolerancia mayores reducen por lo tanto la sensibilidad de la protección, lo que se puede hacer notar en el caso de averías de intensidad
de corriente muy débil. Con la sincronización GPS, las diferencias de tiempo de recorrido no tienen ninguna influencia en la sensibilidad de la protección diferencial, en
tanto la sincronización GPS trabaje sin averías. Si la sincronización GPS detecta que
se ha rebasado la diferencia de tiempo de recorrido durante el funcionamiento, ésto
se comunica como „INT1 asim.durac“ (n.° 3250 para la interface de activación 1).
Si un salto en el tiempo de recorrido rebasa la asimetría admisible de los tiempos de
recorrido se produce un aviso. Si surgen constantemente saltos en el tiempo de recorrido, indica que ha dejado de estar garantizado el funcionamiento correcto de la protección diferencial. Mediante un parámetro de ajuste (por ejemplo, 4515 INT1 BLOC
ASIMETR) es posible bloquear la comunicación de protección a través de esa conexión de comunicación. Si sólo se dispone de una topología de cadena, con esto
quedará bloqueada la protección diferencial. Si se dispone anteriormente de una topología de anillo, se conmutará entonces a una topología en cadena. Se emite el
aviso correspondiente („INT1 asim“, n.° 3256 con interface de activación 1). El
bloqueo de la conexión solamente se puede anular a través de una entrada binaria
(„>SINC INT1 RES.“, n.° 3252 con interface de activación 1).
Conmutación del
modo de trabajo
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Durante las pruebas de protección, revisiones de la instalación, o también durante la
desconexión por trabajo de una de las derivaciones, se tiene la posibilidad de modificar el modo de trabajo de un equipo para poder realizar esos trabajos con unas repercusiones mínimas en el funcionamiento.
81
2 Funciones
Están previstos los modos siguientes:
• Retirar equipo: dar de baja un equipo del sistema de protección de línea con el interruptor de potencial desconectado. La protección diferencial continúa estando de
servicio para el otro u otros extremos. Dado que el interruptor de potencia local está
abierto (y lógicamente también el seccionador de salida), se pueden efectuar trabajos de revisión en la derivación local sin influir en el funcionamiento de los demás
extremos.
Este modo puede ser conectado/desconectado de diferentes maneras:
– Mediante el teclado de membrana: menú Mando/Marcaciones/Colocar: „Equipo
desconectado“
– Mediante una entrada binaria (n.° 3451„>Retirar“), si las entradas binarias
fueron configuradas para ello
– Mediante DIGSI Mando/Marcaciones: „Desconectar equipo local“
• Modo de prueba: si este modo está conectado, la protección diferencial está bloqueada en todo el equipo de prueba. En el equipo local, todas las corrientes de
otros equipos se fijan a cero. El equipo local evalúa sólo las corrientes medidas localmente, pero no las envía a los demás equipos y a continuación pueden ser comprobadas. Además, el modo de prueba impide en el equipo local la generación de
una señal de arrastre debida a un disparo de la protección diferencial.
Si el equipo ya había sido dado de baja antes (véase „Retirar equipo“), los demás
equipos pueden seguir trabajando. En caso contrario la protección diferencial
queda bloqueada en todos los equipos del sistema. Dependiendo de la parametrización, o bien la protección de distancia se hace cargo de la función de protección
completa en toda las zonas o se activa la protección temporizada de sobreintensidad como función de emergencia.
Este modo puede ser conectado/desconectado de diferentes maneras:
– Mediante el teclado de membrana: menú Mando/Marcaciones/Colocar: „Modo
de prueba“
– Mediante una entrada binaria (n.° 3194 „>Modo de test“), si las entradas binarias fueron configuradas para ello.
– Mediante DIGSI Mando/Marcaciones: „Dif: Modo de prueba“
82
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.2 Interfaces de activación y topología de datos de protección
• Modo IBS: en el modo de puesta en marcha las órdenes de disparo del sistema de
protección diferencial están bloqueadas. El sistema de protección diferencial en su
conjunto puede ser verificado con magnitudes primarias y secundarias a través de
la visualización del equipo, con DIGSI o mediante la herramienta IBS. Si se utiliza
la herramienta IBS quedará marcado el punto de trabajo actual en la curva característica de la protección diferencial.
Este modo puede ser conectado/desconectado de diferentes maneras:
– Mediante el teclado de membrana: menú Mando/Marcaciones/Colocar: „Modo
IBS“
– Mediante una entrada binaria (n.° 3195 „>Modo p.e.m.“), si las entradas
binarias fueron configuradas para ello.
– Mediante DIGSI Mando/Marcaciones: „Dif: Modo de puesta en marcha“
2.2.2
Interfaces efectivos
2.2.2.1
Indicaciones de ajuste
Interfaces de
datos de protección en general
Los interfaces de activación unen los equipos con los medios de comunicación. La
comunicación es supervisada permanentemente por los equipos. La dirección 4509
T AVISO INTERF. determina después de qué tiempo de retardo se comunicarán los
telegramas defectuosos o que falten como perturbados. Bajo la dirección 4510 T
AVISO FALLO se ajusta el tiempo al cabo del cual se comunica un fallo de comunicación. La dirección 4512 T señ.Reset rem determina el tiempo durante el cual
persisten todavía las señales remotas después de producirse una avería en la comunicación.
Interface de
datos de protección 1
El interface de datos de protección 1 se puede conectar o desconectar en la dirección
4501 INT1. Si está desconectado, esto se considera como fallo de comunicación. En
una topología de anillo la protección diferencial y todas las funciones necesarias para
la transmisión de datos pueden continuar funcionando, en una topología en cadena
no.
En la dirección 4502 INT 1 CONEXIÓN se ajusta a qué medio de transmisión se ha
de conectar el interface de activación INT (esto es la abreviación de la INTERFAZ DE
ACTIVACIÓN) 1. Se puede elegir entre:
FIBRA OPT. dir., es decir, comunicación directa por fibra óptica con 512 kBit/s;
Conv. com. 64kB, es decir, a través de convertidor de comunicación de 64 kBit/s
(G703.1 ó X.21);
Conv.com. 128kB, es decir, a través de convertidor de comunicación con 128 kBit/s
(X.21, conductor de cobre, bidireccional);
Conv.com. 512kB, es decir, a través de convertidor de comunicación de 512 kBit/s
(X.21).
Las posibilidades pueden depender de la variante del equipo. Los datos deben coincidir cada vez en ambos extremos de un tramo de comunicación.
El ajuste depende de las características del medio de comunicación. En principio, el
tiempo de reacción del sistema de protección diferencial es más corto cuanto mayor
sea la velocidad de transmisión.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
83
2 Funciones
Los equipos miden y supervisan los tiempos de transmisión. También se efectúa una
corrección en caso de desviaciones, siempre y cuando se encuentren dentro del
marco admisible. Estos marcos admisibles están ajustados bajo las direcciones 4505
y 4506 y en general se pueden dejar como están.
Para el tiempo de recorrido máximo admisible en la dirección 4505 INT 1 DURAC.MÁX, se elige el preajuste de tal manera que no sea rebasado por las redes de
comunicación usuales. Este ajuste sólo es posible mediante DIGSI en Otros parámetros. Si este tiempo es excedido durante la operación, por ejemplo, cuando una forma
diferente de transmisión es utilizada, será emitido el aviso „INT1 Dura.inadm“ (n.°
3239) . Tiempos de transmisión más largos repercuten únicamente en el tiempo de
disparo de la protección diferencial.
La diferencia de tiempo de transmisión máxima (telegrama de salida vs. telegrama
de regreso) puede ser modificada en la dirección 4506 INT 1 ASIMÉTR. (sacar el
aire entre el punto y el parámetro). Este ajuste sólo es posible mediante DIGSI en
Otros parámetros. Con una conexión directa de fibra óptica, este valor deberá estar
ajustado a 0. En una transmisión a través de redes de comunicación es necesario un
valor más alto. Como valor orientativo puede tomarse 100 µs (= preajuste).
La diferencia de tiempo de transmisión admisible influye directamente en la sensibilidad de la protección diferencial.
Si está configurada una sincronización por GPS, este valor solamente es relevante
durante un fallo del GPS y durante el tiempo hasta que vuelva a producirse la sincronización por GPS. Una nueva sincronización por GPS vuelve a compensar las diferencias de tiempo de transmisión. Mientras la sincronización GPS trabaje sin averías,
las diferencias de tiempo de transmisión no tiene ninguna influencia en la sensibilidad de la protección diferencial.
Si se trabaja con sincronización GPS (opción de pedido), en la dirección 4511 INT 1
MODO SINC se determina la condición de cómo se activará la protección diferencial
después de restablecido el enlace de comunicación (estado básico o después de una
avería en la transmisión).
• INT 1 MODO SINC = TEL o GPS significa que la protección diferencial vuelve a
quedar autorizada inmediatamente al establecerse de nuevo la comunicación (se
reciben telegramas de datos). Hasta que se produce la sincronización se procede
según el método convencional, es decir, la protección diferencial trabaja con el
valor parametrizado bajo la dirección 4506 INT 1 ASIMETR..
• INT 1 MODO SINC = TEL y GPS significa que la protección diferencial quedará
de nuevo autorizada al establecerse otra vez la conexión si el tramo de comunicación via GPS está sincronizado o si a través de una operación externa (entrada binaria) se señalan tiempos de recorrido simétricos. Si la sincronización tiene lugar
a través del operador, la protección diferencial trabaja con el valor parametrizado
en la dirección 4506 INT 1 ASIMETR., hasta que la sincronización GPS anule
las diferencias de tiempo de transmisión.
• INT 1 MODO SINC = SINC-GPS INACT. significa que en este interfaz de activación no se realiza ninguna sincronización mediante GPS. Esto es razonable si no
se esperan diferencias de tiempo de transmisión (p. ej., enlace directo de datos).
En la dirección 4513 se ajusta un valor límite INT 1 max.ERROR para la tasa de
errores admisible en los telegramas de datos de protección. Este ajuste sólo es
posible mediante DIGSI en Otros parámetros. El valor preajustado de 1% significa
que de cada 100 telegramas solamente uno puede ser erróneo. Para ello, se considera la suma de telegramas en ambos sentidos.
Si aparecen repetidas veces saltos en el tiempo de transmisión de datos de protección, está en peligro el funcionamiento correcto de la protección diferencial. A través
de la dirección 4515 INT1 BLOC ASIMETR puede determinar si en este caso se debe
84
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.2 Interfaces de activación y topología de datos de protección
bloquear la comunicación de protección de la conexión existente en INT1 (preajuste
Si). Si se tiene una topología de anillo, se conmutará entonces a una topología en
cadena. Si se disponía una topología en cadena, entonces en un fallo de comunicación se bloqueará la protección diferencial. Este ajuste sólo es posible mediante
DIGSI en Otros parámetros.
Interface de
datos de protección 2
Si existe, y es utilizada, la interface de datos de protección 2, se aplican las mismas
posibilidades que en la interface de datos de protección 1. Los parámetros correspondientes pueden ser modificados en las direcciones 4601 INT 2 (Activar o Desactivar), 4602 INT 2 CONEXIÓN, 4605 INT 2 DURAC.MÁX y 4606 INT 2 ASIMETR., aunque los dos últimos parámetros sólo pueden ser alterados mediante
DIGSI en Otros parámetros. Si está disponible una sincronización GPS, se utiliza el
parámetro en la dirección 4611INT 2 MODO SINC. La tasa de errores máxima permitida para los telegramas de datos de protección INT 2 max.ERROR (dirección
4613) y la reacción en una diferencia de tiempo de transmisión inadmisible INT2
BLOC ASIMETR
(dirección 4615) (bloqueo de la protección diferencial Si o No) también pueden ser
modificadas en Otros Parámetros.
Modo de sincronización GPS
(opcional)
Para los interfaces de datos de protección, la sincronización a través de GPS se
puede conectar o desconectar en la dirección 4801 SINC. GPS .
En la dirección 4803 T AVIS.FALL.GPS se ajusta el tiempo al cabo del cual se emite
el aviso „GPS Fallo“ (n.° 3247).
Otros parámetros adicionales relacionados con la sincronización GPS pueden ser
ajustados individualmente para cada interface (ver arriba).
2.2.2.2
Visión general de los parámetros
Las direcciones a las cuales se adjunta una "A", sólo son modificables mediante
DIGSI bajo "Otros parámetros".
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
4501
INT1
Activar
Desactivar
Activar
Interface efectivo 1
4502
INT 1 CONEXIÓN
FIBRA OPT. dir.
Conv. com. 64kB
Conv.com. 128kB
Conv.com. 512kB
FIBRA OPT. dir.
INT1 Connexión por
4505A
INT 1 DURAC.MÁX
0.1 .. 30.0 ms
30.0 ms
INT1 Duración máx. admis. de
señal
4506A
INT 1 ASIMETR.
0.000 .. 3.000 ms
0.100 ms
INT1 Dif. de duración máx; ida y
vuelta
4509
T AVISO INTERF.
0.05 .. 2.00 s
0.10 s
Duración para aviso de
interferencias
4510
T AVISO FALLO
0.0 .. 60.0 s
6.0 s
Duración para aviso de fallo
4511
INT 1 MODO SINC
TEL y GPS
TEL o GPS
SINC-GPS INACT.
TEL y GPS
Interface efec. 1 modo de
sincronización
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
85
2 Funciones
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
4512
T señ.Reset rem
0.00 .. 300.00 s; ∞
0.00 s
Temporiz. señal Reset remota
falta entr.
4513A
INT 1 max.ERROR
0.5 .. 20.0 %
1.0 %
INT 1: La tasa permisible del
error
4515A
INT1 BLOC UNSYM
Si
No
Si
Bloq. debido a tiempo de demora
de unsym
4601
INT 2
Activar
Desactivar
Activar
Interface efectivo 2
4602
INT 2 CONEXIÓN
FIBRA OPT. dir.
Conv. com. 64kB
Conv.com. 128kB
Conv.com. 512kB
FIBRA OPT. dir.
INT2 Connexión por
4605A
INT 2 DURAC.MÁX
0.1 .. 30.0 ms
30.0 ms
INT2 Duración máx. admis. de
señal
4606A
INT 2 ASIMETR.
0.000 .. 3.000 ms
0.100 ms
INT2 Dif. de duración máx; ida y
vuelta
4611
INT 2 MODO SINC
TEL y GPS
TEL o GPS
SINC-GPS INACT.
TEL y GPS
Interface efec. 2 modo de
sincronización
4613A
INT 2 max.ERROR
0.5 .. 20.0 %
1.0 %
INT 2: La tasa permisible del
error
4615A
INT2 BLOC UNSYM
Si
No
Si
Bloq. debido a tiempo de demora
de unsym
4801
SINC. GPS
Activar
Desactivar
Desactivar
Sincronización GPS
4803A
T AVIS.FALL.GPS
0.5 .. 60.0 s
2.1 s
Duración para aviso de fallo GPS
2.2.2.3
No.
Lista de informaciones
Información
Tipo de
Info
Explicación
3215
VERS. errónea
AS
Los equipos tienen Firmware incompatible
3217
INT1 REFLEX.RED
AS
INT1: Reflexión datos propios de la red
3218
INT2 REFLEX.RED
AS
INT2: Reflexión datos propios de la red
3227
>INT1 SIN LUZ
AI
>INT1 sin luz (Bloq. transmis. de datos)
3228
>INT2 SIN LUZ
AI
>INT2 sin luz (Bloq. transmis. de datos)
3229
INT1 INTERFER.
AS
INT1: Interferencia transmisión de datos
3230
INT1 FALLO
AS
INT1: Fallo transmisión de datos
3231
INT2 INTERFER.
AS
INT2: Interferencia transmisión de datos
3232
INT2 FALLO
AS
INT2: Fallo transmisión de datos
86
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.2 Interfaces de activación y topología de datos de protección
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
3233
DT inconsist.
AS
Inconsistencia dirección equip.(DA 17xx)
3234
DT irregular
AS
Irregularidad en índice/número de equipo
3235
Par. inconsist.
AS
Inconsistencia en parámetros de equipo
3236
INT asign. err.
AS
Asign. transm.-recep. INT1-INT2 errónea
3239
INT1 Dura.inadm
AS
INT1: Duración inadmis. transmis. datos
3240
INT2 Dura.inadm
AS
INT2: Duración inadmis. transmis. datos
3243
INT1 con conex.
AV
INT1: Conectado con dirección de equipo
3244
INT2 con conex.
AV
INT2: Conectado con dirección de equipo
3245
>GPS Fallo
AI
>Fallo GPS por externo
3247
GPS Fallo
AS
GPS: Fallo del impulso
3248
INT1 GPS sinc.
AS
GPS: INT1 sincronizado por GPS
3249
INT2 GPS sinc.
AS
GPS: INT2 sincronizado por GPS
3250
INT1 asim.durac
AS
GPS: INT1 asimetría duración muy grande
3251
INT2 asim.durac
AS
GPS: INT2 asimetría duración muy grande
3252
>SINC INT1 RES.
AI
>INT1 Sincronización RESET
3253
>SINC INT2 RES.
AI
>INT2 Sincronización RESET
3254
INT1 salto
AS
I1 Demore el cambio de tiempo reconocido
3255
INT2 salto
AS
I2 Demore el cambio de tiempo reconocido
3256
INT1 unsym
IntI
INT1: Demore unsym. de tiempo a grande
3257
INT2 unsym
IntI
INT2: Demore unsym. de tiempo a grande
3258
INT1 max.ERROR
AS
INT1: La tasa permisible del error
3259
INT2 max.ERROR
AS
INT2: La tasa permisible del error
2.2.3
Topología protección dif.
2.2.3.1
Indicaciones de ajuste
Topología de los
datos de
protección
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Determine primero su topología de comunicación para los datos de protección:
Numere consecutivamente los equipos. La numeración es un índice de equipo en
marcha, que sirve para su propia orientación, empezando para cada sistema de protección diferencial (o sea para cada objeto de protección) con 1. Para el sistema de
protección diferencial, el equipo con el índice 1 es siempre el equipo maestro del
tiempo absoluto. Eso significa que la guía del tiempo absoluto de todos los equipos,
que están de alguna forma relacionados entre sí, se orienta según la guía del tiempo
absoluto de este equipo si la sincronización temporal está ajustada por medio del
equipo maestro temporizador. De esta manera, las indicaciones de tiempo de todos
los equipos son siempre comparables. El índice del equipo sirve, por lo tanto, para la
definición clara de los equipos de un sistema de protección diferencial (es decir para
un elemento de protección) entre ellos.
87
2 Funciones
Además, sírvase asignar a cada equipo un número de identificación (número de
identificación de equipo). El sistema de comunicación utiliza el número de identificación de equipo para identificar a cada equipo respectivamente. Este número puede
ser cualquier número entre el número 1 y el número 65534 y tiene que ser único
dentro del sistema de comunicación. El número de identificación identifica, por lo
tanto, los equipos en el sistema de comunicación (de acuerdo a una dirección de equipo), ya que el intercambio de informaciones de varios sistemas de protección diferencial (o sea también para varios objetos de protección) puede ser realizado a través del
mismo sistema de comunicación.
Asegúrese de que las posibles conexiones de comunicación y las interfaces existentes estén en concordancia entre ellas. En caso de que no todos los equipos estuvieran
equipados con dos interfaces activas, es preciso que las interfaces, que disponen solamente de una interfaz activa, se encuentren en los extremos de la cadena de comunicación. Una topología en anillo es solamente posible si todos los equipos de un
sistema de protección diferencial están equipados con dos interfaces activas.
En caso de que usted trabajara con conexiones de comunicación e interfaces físicas
diferentes, asegúrese de que cada interfaz activa esté compatible con la conexión de
comunicación planificada.
En caso de un objeto de protección con dos extremos (por ejemplo en caso de una
línea), se ajustan las direcciones 4701 ID-EQUIPO 1 y 4702 ID-EQUIPO 2, por
ejemplo para el equipo 1 el número de identificación de equipo 16 y para el equipo 2
el número de identificación de equipo 17 (véase figura 2-12). Los índices de los
equipos no tienen que coincidir necesariamente con los números de identificación de
equipo, tal como se ha mencionado anteriormente.
Figura 2-12
Topología de protección diferencial para dos extremos con 2 equipos —
Ejemplo
Si existen más de dos extremos (y equipos correspondientes), estos extremos serán
asignados a sus números de identificación de equipo bajo los parámetros de dirección
4703 ID-EQUIPO 3, 4704 ID-EQUIPO 4, 4705 ID-EQUIPO 5 y 4706
ID-EQUIPO 6. Para un objeto de protección existe un máximo de 6 extremos con 6
equipos. La figura 2-13 muestra un ejemplo con cuatro equipos. Al configurar las funciones de protección (capítulo 2.1.1.3), se ha ajustado el número requerido en el caso
de aplicación concretizado bajo la dirección 147 NÚM. EQUIPOS. Aquí se deja ajustar
la cantidad de números de identificación de equipo correspondiente y los demás
números no aparecen en la parametrización.
Bajo la dirección 4710 EQUIPO LOCAL hay que indicar cuál es el equipo local.
Sírvase indicar aquí para cada equipo qué índice tiene el equipo (según su numeración en marcha). Cada índice desde el número 1 hasta el número, que corresponde
a la cantidad de equipos, tiene que aparecer una vez y ninguno de los índices debe
aparecer dos veces.
88
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.2 Interfaces de activación y topología de datos de protección
Figura 2-13
Topología de protección diferencial para 4 extremos con 4 equipos — Ejemplo
Asegúrese de que los parámetros de la topología de protección diferencial para el
sistema de protección diferencial estén lógicos:
• Cada índice de equipo debe aparecer solamente una vez.
• Cada índice de equipo tiene que estar asignado claramente a un número de
identificación de equipo.
• Cada índice de equipo tiene que ser una sola vez el índice de un equipo local.
• El equipo con el índice 1 es la fuente para la guía del tiempo absoluto (equipo
maestro del tiempo absoluto).
• La cantidad de los equipos configurados tiene que ser la misma en todos los
equipos.
Durante el arranque del sistema de protección se comprueban las condiciones antes
indicadas. Si no se cumple todavía alguna de las condiciones, ningún servicio de protección diferencial es posible.
Entonces, el equipo informa sobre el error enviando los mensajes
• „DT inconsist.“ (el Listado de equipos, contiene varios números de identificación de equipo idénticos)
• „DT irregular“ (diferentes ajustes de los parámetros 4701 hasta 4706)
• „Igual dir.equi.“ (en el sistema de protección existen equipos con ajustes
idénticos del parámetro 4710)
Si se visualiza el mensaje „Par. inconsist.“ KOM, se bloquea también la función
de protección diferencial. En este caso, se han ajustado diferentemente aquellos parámetros, que tienen que ser ajustados idénticamente en los equipos.
• Parámetro 230 FRECUENCIA NOM.
• Parámetro 143 TRAFO en el sector de protección
• Parámetro 1106 POTENCIA RELAT. primario
• Parámetro 112 PROT. DIF. existente
• Parámetro 149 COMP. I carga existente
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
89
2 Funciones
2.2.3.2
Dir.
Visión general de los parámetros
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
4701
ID-EQUIPO 1
1 .. 65534
1
No. de identificación Equipo 1
4702
ID-EQUIPO 2
1 .. 65534
2
No. de identificación Equipo 2
4703
ID-EQUIPO 3
1 .. 65534
3
No. de identificación Equipo 3
4704
ID-EQUIPO 4
1 .. 65534
4
No. de identificación Equipo 4
4705
ID-EQUIPO 5
1 .. 65534
5
No. de identificación Equipo 5
4706
ID-EQUIPO 6
1 .. 65534
6
No. de identificación Equipo 6
4710
EQUIPO LOCAL
Equipo 1
Equipo 2
Equipo 3
Equipo 4
Equipo 5
Equipo 6
Equipo 1
Equipo local
2.2.3.3
Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
3451
>Retirar
AI
>Retirar equipo
3457
Topolog. anular
AS
Topología en anillo
3458
Topolog. cadena
AS
Topología en cadena
3464
Topol. completa
AS
Topología de comunicación completa
3475
Equ1 retir
IntI
Equipo 1 retirado
3476
Equ2 retir
IntI
Equipo 2 retirado
3477
Equ3 retir
IntI
Equipo 3 retirado
3478
Equ4 retir
IntI
Equipo 4 retirado
3479
Equ5 retir
IntI
Equipo 5 retirado
3480
Equ6 retir
IntI
Equipo 6 retirado
3484
Equ.retir.
IntI
Equipo local retirado
3487
Igual dir.equi.
AS
Igual dirección equipo en constelación
3491
Equ1 exist.
AS
Equipo 1 conexión existente
3492
Equ2 exist.
AS
Equipo 2 conexión existente
3493
Equ3 exist.
AS
Equipo 3 conexión existente
3494
Equ4 exist.
AS
Equipo 4 conexión existente
3495
Equ5 exist.
AS
Equipo 5 conexión existente
3496
Equ6 exist.
AS
Equipo 6 conexión existente
90
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.3 Protección diferencial
2.3
Protección diferencial
La protección diferencial viene a ser la función de protección principal del equipo. La
protección diferencial está basada en la comparación de intensidad. Para ello, es
preciso instalar un equipo en cada extremo de la zona a proteger. Los equipos intercambian sus valores de medición a través de enlaces de comunicación. De esta
manera, se realiza en cada equipo la comparación de intensidad y en caso de un
cortocircuito interno se dispara el interruptor de potencia asignado.
7SD5 está, dependiendo de la variante de pedido, diseñado para proteger posiciones
hasta con 6 terminales. Adicionalmente está disponible una versión que protege
transformadores de potencia o máquinas. La zona protegida se limita selectivamente
en sus extremos por medio de los transformadores de medida de intensidad.
La protección diferencial (Main1) puede ser proyectada paralelamente a la protección
a distancia (Main2) o como función de protección completamente independiente
(Main Only) (véase capítulo 2.1.1.3).
2.3.1
Descripción del funcionamiento
Principio Básico
con dos
Terminales
La protección diferencial se basa en una comparación de intensidades. En ella se
aprovecha el hecho de que, p. ej., un tramo de conductor L (figura 2-14) conduce en
estado de funcionamiento sin interferencias siempre la misma intensidad de corriente
i en ambos extremos (en trazo discontinuo). Esta corriente circula en un lado hacia la
zona que se toma en consideración y la abandona en el otro lado. Si hay una diferencia de intensidad, es un índice seguro de que hay una avería dentro del tramo de
línea. Si la relación de transformación es la misma, los arrollamientos secundarios de
los transformadores de intensidad INT1 y INT2, situados en los extremos de la línea
podrían estar interconectados de forma tal que se forme un circuito cerrado con la intensidad secundaria I, y entonces un elemento de medida M conectado en el enlace
transversal quedaría sin corriente si el funcionamiento está libre de interferencias.
Cuando se produce un fallo en la zona delimitada por los transformadores de medida,
el elemento de medida recibe una corriente proporcional a la suma i1 + i2 proporcional
a las corriente de fallo que entran desde ambos lados I1 + I2. Por lo tanto, al producirse
un cortocircuito en la zona protegida, en el que fluya una corriente de fallo suficiente
para la respuesta del elemento de medida M la disposición sencilla, según la figura
2-14, da lugar a que la protección pueda trabajar con seguridad.
Figura 2-14
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Principio básico de la protección diferencial para una línea con dos extremos
91
2 Funciones
Principio Básico
con Terminales
Múltiples
Para líneas con tres o mas terminales o para barras colectoras, el principio de la protección diferencial se amplia de manera que la suma total de las corriente fluyendo
dentro del objeto protegido es cero en servicio normal, en caso de un fallo la suma
total es igual a la intensidad de fallo (ver Figura 2-15 como un ejemplo para 4 terminales).
Figura 2-15
Transmisión de
valores medidos
Principio básico de la protección diferencial para 4 extremos (presentación
monofásica)
Si el elemento protegido esta localizado en un solo lugar - como en el caso con generadores, transformadores, barras colectoras-, los valores pueden ser procesados inmediatamente. Esto es diferente para líneas, donde la zona protegida se extiende
más o menos distanciada de una estación a otra. Para que sea posible procesar los
valores medidos de todas las líneas, estas tienen que ser transmitidas en una forma
adecuada. De este modo se puede comprobar la condición de disparo en cada
extremo de la línea, accionando eventualmente el interruptor de potencia local respectivo.
En 7SD5 se codifican los valores medidos en telegramas digitales y se transmiten a
través de canales de comunicación. Para esto, cada equipo contiene al menos una
interface de datos de protección.
La figura 2-16 muestra esto para una línea con dos terminales. Cada equipo mide la
intensidad de corriente local y manda información sobre su intensidad y posición de
fase al extremo opuesto. La interface para esta comunicación de protección se denomina interface de datos de protección. De esta manera, cada equipo puede sumar las
intensidades de corriente y continuar procesándolas.
Figura 2-16
Protección diferencial para una línea con dos extremos
Si existen más de dos extremos, se establece una cadena de comunicación de tal
manera que cada equipo está informado sobre la suma de las intensidades, que
entran al objeto a proteger. La figura 2-17 muestra un ejemplo para tres extremos. Los
extremos 1 y 2 resultan de la disposición de los transformadores de intensidad, que
se muestra en la izquierda. Aunque se trate aquí solamente de un extremo de línea,
este extremo de línea debería ser tratado para la protección diferencial como dos extremos a causa de los dos puntos de medición para las intensidades. El extremo de
línea 3 queda en el lado opuesto.
92
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.3 Protección diferencial
Cada equipo recibe sus intensidades locales respectivamente desde los transformadores de corriente. El equipo 1 mide la intensidad i1 y transmite los datos de la intensidad como indicador complejo I1 al equipo 2. El equipo suma la proporción I2 de su
intensidad de medición i2 y transmite esta suma parcial medida al equipo 3. La suma
parcial medida I1 + I2 llega finalmente al equipo 3, que sigue sumando su proporción
I3. En sentido inverso transcurre una cadena correspondiente desde el equipo 3
pasando por el equipo2 hasta el equipo 1. De esta manera, todos los equipos disponen de la suma de las tres intensidades obtenidas en los puntos de medición.
La secuencia de los equipos en la cadena de comunicación no tiene que coincidir con
su indicación, como muestra también el ejemplo en la figura 2-17. La asignación se
efectúa al parametrizar la topología, tal como está descrito bajo el capítulo 2.2.1.
Figura 2-17
Protección diferencial para una línea con tres extremos
La cadena de comunicación puede ser formada también como un anillo, tal como está
representado de forma rayada en la figura 2-17. Esto garantiza una redundancia de
la transmisión: También en caso de un fallo de un enlace de comunicación, todo el
sistema de protección diferencial permanece en servicio, sin restricciones algunas.
Los equipos reconocen una perturbación en la comunicación y, a continuación,
cambian automáticamente a otro camino de comunicación. También es posible desconectar un extremo de línea, por ejemplo para un chequeo o una revisión, y poner
fuera de servicio la protección local. Con un anillo de comunicación, se puede continuar sin perturbaciones con el resto del servicio.
Para más detalles sobre la topología de la comunicación entre equipos véase el capítulo 2.2.1.
Sincronización del
valor medido
Los equipos miden las intensidades locales de manera asíncrona. Esto significa que
cada equipo mide, digitaliza y preprocesa las correspondientes corrientes procedentes de los transformadores de medida de intensidad, con su ritmo de proceso propio,
aleatorio. Si la intensidad de dos o mas terminales deben ser comparadas, es necesario, sin embargo, procesar todas las intensidades con las misma base de tiempo.
Todos los equipos que operan juntos intercambian su tiempo con cada telegrama. El
equipo con el índice 1 actúa como „maestro de tiempo“, especificando por lo tanto el
marco de tiempo. Los demás equipos calculan entonces el retraso de la transmisión
y tiempos de proceso relacionados con el „tiempo Maestro“. Con esta „sincronización
aproximada“ se obtiene una precisión de ± 0,5 ms en la base de tiempo.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
93
2 Funciones
Para alcanzar una sincronización lo suficientemente precisa todos los valores de intensidad llevan asociados el sello de tiempo antes de que sean transmitidos desde un
equipo a otro como telegramas digitales. Este „sello de tiempo“ indica en que punto
en el tiempo la información de intensidad transmitida fue válida. Por eso, los equipos
que reciben pueden tener una sincronización optimizada de las comparaciones de intensidad basado en el sello de tiempo recibido y el manejo de su propio tiempo, ej.:
pueden comparar las intensidades que de hecho fueron medidas exactamente al
mismo tiempo (<5 µs tolerance).
Mediante el sello de tiempo en el telegrama de datos de medida, los equipos vigilan
permanentemente los tiempos de transmisión y los tienen en cuenta en el respectivo
extremo receptor.
También se mide permanentemente y eventualmente se corrige la frecuencia de los
valores medidos, que es decisiva para el cálculo exacto de vectores complejos, para
conseguir que la comparación de tiempos sea síncrona. Si el equipo está conectado
a transformadores de medida de tensión y hay disponible por lo menos una tensión
con un nivel suficiente, se determina la frecuencia a partir de esta tensión. En caso
contrario, se recurre a las intensidades de corriente medidas para determinar la frecuencia. Las frecuencias determinadas se intercambian entre los equipos a través de
las vías de comunicación. Bajo estas condiciones todos los equipos trabajan con la
frecuencia fiable.
Estabilización
La condición para el principio básico de la protección diferencial es que la suma total
de todas las intensidades fluyendo dentro del objeto protegido es cero en servicio
normal . Esta condición es solo válida para el sistema primario y aun cuando las intensidades producidas por la capacitancia de líneas o corrientes de magnetización de
transformadores y reactores sean despreciadas.
Las corrientes secundarias, que llegan a los equipos a través de los transformadores
de medida de intensidad, adolecen de errores de medida que proceden del comportamiento de transmisión de los transformadores de medida de intensidad y de los
propios circuitos de entrada de los equipos. También pueden provocar desviaciones
en los valores medidos los errores de transmisión, como p. ej., la inestabilidad de la
señal. Todas estas influencias dan lugar a que incluso en régimen no perturbado, la
suma de las intensidades de corriente procesadas en los equipos no sea exactamente igual a cero. Contra estas influencias se estabiliza la protección diferencial.
Compensación de
la intensidad de
carga
La compensación de la intensidad de carga es una función adicional para la protección diferencial. La compensación de la intensidad de carga facilita una mejora de la
sensibilidad compensando la intensidad de carga, que en un estado estabilizado,
fluye a través de la intensidad del cable.
Como consecuencia de las capacidades de los conductores contra tierra y entre sí
fluyen, incluso durante un servicio sin perturbaciones, intensidades de carga, que provocan una diferencia de las intensidades en los extremos de la zona protegida. En
particular en el caso de cables y líneas largas, las intensidades de carga capacitivas
pueden llegar a alcanzar valores considerables.
Si las tensiones en el lado de derivación están conectadas con el equipo, la influencia
de las intensidades de carga capacitivas puede ser compensada casi por completo
por vía de cálculo. Aquí existe la posibilidad de activar una compensación de intensidad de carga, que determina la intensidad de carga real. En el caso de dos extremos
de línea, cada equipo asume la mitad de la compensación de intensidad de carga. En
el caso de los equipos M, cada equipo asume la cantidad M. Para una simplificación,
la figura 2-18 muestra un sistema monofásico.
94
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.3 Protección diferencial
Figura 2-18
Compensación de corriente de carga para una línea con 2 extremos
(sistema monofásico)
Para un servicio sin perturbaciones, las intensidades de carga pueden ser consideradas estacionariamente como prácticamente constantes, ya que vienen a ser determinadas solamente por la tensión y las capacidades de las líneas. Por lo tanto, es
preciso tenerlas en cuenta sin compensación de intensidades de carga al ajustar la
sensibilidad de la protección diferencial (véase también capítulo 2.3.2 bajo „Valor de
respuesta de la intensidad diferencial“). Con la compensación de intensidad de carga,
no es necesario tenerla en cuenta en este lugar. Con la compensación de intensidad
de carga se tienen también en cuenta las intensidades de magnetización estacionarias delante de las reactancias transversales. Para las intensidades de conexión transitorias (intensidad de conexión Rush), los equipos disponen de una estabilización de
conexión separada (véase abajo bajo el título marginal „Estabilización de conexión“).
Errores de los
transformadores de
medida de
intensidad
Para tener en cuenta la influencia de los transformadores de medida de intensidad,
cada equipo calcula una magnitud de autoestabilización AI. Ésta se obtiene, estimando, a partir de los datos de los transformadores de medida de intensidad locales y de
la magnitud de las intensidades de corriente locales medidas, los posibles errores
locales de los transformadores de medida (figura 2-19). Las características de los
transformadores de medida se parametrizaron en los datos de la planta 1
(capítulo 2.1.2.1 bajo el subtítulo „Curva característica del transformador de medida
de intensidad“) y son válidos individualmente para cada equipo. Puesto que cada
equipo le transmite a los otros equipos sus errores estimados, cada equipo puede determinar también la suma de los posibles errores y con ello estabilizarlos.
Figura 2-19
Otras influencias
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Aproximación de los fallos del transformador de medición de intensidad
El equipo también estima otros errores de medida, como los que pueden surgir en el
mismo equipo debido a tolerancias de hardware, tolerancias de cálculo, desviaciones
de tiempo o debido a la „calidad“ de las magnitudes de medida tales como armónicos
95
2 Funciones
y desviaciones de frecuencia, incrementando automáticamente el valor de la autoestabilización local. Para ello se tienen también en cuenta las dispersiones admisibles
en cuanto a los tiempos de transmisión y procesamiento.
Las desviaciones de tiempo se producen debido a errores residuales en la sincronización de las magnitudes de medida, dispersiones en el tiempo de recorrido o similares. Mediante la sincronización GPS se impide que aumente la autoestabilización que
podría surgir por saltos en el tiempo de recorrido.
Si alguna de las magnitudes que influyen no se puede determinar, p. ej., la frecuencia
si no se dispone de valores de medida suficientes, entonces en el equipo se parte de
la frecuencia nominal. En el ejemplo de la frecuencia esto quiere decir: Si no se puede
determinar la frecuencia por no disponer de magnitudes de medida suficientes, el
equipo parte de la frecuencia nominal. Pero como la frecuencia real siempre puede
variar respecto a la frecuencia nominal dentro del campo admisible (± 20% de la frecuencia nominal), se incrementa automáticamente la estabilización de modo correspondiente. En cuanto se haya determinado la frecuencia (máx. 100 ms después de
disponer de una magnitud de medida aprovechable), se vuelve a reducir correspondientemente la estabilización. En la práctica esto repercute si antes de producirse un
cortocircuito en la zona de protección no hay disponibles magnitudes de medida, es
decir, p. ej., al conectar contra una avería una línea con transformadores de medida
de tensión por el lado de la línea. Como en este momento todavía no se conoce la
frecuencia, se produce primeramente una estabilización superior hasta que se determine la frecuencia real. Esto puede dar lugar a un retraso en el disparo, pero únicamente en el límite de respuesta, es decir, en el caso de averías de corrientes muy débiles.
Estas cantidades de auto restricción son calculadas por cada equipo como suma total
de las posibles desviaciones y transmitidas a los otros equipos. En la misma forma
como las corrientes totales (corrientes diferenciales) son calculadas (véase más
arriba en, „Transmisión de valores medidos“), cada equipo calcula así la suma total
de las cantidades restringidas y así estabiliza las corrientes diferenciales.
La autoestabilización se ocupa de que la protección diferencial trabaje siempre con la
máxima sensibilidad posible, ya que las magnitudes de estabilización se adaptan automáticamente de una forma dinámica a las posibles averías. De esta manera se
pueden captar también eficazmente averías de alta resistencia coincidiendo con corrientes de carga elevadas. Especialmente en el caso de sincronización a través de
GPS está reducida al mínimo la autoestabilización con la utilización de redes de comunicación, ya que los tiempos de recorrido asimétricos del trayecto de comunicación
se compensan por el cálculo exacto de los tiempos de ida y retorno. Una máxima sensibilidad de la protección diferencial se logra con una conexión de fibra óptica directa.
Estabilización de
conexión
Si la zona protegida incluye un transformador, hay que contar que al conectar el transformador se producirá una corriente de conexión alta (corriente de irrupción), que
entra en la zona protegida pero no vuelve a salir de ella.
La irrupción de conexión puede alcanzar un múltiplo de la corriente nominal, y se caracteriza por un contenido relativamente alto del segundo armónico (doble de la frecuencia de la red) que en cambio, en el caso de un cortocircuito, está casi totalmente
ausente. Si el contenido del segundo armónico en la corriente diferencial rebasa por
lo tanto un umbral ajustable se impide el disparo.
La estabilización de conexión tiene un límite superior: Por encima de un valor de intensidad (ajustable), ya no está activa, puesto que entonces ya sólo se puede tratar
de un cortocircuito interno de alta intensidad.
La figura 2-20 muestra un diagrama lógico simplificado. Las condiciones para la estabilización de conexión se examinan en cada equipo en el que esta función haya sido
96
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.3 Protección diferencial
activada. La condición de bloqueo es transmitida a todos los equipos para que sea
efectiva en todos los extremos del objeto protegido.
Figura 2-20
Diagrama lógico de la estabilización de conexión para una fase
Como la estabilización de conexión trabaja individualmente para cada fase, la
protección tiene también una efectividad óptima si se conecta el transformador sobre
una avería monofásica, mientras que posiblemente en otro conductor sano fluya una
corriente de irrupción de conexión. Sin embargo, existe también la posibilidad de
ajustar la protección de tal manera que al rebasar la proporción admisible de armónicos en la corriente de un solo conductor no se bloquee únicamente el conductor afectado por la corriente de irrupción sino también los restantes conductores de la etapa
diferencial. Esta función denominada de „bloqueo mutuo“ se puede limitar a una duración determinada. El diagrama lógico está representado en la figura 2-21.
La función de „bloqueo mutuo“ repercute también en todos los equipos, ya que
extiende la estabilización de conexión a las tres fases.
Figura 2-21
Diagrama lógico de la función “bloqueo mutuo” para uno de los extremos
Evaluación de los
valores medidos
La evaluación de los valores medidos se realiza por separado para cada fase. Adicionalmente se evalúa la corriente de falta a tierra.
Cada equipo calcula una intensidad diferencial de la suma de los indicadores de intensidades, que son calculados en cada extremo del objeto a proteger y que son
transmitidos a los demás extremos. Su valor coincide con la intensidad errónea, que
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
97
2 Funciones
el sistema de protección diferencial „registra“, o sea en el caso ideal coincide con la
intensidad de un cortocircuito. Durante un servicio sin perturbaciones viene a ser baja
y corresponde en el caso de líneas durante una primera aproximación a la intensidad
de carga. En el caso de una compensación de intensidad de carga activada viene a
ser muy baja.
La corriente de estabilización actúa en contra de la corriente diferencial. Esta se
deduce de la suma de los errores de medida máxima en los extremos del objeto protegido y se calcula de forma adaptiva a partir de los valores de medida actuales y de
los parámetros de instalación que estén ajustados. Por eso el mas alto valor de error
posible dentro del rango nominal de los transformadores de corriente y/o dentro del
nivel de corto-circuito se multiplica por la corriente a través de cada terminal del objeto
protegido. El valor total, incluyendo los errores internos, es entonces transmitido a las
otras terminales. De esta manera, la corriente de estabilización es una imagen del
error de medida máximo admisible del sistema de protección diferencial.
La curva característica de respuesta de la protección diferencial (figura 2-22) viene
dada por la curva característica de estabilización Idif = Iestab (línea 45°), que está
cortada por debajo del valor de ajuste I-DIF>. Cumple la ecuación
Iestab = I-DIF> + Σ (Corrientes de fallo)
Si la corriente diferencial calculada rebasa el límite de respuesta y el error de medida
máximo posible, se trata de una avería interna (zona sombreada en la figura 2-22).
Figura 2-22
Comparación
Rápida de Carga
98
Línea característica de respuesta de la protección diferencial nivel Idif>
La comparación de carga es un nivel diferencial superpuesto a la comparación de corriente (= protección diferencial propiamente dicha). En el caso de averías de intensidad elevada da lugar a unas decisiones de disparo muy rápidas.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.3 Protección diferencial
En la protección de comparación de carga no se suman los vectores de intensidad
complejos en los extremos del objeto protegido sino la integral de las intensidades de
corriente a lo largo de una ventana de corriente definida:
Con el intervalo de integración de t1 hasta t2, que en el 7SD5 se ha elegido como 1/4
cuarto período.
La carga Q calculada de este modo es una magnitud escalar y por lo tanto se puede
determinar y transmitir más rápidamente que un vector complejo.
Las cargas en los extremos del objeto protegido son sumadas de la misma manera
que los vectores de corriente en la protección diferencial. Así el total de las cargas es
proporcionada en todas las terminales de la zona protegida.
En el caso de averías dentro de la zona protegida se produce inmediatamente una
zona de carga. En el caso de corrientes de avería altas, que pueden dar lugar a la
saturación de los transformadores de medida de intensidad, se consigue así tomar
una decisión antes de que se inicie la saturación.
En el caso de averías externas, la diferencia de carga en un principio es teóricamente
cero. La protección por comparación de cargas decide inmediatamente ante averías
exteriores y se autobloquea. Si se produce la saturación en uno o varios transformadores de medida de intensidad que delimiten la zona protegida, se mantiene este
bloqueo con lo cual se hace inocua la diferencia producida por la saturación. Se parte
por lo tanto de que los transformadores de medida de intensidad todavía no entren en
saturación por lo menos durante un intervalo de integración (1/4 período) después de
producirse la avería.
Al conectar una línea, se duplica automáticamente el valor de respuesta de la comparación de cargas durante aprox. 1,5 s. Esto evita un exceso de función, si debido a la
remanencia en el circuito secundario del transformador de medida de intensidad (p.
ej., también en caso de reenganche automático), fluyen corrientes de compensación
que simulan una carga que realmente no existe en el circuito primario.
La comparación de carga se realiza para cada fase. De este modo se detecta también
inmediatamente una avería interna (avería consecuente) en otra fase, después de
producirse una avería exterior. Los límites de la comparación de carga se alcanzan
en el caso más bien improbable de que se produzca una avería consecuente (interna)
después de una avería exterior en la misma fase, con una saturación considerable del
transformador de medida de intensidad. Ésta ha de ser detectada por la protección
diferencial.
La comparación de carga se ve también influenciada por las intensidades de carga
procedentes de líneas y por las intensidades transversales de los transformadores
(estacionarias y transitorias), que provocan también una diferencia de carga. Por eso
resulta, tal como ya se ha mencionado inicialmente, adecuada como complemento de
la protección diferencial para un disparo rápido en el caso de cortocircuitos de alta intensidad. Una compensación de intensidad de carga activada no tiene influencia en
una comparación de carga.
Bloqueo/Interbloqueo
La protección a distancia asume, si está parametrizada, automáticamente la función
de protección si se bloquea por medio de una entrada binaria la protección diferencial.
El bloqueo en un extremo del objeto a proteger afecta a todos los extremos (interbloqueo) por medio del enlace de comunicación. En caso de que la protección a distancia
no estuviera existente o ineficaz y en caso de que la protección contra sobreintensi-
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
99
2 Funciones
dad temporizada estuviera configurada como función de emergencia, todos los
equipos cambian automáticamente a este servicio de emergencia.
Por favor, tenga también en cuenta que la protección diferencial es bloqueada bajo
selectividad de fases en todos los extremos a causa de una rotura del hilo detectada
en un extremo del objeto a proteger. Al aviso „Rotura del hilo“ es generado solamente
en el equipo, donde se ha registrado la rotura del hilo. En los demás equipos se indica
el bloqueo bajo selectividad de fases de la protección diferencial a causa de una
rotura del hilo de tal manera que, en vez de indicar la intensidad diferencial y la intensidad de estabilización, se visualizan rayos en el display para la fase afectada. En
caso de un bloqueo bajo selectividad de fases de la protección diferencial, la protección a distancia, si existe estando parametrizada, no asume la función de protección
en la fase afectada.
Excitación de la
protección
diferencial
Figura 2-23
100
La figura 2-23 muestra el diagrama lógico de la protección a distancia. Los niveles,
que están correctamente en fase, se resumen para formar informaciones de fase.
Además, se comunica qué nivel ha respondido.
Lógica de excitación de la protección diferencial
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.3 Protección diferencial
En cuanto la protección diferencial ha detectado con seguridad una avería dentro de
su campo de disparo, se genera además la señal „Dif Arr-Gen“ (excitación
general de la protección diferencial). Para la protección diferencial propiamente dicha,
esta señal de excitación no tiene ningún significado, puesto que están presentes al
mismo tiempo las condiciones de disparo. En cambio esta señal se necesita para la
inicialización de funciones adicionales internas o externas (p. ej., almacenamiento de
los valores de avería, reconexión automática).
Lógica de Disparo
de la Protección
Diferencial
En la lógica de disparo se combinan las decisiones de los niveles de la protección diferencial y sirviéndose de la lógica de disparo central del equipo se procesan para
formar señales de salida (figura 2-24).
Las señales de excitación de los niveles de la protección diferencial que identifican
las fases afectadas, se pueden retrasar a través de una etapa de tiempo T-I-DIF>.
Con independencia de ésto, en caso de excitación monofásica es posible un bloqueo
de corta duración para salvar en redes compensadas la oscilación de cebado de una
falta a tierra simple inicial.
Las señales, que se han procesado de la manera descrita, son enlazadas a través de
la lógica de disparo del equipo en las señales de salida„Dif DISP gen“,
„Dif:DISP 1polL1“, „Dif:DISP 1polL2“, „Dif:DISP 1polL3“, „Dif:DISP
L123“. En este caso, las informaciones monopolares significan que efectivamente se
debe producir solamente un disparo monopolar. La propia generación de los mandos
para los relés de disparo se produce en la lógica de disparo del conjunto del equipo
(véase el capítulo 2.23.1).
Figura 2-24
Lógica de disparo de la protección diferencial
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
101
2 Funciones
2.3.2
Indicaciones de ajuste
Generalidades
La protección diferencial puede ser conectada bajo la dirección 1201 PROT.DIF.
Activar o Desactivar. Si se desconecta un solo equipo en cualquier extremo del
objeto a proteger, la generación de un valor de medición ya no es posible. Entonces,
la protección diferencial en todos los extremos está bloqueada. Si la protección a distancia existe estando proyectada, entonces esta protección asume la función de protección principal.
Valor de respuesta
corriente
diferencial
La sensibilidad de la intensidad de corriente se ajusta bajo la dirección 1210 I-DIF>.
Lo determinante es la totalidad de corriente que en caso de un cortocircuito entra en
la zona protegida, es decir, la corriente total de la avería, independientemente de
como se distribuya entre los extremos del objeto protegido.
Si la compensación de la corriente de carga está conectada bajo la dirección 1221
COMP.-Ic = Activar, entonces el valor de reacción puede ser ajustado I-DIF> en
1 · IcN. De esta manera, se tiene en cuenta el fallo restante de la compensación de la
corriente de carga.
Sin la existencia de una compensación de corriente de carga (dirección 1221 COMP.Ic = Desactivar) es preciso ajustar este valor de reacción así que queda superpuesto a la corriente transversal estacionaria total del objeto a proteger. En el caso de
cables y líneas aéreas largas, hay que tener especialmente en cuenta la corriente de
carga.
Ésta se calcula a partir de la capacidad operativa:
IC = 3,63 · 10–6 · UN · fN · CB' · s
siendo
IC.
la corriente de carga a determinar en A primario
UN .
la tensión nominal de la red en kV
fN.
la frecuencia nominal de la red en Hz
CB'.
la capacidad operativa relativa de la línea en nF/km
s.
la longitud de la línea en km
Para líneas con terminales múltiples, la suma total de todas las secciones de la línea
es tomada como la longitud.
Teniendo en cuenta las oscilaciones de tensión y de frecuencia se debería ajustar por
lo menos el doble al triple de la corriente de carga determinada de este modo. El valor
de respuesta no debería tampoco estar por debajo del 15% de la intensidad nominal
operativa. La intensidad nominal operativa resulta o bien de la potencia aparente
nominal de un transformador en la zona protegida, tal como se describe en el capítulo
2.1.4.1 bajo el título marginal „datos de topología en el caso de un transformador en
la zona protegida (opcionalmente)“ o de las direcciones 1104 IN-FUNC. PRIM.
según el capítulo 2.1.4.1 bajo el título marginal „valores nominales del objeto a proteger en el caso de líneas“. Debe ser igual en todos los extremos del objeto a proteger.
Si no se miden tensiones, se tiene en cuenta la intensidad de carga compensada bajo
la dirección 1224 Ic est./Ic nom.. Esta relación viene a ser normalmente el 2,5
y ajusta, de esta manera, el doble a triple, o sea Ic est./Ic nom. · I-DIF> de la
intensidad de carga determinada.
Si el ajuste es realizado desde un ordenador personal y DIGSI, los parámetros
pueden ajustarse ya sea como magnitudes primarias o secundarias. Al parametrizar
102
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.3 Protección diferencial
en magnitudes secundarias es preciso convertir las intensidades para el lado secundario de los transformadores de medida de intensidad.
Ejemplo de cálculo:
Cable monoconductor de 110 kV, 240 mm2 en una red de 50 Hz, con las siguientes
características:
s (longitud) = 16 km
CB' = 310 nF/km
Transformador de corriente 600 A/5 A
Con estos datos, se calcula la corriente de carga estacionaria:
IC = 3,63 · 10–6 · UN · fN · CB' · s = 3,63 · 10–6 · 110 · 50 · 310 · 16 = 99 A
De efectuarse el ajuste en valores primarios, se ajusta por lo menos el doble, es decir:
Valor de ajuste I-DIF> = 200 A
Valor de ajuste con compensación de intensidad de carga I-DIF> = 100 A
Al efectuar el ajuste en valores secundarios es preciso convertir este valor a la magnitud secundaria:
Si dentro de la zona protegida hay un transformador de potencia con regulación de
tensión, hay que tener en cuenta que incluso en régimen estacionario hay una corriente diferencial que depende de la posición del cambiador de tomas. Calcule el valor
máximo de la corriente de fallo en los límites del campo de regulación y súmelo
(referido a la intensidad nominal del transformador) al valor de ajuste para I-DIF>.
Valores de
arranque durante la
conexión
Cuando se conectan cables largos, sin carga, líneas aéreas y líneas compensadas,
pueden llegar a producirse procesos de compensación marcados de frecuencia superior. Éstos se amortiguan considerablemente mediante los filtros digitales de la protección diferencial. Pero ello no obstante, para evitar con seguridad la respuesta unilateral de la protección al conectar, se ajusta el valor de respuestaI-DIF> CIERRE
(dirección 1213). Este valor de respuesta está siempre activo en cuanto un equipo ha
detectado la conexión de su extremo después de una línea sin tensión. Todos los
equipos se conmutan entonces a esta sensibilidad de conexión durante el tiempo en
que esté activa la conexión T.DETECC.CIERRE, que se había ajustado en los datos
de protección generales bajo la dirección 1132 (capítulo 2.1.4.1). Un ajuste al triple o
cuádruple de la corriente de carga estacionaria asegura por lo general la estabilidad
de la protección al conectar. Para conectar transformadores e impedancias transversales, el equipo dispone de un bloqueo de irrupción de conexión (véase bajo el subtítulo „Estabilización de conexión“).
Durante la puesta en marcha se procede a efectuar una comprobación de los umbrales de respuesta. Las instrucciones correspondientes las encontrará en el capítulo
Montaje y puesta en marcha.
Retardos
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
En aplicaciones especiales puede resultar ventajoso retardar el disparo de la protección diferencial con una etapa de tiempo adicional, por ejemplo, para el bloqueo posterior. El tiempo de retardo T-I-DIF> (dirección 1217) se inicia cuando se ha
detectado una avería interna. Este ajuste sólo es posible mediante DIGSI en Otros
parámetros.
103
2 Funciones
Cuando la protección diferencial se emplea en una red aislada o compensada es
preciso asegurarse de que se impide el disparo debido a la oscilación de cebado de
una falta a tierra simple. Para ello se retarda en 0,04 s (preajuste) la respuesta ante
una falta a tierra simple, mediante la dirección 1218 T3I0 1FASE. En redes compensadas extensas se debería aumentar este tiempo. Al ajustar a ∞ se suprime totalmente la excitación monofásica.
Sírvase tener en cuenta que el parámetro T3I0 1FASE es utilizado también en la
función de protección a distancia. El ajuste, que usted efectúa aquí, influye también
en la protección a distancia (véase también el capítulo 2.5.1.4 bajo el título „Detección
de faltas a tierra“).
Valor de respuesta.
Nivel de
comparación de la
carga
El umbral de respuesta de la etapa de comparación de cargas se ajusta bajo la dirección 1233 I-DIF>>. Lo determinante es el valor eficaz de la intensidad de corriente;
la conversión a valores de carga la realiza el equipo por sí solo.
Un ajuste a aproximadamente la intensidad de corriente nominal de servicio suele ser
normalmente razonable. El ajuste esta relacionado a los valores nominales operacionales que deben ser iguales (primario) en todas las terminales del objeto protegido.
Como este nivel reacciona muy rápidamente, es preciso excluir, sin embargo, una reacción ante corrientes de carga capacitivas (en el caso de líneas) y corrientes de
magnetización inductivas (en el caso de transformadores o impedancias transversales) – incluso durante los procesos de conmutación. Eso vale también en el caso de
una compensación de corriente de carga conectada, ya que ésta no viene a ser eficaz
para la comparación de carga.
En redes apagadas, no se debe tampoco quedar por debajo del valor de la corriente
de un cortocircuito a tierra no apagada. Ésta resulta de la totalidad de la corriente de
un cortocircuito a tierra capacitiva, sin tener en cuenta la bobina de Petersen. Como
la bobina de Petersen deberá compensar aproximadamente la totalidad de la corriente de un cortocircuito a tierra capacitiva, se puede también tomar como base aproximadamente su intensidad nominal.
En el caso de transformadores, usted puede ajustar como valor aproximado
Transfo IN /Transfo . Uk.
Durante la puesta en marcha se efectúa un control dinámico definitivo de los umbrales
de respuesta. En los capítulos montaje y puesta en marcha, usted encontrará instrucciones al respecto.
Compensación de
la intensidad de
carga
La condición previa para la utilización de la compensación de corriente de carga es
que se ha efectuado la proyección, al configurar la capacidad del equipo (capítulo
2.1.2), bajo la dirección 149 COMP. I carga = disponible. Además, los datos de
la línea tienen que estar parametrizados (capítulo 2.1.4.1). En el caso de más de dos
extremos de línea, hay que tener en cuenta, en particular, el parámetro bajo la dirección 1114 LONG.TOT. LÍNEA. Si para la longitud total de la línea dada bajo la dirección 1114 se cambia la unidad de longitud bajo la dirección 236, es preciso ajustar
aquí de nuevo los datos de la línea para la unidad de longitud modificada. En este
caso, es posible introducir datos irreales (una línea muy larga con una capacidad extremamente alta). La función de compensación de corriente de carga registra este
hecho, comunica a continuación su desactivación y estabiliza con una corriente de estabilización extremamente alta. Eso se puede ver también en la salida de los valores
de medición de la estabilización y en un aviso „efectivo-saliente“.
Usted puede determinar bajo la dirección 1221 COMP.-Ic si la compensación de corriente de carga debe ser activada Activar o desactivada Desactivar respectivamente. Sírvase, en este caso, tener en cuenta que el parámetro I-DIF> bajo la di-
104
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.3 Protección diferencial
rección 1210 tiene que ser aumentado en un doble o triple de IcN antes de la
desconexión Desactivar ya que, de lo contrario, se puede producir el disparo no
deseado.
Nota
En caso de que el transformador o las bobinas de reactancia se encontraran en el
tramo de la línea a proteger, la compensación de la corriente de carga no debe ser
conectada.
Bajo las siguientes condiciones, un equipo de protección activado no está en condiciones de calcular la corriente de carga (la compensación de la corriente de carga es
activada):
• si no se miden tensiones (dependiendo de la proyección),
• en un fallo Fuse Failure o
• al registrar un fallo de medición ΣU.
En estos casos, el equipo de protección sigue siendo competente para el trayecto de
línea previsto, pero tiene que volver a la estrategia de estabilización clásica, es decir
que Ic Estab viene a ser el doble o triple de IcN. La corriente de carga calculada será
ajustada en cero. Pero la tolerancia de la corriente de carga debería ser ajustada en
2,5 · IcN · como proporción en el trayecto de la línea, que evita una sobrefunción de la
protección. Por medio de la dirección 1224 Ic est./Ic nom., usted puede determinar el factor de estabilización de la corriente de carga. Como ya se ha tenido en
cuenta antes una vez con el ajuste recomendado 1210 I-DIF> = 1 · IcN la corriente
de carga, el valor de estabilización adicional del equipo se calcula con (Ic est./Ic
nom. – 1) · I-DIF> dividido por el número de los equipos. Este valor es sumado
hasta la estabilización normal, en caso de un fallo de la tensión del equipo de protección, que hay que medir.
Estabilización de
conexión
La estabilización de conexión de la protección diferencial solamente se necesita
cuando se emplean los equipos a través de un transformador o de líneas que terminan en un transformador. Se puede activar o desactivar bajo la dirección 2301 ESTABILIZ. RUSH.
Esta basada en la evaluación del segundo armónico que existe en la irrupción de conexión. Al suministrar el equipo, bajo la dirección 2302 está ajustada una relación 2°
ARMONICO I2 fN/I fN del 15 %, que por lo general se puede utilizar sin modificación.
Sin embargo la parte necesaria para la estabilización es parametrizable. Para que en
un caso excepcional, con unas condiciones de conexión especialmente desfavorables, se pueda estabilizar mejor, se puede ajustar también un valor más pequeño.
Pero si la corriente medida localmente rebasa un valor predeterminado en la dirección
2305 INRUSH-PEAK MAX, ya no tiene lugar ninguna estabilización de conexión. Lo
determinante es el valor cresta. Este valor debería ser superior al valor cresta máximo
previsible de la corriente de irrupción de conexión. En el caso de transformadores se
puede ajustar como valor de primera aproximación por encima de √2·INTransfo/ukTransfo.
Si una línea termina en un transformador, se puede elegir a veces un valor menor, teniendo en cuenta la amortiguación de la corriente debida a la línea.
La función de bloqueo cruzado se puede activar (Si) en la dirección 2303
BLQ.CROSSBLOCK o desactivar (No). El tiempo transcurrido después de rebasar el
umbral de intensidad para el cual deberá activarse este bloqueo mutuo, se ajusta bajo
la dirección 2310 Tefec. CROSSBLK. Con un ajuste de ∞, está siempre activada la
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
105
2 Funciones
función de “bloqueo cruzado” hasta que la producción de segundos armónicos haya
descendido en todas la fases por debajo del valor ajustado.
2.3.3
Visión general de los parámetros
Las direcciones a las cuales se adjunta una "A", sólo son modificables mediante
DIGSI bajo "Otros parámetros".
En la tabla se incluyen preajustes orientados a la demanda comercial. La columna C
(Configuración) indica la relación a la intensidad nominal de transformador correspondiente.
Dir.
Parámetro
1201
PROT.DIF.
1210
I-DIF>
1213
I-DIF> CIERRE
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
Desactivar
Activar
Activar
Protección diferencial
1A
0.10 .. 20.00 A
0.30 A
I-DIF>: Valor de reacción
5A
0.50 .. 100.00 A
1.50 A
1A
0.10 .. 20.00 A
0.30 A
5A
0.50 .. 100.00 A
1.50 A
I-DIF> Cierre: Valor de
reacción
1217A
T-I-DIF>
0.00 .. 60.00 s; ∞
0.00 s
T-I-DIF> : Temporización
1218
T3I0 1FASE
0.00 .. 0.50 s; ∞
0.04 s
Temporiz. arranq.
monofás. (comp/aisl.)
1221
COMP.-Ic
Desactivar
Activar
Desactivar
Compensación de
intensidad de carga
1224
Ic est./Ic nom.
2.0 .. 4.0
2.5
Ic estabilización / Ic
nominal
1233
I-DIF>>
1A
0.8 .. 100.0 A; ∞
1.2 A
I-DIF>>:Valor de reacción
5A
4.0 .. 500.0 A; ∞
6.0 A
2301
ESTABILIZ. RUSH
Desactivar
Activar
Desactivar
Estabilización rush de
cierre
2302
2.° ARMONICO
10 .. 45 %
15 %
Componente 2.° armónico
detección Rush
2303
BLQ.CROSSBLOCK
No
Si
No
Bloqueo todos los
escalones de arranque
2305
INRUSH-PEAK MAX
1A
1.1 .. 25.0 A
15.0 A
Inrush-Peak máximo
5A
5.5 .. 125.0 A
75.0 A
0.00 .. 60.00 s; ∞
0.00 s
2310
106
Tefec. CROSSBLK
Tiempo efectivo de la
función Crossblock
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.3 Protección diferencial
2.3.4
Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
3101
Ic comp. activa
AS
Ic compensación activa
3102
Dif: Inrush L1
AS
Dif: Inrush L1
3103
Dif: Inrush L2
AS
Dif: Inrush L2
3104
Dif: Inrush L3
AS
Dif: Inrush L3
3120
Dif activa
AS
Dif activa
3132
Dif Arr-Gen
AS
Dif: Arranque general
3133
Dif: Arr. L1
AS
Dif: Arranque L1
3134
Dif: Arr. L2
AS
Dif: Arranque L2
3135
Dif: Arr. L3
AS
Dif: Arranque L3
3136
Dif: Arr. Tier.
AS
Dif: Arranque tierra
3137
Dif Arr I>>
AS
Dif: Arranque I-Dif>>
3139
Dif Arr I>
AS
Dif: Arranque I-Dif>
3141
Dif DISP gen
AS
Dif: Orden de disparo general
3142
Dif:DISP 1polL1
AS
Dif: Orden de disparo L1, sólo 1pol
3143
Dif:DISP 1polL2
AS
Dif: Orden de disparo L2, sólo 1pol
3144
Dif:DISP 1polL3
AS
Dif: Orden de disparo L3, sólo 1pol
3145
Dif:DISP L123
AS
Dif: Orden de disparo L123
3146
Dif:DISP 1pol
AS
Dif: Orden de disparo 1pol
3147
Dif:DISP 3pol
AS
Dif: Orden de disparo 3pol
3148
Dif bloqueado
AS
Dif bloqueado
3149
Dif desconect.
AS
Dif desconectado
3176
Dif Arr sólo L1
AS
Dif: Arranque sólo Fase L1
3177
Dif Arr L1-E
AS
Dif: Arranque L1-E
3178
Dif Arr sólo L2
AS
Dif: Arranque sólo Fase L2
3179
Dif Arr L2E
AS
Dif: Arranque L2-E
3180
Dif Arr L12
AS
Dif: Arranque L1-L2
3181
Dif Arr L12E
AS
Dif: Arranque L1-L2-E
3182
Dif Arr sólo L3
AS
Dif: Arranque sólo Fase L3
3183
Dif Arr L3E
AS
Dif: Arranque L3-E
3184
Dif Arr L31
AS
Dif: Arranque L3-L1
3185
Dif Arr L31E
AS
Dif: Arranque L3-L1-E
3186
Dif Arr L23
AS
Dif: Arranque L2-L3
3187
Dif Arr L23E
AS
Dif: Arranque L2-L3-E
3188
Dif Arr L123
AS
Dif: Arranque L1-L2-L3
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
107
2 Funciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
3189
Dif Arr L123E
AS
Dif: Arranque L1-L2-L3-E
3190
Modo test
IntI
Dif: Modo de test
3191
Modo p.e.m
IntI
Dif: Modo de puesta en marcha
3192
Mod.test remoto
AS
Dif: Modo detest activado por remoto
3193
Modo p.e.m. act
AS
Dif: Modo de puesta en marcha activado
3194
>Modo de test
AI
Dif: >Modo de test
3195
>Modo p.e.m.
AI
Dif: >Modo de puesta en marcha
3525
>Dif bloq.
AI
>Dif señal de bloqueo
3526
Dif.rec.blINT1
AS
Dif recepción señal bloqueo de INT1
3527
Dif.rec.blINT2
AS
Dif recepción señal bloqueo de INT2
3528
Dif.tra.blINT1
AS
Dif transmisión señal bloqueo de INT1
3529
Dif.tra.blINT2
AS
Dif transmisión señal bloqueo de INT2
108
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.4 Teleprotección
2.4
Teleprotección
El 7SD5 permite transmitir una orden de disparo generada por la protección diferencial local al otro extremo o extremos del elemento protegido (arrastre). Para el disparo
remoto también se puede transmitir una orden cualquiera de otra función de protección interna o de un sistema externo de protección, supervisión o mando.
La reacción que se produzca a la recepción de una orden de esta clase se puede
ajustar individualmente para cada equipo, de tal manera que con más de dos extremos también se pueda determinar para qué extremo es válida la orden.
La transmisión se efectúa independientemente para cada fase, de manera que en
todos los casos se tiene también la posibilidad de una breve interrupción monopolar
simultánea en el tiempo, siempre y cuando los equipos e interruptores de potencia
estén previstos para disparo monopolar.
2.4.1
Descripción del funcionamiento
Circuito de
transmisión
Figura 2-25
La señal de transmisión puede proceder de dos fuentes distintas (figura 2-25). Si el
parámetero TELEPROT DIF es ajustado en Si, cada comando de disparo de la protección diferencial es dirigida inmediatamente a la función de transmisión
„Arr.Transm. L1“ a „...L3“ (arrastre) y transmitido a las interfaces de datos de protección a través de los enlaces de comunicación.
Diagrama lógico del arrastre — circuito de transmisión
También existe la posibilidad de activar la función de transmisión a través de entradas
binarias (disparo remoto). Esto puede tener lugar, bien de forma independiente por
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
109
2 Funciones
fases a través de las funciones de entrada „>Teleprot. L1“, „>Teleprot. L2“
y „>Teleprot. L3“ o conjuntamente para las fases (tripolar) a través de la función
de entrada binaria „>Teleprot. 3pol“. La señal de transmisión se puede retrasar
con TEMPORIZ.TELEPR o se puede prolongar con T PROL. TELEPR..
Para que la señal de transmisión pueda alcanzar a todos los equipos cuando haya
más en los extremos, ésta es pasada en bucle también a través de las interfaces de
datos de protección.
Circuito de
recepción
Por el lado de recepción la señal puede provocar el disparo. Opcionalmente también
puede causar sólo una alarma. De esta forma es posible determinar para cada
extremo del objeto protegido si la señal recibida debe generar un disparo en ese
extremo o no.
La figura 2-26 muestra el diagrama lógico. Si la señal recibida debe provocar el disparo, se retransmite a la lógica de disparo. La lógica de disparo del equipo (véase
también el capítulo 2.23.1) asegura que eventualmente se cumplen las condiciones
para disparo monopolar (p. ej., disparo monopolar permitido, equipo de reenganche
listo).
Figura 2-26
Diagrama lógico del arrastre — circuito receptor
Otras posibilidades
110
Mediante la posibilidad de conmutar las señales para el disparo remoto para producir
únicamente aviso, se pueden transmitir también otras señales cualesquiera. Después
de activar las correspondientes entradas binarias se transmiten las señales que en el
extremo receptor generan avisos que allí a su vez pueden dar lugar a acciones cualesquiera. Debería notarse que para la transmisión de alarmas remotas y comandos
remotos están disponible, de manera opcional, 24 canales de transmisión
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.4 Teleprotección
opcionales y, además, 4 canales rápidos de transmisión (véase también un capítulo
2.12).
2.4.2
Indicaciones de ajuste
Generalidades
La función de arrastre causada por la activación por la protección diferencial se puede
conmutar en la dirección 1301 TELEPROT DIF como activa (Si) o inactiva (No).
Como quiera que los equipos de protección diferencial trabajan en ambos extremos
del objeto a proteger con valores de medida teóricamente iguales, también se
produce el disparo en caso de avería interna normalmente en todos los extremos, con
independencia de que la alimentación de la avería se efectúe desde un solo lado o
desde todos los lados. En casos límite, es decir, cuando se prevean corrientes de cortocircuito próximas al límite de respuesta, las inevitables tolerancias de los equipos
pueden dar lugar a que no todos los extremos decidan efectuar el disparo. TELEPROT
DIF = Si garantiza también en estos casos el disparo en todos los extremos del
objeto a proteger.
Arrastre/Disparo
remoto
Si está activado el arrastre, actuará automáticamente cuando dispare la protección diferencial.
La señal de arrastre también se transmite cuando han sido configuradas las entradas
binarias correspondientes y son activadas desde una fuente externa. En este caso, la
señal que se vaya a transmitir se puede retardar bajo la dirección 1303 TEMPORIZ.TELEPR. Este tiempo estabiliza la señal de transmisión para evitar perturbaciones dinámicas que posiblemente surjan en las líneas de control. Mediante la dirección
1304 T PROL. TELEPR. se puede prolongar una señal acoplada eficazmente desde
el exterior.
La reacción de un equipo al recibir una señal de arrastre/disparo remoto se ajusta bajo
la dirección 1302 RECEPC. TELEPRO. Si debe provocar el disparo, se deberá ajustar
Disp. telemando. Pero en cambio, si la señal recibida sólo debe producir un aviso,
aunque este aviso se vaya a seguir procesando externamente, se ajusta sólo
avisos.
Los tiempos de ajuste dependen de cada aplicación. Es necesario un retardo si la
señal exterior procede de una fuente afectada de avería y parece aconsejable la estabilización. La señal de mando, por supuesto, ha de ser más larga que el retardo,
para que pueda actuar la señal. Si la señal va a seguir siendo procesada exteriormente en el extremo receptor, puede llegar a ser necesaria una prolongación por el lado
de transmisión, para que la reacción deseada en el extremo receptor se pueda efectuar con seguridad.
2.4.3
Dir.
Visión general de los parámetros
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
1301
TELEPROT DIF
Si
No
No
Transm. de teleprot. con DISP
prot.dif.
1302
RECEPC. TELEPRO
sólo avisos
Disp. telemando
Disp. telemando
Reacción por recepción de
teleprotección
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
111
2 Funciones
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
1303
TEMPORIZ.TELEPR
0.00 .. 30.00 s
0.02 s
Temporización para
teleprotección vía EB
1304
T PROL. TELEPR.
0.00 .. 30.00 s
0.00 s
Prolongación para teleprotección
vía EB
2.4.4
No.
Lista de informaciones
Información
Tipo de
Info
Explicación
3501
>Teleprot. L1
AI
>Teleprotección L1
3502
>Teleprot. L2
AI
>Teleprotección L2
3503
>Teleprot. L3
AI
>Teleprotección L3
3504
>Teleprot. 3pol
AI
>Teleprotección tripolar
3505
Rec.tel.INT1 L1
AS
Recepción de teleprot. de INT1 L1
3506
Rec.tel.INT1 L2
AS
Recepción de teleprot. de INT1 L2
3507
Rec.tel.INT1 L3
AS
Recepción de teleprot. de INT1 L3
3508
Rec.tel.INT2 L1
AS
Recepción de teleprot. de INT2 L1
3509
Rec.tel.INT2 L2
AS
Recepción de teleprot. de INT2 L2
3510
Rec.tel.INT2 L3
AS
Recepción de teleprot. de INT2 L3
3511
Tra.tel.INT1 L1
AS
Transmisión de teleprot. a INT1 L1
3512
Tra.tel.INT1 L2
AS
Transmisión de teleprot. a INT1 L2
3513
Tra.tel.INT1 L3
AS
Transmisión de teleprot. a INT1 L3
3514
Tra.tel.INT2 L1
AS
Transmisión de teleprot. a INT2 L1
3515
Tra.tel.INT2 L2
AS
Transmisión de teleprot. a INT2 L2
3516
Tra.tel.INT2 L3
AS
Transmisión de teleprot. a INT2 L3
3517
Telepr.DISP gen
AS
Teleprotección orden general de disparo
3518
Telep.DISP 1pL1
AS
Teleprot. orden disparo L1, sólo 1pol.
3519
Telep.DISP 1pL2
AS
Teleprot. orden disparo L2, sólo 1pol.
3520
Telep.DISP 1pL3
AS
Teleprot. orden disparo L3, sólo 1pol.
3521
Tel. DISP L123
AS
Teleprot. orden disparo L123
3522
Telepr. DISP 1p
AS
Teleprot. orden de disparo 1pol.
3523
Telepr. DISP 3p
AS
Teleprot. orden de disparo 3pol.
112
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
2.5
Protección de distancia
La protección de distancia representa la segunda función principal del equipo. Puede
ser configurada para actuar junto con la protección diferencial en paralelo como
segunda función principal de protección redundante (Main2) o como función de protección principal independiente (Main only). La protección de distancia se distingue
por la exactitud de su medición y por sus flexibles posibilidades de adaptación a las
condiciones de red existentes. También está complementada con una serie de funciones adicionales.
2.5.1
Protección de distancia en general
2.5.1.1
Detección de falta a tierra
Descripción del
funcionamiento
Un elemento importante en la identificación de fallos es la detección de una falta a
tierra, ya que la validez de las impedancias de bucle para la determinación de distancia de fallo y la forma de la curva característica de zona de distancia son influenciadas
de manera importante si se trata de una falta a tierra o no. El 7SD5 dispone de una
detección de corriente de tierra estabilizada, una comparación de corriente homopolar
y corriente de sistema invertido, así como de una detección de tensión de desplazamiento.
Además, se tomaron medidas especiales para evitar una excitación debida a un
simple cortocircuito a tierra en una red aislada o compensada.
Corriente de tierra
3I0
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
La detección de corriente de tierra supervisa tras un filtrado numérico la onda fundamental de la suma de corrientes de fase para ver si existe un rebasamiento de un valor
ajustable (parámetro 3I0>). Está estabilizada contra falsas activaciones debidas a
corrientes asimétricas y corrientes falsas en el circuito secundario del transformador
de corriente como consecuencia de diferentes saturaciones del transformador en cortocircuitos sin puesta a tierra. Al aumentar las corrientes de fase, crece el valor real
de respuesta automáticamente (figura 2-27). El valor de recuperación está aproximadamente en el 95 % del valor de respuesta.
113
2 Funciones
Figura 2-27
Corriente de
sistema invertido
3I2
En líneas largas con alta capacidad de carga, con esta detección de corriente de tierra
se puede producir una estabilización excesiva por causa de la alta corriente bajo
carga (véase figura 2-27). Para poder garantizar aquí a pesar de todo una detección
de corriente de tierra, se complementa con un nivel de comparación de sistema invertido. Con un fallo monofásico, la corriente de sistema invertido I2 es aproximadamente
tan grande como la corriente homopolar I0. Si la relación corriente homopolar/corriente de sistema invertido sobrepasa un determinado límite, este nivel entra en acción.
Este nivel también está estabilizado para altas corrientes de sistema invertido mediante una curva característica en forma de parábola. Esta relación se muestra en la
figura 2-28. La liberación por parte del nivel de comparación de sistema invertido requiere intensidades mínimas de 0,2·IN para 3I0 y 3I2.
Figura 2-28
Tensión de desplazamiento 3U0
114
Nivel de la corriente en la tierra: Línea característica de respuesta
Línea característica del nivel I0/I2
La detección de tensión de desplazamiento supervisa tras un filtrado numérico la
onda fundamental de la tensión de desplazamiento (3·U0) un posible rebasamiento de
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
un valor ajustable. El valor de recuperación está aproximadamente en el 95 % del
valor de respuesta. En redes puestas a tierra (3U0>) puede ser utilizado adicionalmente como criterio de falta a tierra. El criterio U0 en redes con puesta a tierra puede
ser prácticamente desactivado con el ajuste ∞.
Vinculación para
red puesta a tierra
Los criterios de intensidad y tensión se complementan ya que en relaciones grandes
entre impedancia homopolar e impedancia directa, la tensión de desplazamiento aumenta, mientras que en relaciones pequeñas de impedancia homopolar a impedancia
directa, la corriente de tierra aumenta. Los criterios de intensidad y tensión son por lo
tanto normalmente vinculados con OR en redes con puesta a tierra. Aunque también
es posible crear una vinculación AND de ambos criterios (ajustable, véase figura 229). Si la detección de tensión de desplazamiento deja de ser eficiente debido al
ajuste a infinito de 30U0>, entonces es posible una detección de falta a tierra con el
criterio de intensidad aunque haya una saturación del transformador de corriente.
Si el equipo detecta en alguna corriente de fase una saturación de transformador de
corriente, el criterio de tensión es una condición obligatoria para la detección de una
falta a tierra, ya que debido a una saturación irregular del transformador de corriente
se puede producir una corriente homopolar secundaria incorrecta sin que necesariamente fluya una corriente homopolar primaria.
La detección de falta a tierra sola no conduce a una excitación general de la protección de distancia, sino que controla sólo los siguientes módulos de excitación.
Tampoco es señalizada sola.
Figura 2-29
Lógica del registro de faltas a tierra
La detección de
faltas a tierra
durante una desconexión monopolar
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Para evitar una reacción de la detección de faltas a tierra debido a corrientes bajo
carga durante la desconexión monopolar, en redes con puesta a tierra se produce una
detección de faltas a tierra modificada durante la desconexión monopolar (figura
2-30). Aquí son evaluados adicionalmente los ángulos de fase entre las corrientes y
las tensiones para la supervisión de los valores.
115
2 Funciones
Figura 2-30
Vinculación para
red sin puesta a
tierra
Registro de fallos en la tierra durante una desconexión monopolar
En redes sin puesta a tierra (neutro aislado o utilizando una bobina de Petersen) la
detección de tensión de desplazamiento no se utiliza para la excitación. Además, en
estas redes con una excitación monofásica, se supone primeramente un cortocircuito
simple y se suprime la excitación, para evitar una activación errónea debido a la oscilación de cebado al ocurrir la falta a tierra. Después de un tiempo de retardo ajustable T3I0 1FASE la excitación es vuelta a liberar; esto es necesario para que la protección de distancia pueda reconocer aún un contacto a tierra en dos fases con un
punto de base en una línea de derivación.
Pero si en la red ya existe una falta a tierra, esto es reconocido mediante la detección
de tensión de desplazamiento (3U0> COMP/AISL.); entonces el retardo no es efectivo: Ahora una falta a tierra en otra fase sólo puede tratarse de un contacto a tierra
en dos fases. Con un contacto a tierra en dos fases también se cierra si además de
la tensión de desplazamiento (3U0> COMP/AISL.) al mismo tiempo aparece más de
una excitación de fase. Entonces, así pueden ser también reconocidos los contactos
a tierra en dos fases si en el punto de medición no fluye, o sólo fluye una débil corriente de tierra.
2.5.1.2
Excitación (opcionalmente)
Condición previa
necesaria
La protección a distancia en caso del equipo 7SD5 como función de protección principal o como función de protección de reserva dispone, según la variante del pedido,
de una serie de procedimientos de excitación de los cuales se puede seleccionar el
procedimiento óptimo para las condiciones de red correspondientes. Si el equipo
dispone según el código de pedido exclusivamente de una excitación de impedancia
(7SD5***-*****-*E** y 7SD5***-*****-*H**) o si usted ha ajustado al proyectar el tipo de
excitación ARR DIS = IMPEDANCIA (dirección 117), sírvase leer las instrucciones
bajo el capítulo 2.5.1.3 „Cálculo de las impedancias“. Para los códigos de pedido
7SD5***-*****-*D** y 7SD5***-*****-*G** valen ahora los siguientes pasos.
La excitación tiene como cometido reconocer un estado erróneo en la red e iniciar
todos los procesos necesarios para la clarificación selectiva del error:
• Inicio de los tiempos de retardo para las etapas finales direccionales y no
direccionales,
• Determinación de bucle(s) de medición defectuoso(s),
• Liberación del cálculo de impedancia y determinación direccional,
• Liberación de la orden de disparo,
116
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
• Inicialización de funciones adicionales,
• Aviso/salida de la línea defectuosa.
La excitación seleccionada bajo la dirección 117 ARR DIS = IMPEDANCIA trabaja de
forma implícita, es decir que las acciones anteriormente mencionadas son inicializadas automáticamente en cuanto se haya registrado algún fallo cualquiera de las
zonas de distancia.
Excitación de sobreintensidad
La excitación de sobreintensidad es un procedimiento de excitación en función de la
fase. Después del filtraje numérico, las intensidades son supervisadas en cada fase
por un posible rebasamiento de una cantidad ajustable. Se emite una señal de salida
para cada fase en la que sea sobrepasado el umbral ajustado.
Para el tratamiento del valor de medida (véase capítulo 2.5.1 „Cálculo de impedancias“) las señales de excitación en función de la fase son convertidas en informaciones de bucle. Esto ocurre en dependencia de la detección de faltas a tierra y - en red
puesta a tierra - del parámetro ARR. 1 FASE según la tabla 2-4. En una red sin
puesta a tierra la excitación monofásica sin detección de falta a tierra se selecciona
siempre el bucle fase-fase.
Se señalizan las fases excitadas. Si se reconoció una falta a tierra, ésta es señalizada.
La excitación recae, cuando disminuya a aprox. el 95 % del valor de respuesta.
Tabla 2-4
Módulo de
excitación
1)
Excitación de intensidad, que depende
de la tensión U/I
Bucles y señalizaciones de fase en excitación de sobreintensidad monofásica
Detección
de faltas a
tierra
Parámetro
ARR. 1 FASE
Bucle válido
Fase(s)
señalizada(
s)
L1
L2
L3
No
No
No
Fase-fase
L3-L1
L1-L2
L2-L3
L1, L3
L1, L2
L2, L3
L1
L2
L3
No
No
No
Fase-tierra 1)
L1-E
L2-E
L3-E
L1
L2
L3
L1
L2
L3
sí
sí
sí
cualquiera
L1-E
L2-E
L3-E
L1, E
L2, E
L3, E
sólo eficaz para redes con puesta a tierra
La excitación U/I es un procedimiento de excitación en función de la fase y el bucle.
Es determinante la superación de las corrientes de fase, donde el valor de reacción
depende de las tensiones de bucle.
La excitación debida a faltas a tierra en redes con neutro sin puesta a tierra deja de
ser efectiva tomando las medias explicadas anteriormente en „Detección de faltas a
tierra“.
La característica fundamental de la excitación U/I se puede deducir en función de la
curva característica intensidad-tensión, según la figura 2-31. Para cada excitación de
fase la primera condición necesaria es el rebasamiento de una intensidad mínima
If>. En la evaluación de bucles fase-fase, las dos corrientes de fase asignadas
deben sobrepasar dicho valor. Por encima de esta corriente se produce la excitación
de corriente dependiente de la tensión cuya pendiente viene indicada por los paráme-
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
117
2 Funciones
tros de ajuste U(I>) y U(I>>). Para cortocircuitos de alta intensidad, la excitación
de sobreintensidad If>> está solapada. Los puntos fuertes en la figura 2-31 indican
los parámetros de ajuste que determinan la geometría de la curva característica de
intensidad/tensión.
Las fases excitadas son señalizadas. Para el tratamiento de los valores de medida,
los bucles excitados son relevantes.
La excitación de un bucle recae cuando el valor de la intensidad correspondiente desciende a un 95 %, o bien, asciende, aprox. 105 %, el valor de tensión
correspondiente.
Figura 2-31
Programas de
excitación
U/I Línea característica
La adaptación a diferentes condiciones de red se determina mediante programas de
excitación.
Mediante el parámetro de ajuste (PROG. U/I) se decide si los bucles fase-fase o los
bucles fase-tierra serán siempre determinantes o si esto dependerá de la detección
de faltas a tierra. Esto permite alcanzar una gran flexibilidad en la adaptación a las
condiciones de red. El control ideal depende en primera línea de si el neutro de red
esté sin puesta a tierra (aislado o compensado), con puesta a tierra de baja impedancia („semirrígida“) o con puesta a tierra efectiva. Encontrará indicaciones sobre el
ajuste en el capítulo 2.5.1.4.
La evaluación de los bucles fase-tierra se destacan por la alta sensibilidad en cortocircuitos a tierra y es por lo tanto ventajosa especialmente en redes con neutro a
puesta a tierra. Se adapta automáticamente a las condiciones de carga reinantes, es
decir, en un servico con carga reducida se vuelve más sensible a la intensidad, con
corrientes bajo carga altas, el umbral de respuesta es más alto. Esto es especialmente válido si el neutro de red tiene puesta a tierra de baja impedancia („puesta a tierra
semirrígida“). Si solamente se evalúan los bucles fase-tierra, hay que garantizar que
el nivel de sobreintensidad reaccione en fallos fase-fase If>>. Si sólo reaccionase
118
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
un sistema de medida, se puede determinar si esto, en una red con puesta a tierra,
debe conducir a una excitación fase-tierra o fase-fase (tabla 2-5).
Tabla 2-5
Bucles y señalizaciones de fase en una excitación monofásica U/I; programa
de tensiones fase-tierra
Módulo de Corriente
excitación
de
medida
1)
Tensión
de
medida
Detección
de faltas a
tierra
Parámetro
ARR. 1 FASE
Bucle
válido
Fase(s)
señalizada
(s)
L1
L2
L3
L1
L2
L3
L1-E
L2-E
L3-E
No
No
No
Fase-fase
L3-L1
L1-L2
L2-L3
L1, L3
L1, L2
L2, L3
L1
L2
L3
L1
L2
L3
L1-E
L2-E
L3-E
No
No
No
Fase-tierra 1)
L1-E
L2-E
L3-E
L1
L2
L3
L1
L2
L3
L1
L2
L3
L1-E
L2-E
L3-E
sí
sí
sí
cualquiera
L1-E
L2-E
L3-E
L1, E
L2, E
L3, E
sólo eficaz para redes con puesta a tierra
En la evaluación de bucles fase-fase la sensibilidad es especialmente alta en fallos
fase-fase. En redes amplias compensadas este control es ventajoso porque por principio se impide una excitación debido a un simple cortocircuito. En fallos bi y trifásicos,
se adapta automáticamente a las condiciones de carga reinantes, es decir, en un
servico con carga reducida se vuelve más sensible a la intensidad, con corrientes bajo
carga altas, el umbral de respuesta es más alto. Si sólo se evalúan los bucles fasefase, el bucle de medición no depende de la detección de faltas a tierra por eso, este
procedimiento no es apropiado para redes con puesta a tierra (véase tabla 2-6).
Tabla 2-6
Bucles y señalizaciones de fase en una excitación monofásica U/I; programa
de tensiones fase-fase
Módulo de Corriente
excitación
de
medida
L1
L2
L3
L1
L2
L3
Tensión
de
medida
Detección
de faltas a
tierra
Parámetro
ARR. 1 FASE
L1-L2
L2-L3
L3-L1
cualquiera
cualquiera
Bucle
Fase(s)
válido señalizada
(s)
L1-L2
L2-L3
L3-L1
L1, L2
L2, L3
L1, L3
Si se utiliza la posibilidad de hacer depender los bucles de tensión de la detección de
faltas a tierra, entonces la alta sensibilidad es válida tanto para fallos fase-tierra como
para fallos fase-fase. Esta posibilidad es por principio independiente del tratamiento
del neutro de red; pero presupone que los criterios de faltas a tierra, según el capítulo
Detección de faltas a tierra, deben ser cumplidos para todos los cortocircuitos a tierra,
o bien, contactos a tierra de dos fases (véase tabla 2-7).
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
119
2 Funciones
Tabla 2-7
Bucles y señalizaciones de fase en una excitación monofásica U/I; programa
de tensiones fase-tierra en faltas a tierra, tensiones fase-fase sin falta a tierra
Módulo de Corriente
excitación
de
medida
Tensión
de
medida
Detección
de faltas a
tierra
Parámetro
ARR. 1 FASE
Bucle
válido
Fase(s)
señalizada(s)
L1
L2
L3
L1
L2
L3
L1-L2
L2-L3
L3-L1
No
No
No
cualquiera
L1-L2
L2-L3
L3-L1
L1, L2
L2, L3
L1, L3
L1
L2
L3
L1
L2
L3
L1-E
L2-E
L3-E
sí
sí
sí
cualquiera
L1-E
L2-E
L3-E
L1, E
L2, E
L3, E
Finalmente, también es posible evaluar sólo los bucles fase-tierra si se ha detectado
una falta a tierra. Para fallos fase-fase se produce entonces una excitación sólo con
sobreintensidad If>>. Esto es ventajoso en redes con neutro con puesta a tierra de
baja impedancia, es decir, con medios limitadores de cortocircuito a tierra (la llamada
puesta a tierra semirrígida). En estos casos, sólo deben ser detectadas faltas a tierra
por la excitación U/I. En estas redes, incluso, no se desea la mayoría de las veces
que un cortocircuito fase-fase conduzca a una excitación U/I.
El bucle de medición no depende del ajuste ARR. 1 FASE. La tabla 2-8 muestra la
asignación de las corrientes de fase, las tensiones de bucle y los resultados de medición.
Tabla 2-8
Bucles y señalizaciones de fase en una excitación monofásica U/I; programa
de tensiones fase-tierra en faltas a tierra, I>> sin falta a tierra
Módulo de Corriente
excitación
de
medida
Tensión
de
medida
Detección
de faltas a
tierra
Parámetro
ARR. 1 FASE
Bucle
válido
Fase(s)
señalizada(
s)
L1-E
L2-E
L3-E
L1, E
L2, E
L3, E
L1
L2
L3
L1
L2
L3
L1-E
L2-E
L3-E
sí
sí
sí
cualquiera
L1
L2
L3
L1
L2
L3
L1-E
L2-E
L3-E
No
No
No
cualquiera
sin excitación,
sin señalización
por UPh-E</I>
Las señales de excitación de los bucles son convertidas en señales de fase, para que
la(s) fase(s) afectada(s) puedan ser señalizadas. Si se reconoció una falta a tierra,
ésta es señalizada.
Excitación de intensidad, que depende
de la tensión y de
los ángulos U/I/ϕ
La excitación controlada por el ángulo U/I se utiliza cuando los criterios de la curva
característica U/I no pueden diferenciar de forma fiable entre las condiciones de carga
y de cortocircuito. Este es el caso de líneas largas o en tramos de línea con alimentación intermedia donde al mismo tiempo es posible una débil impedancia previa.
Entonces en un cortocircuito en el extremo de la línea o en la zona de reserva de la
protección de distancia, la tensión de medición local sólo caerá mínimamente, por lo
que se necesitará el ángulo de fase entre la intensidad y la tensión como criterio adicional para la detección del fallo.
La excitación U/I/ϕ es un procedimiento de excitación en función de la fase y el bucle.
Es determinante la superación de las corrientes de fase, donde el valor de reacción
depende de las magnitudes de las tensiones de bucle y del ángulo de fase entre intensidad y tensión.
120
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
Para la medición del ángulo fase-fase es condición necesaria que tanto las corrientes
de fase asignadas como la corriente diferencial determinante para el bucle sobrepasen un valor ajustable mínimo If>. El ángulo se determina mediante el voltaje entre
fases y la correspondiente diferencia de intensidad.
Para la medición del ángulo fase-tierra es condición necesaria que la corriente de fase
asignada haya sobrepasado un valor mínimo ajustable If> y que haya sido detectado
una falta a tierra o mediante parámetros esté prescrito exclusivamente una medición
fase-tierra. El ángulo se determina mediante la tensión fase-tierra y su correspondiente corriente de fase sin tener en consideración la corriente de tierra.
La excitación debida a faltas a tierra en redes con neutro sin puesta a tierra deja de
ser efectiva tomando las medias explicadas en el capítulo „Detección de faltas a tierra“.
La característica fundamental de la excitación U/I/ϕ se puede deducir en función de
la curva característica intensidad-tensión, según la figura 2-32. Primeramente está
formada del mismo modo que la excitación U/I (figura 2-31).
Con ángulos en el sector de grandes desplazamientos de fase, es decir, en el sector
de cortocircuito por encima del ángulo límite ϕ>, es efectiva adicionalmente la curva
característica entre U(I>) y U(Iϕ>) que es cortada por el nivel de sobreintensidad
Iϕ>. Los puntos fuertes en la figura 2-32 indican los parámetros de ajuste que determinan la geometría de la curva característica de intensidad/tensión. El sector dependiente del ángulo, o sea, la superficie en el sector de ángulo de cortocircuito de la
curva característica en la figura 2-32, puede actuar, opcionalmente, sólo en dirección
hacia adelante (dirección de la línea) o en ambas direcciones.
Figura 2-32
U/ILínea característica /ϕ
La excitación de un bucle recae cuando el valor de la intensidad correspondiente
desciende a un 95 %, o bien, asciende, aprox. 105 %, el valor de tensión correspondiente. Para la medición de ángulo es válido una histéresis de aprox. 5°.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
121
2 Funciones
La adaptación a diferentes condiciones de red se determina mediante programas de
excitación. Como la excitación U/I/ϕ representa una ampliación de la excitación U/I,
son válidas las mismas posibilidades del programa. En una excitación monofásica
también son válidas las tablas 2-5 hasta 2-8.
2.5.1.3
Cálculo de impedancias
Para cada uno de los seis posibles bucles de fase L1-E, L2-E, L3-E, L1-L2, L2-L3,
L3-L1 hay un sistema de medida de impedancia a disposición. Los bucles fase-tierra
son válidos siempre que exista una detección de falta a tierra y la corriente de fase de
la fase afectada haya sobrepasado un valor mínimo ajustable If>. Los bucles fasefase son válidos siempre que las corrientes de fase de las dos fases afectadas hayan
sobrepasado el valor mínimo If>.
Un detector de salto sincroniza todos los cálculos para el inicio de fallo. Si durante la
evaluación ocurre un nuevo fallo, se calculan inmediatamente los nuevos valores. La
evaluación trabaja por lo tanto con los valores de medición del estado actual de fallo.
bucles fase-fase
Para el cálculo de un bucle fase-fase, en por ejemplo un cortocircuito bifásico L1-L2
(figura 2-33) la ecuación de bucle es:
IL1 · ZL – IL2 · ZL = UL1-E – UL2-E
siendo
U, I.
Las magnitudes (complejas) y
Z = R + jX.
la impedancia de línea (compleja)
La impedancia de línea se calcula consiguientemente en
Figura 2-33
Cortocircuito de un bucle conductor-conductor
El cálculo de los bucles fase-fase no se lleva a cabo mientras una de las fases afectadas esté desconectada (durante una interrupción breve monopolar), para evitar un
cálculo erróneo con los valores entretanto indefinidos. Una detección de la polaridad
(véase capítulo 2.23.1) aporta la señal de bloqueo correspondiente. La figura 2-34
muestra un diagrama de conjunto de la lógica de un sistema de medición fase-fase.
122
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
Figura 2-34
Bucles fase-tierra
Lógica para un sistema de medición conductor-conductor
Para el cálculo de un bucle fase-tierra, por ejemplo, en un cortocircuito L3-E
(figura 2-35) hay que tener en cuenta que la impedancia de la línea con vuelta por
tierra en general no coincide con la impedancia de la fase. En la ecuación de bucle
IL3 · ZL – IE · ZE = UL3-E
ZE se sustituye por(ZE/ZL) · ZL, lo que resulta:
Con lo que se consigue de nuevo la impedancia de línea de
Figura 2-35
Cortocircuito de un bucle conductor-tierra
Aquí los factores ZE/ZL sólo dependen de las constantes de línea y ya no de la distancia al fallo.
El cálculo de los bucles ZE/Z no se lleva a cabo mientras la fase afectada esté desconectada (durante una interrupción breve monopolar), para evitar un cálculo erróneo
con los valores entretanto indefinidos. Una detección de la polaridad aporta la señal
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
123
2 Funciones
de bloqueo correspondiente. La figura 2-36 muestra un diagrama de conjunto de la
lógica de un sistema de medición fase-tierra.
Figura 2-36
Bucle de fallo
externo
Lógica para un sistema de medición conductor-tierra
Las reflexiones anteriores se refieren siempre al bucle afectado por el cortocircuito.
En el procedimiento de excitación de intensidad (I>, U/I, U/I/ϕ), la excitación garantiza
que sólo bucle(s) afectado(s) por cortocircuito sean válidos para el cálculo de distancia. En la excitación de impedancia, sin embargo, se calculan los seis bucles de fase;
aquí las corrientes y tensiones de cortocircuito de las fases afectadas por el cortocircuito influyen también en las impedancias de las que no están afectadas. Por ejemplo,
en un fallo L1-E la corriente de cortocircuito de la fase L1 se encuentra también en los
bucles de medición L1-L2 y L3-L1. La corriente de tierra se mide en los bucles L2-E
y L3-E. Junto con, por ejemplo, corrientes de carga circulantes, en un bucle con fallo
externo aparecen las llamadas „impedancias aparentes“, que no tienen nada que ver
con la distancia real al fallo.
Estas „impedancias aparentes“ de los bucles sin fallo son normalmente mayor que la
impedancia de cortocircuito del bucle de cortocircuito, porque el bucle sin fallo sólo
reciben una parte de la corriente de cortocircuito y siempre un voltaje mayor que el
bucle afectado por el fallo. Para la selectividad de zona de protección, éstas normalmente son irrelevantes.
Para la identificación de la fase afectada por el fallo, para su señalización y sobre todo
para la posibilidad de poder efectuar breves interrupciones monopolares, es importante, además de la selectividad de zona también la selectividad de fase.
Dependiendo de la relación de alimentación, en cortocircuitos cercanos a una estación puede ser que el bucle con fallo externo, aunque más lejano, aún pueda ser
„visto“ dentro de una zona de disparo. Esto conduciría a una desconexión tripolar y
con ello se evitaría una posible interrupción breve monopolar. La pérdida de la línea
sería el resultado.
Esto es evitado eficazmente en 7SD5 mediante una „verificación de bucle“. Esta
opera en dos pasos:
Primero, con la impedancia de bucle calculada y su impedancia parcial (fase, o tierra)
se simula una copia de la línea. Si el resultado es una copia inteligible, entonces la
excitación de bucle correspondiente es señalada como incondicionalmente válida.
124
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
Si en la sección de la zona se encuentran las impedancias de más de un bucle, la
menor es considerada en adelante la válida. Además, son considerados válidos todos
los bucles cuya impedancia no sea mayor de un 50% de la menor. Los bucles con
mayor impedancia son eliminados. Los bucles, que en el primer paso fueron reconocidos como plausibes, no pueden ser eliminados aunque sean mayores.
Aquí, por un lado se eliminan „impedancias aparentes“ de fallos externos y al mismo
tiempo se detectan correctamente fallos polifásicos asimétricos y fallos múltiples.
Los bucles considerados correctos son convertidos en información de fase para que
la excitación sea señalizada correctamente por fase.
Falta doble en red
con puesta a tierra
En redes con neutro puesto a tierra (efectiva o de baja impedancia), cualquier contacto de una fase con tierra es un suceso de cortocircuito que debe ser desconectado
inmediatamente por el dispositivo de protección más próximo. La excitación se
efectúa en el bucle, o bien, en la fase afectada por el fallo.
En cortocircuito doble con falta a tierra, la excitación se lleva a cabo por regla general
en dos bucles fase-tierra. Si ambos cortocircuitos a tierra tienen la misma dirección la
excitación fase-fase puede actuar. En este caso, la evaluación se puede limitar a unos
bucles determinados. Con frecuencia se desea bloquear el bucle fase-tierra de la fase
adelantada, ya que ésta con una alimentación doble en una resistencia de fallo común
contra tierra tiende a un solapamiento (parámetro 1521 ARRANQUE F-F-T =
Blo.fas adelant). Como alternativa, también es posible bloquear la evaluación
del bucle fase-tierra retrasado (parámetro ARRANQUE F-F-T = Bloq.fase atras).
También es posible evaluar todos los bucles participantes (parámetro ARRANQUE FF-T = todos), o sólo el bucle fase-fase (parámetro ARRANQUE F-F-T = solo
fase-fase), o bien, sólo los bucles fase-tierra (parámetro ARRANQUE F-F-T =
solo fase-tierr).
Todas estas limitaciones presuponen que los bucles afectados puedan cerrarse en
fallos muy cercanos dentro del alcance de la primera zona Z1. Bucles muy cercanos
se consideran aquellos que presentan la misma dirección y ambos han sido vistos en
la zona Z1. Bucles fuera de la zona Z1 son considerados muy cercanos si la relación
entre la mayor y la menor impedancia no es mayor que 1,5. Esto evita que en fallos
múltiples con puntos de base muy separados, el más cercano sea excluido de la evaluación debido a las limitaciones de parametrización. Además, una medición fasefase sólo puede tener lugar si dos faltas a tierra en el sentido descrito previamente se
encuentran muy cercanas en la misma dirección.
La tabla 2-9 muestra las magnitudes utilizadas para la medición de distancia en una
red con puesta a tierra con cortocircuitos dobles.
Tabla 2-9
La evaluación de los bucles de medición en cortocircuitos dobles en red con
puesta a tierra cuando las dos localizaciones de falta a tierra se encuentran
muy cercanas.
Bucles de excitación
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Bucle(s) evaluado(s)
Ajuste de parámetro 1521
L1-E, L2-E, L1-L2
L2-E, L3-E, L2-L3
L1-E, L3-E, L3-L1
L2-E, L1-L2
L3-E, L2-L3
L1-E, L3-L1
ARRANQUE F-F-T = Blo.fas
adelant
L1-E, L2-E, L1-L2
L2-E, L3-E, L2-L3
L1-E, L3-E, L3-L1
L1-E, L1-L2
L2-E, L2-L3
L3-E, L3-L1
ARRANQUE F-F-T = Bloq.fase
atras
L1-E, L2-E, L1-L2
L2-E, L3-E, L2-L3
L1-E, L3-E, L3-L1
L1-E, L2-E, L1-L2
L2-E, L3-E, L2-L3
L1-E, L3-E, L3-L1
ARRANQUE F-F-T = todos
125
2 Funciones
Bucles de excitación
Bucle(s) evaluado(s)
Ajuste de parámetro 1521
L1-E, L2-E, L1-L2
L2-E, L3-E, L2-L3
L1-E, L3-E, L3-L1
L1-L2
L2-L3
L3-L1
ARRANQUE F-F-T = solo fasefase
L1-E, L2-E, L1-L2
L2-E, L3-E, L2-L3
L1-E, L3-E, L3-L1
L1-E, L2-E
L2-E, L3-E
L1-E, L3-E
ARRANQUE F-F-T = solo fasetierr
Con fallos trifásicos se produce por regla general una excitación de todos los bucles
fase-fase. En este caso, se evalúan los tres bucles fase-fase. En la detección de faltas
a tierra también se evalúan los bucles fase-tierra.
Falta doble en red
sin puesta a tierra
En redes aisladas o compensadas en una falta a tierra monofásica no fluye ninguna
corriente de tipo cortocircuito. Sólo hay un desplazamiento del triángulo de tensión
(figura 2-37). Para el servicio de la red, este estado no representa un riesgo directo.
La protección de distancia en este caso no debe reaccionar ya que en la totalidad de
la red eléctrica conectada, la tensión de la fase afectada por la falta a tierra es nula y
con ello en cualquier corriente de carga la impedancia sería nula. Correspondientemente, en 7SD5 se evita una excitación monofásica fase-tierra sin excitación de
corriente de tierra.
Figura 2-37
Cortocircuito a tierra en una red no puesta a tierra
Al aparecer una falta a tierra, es posible que, sobre todo en redes compensadas amplias, fluya una fuerte corriente de gatillado que podría tener como consecuencia el
disparo de la excitación de corriente de tierra, con una excitación de sobreintensidad,
e incluso tal vez una excitación de corriente de fase. Contra este tipo de excitaciones
erróneas se han tomado las pertinentes medidas en 7SD5.
En un cortocircuito doble en una red aislada o compensada es suficiente desconectar
un punto de fallo. El segundo fallo puede continuar como falta a tierra simple en la red.
Cual fallo se desconecta depende de una preferencia de cortocircuitos dobles común
en la totalidad de la red eléctrica conectada. Con 7SD5 se pueden seleccionar entre
las siguientes preferencias de cortocircuito doble (parámetro 1520 PREFERENC.
FASE):
126
acíclico L3 antes de L1 antes de L2
L3 (L1) ACICLIC
acíclico L1 antes de L3 antes de L2
L1 (L3) ACICLIC
acíclico L2 antes de L1 antes de L3
L2 (L1) ACICLIC
acíclico L1 antes de L2 antes de L3
L1 (L2) ACICLIC
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
acíclico L3 antes de L2 antes de L1
L3 (L2) ACICLIC
acíclico L2 antes de L3 antes de L1
L2 (L3) ACICLIC
cíclico L3 antes de L1 antes de L2 antes
de L3
L3 (L1) CICLICO
cíclico L1 antes de L3 antes de L2 antes
de L1
L1 (L3) CICLICO
todos los bucles son medidos
todos
En los ocho casos de preferencia se desconecta un cortocircuito según el programa
de preferencia, la segunda falta se mantiene como cortocircuito simple en la red y
puede ser reconocido por la detección de faltas a tierra opcional.
En 7SD5 es posible también desconectar ambos puntos de base de un contacto a
tierra en dos fases. Aquí como preferencia de cortocircuito doble se selecciona
todos.
La tabla 2-10 muestra las magnitudes utilizadas en mediciones de distancia en una
red aislada o compensada con cortocircuitos dobles.
Tabla 2-10
Bucles de
excitación
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Evaluación de los bucles de medición en una excitación múltiple en una red sin
puesta a tierra
Bucle(s) evaluado(s)
Ajuste de parámetro 1520
L1-E, L2-E, (L1-L2) L1-E
L2-E, L3-E, (L2-L3) L3-E
L1-E, L3-E, (L3-L1) L3-E
PREFERENC. FASE = L3 (L1) ACICLIC
L1-E, L2-E, (L1-L2) L1-E
L2-E, L3-E, (L2-L3) L3-E
L1-E, L3-E, (L3-L1) L1-E
PREFERENC. FASE = L1 (L3) ACICLIC
L1-E, L2-E, (L1-L2) L2-E
L2-E, L3-E, (L2-L3) L2-E
L1-E, L3-E, (L3-L1) L1-E
PREFERENC. FASE = L2 (L1) ACICLIC
L1-E, L2-E, (L1-L2) L1-E
L2-E, L3-E, (L2-L3) L2-E
L1-E, L3-E, (L3-L1) L1-E
PREFERENC. FASE = L1 (L2) ACICLIC
L1-E, L2-E, (L1-L2) L2-E
L2-E, L3-E, (L2-L3) L3-E
L1-E, L3-E, (L3-L1) L3-E
PREFERENC. FASE = L3 (L2) ACICLIC
L1-E, L2-E, (L1-L2) L2-E
L2-E, L3-E, (L2-L3) L2-E
L1-E, L3-E, (L3-L1) L3-E
PREFERENC. FASE = L2 (L3) ACICLIC
L1-E, L2-E, (L1-L2) L1-E
L2-E, L3-E, (L2-L3) L2-E
L1-E, L3-E, (L3-L1) L3-E
PREFERENC. FASE = L3 (L1) CICLICO
L1-E, L2-E, (L1-L2) L2-E
L2-E, L3-E, (L2-L3) L3-E
L1-E, L3-E, (L3-L1) L1-E
PREFERENC. FASE = L1 (L3) CICLICO
L1-E, L2-E, (L1-L2) L1-E, L2-E
L2-E, L3-E, (L2-L3) L2-E, L3-E
L1-E, L3-E, (L3-L1) L3-E; L1-E
PREFERENC. FASE = todos
127
2 Funciones
Corrección de
valores de medición en líneas paralelas
(opcionalmente)
En faltas a tierra en líneas dobles, los valores determinados con la ecuación de bucle
para el cálculo de impedancia son influenciados por el acoplamiento de las impedancias de tierra de los dos sistemas de línea (figura 2-38). Por esto, se producen errores
de medición si no se toman medidas especiales en el cálculo de la impedancia. Una
compensación de línea paralela puede ser por eso conectada con efectividad. Esta
tiene en cuenta la corriente de tierra de la línea paralela en la ecuación de la línea y
compensa con ello la influencia del acoplamiento. Para ello, esta corriente de tierra
debe ser conducida al equipo. La ecuación de bucle es en este caso parecida a la de
la figura 2-35.
IL3 · ZL – IE · ZE – IEP · ZM = UL3-E
donde IEP es la corriente de tierra de la línea paralela y la relación ZM/ZL constantes
de la línea que resultan de la geometría de la línea doble y de la naturaleza del terreno. Las constantes de la línea son introducidas en el equipo, al igual que los demás
datos de la línea, con la parametrización. La impedancia de la línea se calcula como
se ha mostrado anteriormente.
Figura 2-38
Cortocircuito a tierra en una línea doble
Sin una compensación de línea paralela en la mayoría de los casos la corriente de
tierra de la línea paralela conduce a una reposición del punto de inversión (arrastre
hacia abajo de la medición de distancia). En algunos casos, por ejemplo, si las dos
líneas terminan en diferentes barras colectoras y el punto de tierra se encuentra en
una de las barras colectoras más distante (en B en la figura 2-38), podría producirse
un solapamiento.
La compensación de línea paralela sólo es válida para fallos en la línea a proteger.
Para los fallos en la línea paralela no se debe efectuar la compensación ya que esto
produciría un solapamiento bastante considerable. En la posición de instalación II en
la figura 2-38 no se debe por tanto compensar.
Por eso, el equipo dispone de una balanza de corriente de tierra adicional que
conduce una diferencial transversal de las corrientes de tierra de las dos líneas. La
compensación es sólo conectada para los extremos de línea donde la corriente de
tierra de la línea paralela no sea mucho mayor que la de la propia línea. En el ejemplo
en la figura 2-38 IE es mayor que IEP: En I se compensa acoplando ZM · IEP, en II no
se compensa.
128
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
Bloqueo de la zona
Z1
En caso de que las funciones de protección principales como la protección diferencial y la protección a distancia trabajaran paralelamente, entonces existe la posibilidad que la protección a distancia en la zona Z1 se excite antes que la protección
diferencial (por ejemplo en el caso de un fallo cercano). Si se desea eso, la protección a distancia trabaja como un nivel de „booster“ para un disparo rápido. Si el disparo rápido actúa sobre una parte de la línea, entonces un disparo acelerado es
deseado en la Zona Z1 (véase también capítulo 2.5.1.4).
Existen dos posibilidades de bloquear Z1. Si se utiliza el equipo en el servicio de protección diferencial, es posible bloquear la zona Z1 por medio de una entrada de un
parámetro (dirección 1533 Z1 bloq.por DIF). Otra posibilidad de bloqueo existe
por medio de una entrada binaria (número 3610 „>PR.DIST blq Z1“).
Conexión Bajo
Fallo
Con una conexión manual del interruptor de potencia en un cortocircuito es posible
una desconexión rápida mediante el dispositivo de protección de distancia. Mediante
parámetros se puede determinar para qué zona(s) es válido el disparo rápido después
de la conexión manual (véase la figura 2-39). Las informaciones de conexión (entrada
„conexión“) vienen de la detección de estado.
Figura 2-39
Conexión en un fallo
Nota
Si se conecta, al utilizar la línea característica MHO, con un fallo tripolar, entonces no
se dispone ni de una tensión ajena al almacenamiento ni ajena al fallo. Para poder
registrar con seguridad conexiones con fallos cercanos tripolares, es preciso que la
desconexión rápida esté siempre conectada en caso de una característica MHO parametrizada.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
129
2 Funciones
2.5.1.4
Indicaciones de ajuste
La protección de distancia se puede conectar o desconectar bajo la dirección 1501
PROT.DISTANCIA.
Intensidad mínima
La excitación de intensidad mínima If> (dirección 1502) se ajusta con una excitación
de impedancia (aprox. 10%) por debajo de la corriente de cortocircuito mínima esperada. En las demás aplicaciones de excitación, se ajusta en la dirección 1911.
Detección de faltas
a tierra
El valor de ajuste 3I0> (dirección 1503) en redes con neutro a tierra es ajustado por
debajo de la corriente de cortocircuito con derivación a tierra mínima esperada. 3I0
está definida como la suma de las corrientes de línea |IL1 + IL2 + IL3|, que es igual a la
corriente de punto neutro del conjunto de transformadores de corriente. En redes sin
neutro a tierra, el valor de ajuste debe encontrarse algo por debajo de la corriente de
tierra en contactos a tierra en dos fases.
Para la pendiente de la curva característica 3I0 el preajuste 3I0>/Ifmáx = 0,10
(dirección 1507) normalmente es útil. Este ajuste sólo puede ser modificado mediante
DIGSI en otros parámetros.
Las direcciones 1504 y 1509 sólo son relevantes para redes con puesta a tierra. En
redes sin puesta a tierra no son accesibles:
Con el ajuste 3U0> (dirección 1504) hay que tener en cuenta que con asimetrías en
el servicio puede que no se produzca una activación. 3U0 está definido como la suma
de las tensiones fase-tierra |UL1-E + UL2-E + UL3-E|. Si el criterio U0 no debe ser utilizado, se ajusta la dirección 1504 a ∞.
En una red con puesta a tierra, la detección de faltas a tierra puede ser complementada con la detección de tensión homopolar. Aquí puede determinar si para la detección de una falta a tierra sólo debe actuar el rebasamiento de un umbral de corriente
homopolar o de un umbral de tensión homopolar o si deben ser considerados ambos
criterios. En la dirección 1509 DETECCION F/T es válido 3I0> OR 3U0> (preajuste),
si uno de los dos criterios ya es suficiente. Seleccione 3I0> AND 3U0>, si se necesitan ambos
criterios para la detección de faltas a tierra. Este ajuste sólo puede ser modificado
mediante DIGSI en otros parámetros. Si sólo debe ser considerada la corriente de
tierra, ajuste 3I0> OR 3U0> y, además, 3U0> (dirección 1504) a ∞.
Nota
No ajuste nunca la dirección 1504 3U0> a ∞, si ha ajustado la dirección 1509 DETECCION F/T = 3I0> AND 3U0>, ya que entonces no podría detectarse ninguna
falta a tierra.
Si en redes aisladas o compensadas existe el peligro de que al producirse un simple
cortocircuito la detección de faltas a tierra salte debido a la oscilación de cebado, esto
puede ser retrasado mediante un parámetro T3I0 1FASE (dirección 1218). Si el rebasamiento del valor límite de corriente de tierra puede ser estacionario, T3I0
1FASE debe ser ajustado a ∞. Entonces no es posible una excitación con una sola
fase aunque la corriente de tierra sea considerable. Contactos a tierra en dos fases,
a pesar de todo, pueden ser detectados correctamente y ser medidos según el programa deseado (véase la sección 2.5.1 en el subtítulo „Faltas dobles en redes sin
puesta a tierra“).
130
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
Sírvase tener en cuenta que el parámetro T3I0 1FASE es utilizado también en la
función de protección diferencial. El ajuste, que usted efectúa aquí, influye también en
la protección diferencial (véase también capítulo 2.3.2 bajo el título marginal „Retardos“).
Aplicación en
líneas con compensación en serie
En líneas con compensación en serie (líneas con condensadores longitudinales)
ajuste la dirección 1508 COMP. SERIE a Si, para que la determinación direccional
trabaje correctamente en cualquier caso. La repercusión de los condensadores longitudinales en la determinación direccional se encuentra descrita en el párrafo 2.5.2 en
el subtítulo „Determinación direccional en líneas con compensación en serie“.
Inicio de los
tiempos de retardo
Cada zona de distancia emite una señal de salida asignada a ella y que identifica las
fases afectadas, como se menciona en el procedimiento de medición. Una lógica de
zona enlaza esta excitación de zona con otras posibles señales internas y externas.
Los tiempos de retardo de las zonas de distancia pueden ser iniciados opcionalmente
juntos con una excitación general de la función de protección de distancia o individualmente al comienzo de cada zona de distancia. Parámetro INI. TIEMPOS
(dirección 1510) esta ajustado según estándar a con Arr-gen Dis. Con este ajuste
se asegura que todos los tiempos de retardo también continúen juntos al cambiar de
tipo de fallo o selección de bucle de medida, por ejemplo, al desconectar una alimentación intermedia. Este ajuste es también preferible si otros dispositivos de protección
a distancia en la red trabajan con este comportamiento de inicios de tiempo. Si es importante el escalonamiento de tiempo, por ejemplo, en cambios de localización de
fallo de zona Z3 a zona Z2, se debe seleccionar el ajuste con Arr-Zonas.
Ángulo de inclinación de las líneas
características de
disparo
La forma de las líneas características de disparo es determinada, entre otros factores,
por el ángulo de inclinación ÁNG. DIST. (dirección 1540). Para informaciones detalladas acerca de las líneas características de disparo véase capítulo 2.5.2 y 2.5.3.
Normalmente ajusta usted aquí el ángulo de la línea, o sea el mismo valor que bajo
la dirección 1105 ÁNGULO IMP.LÍN. (capítulo2.1.4.1). Sin embargo, es posible, independientemente del ángulo de las rectas de la línea, seleccionar otra inclinación de
las líneas características de disparo.
Corrección de
valores de medición en líneas paralelas (opcionalmente)
La realimentación entre ambos sistemas de línea en líneas dobles sólo es relevante
para 7SD5 si el equipo se utiliza en una línea doble y deba trabajar también con compensación de línea paralela. La condición es que la corriente de tierra de la línea paralela esté conectada a la entrada de medición I4 del equipo y ésta haya sido indicada
en la configuración. Entonces, se ajusta 1515 COMP.LÍN.PAR. = Si (preajuste).
Los factores de acoplamiento ya fueron ajustados en los datos generales de protección (sección 2.1.4.1), también el alcance de la compensación de línea paralela.
Fallo doble en una
red con puesta a
tierra activa
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
La determinación de bucle para faltas a tierra doble se parametriza en la dirección
1521 ARRANQUE F-F-T (excitación fase-fase-tierra). Este ajuste es solamente
posible mediante DIGSI en otros parámetros. En la mayoría de los casos, Blo.fas
adelant es favorable (bloqueo de la fase adelantada, preajuste) ya que el bucle
fase-tierra adelantado tiende a solapar con altas resistencias de paso del hilo de toma
de tierra. En algunos casos (resistencia de fallo fase-fase mayor que fase-tierra)
Bloq.fase atras también puede ser más favorable (bloqueo de la fase retrasada).
La evaluación de todos los bucles participantes permite un máximo de redundancia.
Como alternativa, se puede evaluar como bucle solo fase-fase. Este permite en
fallos bifásicos con contacto a tierra la mayor exactitud. Finalmente, sólo los bucles
fase-tierra pueden ser considerados válidos (ajuste solo fase-tierra).
131
2 Funciones
Fallo doble en una
red no puesta a
tierra
En una red aislada o compensada hay que asegurar que la preferencia en contactos
a tierra en dos fases sea uniforme en la totalidad de la red eléctrica conectada. Correspondientemente, en la dirección 1520 PREFERENC. FASE se ajusta la preferencia de contactos a tierra en dos fases.
7SD5 ofrece también la posibilidad de captar todos los puntos de una puesta a tierra
múltiple. PREFERENC. FASE = todos significa que cada punto de contacto a tierra
en la línea protegida es desconetado sin tener en cuenta una preferencia. Esto
también puede ser combinado con otra preferencia. Por ejemplo, puede desconectar
todos los puntos de pie en un contacto a tierra en dos fases para una derivación de
transformador, mientras en el resto de la red es válido uniformemente L1 (L3) ACICLIC.
Si existe el peligro de que al producirse un simple cortocircuito la detección de faltas
a tierra salte debido a la oscilación de cebado, esto puede ser retrasado mediante un
parámetro T3I0 1FASE (dirección 1218). En general, es suficiente el preajuste
(0,04 s). En redes compensadas extensas se debería aumentar este tiempo. Si el
rebasamiento del valor límite de corriente de tierra puede ser estacionario, T3I0
1FASE debe ser ajustado a ∞. Entonces no es posible una excitación con una sola
fase aunque la corriente de tierra sea considerable. Los contactos a tierra en dos
fases, a pesar de todo, pueden ser detectados correctamente y ser medidos según el
programa de preferencia.
Si tras una simple falta a tierra se produce un contacto a tierra en dos fases, ésta es
detectada y medida según el programa de preferencia. La falta tierra ya producida es
detectada por la tensión homopolar (dirección 1505 3U0> COMP/AISL.). Tenga en
cuenta que aquí es determinante el triple de la tensión homopolar 3U0, que en un desplazamiento completo es √3 de la tensión de las fases unidas. Después, el retardo
T3I0 1FASE ya no es efectivo. Ahora una falta a tierra en otra fase sólo puede tratarse de un contacto a tierra en dos fases.
Conexión con un
cortocircuito
Para la reacción de la protección a distancia al conectar con un cortocircuito se utiliza
el parámetro bajo la dirección 1532 CIERRE. Al ajustar desactivado no se produce
ninguna reacción especial, es decir que todos los niveles a distancia trabajan según
sus parámetros de zona ajustados. Un ajuste en Zona Z1B tiene como efecto que,
al conectar, se vuelven a desconectar sin retardo todos los fallos dentro de la zona
sobrepuesta Z1B (en la dirección parametrizada para estas zonas). En caso de un
ajuste en Z1B no direcc., la zona Z1B viene a ser asimismo determinante, siendo
eficaz en ambas direcciones, independientemente de la dirección de servicio, que se
ha ajustado bajo la dirección 1651 ó 1751 MODO Z1B respectivamente. Un ajuste en
Arranque significa que el disparo rápido, después de una conexión, viene a ser
eficaz para todos los fallos registrados en cualquier zona (es decir en caso de una
excitación general de la protección a distancia).
Bloqueo de la zona
Z1
En caso de una protección diferencial activada, usted puede bloquear bajo la dirección 1533 Z1 bloq.por DIF con el ajuste Si la zona Z1, es decir que en la zona
Z1 no se mide y, por lo tanto, tampoco se excita en cuanto la protección diferencial
esté eficaz (número 3120 „Dif activa“). La zona Z1 vuelve a ser activada inmediatamente, si la protección diferencial llega a ser ineficaz, por ejemplo a causa de un
perturbación de comunicación. Con el ajuste dirección 1533 Z1 bloq.por DIF =
No la zona Z1 trabaja independientemente de la protección diferencial.
Además, la zona Z1 puede ser bloqueada a través de la entrada binaria 3610
„>PR.DIST blq Z1“. A través de esta entrada binaria pueden, por ejemplo, ser
realizadas por medio de CFC condiciones de bloqueo adicionales relativas al interfuncionamiento con la protección diferencial. El efecto de la entrada binaria no depende
del estado de la protección diferencial.
132
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
Alcance de carga
(sólo para excitación de impedancia)
Al utilizar la excitación de impedancia, o sea en el caso del equipo 7SD5***-*****-*E**
y 7SD5***-*****-*H*, puede existir en el caso de las líneas largas con una alta capacidad de carga el peligro de que la impedancia por carga afecte las características de
disparo de la protección a distancia. Para excluir una excitación errónea de la protección a distancia en caso de un alto transporte de potencia, se puede ajustar en este
caso un cono de carga, que excluye en el caso de líneas características de disparo
con altas secciones R tales excitaciones erróneas causadas por una sobrecarga. En
el caso de los demás procedimientos de excitación, se puede prescindir de este cono
de carga ya que los polígonos de disparo son solamente autorizados después de una
excitación efectuada y ya que la excitación cumple aquí con eficacia la tarea de la diferenciación clara entre el servicio de carga y un cortocircuito. Esta zona de carga se
tiene en cuenta también en la descripción de las líneas características de disparo
(véase también el capítulo 2.5.2 y 2.5.3).
El valor R R CARGA (FT) (dirección 1541) se refiere aquí al bucle fase-tierra, R
CARGA (FF) (dirección 1543) al bucle fase-fase. Los valores son ajustados algo más
pequeños (aprox. 10%) que la impedancia con carga normal mínima esperada. La impedancia con carga normal mínima se calcula con la corriente bajo carga máxima y
la tensión de servicio.
Ejemplo de cálculo:
110 kV Línea aérea 150 mm2 con los datos:
potencia máxima transmisible.
Pmax .
= 100 MVA correspondientemente
Imax.
= 525 A
Tensión mínima de servicio .
Umín .
= 0,9 UN
Transformador de intensidad. 600 A/5 A
Transformador de medida de tensión. 110 kV / 0,1 kV
La impedancia con carga normal mínima se deduce de:
Este valor puede ser introducida como un valor primario cuando se parametriza con
un PC y DIGSI. La conversión en valores secundarios da como resultado
con una distancia de seguridad de 10% se ajusta:
primario: R CARGA (FF) = 97,98 Ω ó
secundario: R CARGA (FF) = 10,69 Ω.
El ángulo de apertura del cono de carga PHI CARGA (FT) (dirección 1542) y PHI
CARGA (FF) (dirección 1544) debe ser mayor (aprox. 5°) que el ángulo de carga
máximo posible (correspondientemente al factor mínimo de carga cos ϕ).
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
133
2 Funciones
Ejemplo de cálculo:
Factor mínimo de carga
cos ϕmin .
= 0,63
ϕmax .
= 51°
Valor de ajuste PHI CARGA (FF) = ϕmax + 5° = 56°.
Excitación de sobreintensidad, U/I y
de U/I/ϕ
La protección a distancia en el equipo 7SD5 como protección principal o protección
de reserva dispone, según la variante pedida, de una serie de procedimientos de
excitación de los cuales usted puede seleccionar el procedimiento óptimo para las
condiciones de red correspondientes (7SD5***-*****-*D** und 7SD5***-*****-*G**).
Si el equipo no dispone de una excitación explícita o usted ha indicado en la configuración de las funciones de protección (sección 2.1.1.3) como tipo de excitación ARR
DIS = IMPEDANCIA (dirección 117), los ajustes aquí tratados son irrelevantes y no
son accesibles.
Los posibles procedimientos de excitación se encuentran descritos en detalle en la
sección 2.5.1. Si el equipo dispone de varios procedimientos de excitación, se seleccionó en la configuración, en la dirección 117 uno de los procedimientos. A continuación, se encuentran explicados los parámetros para todos los procedimientos de excitación. Con los siguientes ajustes, sólo aparecerán los parámetros válidos para el
procedimiento seleccionado.
Con la excitación U/I(/ϕ) tiene la posibilidad de controlar de distinta manera por un
lado la medición de la tensión y el ángulo para el sistema de medida fase-tierra y por
otro lado para el sistema de medida fase-fase. La dirección 1901 PROG. U/I indica
qué tensiones de bucle deben ser válidas para fase-tierra y cuáles para fase-fase:
En redes con neutro a tierra se prefiere con frecuencia el control con Uft en faltas a
tierra y con Uff para faltas aisladas a tierra (dirección 1901 PROG. U/I =
LE:Uft/LL:Uff). Esta tiene la máxima sensibilidad para cualquier tipo de fallo, pero
presupone que las de faltas a tierra sean reconocidas sin ninguna duda por la detección de faltas a tierra (véase también la sección 2.5.1). En caso contrario, el control
con UPh-E es también práctico para todo tipo de fallos (dirección 1901 PROG. U/I =
LE:Uft/LL:Uft), donde en los cortocircuitos aislados de tierra se cuenta con una
menor sensibilidad porque aquí por regla general el nivel de sobreintensidad If>> reacciona.
En redes con neutro a tierra de baja impedancia (semirrígida) la excitación U/I/ϕ,
por regla general, sólo debe actuar para faltas a tierra, ya que los cortocircuitos fasefase son detectados por la excitación de sobretensión. En este caso, por lo tanto es
útil la dirección 1901 PROG. U/I = LE:Uft/LL:I>>.
En redes aisladas o compensadas sólo es posible controlar la excitación U/I/ϕ con
tensiones entre fases (dirección 1901 PROG. U/I = LE:Uff/LL:Uff). Esto
descarta una excitación debida a un cortocircuito simple, pero tampoco permite una
detección correcta de un contacto a tierra en dos fases y por lo tanto sólo es apropiada
para pequeñas redes de cable aisladas.
Otros dos ajustes generales afectan a los tiempos finales, es decir, los tiempos de
disparo en el último caso de reserva para fallos fuera de las zonas de distancia. Éstas
deben encontrarse como última reserva por encima de los tiempos de retardo para las
zonas de distancia (véase también ajuste de los parámetros de función para las zonas
de distancia en la sección 2.5.2.2).
134
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
El tiempo final direccional T ARR. ADELANTE (dirección 1902) actúa en cortocircuitos en el sentido hacia adelante de la línea si tras la excitación no hay impedancia
dentro de la zona de distancia.
El tiempo final no direccional T ARR.NO DIRECC (dirección 1903) actúa en todos los
cortocircuitos si tras la excitación no hay impedancia dentro de la zona de distancia.
Excitación de
sobreintensidad
Para el ajuste de la excitación de sobreintensidad es determinante, sobre todo, la
corriente bajo carga máxima posible. ¡Hay que descartar la posibilidad de una excitación por sobrecarga! El valor de respuesta If>> (dirección 1910) debe encontrarse
por ello por encima de la corriente de la (sobre)carga posible (aprox. 1,2 veces). Entonces hay que controlar que la corriente de cortocircuito mínima se encuentre por
encima de este valor. Si este no es el caso, es necesaria excitación U/I.
Ejemplo de cálculo:
La corriente de servicio máxima (incl. de sobrecarga) es de 680 A, en transformadores de corriente 600 A/5 A, la corriente mínima de cortocircuito se supone de 1200 A.
Se ajusta por lo tanto:
If>> = IL max · 1,2 = 680 A · 1,2 = 816 A
Este valor se encuentra bajo la corriente mínima de cortocircuito de 1200 A. En la
parametrización mediante un PC y DIGSI, se puede introducir directamente este valor
como valor primario. La conversión en valores secundarios da como resultado
La condición para la corriente mínima de cortocircuito es válida también para cortocircuitos con derivación a tierra (en redes con puesta a tierra), o bien, para contactos a
tierra de dos fases, siempre y cuando sólo se utilice una excitación de sobreintensidad.
Excitación U/I(/ϕ)
Si es necesaria excitación U/I porque la corriente mínima de cortocircuito se encuentra por debajo de la corriente con carga máxima (incl. el factor de seguridad 1,2) , a
pesar de todo, para If>> hay que considerar la condición de corriente con carga
máxima. Entonces se ajusta el límite de corriente mínima If> (dirección 1911) por
debajo de la corriente mínima de cortocircuito (aprox. 10%). Esto es válido para las
corrientes de cortocircuito de fase en faltas a tierra o contactos a tierra de dos fases.
En la dirección 1930 ARR. 1 FASE puede seleccionar si en una red con puesta a
tierra se escoge un bucle fase-tierra en una excitación monofásica sin corriente de
tierra (arrastre IE). El ajuste ARR. 1 FASE = FASE-TIERRA es práctico si con circuitos con derivación a tierra no fluye o sólo fluye una corriente de tierra reducida a
través del punto de medición. Con ARR. 1 FASE = FASE-FASE, con una excitación
monofásica en una red con puesta a tierra, se mide el bucle fase-fase adelantado.
Este ajuste es solamente posible mediante DIGSI en otros parámetros.
El significado de los parámetros de ajuste se deduce de la figura 2-40. If> (rama a,
dirección 1911) es la intensidad mínima, con se ha descrito en la sección anterior,
If>> (rama c) es la excitación de sobreintensidad.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
135
2 Funciones
Figura 2-40
Parámetros de la excitación U/I/ϕ
En la mayoría de los casos, la ortogonalidad no es necesaria. Entonces es válida la
rama b dependiente de la tensión, de manera que da como resultado la curva característica a - b - c. Para la rama b dependiente de la tensión, con un control mediante
Uft en las direcciones 1912 Uft(I>>) y 1913 Uft (I>) se emplean las tensiones
fase-tierra; con un control Uff en las direcciones 1914 Uff (I>>) y 1915 Uff (I>)
se ajustan las tensiones fase-fase. Siempre son relevantes los ajustes que según el
programa de excitación (ver más arriba) sean necesarios.
La curva característica debe ser ajustada de tal manera que con la intensidad de servicio máxima posible aún se encuentre por debajo de la tensión de servicio mínima
posible. En caso de duda, se deberá comprobar las condiciones de excitación en base
a la curva característica U/I.
Ortogonalidad
Si no se puede diferenciar mediante la curva característica sin ortogonalidad U/I en
todos los casos entre cortocircuito y el régimen de carga, puede ajustar adicionalmente las ramas con ortogonalidad d - e. Esto es necesario en líneas largas o en tramos
de línea con alimentación intermedia si al mismo tiempo es posible una débil impedancia previa. Entonces en un caso de cortocircuito en el extremo de la línea o en la
zona de reserva de la protección de distancia, la tensión de medición local sólo caerá
mínimamente, por lo que se necesitará el ángulo de fase entre la intensidad y la
tensión como criterio adicional para la detección del fallo.
Aquí los parámetros Iphi> (dirección 1916) y Uft (Iphi>) (dirección 1917), o
bien, Uff (Iphi>) (dirección 1918) determinarán la curva característica en la zona
de ángulo más alto ϕK, es decir, en la zona de ángulo de cortocircuito. Los propios
ángulos límite, que definen la zona de ángulo de cortocircuito ϕK, se ajustan en las
direcciones 1920 phi> y 1921 phi<. Entre estos dos ángulos se encuentra la zona
de ángulo de cortocircuito ϕK. También aquí son relevantes los ajustes de tensión que
según el programa de excitación (ver más arriba) sean necesarios.
La curva característica para el ángulo de carga debe ser ajustada de tal manera que
con la intensidad de servicio máxima posible aún se encuentre por debajo de la
136
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
tensión de servicio mínima posible. En la zona de ángulo de cortocircuito ϕK hay que
tener en cuenta que las corrientes de carga no pueden conducir a una excitación en
esta sección. Si se transporta potencia reactiva en la línea, se debe asegurar que la
corriente reactiva máxima no se encuentre en la zona de excitación durante una
tensión de servicio mínima, es decir, en la zona de ángulo de cortocircuito ϕK. En caso
de duda, se deberá comprobar las condiciones de excitación en base a la curva característica U/I/ϕ. En redes extensas es aconsejable un cálculo de cortocircuito.
El ángulo límite inferior phi> (dirección 1920) debe encontrarse entre el ángulo de
carga y el ángulo de cortocircuito. Por lo tanto, debe ser ajustado menor que el ángulo
de la línea ϕL = arctan (XL/RL) (aprox. de 10° a 20°). Después hay que controlar que
el ángulo en servicio de carga no sea sobrepasado. Pero si esto ocurre, porque, por
ejemplo, se debe transportar potencia reactiva a través de la línea, hay que evitar con
los parámetros de la rama d con dependencia de tensión, es decir, Iphi> y Uft
(Iphi>), o bien, Uff (Iphi>), que se produzca una excitación debido a la carga
reactiva (ver más arriba).
El ángulo límite superior phi< (dirección 1921) no es problemático. de 100° a 120°
deben ser suficiente para todos los casos.
La ortogonalidad, es decir, el aumento de la sensibilidad con grandes ángulos de cortocircuito mediante las ramas de curva característica d y e, pueden ser limitadas con
la dirección 1919 DIRECC. phi a la dirección hacia adelante (dirección de la línea).
En este caso, DIRECC. phi se ajusta a adelante. Si no, se deja DIRECC. phi =
Adelante/atrás. Este ajuste es solamente posible mediante DIGSI en otros
parámetros.
2.5.1.5
Visión general de los parámetros
Las direcciones a las cuales se adjunta una "A", sólo son modificables mediante
DIGSI bajo "Otros parámetros".
En la tabla se incluyen preajustes orientados a la demanda comercial. La columna C
(Configuración) indica la relación a la intensidad nominal de transformador correspondiente.
Dir.
Parámetro
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
1218
T3I0 1FASE
0.00 .. 0.50 s; ∞
0.04 s
Temporiz. arranq.
monofás. (comp/aisl.)
1501
PROT.DISTANCIA
Activar
Desactivar
Activar
Protección de distancia
1502
If>
1A
0.05 .. 4.00 A
0.10 A
Corriente mínima de fase
If>
5A
0.25 .. 20.00 A
0.50 A
1A
0.05 .. 4.00 A
0.10 A
5A
0.25 .. 20.00 A
0.50 A
1503
3I0>
Detección de falta a tierra
3I0>
1504
3U0>
1 .. 100 V; ∞
5V
Detección de falta a tierra
3U0>
1505
3U0> COMP/AISL.
10 .. 200 V
40 V
3U0>: Valor reacc. p.
redes comp./aisl.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
137
2 Funciones
Dir.
Parámetro
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
1507A
3I0>/Ifmáx
0.05 .. 0.30
0.10
3I0>Estabiliz. de arranque
(3I0>/Ifmax)
1508
COMP. SERIE
No
Si
No
Línea con compensación
serie capacitiva
1509A
DETECCION F/T
3I0> OR 3U0>
3I0> AND 3U0>
3I0> OR 3U0>
Criterios de detecc. de
faltas a tierra
1510
INI. TIEMPOS
con Arr-gen Dis
con Arr-Zonas
con Arr-gen Dis
Inicio de tiempos de zona
1515
COMP.LÍN.PAR.
No
Si
Si
Compensación de línea
paralela
1520
PREFERENC. FASE
L3 (L1) ACICLIC
L1 (L3) ACICLIC
L2 (L1) ACICLIC
L1 (L2) ACICLIC
L3 (L2) ACICLIC
L2 (L3) ACICLIC
L3 (L1) CICLICO
L1 (L3) CICLICO
todos
L3 (L1) ACICLIC
Preferencia de fase p.
faltas a T dobles
1521A
ARRANQUE F-F-T
Blo.fas adelant
Bloq.fase atras
todos
solo fase-fase
solo fase-tierr
Blo.fas adelant
Selección de lazo con
arranque f-f-t
1532
CIERRE
Arranque
Zona Z1B
desactivado
Z!B no direcc.
desactivado
Campo medida sin retardo
con cierre
1533
Z1 bloq.por DIF
Si
No
Si
Zona Z1 bloqueada por
prot. Dif. activa
1540
PHI DIST.
30 .. 90 °
85 °
Ángulo de la característica
de distancia
1541
R CARGA (FT)
1A
0.100 .. 600.000 Ω; ∞
∞Ω
5A
0.020 .. 120.000 Ω; ∞
∞Ω
Límite RL cono de carga
lazo fase-tierra
20 .. 60 °
45 °
Angul. apert. cono/carga
lazo fas.tierra
1A
0.100 .. 600.000 Ω; ∞
∞Ω
5A
0.020 .. 120.000 Ω; ∞
∞Ω
Límite RL cono de carga
lazo fase-fase
1542
PHI CARGA (FT)
1543
R CARGA (FF)
1544
PHI CARGA (FF)
20 .. 60 °
45 °
Angul. apert. cono/carga
lazo fase-fase
1605
T1 1POL.
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.00 s
Tiempo retardo T1-1pol.
138
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
Dir.
Parámetro
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
1606
T1 MULTIPOLAR
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.00 s
Tiempo retardo T1multipolar
1615
T2 1POL.
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.30 s
Tiempo retardo T2-1pol.
1616
T2
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.30 s
Tiempo retardo T2multipolar
1617A
DISP.1POL.Z2
No
Si
No
Disparo monopolar con
falta en Z2
1625
T3
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.60 s
Tiempo retardo T3
1635
T4
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.90 s
Tiempo retardo T4
1645
T5
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.90 s
Tiempo retardo T5
1655
T1B 1POL.
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.00 s
Tiempo retardo T1B-1pol.
1656
T1B MULTIPOL
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.00 s
Tiempo retardo T1Bmultipolar
1657
IC -> Z1B
No
Si
Si
Autoriz. zona Z1B para
ciclo IC
1901
PROG. U/I
LE:Uft/LL:Uff
LE:Uff/LL:Uff
LE:Uft/LL:Uft
LE:Uft/LL:I>>
LE:Uft/LL:Uff
Programa de arranque U/I
1902
T ARR. ADELANTE
0.00 .. 30.00 s; ∞
1.20 s
T temporización arranque
adelante
1903
T ARR.NO DIRECC
0.00 .. 30.00 s; ∞
1.20 s
T temporización arranque
no direccional
1910
If>>
1A
0.25 .. 10.00 A
1.80 A
If>>: Valor de reacción
5A
1.25 .. 50.00 A
9.00 A
1A
0.10 .. 4.00 A
0.20 A
5A
0.50 .. 20.00 A
1.00 A
1911
If>
If>: Valor de reacción
1912
Uft(I>>)
20 .. 70 V
48 V
Uft: Valor de reacción con
If>>
1913
Uft (I>)
20 .. 70 V
48 V
Uft: Valor de reacción con
If>
1914
Uff (I>>)
40 .. 130 V
80 V
Uff: Valor de reacción con
If>>
1915
Uff (I>)
40 .. 130 V
80 V
Uff: Valor de reacción con
If>
1916
Iphi>
1A
0.10 .. 8.00 A
0.50 A
Iphi>: Valor de reacción
5A
0.50 .. 40.00 A
2.50 A
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
139
2 Funciones
Dir.
Parámetro
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
1917
Uft (Iphi>)
20 .. 70 V
48 V
Uft: Valor de reacción con
Iphi>
1918
Uff (Iphi>)
40 .. 130 V
80 V
Uff: Valor de reacción con
Iphi>
1919A
DIRECC. phi
Adelante/atrás
adelante
Adelante/atrás
Dirección efectiv. de
arranq. por ángulo
1920
phi>
30 .. 60 °
50 °
phi: Límite inferior
1921
phi<
90 .. 120 °
110 °
phi: Límite superior
1930A
ARR. 1 FASE
FASE-TIERRA
FASE-FASE
FASE-TIERRA
Selecc. lazo arranque
monofás.(sin T.)
2.5.1.6
No.
Lista de informaciones
Información
Tipo de
Info
Explicación
3603
>PR.DIST.bloq
AI
>Bloquear protección de distancia
3610
>PR.DIST blq Z1
AI
>Prot.dist. bloquear zona de medición Z1
3611
>EXTENS.Z1B
AI
>Prot.dist. extensión zona Z1B por ext.
3613
>Autor.inme.Z1B
AI
>Campo med. dist. Z1B autoriz. inmediata
3617
>DisZ4 blq.DISP
AI
>Camp.med.dist. Z4 p. bloq. orden disp.
3618
>DisZ5 blq.DISP
AI
>Camp.med.dist. Z5 p. bloq. orden disp.
3619
>DisBloq Z4 F-T
AI
>Dist.. bloquear Z4 p. lazo Fase-Tierra
3620
>DisBloq Z5 F-T
AI
>Dist.. bloquear Z5 p. lazo Fase-Tierra
3651
PR.DIST.desc.
AS
Protección de distancia desconectada
3652
PR.DIST.bloq.
AS
Protección de distancia bloqueada
3653
PR.DIST.activ
AS
Protección de distancia activada
3654
Dis.err.K0(Z1)
AS
Error ajuste distancia K0(Z1),PHI K0(Z1)
3655
Dis.err.K0(>Z1)
AS
Error ajuste dist. K0(>Z1),PHI K0(>Z1)
3671
DIST.ARR gen
AS
Prot.dist. arranque general
3672
DIST.ARR L1
AS
Prot.dist. arranque fase L1
3673
DIST.ARR L2
AS
Prot.dist. arranque fase L2
3674
DIST.ARR L3
AS
Prot.dist. arranque fase L3
3675
DIST.ARR E
AS
Prot.dist. arranque tierra
3681
DIST.ARR L1
AS
Prot.dist. arranque sólo fase L1
3682
DIST.ARR L1E
AS
Prot.dist. arranque fase L1-tierra
3683
DIST.ARR L2
AS
Prot.dist. arranque sólo fase L2
3684
DIST.ARR L2E
AS
Prot.dist. arranque fase L2-tierra
140
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
3685
DIST.ARR L12
AS
Prot.dist. arranque fase L1-L2
3686
DIS.ARR L12E
AS
Prot.dist. arranque fase L1-L2-tierra
3687
DIST.ARR L3
AS
Prot.dist. arranque sólo fase L3
3688
DIST.ARR L3E
AS
Prot.dist. arranque fase L3-tierra
3689
DIST.ARR L13
AS
Prot.dist. arranque fase L1-L3
3690
DIS.ARR L13E
AS
Prot.dist. arranque fase L1-L3-tierra
3691
DIST.ARR L23
AS
Prot.dist. arranque fase L2-L3
3692
DIS.ARR L23E
AS
Prot.dist. arranque fase L2-L3-tierra
3693
DIS.ARR L123
AS
Prot.dist. arranque fase L1-L2-L3
3694
DI.ARR L123
AS
Prot.dist. arranque fase L1-L2-L3-tierr
3695
DI.ARR PHI L1
AS
Prot.dist. arranque ángulo de fase L1
3696
DI.ARR PHI L2
AS
Prot.dist. arranque ángulo de fase L2
3697
DI.ARR PHI L3
AS
Prot.dist. arranque ángulo de fase L3
3701
LAZ.L1E adel.
AS
Prot.dist.selecc.lazo L1-tierr.adelante
3702
LAZ.L2E adel.
AS
Prot.dist.selecc.lazo L2-tierr.adelante
3703
LAZ.L3E adel.
AS
Prot.dist.selecc.lazo L3-tierr.adelante
3704
LAZ.L12 adel.
AS
Prot.dist.selección lazo L12 adelante
3705
LAZ.L23 adel.
AS
Prot.dist.selección lazo L23 adelante
3706
LAZ.L31 adel.
AS
Prot.dist.selección lazo L31 adelante
3707
LAZ.L1E atrás
AS
Prot.dist.selecc.lazo L1-tierra atrás
3708
LAZ.L2E atrás
AS
Prot.dist.selecc.lazo L2-tierra atrás
3709
LAZ.L3E atrás
AS
Prot.dist.selecc.lazo L3-tierra atrás
3710
LAZ.L12 atrás
AS
Prot.dist.selección lazo L12 atrás
3711
LAZ.L23 atrás
AS
Prot.dist.selección lazo L23 atrás
3712
LAZ.L31 atrás
AS
Prot.dist.selección lazo L31 atrás
3713
LAZ.L1E no-di
AS
Prot.dist.selecc.lazo L1-tier.no direcc
3714
LAZ.L2E no-di
AS
Prot.dist.selecc.lazo L2-tier.no direcc
3715
LAZ.L3E no-di
AS
Prot.dist.selecc.lazo L3-tier.no direcc
3716
LAZ.L12 no-di
AS
Prot.dist.selección lazo L12 no direcc.
3717
LAZ.L23 no-di
AS
Prot.dist.selección lazo L23 no direcc.
3718
LAZ.L31 no-di
AS
Prot.dist.selección lazo L31 no direcc.
3719
DIS.ARR adel.
AS
Prot.dist. arranque hacia adelante
3720
DIS.ARR atrás
AS
Prot.dist. arranque hacia atrás
3741
DIS.ArrZ1 L1E
AS
Prot.dist.arranque zona Z1,lazo L1-tier
3742
DIS.ArrZ1 L2E
AS
Prot.dist.arranque zona Z1,lazo L2-tier
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
141
2 Funciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
3743
DIS.ArrZ1 L3E
AS
Prot.dist.arranque zona Z1,lazo L3-tier
3744
DIS.ArrZ1 L12
AS
Prot.dist. arranque zona Z1,lazo L12
3745
DIS.ArrZ1 L23
AS
Prot.dist. arranque zona Z1,lazo L23
3746
DIS.ArrZ1 L31
AS
Prot.dist. arranque zona Z1,lazo L31
3747
DI.ArrZ1B L1E
AS
Prot.dist.arranq.zona Z1B,lazo L1-tierr
3748
DI.ArrZ1B L2E
AS
Prot.dist.arranq.zona Z1B,lazo L2-tierr
3749
DI.ArrZ1B L3E
AS
Prot.dist.arranq.zona Z1B,lazo L3-tierr
3750
DI.ArrZ1B L12
AS
Prot.dist.arranque zona Z1B,lazo L12
3751
DI.ArrZ1B L23
AS
Prot.dist.arranque zona Z1B,lazo L23
3752
DI.ArrZ1B L31
AS
Prot.dist.arranque zona Z1B,lazo L31
3755
DIST. ARR Z2
AS
Prot.dist. arranque en zona Z2
3758
DIST. ARR Z3
AS
Prot.dist. arranque en zona Z3
3759
DIST. ARR Z4
AS
Prot.dist. arranque en zona Z4
3760
DIST. ARR Z5
AS
Prot.dist. arranque en zona Z5
3771
DIS.T1 transc
AS
Prot.dist. tiempo T1( Z1) transcurrido
3774
DIS.T2 transc
AS
Prot.dist. tiempo T2( Z2) transcurrido
3777
DIS.T3 transc
AS
Prot.dist. tiempo T3( Z3) transcurrido
3778
DIS.T4 transc
AS
Prot.dist.tiempo T4(direcc.) transc.
3779
DIS.T5 transc
AS
Prot.dist.tiempo T4(no direcc.) transc.
3780
DI.T1B transc
AS
Prot.dist.tiempo T1B( Z1B) transcurrido
3781
DI. T ARR trans
AS
Prot.Dist. T ARR adelante transcurrido
3782
DI.TnoDIR trans
AS
Prot.Dist. T ARR no direcc. transcurrido
3801
DIST.DISP gen
AS
Prot. distancia disparo general
3802
DI.DISP L1 1p
AS
Prot.distancia disparo L1, sólo monopol
3803
DI.DISP L2 1p
AS
Prot.distancia disparo L2, sólo monopol
3804
DI.DISP L3 1p
AS
Prot.distancia disparo L3, sólo monopol
3805
DIS.DISP L123
AS
Prot.distancia disparo tripolar
3811
DI.DISP Z1 1p
AS
Prot.distancia disparo zona Z1 monopol.
3813
DI.DISP Z1B1p
AS
Prot.distanc.disparo zona Z1B monopolar
3816
DI.DISP Z2 1p
AS
Prot.distancia disparo zona Z2 monopol.
3817
DI.DISP Z2 3p
AS
Prot.distancia disparo zona Z2 tripolar
3818
DIS.DISP Z3
AS
Prot.distancia disparo zona Z3/T3
3819
DI.DISP ARR->
AS
Prot.distancia disparo arranque direcc.
3820
DI.DISP ARR<>
AS
Prot.distancia disparo arranq.no direcc
3821
Dis.DISP Z4
AS
Prot. distancia disparo zona Z4
142
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
3822
Dis.DISP Z5
AS
Prot. distancia disparo zona Z5
3823
Dis.DISP Z1 3p1
AS
Pr. dist. disparo zona Z1 3p. (arr.1p.)
3824
Dis.DISP Z1 3pm
AS
Pr. dist. disp. zona Z1 3p.(arr.multip.)
3825
Dis.DISP Z1B3p1
AS
Pr. dist. disparo zona Z1B 3p. (arr.1p.)
3826
Dis.DISP Z1B3pm
AS
Pr. dist. disp.zona Z1B 3p.(arr.multip.)
3850
DisDISP Z1B señ
AS
Pr. dist. disp. zona Z1B por señal adic.
2.5.2
Prot. distancia característica poligonal
Para cada zona de distancia se define un polígono de trabajo, que representa la característica de disparo para la correspondiente zona.
2.5.2.1
Descripción del funcionamiento
Polígono de trabajo
En general para cada bucle de error hay cinco zonas independientes y adicionalmente una zona controlada. La figura 2-41 muestra la forma de los polígonos como ejemplo. Aquí el polígono para la primera zona está sombreado como zona direccional
hacia adelante. La tercera zona está representada como zona direccional hacia atrás.
En general, el polígono está definido mediante un paralelograma con las secciones
de coordenada R y X, así como la inclinación ϕDist. Un cono de carga con los parámetros Rcarg y ϕcarg puede recortar del polígono la sección de impedancia con carga
normal. Las secciones de coordenada R y X pueden ser ajustadas para cada zona
individualmente; ϕDist, Rcarg y ϕcarg son comunes para todas las zonas. El paralelogramo es, en lo que se refiere al origen del sistema de coordenadas R-X, simétrico, sin
embargo, la curva característica direccional limita la sección de disparo a los cuadrantes deseados (véase más abajo „Detección direccional“)
Las secciones R pueden ser ajustada separadamente para errores fase-fase y para
errores fase-tierra, para poder obtener también mayores resistencias efectivas de
reserva para faltas a tierra.
Para la primera zona Z1 existe además una sección ajustable α, que debe prevenir
un posible solapamiento como consecuencia de tolerancias angulares y/o cortocircuitos alimentados bilateralmente en una resistencia de fallo. Para Z1B y las zonas más
altas, esta sección se suprime.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
143
2 Funciones
Figura 2-41
Determinación
direccional
144
Característica poligonal (los valores de ajuste están marcados con puntos)
Para la determinación de la dirección del cortocircuito, se utiliza también un indicador
de impedancia para cada bucle. Normalmente se trata de ZL como para el cálculo de
distancia. Dependiendo de la „calidad“ de las magnitudes, se utilizan diferentes procedimientos de cálculo. Inmediatamente después de producirse el fallo, la tensión de
cortocircuito es influenciada por procesos de compensación, por ello, se utiliza la
tensión acumulada antes de la aparición del cortocircuito. Si la tensión de cortocircuito
estacionaria (en un fallo próximo) también es demasiado pequeña para la determinación direccional, se utiliza la tensión ajena al circuito. Teóricamente, esta tensión se
encuentra, tanto para los bucles fase-tierra como para los bucles fase-fase, vertical a
las tensiones efectivas de cortocircuito (figura 2-42), lo cual se tiene en cuenta en el
cálculo del vector direccional mediante un giro de 90°. La tabla 2-11 indica la relación
de las magnitudes de medida para la determinación direccional de los seis bucles de
error.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
Figura 2-42
Determinación direccional de tensiones ajenas al cortocircuito
Tabla 2-11
Asignación de magnitudes de medida para la determinación direccional
Bucle
Corriente de
medición
(dirección)
Tensión efectiva de
cortocircuito
Tensión ajena al
cortocircuito
L1-E
IL1
UL1-E
UL2 - UL3
L2-E
IL2
UL2-E
UL3 - UL1
L3-E
IL3
UL3-E
UL1 - UL2
L1-E1)
IL1 - IE1)
UL1-E
UL2 - UL3
1)
IE1)
UL2-E
UL3 - UL1
L3-E1)
IL3 - IE1)
UL3-E
UL1 - UL2
L1-L2
IL1 - IL2
UL1 - UL2
UL2-L3 - UL3-L1
L2-L3
IL2 - IL3
UL2 - UL3
UL3-L1 - UL1-L2
L3-L1
IL3 - IL1
UL3 - UL1
UL1-L2 - UL2-L3
L2-E
1)
IL2 -
kE = ZE/ZL; sólo si se activa el bucle de fase-tierra, se tomará en cuenta la corriente de tierra IE.
Si para la determinación direccional no se dispone ni de una tensión actual suficiente
ni de una tensión acumulada, se utiliza adelante. Este caso prácticamente sólo
puede ocurrir cuando una línea sin tensión sea conectada y esta línea sea defectuosa
(por ejemplo, conexión con seccionador de tierra cerrado).
En la figura 2-43 se muestran la curva característica direccional estacionaria teórica.
En la práctica, la posición de la curva característica direccional, si se utilizan tensiones acumuladas, depende tanto de la impedancia previa como también de la potencia
transportada por la fase antes de que ocurra el cortocircuito. Por este motivo, la curva
característica direccional tiene una separación de reserva de los límites del primer
cuadrante en el diagrama R-X (figura 2-43).
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
145
2 Funciones
Figura 2-43
Curva característica direccional en un diagrama R–X
Como cada zona adelante, puede ser ajustada como atrás o como no direccional , para adelante y para atrás existen curvas características direccionales
diferentes (centrosimétricas). Una zona no direccional no tiene curva característica direccional. Para ella es válida la zona de disparo completa.
Cualidades de la
determinación
direccional
La curva característica direccional estacionaría teórica en la figura 2-43 es válida para
tensiones efectivas de cortocircuito. Con tensiones ajenas al cortocircuito o acumuladas, la posición de la curva característica direccional depende tanto de la impedancia
previa como también de la potencia transportada por la fase antes de que ocurra el
cortocircuito.
Las figura 2-44 muestra la curva característica direccional considerando la impedancia previa con tensiones ajenas al cortocircuito o acumuladas (sin transporte de
carga). Como esta tensión es la misma que la del generador correspondiente E y no
se modifica al producirse el cortocircuito, la característica direccional aparece en el
diagrama de impedancia desplazada por la impedancia previa ZV1 = E1/I1. En el lugar
de avería F1 (figura 2-44a) el cortocircuito tiene dirección hacia delante, la impedancia
previa hacia atrás. Para todas las localizaciones de avería hasta el lugar del emplazamiento del equipo (transformador de corriente), una dirección adelante es reconocida inequívocamente (figura 2-44b). Si la intensidad se invierte, inmediatamente
cambia la posición de la curva característica direccional (figura 2-44c). En el punto de
medida (transformador de corriente) fluye ahora corriente inversa I2, que es determinada por la impedancia previa ZV2 + ZL. Con transporte de carga sobre la línea, la
curva característica direccional puede girar además el ángulo de carga.
146
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
Figura 2-44
Determinación
direccional en
líneas con
compensación en
serie
Curva característica direccional con tensiones ajenas al cortocircuito o acumuladas
Las curvas características direccionales y su desfase debido a la impedancia previa,
también son válidas para líneas con capacitores en serie. En un cortocircuito tras el
capacitor en serie local, la tensión del cortocircuito invierte su sentido hasta que no se
active el descargador de chispas de protección SF (véase figura 2-45).
Figura 2-45
Curva de tensión en un cortocircuito tras un capacitor en serie.
a).
sin excitación del descargador de chispas de protección
b).
con excitación del descargador de chispas de protección
Con ello, la protección de distancia detectaría erróneamente la dirección del fallo.
Mediante la utilización de tensiones acumuladas, en este caso la determinación del
sentido de dirección también es correcta (véase figura 2-46a).
Como la tensión antes de producirse la avería se utiliza para la determinación direccional, los puntos culminantes de la curva característica direccional, en dependencia
de la impedancia previa y las condiciones de carga antes de producirse la avería, apa-
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
147
2 Funciones
recen tan desplazadas que la reactancia capacitiva -que siempre es menor que la
reactancia previa- no conduce a la aparente inversión de dirección (figura 2-46b).
Si el cortocircuito se encuentra antes del capacitor, desde el emplazamiento del relé
(transformador de corriente) en dirección hacia atrás, entonces los puntos culminantes de la curva característica direccional se encuentran desplazados en la otra dirección (figura 2-46c). Con ello se garantiza también una determinación correcta de la
dirección.
Figura 2-46
Excitación y
asignación
poligonal
Curva característica direccional en líneas con compensación en serie
Al utilizar los procedimientos de excitación I, U/I o U/I/j después de la excitación, las
impedancias, que fueron calculadas de los bucles válidos, son asignadas en las
curvas características ajustadas para las zonas de distancia. Para evitar señales inestables en los límites del polígono, las curvas características tienen una histéresis de
aprox. 5%, es decir, tan pronto como se pueda garantizar que la impedancia de error
se encuentra dentro del polígono, los límites son aumentados un 5% en todas las direcciones. Las informaciones de bucle son convertidas también en informaciones de
fase.
Si se utiliza la excitación de impedancia, las impedancias de bucle calculadas también
son asignadas en las curvas características ajustadas para las zonas de distancia,
pero sin consulta de un procedimiento de excitación explícito. La excitación de la protección de distancia resulta aquí implícita de los límites del polígono con el ajuste más
amplio considerando la dirección. Aquí las informaciones de bucle también son convertidas en informaciones de fase.
Para cada zona se generan señales de „excitación“ que a su vez son convertidas en
informaciones de fase, por ejemplo „Dis ARR L1“ (aviso interno) para zona Z1 y fase
L1, con lo que se logra una información de excitación por fase y zona, que puede ser
tratada en la lógica de zonas y por funciones adicionales (p .ej., lógica de transmisión
de señal, capítulo 2.7). Las informaciones de bucle son convertidas también en informaciones de fase. Otras condiciones para la „excitación“ de una zona son que la dirección coincida con la dirección parametrizada para la zona y que la zona no esté
148
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
bloqueada por el bloqueo pendular (véase también capítulo 2.6). Además, la protección de distancia en conjunto no debe estar desconectada o bloqueada. La figura 247 muestra estas condiciones.
Figura 2-47
Lógica de autorización para una zona (ejemplo para Z1)
En total existen las siguientes zonas:
Zonas independientes:
• 1. Zona (zona rápida) Z1 con X(Z1); R(Z1), RE(Z1), admite retardo con T1
1POL. o bien T1 MULTIPOLAR,
• 2. Zona (zona de reserva) Z2 con X(Z2); R(Z2), RE(Z2), admite retardo con T2
1POL. o bien T2,
• 3. Zona (zona de reserva) Z3 con X(Z3); R(Z3), RE(Z3), admite retardo con T3,
• 4. Zona (zona de reserva) Z4 con X(Z4); R(Z4), RE(Z4), admite retardo con T4,
• 5. Zona (zona de reserva) Z5 con X(Z5)+ (hacia adelante) y; X(Z5)- (hacia
atrás); R(Z5), RE(Z5), admite retardo con T5,
Zona independiente (controlada):
• Zona de solapamiento Z1B con X(Z1B); R(Z1B), RE(Z1B), admite retardo con
T1B 1POL. o bien T1B MULTIPOL.
2.5.2.2
Indicaciones de ajuste
Plan de
escalonamiento
Se recomienda, primero para toda la red unida galvanicamente, trazar un plan de escalonamiento donde estén inscritas las longitudes de los tramos con sus reactancias
primarias X en Ω/km. Las reactancias X son determinantes para el alcance de las
zonas de distancia.
Para la primera zona Z1, se selecciona normalmente aproximadamente 85% del
tramo de línea a proteger sin retardo (es decir, T1= 0,00 s). La protección entonces
desconectará errores en esta distancia con su tiempo propio.
Para niveles superiores, el tiempo de retardo es aumentado progresivamente cada
vez en un escalón de tiempo más. El tiempo de escalonamiento debe tener en
cuenta el tiempo desconexión del interruptor de potencia, inclusive dispersión, el
tiempo de recuperación de los dispositivos de protección y la dispersión de los tiem-
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
149
2 Funciones
pos de retardo. Normalmente, de 0,2 s a 0,4 s. El alcance es seleccionado de tal
forma que sea suficiente para el 80% de la zona simultánea a la protección para la
línea siguiente más corta.
Al parametrizar mediante ordenador personal y DIGSI se pueden introducir los
valores opcionalmente en magnitudes primarias o secundarias.
Al parametrizar en magnitudes secundarias, los valores determinados mediante el
plan de escalonamiento son convertidos para el lado secundario de los transformadores de intensidad y detención. Se aplica:
Para el alcance de una zona de distancia cualquiera es válido correspondientemente:
siendo
Nint .
= Relación de los transformadores de intensidad
Nten.
= Relación de los transformadores de tensión
Ejemplo de cálculo:
110 kV Línea aérea 150 mm2 con los datos:
s (longitud).
= 35 km
R1/s .
= 0,19 Ω/km
X1/s .
= 0,42 Ω/km
R0/s .
= 0,53 Ω/km
X0/s .
= 1,19 Ω/km
Transformador de intensidad. 600 A/5 A
Transformador de medida de tensión. 110 kV / 0,1 kV
De esto se deducen los datos de la línea:
RL = 0,19 Ω/km · 35 km = 6,65 Ω
XL = 0,42 Ω/km · 35 km = 14,70 Ω
Para la primera zona, se debe ajustar el 85 % de la longitud de la línea, con ello se
obtiene primario:
X1prim = 0,85 · XL = 0,85 · 14,70 Ω = 12,49 Ω
o bien secundario:
Resistencia
efectiva de reserva
150
El ajuste de resistencia efectiva R permite una reserva para resistencias de fallo, que
se suman como resistencias efectivas a la impedancia de la línea en los puntos de
avería. Aquí cuentan por ejemplo las resistencias de arco voltaico, las resistencias de
difusión de conductores de tierra y similares. El ajuste debe tener en cuenta estas resistencias del fallo, pero no debe ser seleccionado más alto que lo necesario. En
líneas largas con mucha carga, puede sobrepasar el margen de carga. Mediante el
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
cono de carga se evita una excitación por sobrecarga. Véase el capítulo „Margen de
carga (sólo para excitación por impedancia)“ en la sección 2.5.1. La resistencia efectiva de reserva puede ser ajustada separadamente para errores fase-base y para
errores fase-tierra, y así, por ejemplo, poder tener en cuenta mayores resistencias de
paso para fugas a tierra.
Para el ajuste en líneas aéreas hay que tener en cuenta sobre todo la resistenca de
un arco voltaico. En cables no es posible la presencia de un arco voltaico considerable. Sin embargo, en cables muy cortos hay que prestar atención a que se produzca
una descarga de arco en las cabezas de cable locales dentro de la resistencia efectiva
ajustada para la primera zona.
No es necesario tener en cuenta la resistencia efectiva de la propia línea, ya que se
toma en cuenta por medio de la forma del polígono, siempre y cuando el ángulo de
línea sea al menos igual de grande que el ángulo de inclinación PHI DIST. (Dirección
1540) del polígono.
Ejemplo:
Para arcos fase-fase se toma una tensión de arco de 8 kV como máximo (datos de
línea como descrito anteriomente). Tomando como corriente mínima de cortocircuito
1000 A, esto corresponde a 8 W primario. Para el ajuste de la resistencia efectiva de
la primera zona, tendremos
primario:
o bien secundario:
La resistencia de arco sólo fue aplicada a la mitad, ya que se suma a la impedancia
de bucle y con ello sólo llega la mitad en la impedancia en cada fase.
Para faltas a tierra puede ser ajustada una resistencia efectiva de reserva separada.
Se supone una resistencia del arco voltaico de 6 W y una resistencia transitoria del
conductor de tierra maestro de 12 W. Esto da como resultado
primario:
o bien secundario:
Donde se supone el caso desfavorable que la corriente de tierra no fluya por el punto
de medición. Si la corriente de tierra o una parte de la misma fluye por el punto de
medición, se reducirá la resistencia medida, que también podrá aumentar con alimentación de extremos opuestos.
Zonas independientes Z1 a Z5
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Cada zona puede ser ajustada con el parámetro MODO = adelante o atrás o no
direccional (dirección 1601 MODO Z1, 1611 MODO Z2, 1621 MODO Z3, 1631
MODO Z4 y 1641 MODO Z5). Esto permite un escalonamiento libre tanto hacia atrás
como hacia adelante o no direccional, por ejemplo, en transformadores, generadores
o acopladores de barras colectoras. Para la quinta zona puede ajustar además diferentes alcances para dirección hacia adelante o hacia atrás. Aquí podrá ajustar las
zonas no necesarias desactivado.
151
2 Funciones
Para cada zona utilizada se ajustan los valores determinados en el plan de escalonamiento. Los parámetros están agrupados por zona. Para la zona 1 tenemos los parámetros R(Z1) (dirección 1602) para la sección R del polígono en fallos fase-fase,
X(Z1) (dirección 1603) para la sección X (alcance), RE(Z1) (dirección 1604) para
la sección R en fallos fase-tierra así como los tiempos de retardo.
Además, podrá configurar una sección a para la zona 1 por medio de la dirección
1607 ALPHA POLYG, si se pueden producir cortocircuitos con una alta resistencia
transitoria (p. ej., líneas aéreas sin conductor de protección) en líneas con alimentación bilateral y transporte de carga en la dirección de la línea.
Para la primera zona es posible ajustar tiempos de retardo diferentes para los fallos
monofásicos y polifásicos: T1 1POL. (dirección 1605) y T1 MULTIPOLAR (dirección
1606). Normalmente, la primera zona se ajusta sin retardo.
Correspondientemente, para las demás zonas es válido:
X(Z2) (dirección 1613), R(Z2) (dirección 1612), RE(Z2) (dirección 1614);
X(Z3) (dirección 1623), R(Z3) (dirección 1622), RE(Z3) (dirección 1624);
X(Z4) (dirección 1633), R(Z4) (dirección 1632), RE(Z4) (dirección 1634);
X(Z5)+ (dirección1643) para dirección hacia delante, X(Z5)- (dirección 1646) para
dirección hacia atrás, R(Z5) (dirección 1642), RE(Z5) (dirección 1644).
También para la segunda zona es posible ajustar tiempos de retardo diferentes para
los fallos monofásicos y polifásicos. En general, los tiempos se ajustan iguales. Si se
esperan problemas de estabilidad debido a los fallos polifásicos, eventualmente es
posible considerar para T2 (dirección 1616) un tiempo de retardo más corto y para
los fallos monofásicos con T2 1POL. (dirección 1615) se podría tolerar un retardo
mayor.
Para los demás tiempos de escalonamiento son válidos los ajustes T3 (dirección
1625), T4 (dirección 1635) y T5 (dirección 1645).
Si el equipo está equipado para poder realizar un disparo monopolar, entonces en las
zonas Z1 y Z2 también es posible un disparo monopolar. Mientras que el disparo monopolar en fallos monofásicos en Z1 es la regla (siempre y cuando las demás condiciones para disparo monopolar se presenten), ésto puede ser seleccionado en la
segunda zona mediante la dirección 1617 DISP.1POL.Z2. Sólo cuando esta dirección está ajustada a Si, es posible un disparo monopolar en la zona 2. El preajuste
por defecto es No.
Nota
Como etapa rápida en dirección hacia delante se debe utilizar siempre la zona Z1, ya
que sólo con Z1 y Z1B se puede garantizar un disparo rápido con el tiempo propio
más corto del equipo. Las demás zonas deben estar escalonadas incrementando un
escalonamiento hacia adelante.
Si se necesita una etapa rápida en dirección hacia atrás, se debe utilizar la zona Z3,
ya que sólo ésta puede garantizar una excitación rápida en dirección hacia atrás con
el tiempo propio del equipo más corto. Este ajuste es recomendado en especial en
relación con el procesamiento de señal Bloqueo.
Bloqueo de la zona
Z1
152
En caso de que las funciones de protección principales como la protección diferencial
y la protección a distancia trabajaran paralelamente, entonces existe la posibilidad
que la protección a distancia en la zona Z1 excite antes que la protección diferencial
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
(por ejemplo en el caso de un fallo cercano). Si se desea eso, la protección a distancia
trabaja como un nivel de „booster“ para un disparo rápido. Si se desconecta, debido
a este hecho, solamente rápidamente un lado de la línea, entonces no se desea
ningún disparo más rápido de la zona Z1 (véase también capítulo 2.5.1.4).
Existen dos posibilidades de bloquear Z1. Si se utiliza el equipo en el servicio de protección diferencial, es posible bloquear la zona Z1 por medio de una entrada de un
parámetro (dirección 1533 Z1 bloq.por DIF). Otra posibilidad de bloqueo existe
por medio de una entrada binaria (número 3610 „>PR.DIST blq Z1“).
Zona controlada
Z1B
La zona de propagación Z1B es una etapa controlada. No influye las zonas normales
Z1 a Z5. Por lo tanto, no se conmuta, más bien, esta zona de propagación (solapamiento) es activada o desactivada por los criterios correspondientes. Se puede activar
o desactivar bajo la dirección 1651 MODO Z1B = adelante, atrás o no direccional Si esta etapa no se necesita, se conmuta a desactivado (dirección 1651).
Las posibilidades de ajuste son como en la zona Z1: dirección 1652 R(Z1B), dirección 1653 X(Z1B), dirección 1654 RE(Z1B). También es posible ajustar tiempos de
retardo diferentes para los fallos monofásicos y polifásicos: T1B 1POL. (dirección
1655) y T1B MULTIPOL (dirección 1656). Si el parámetro MODO Z1B está ajustado
a adelante o atrás, en una conexión a un fallo también es posible un disparo no
direccional, si el parámetro 1532 CIERRE está ajustado a Z!B no direcc. (v.
también sección 2.5.1.4).
La zona Z1B se utiliza normalmente en relación con el reenganche automático y/o el
procesamiento de transmisión de señal. Puede ser activada internamente por las funciones de transmisión de señal (véase también sección 2.7) o por el reenganche automático integrado (si está presente, v. también sección 2.15) o externamente mediante una entrada binaria. En general es ajustada a un 120% del trayecto de la línea.
En líneas con 3 extremos („trípode“) debe alcanzar con seguridad para el trayecto
más largo de la línea, también si a través del punto de ramificación es posible una alimentación adicional. Los tiempos de retardo, dependiendo de su uso previsto, están
ajustados a cero o a retardos cortos. Si se utilizan procedimientos comparativos, hay
que tener en cuenta las dependencias con la excitación (v. subtítulo „Condiciones
para la protección de distancia“ en la sección 2.7.14).
En caso de que la protección a distancia trabajara junto con la función de reconexión
automática interna o con una función de reconexión automática externa, entonces
usted podrá determinar bajo la dirección 1657 IC -> Z1B cuál de los niveles de
distancia debe ser autorizado antes de una reconexión automática. Normalmente se
mide durante el primer ciclo de interrupción en la zona sobrepuesta Z1B (IC -> Z1B
= Si). Esto se puede suprimir ajustando el parámetro IC -> Z1B en No. En este
caso, la zona sobrepuesta Z1B no es autorizada en caso de una función de reconexión dispuesta. La zona Z1 viene a ser siempre autorizada, a no ser de que esté
bloqueada por medio de una entrada binaria o en caso de un servicio de protección
diferencial. En el caso de un equipo de reconexión externo, el ajuste viene a ser solamente eficaz si la disposición del equipo de reconexión es comunicada a través de
la entrada binaria„>Autor.ciclo IC“ (número 383).
Las zonas Z4 y Z5 pueden ser bloqueadas mediante un aviso de entrada binaria Nr
3619 „>DisBloq Z4 F-T“ o n.° 3620 „>DisBloq Z5 F-T“ para bucle fase-tierra.
Si estas zonas deben quedar bloqueadas permanentemente a bucles fase-tierra, entonces estos avisos de entrada binaria deben ser ajustados permanentemente al
valor 1 mediante el CFC.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
153
2 Funciones
2.5.2.3
Visión general de los parámetros
Las direcciones a las cuales se adjunta una "A", sólo son modificables mediante
DIGSI bajo "Otros parámetros".
En la tabla se incluyen preajustes orientados a la demanda comercial. La columna C
(Configuración) indica la relación a la intensidad nominal de transformador correspondiente.
Dir.
Parámetro
1601
MODO Z1
1602
R(Z1)
1603
1604
X(Z1)
RE(Z1)
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
adelante
atrás
no direccional
desactivado
adelante
Modo de funcionamiento
de la zona Z1
1A
0.050 .. 600.000 Ω
1.250 Ω
Resistencia R(Z1)
5A
0.010 .. 120.000 Ω
0.250 Ω
1A
0.050 .. 600.000 Ω
2.500 Ω
5A
0.010 .. 120.000 Ω
0.500 Ω
1A
0.050 .. 600.000 Ω
2.500 Ω
5A
0.010 .. 120.000 Ω
0.500 Ω
Reactancia X(Z1)
Resistencia con falta a
tierra RE(Z1)
1605
T1 1POL.
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.00 s
Tiempo retardo T1-1pol.
1606
T1 MULTIPOLAR
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.00 s
Tiempo retardo T1multipolar
1607
POLÍGONO ALPHA
0 .. 45 °
0°
Inclinación de polígono
(1o. cuadrante)
1611
MODO Z2
adelante
atrás
no direccional
desactivado
adelante
Modo de funcionamiento
de la zona Z2
1612
R(Z2)
1A
0.050 .. 600.000 Ω
2.500 Ω
Resistencia R(Z2)
5A
0.010 .. 120.000 Ω
0.500 Ω
1A
0.050 .. 600.000 Ω
5.000 Ω
5A
0.010 .. 120.000 Ω
1.000 Ω
1A
0.050 .. 600.000 Ω
5.000 Ω
5A
0.010 .. 120.000 Ω
1.000 Ω
1613
1614
X(Z2)
RE(Z2)
Reactancia X(Z2)
Resistencia con faltas a
tierra RE(Z2)
1615
T2 1POL.
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.30 s
Tiempo retardo T2-1pol.
1616
T2
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.30 s
Tiempo retardo T2multipolar
1617A
DISP.1POL.Z2
No
Si
No
Disparo monopolar con
falta en Z2
154
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
Dir.
Parámetro
1621
MODO Z3
1622
R(Z3)
1623
1624
X(Z3)
RE(Z3)
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
adelante
atrás
no direccional
desactivado
atrás
Modo de funcionamiento
de la zona Z3
1A
0.050 .. 600.000 Ω
5.000 Ω
Resistencia R(Z3)
5A
0.010 .. 120.000 Ω
1.000 Ω
1A
0.050 .. 600.000 Ω
10.000 Ω
5A
0.010 .. 120.000 Ω
2.000 Ω
1A
0.050 .. 600.000 Ω
10.000 Ω
5A
0.010 .. 120.000 Ω
2.000 Ω
Reactancia X(Z3)
Resistencia con falta a
tierra RE(Z3)
1625
T3
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.60 s
Tiempo retardo T3
1631
MODO Z4
adelante
atrás
no direccional
desactivado
no direccional
Modo de funcionamiento
de la zona Z4
1632
R(Z4)
1A
0.050 .. 600.000 Ω
12.000 Ω
Resistencia R(Z4)
5A
0.010 .. 120.000 Ω
2.400 Ω
1A
0.050 .. 600.000 Ω
12.000 Ω
5A
0.010 .. 120.000 Ω
2.400 Ω
1A
0.050 .. 250.000 Ω
12.000 Ω
5A
0.010 .. 50.000 Ω
2.400 Ω
1633
1634
X(Z4)
RE(Z4)
Reactancia X(Z4)
Resistencia con falta a
tierra RE(Z4)
1635
T4
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.90 s
Tiempo retardo T4
1641
MODO Z5
adelante
atrás
no direccional
desactivado
desactivado
Modo de funcionamiento
de la zona Z5
1642
R(Z5)
1A
0.050 .. 600.000 Ω
12.000 Ω
Resistencia R(Z5)
5A
0.010 .. 120.000 Ω
2.400 Ω
1A
0.050 .. 600.000 Ω
12.000 Ω
5A
0.010 .. 120.000 Ω
2.400 Ω
1A
0.050 .. 600.000 Ω
12.000 Ω
5A
0.010 .. 120.000 Ω
2.400 Ω
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.90 s
Tiempo retardo T5
1A
0.050 .. 600.000 Ω
4.000 Ω
5A
0.010 .. 120.000 Ω
0.800 Ω
Reactancia X(Z5)(dirección atrás)
1643
1644
X(Z5)+
RE(Z5)
1645
T5
1646
X(Z5)-
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Reactancia X(Z5)+
(dirección adelante)
Resistencia con de falta a
tierra RE(Z5)
155
2 Funciones
Dir.
Parámetro
1651
MODO Z1B
1652
R(Z1B)
1653
1654
X(Z1B)
RE(Z1B)
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
adelante
atrás
no direccional
desactivado
adelante
Modo de funcionamiento
de la zona Z1B
1A
0.050 .. 600.000 Ω
1.500 Ω
Resistencia R(Z1B)
5A
0.010 .. 120.000 Ω
0.300 Ω
1A
0.050 .. 600.000 Ω
3.000 Ω
5A
0.010 .. 120.000 Ω
0.600 Ω
1A
0.050 .. 600.000 Ω
3.000 Ω
5A
0.010 .. 120.000 Ω
0.600 Ω
Reactancia X(Z1B)
Resistencia con falta a
tierra RE(Z1B)
1655
T1B 1POL.
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.00 s
Tiempo retardo T1B-1pol.
1656
T1B MULTIPOL
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.00 s
Tiempo retardo T1Bmultipolar
1657
IC -> Z1B
No
Si
Si
Autoriz. zona Z1B para
ciclo IC
2.5.3
Prot. distancia característica círculo (opcional)
La protección de línea 7SD5 puede ser equipada, en conjunto con la función de protección de distancia, con característica MHO; dependiendo del modelo pedido. Si se
dispone de poligonal y característica MHO, éstas pueden ser determinadas por separado para bucles fase-fase y para bucles fase-tierra. La característica de disparo
poligonal está descrita en el capítulo 2.5.2.
2.5.3.1
Descripción del funcionamiento
Curva
característica
básica
Para cada zona de distancia se define una curva característica MHO, que representa
la característica de disparo para la correspondiente zona. En general para cada bucle
de error hay cinco zonas independientes y adicionalmente una zona controlada. La
forma básica de una curva característica MHO se encuentra representada en la figura
2-48 como ejemplo para una zona.
La curva característica MHO se define mediante su distancia diametral, cuyo alcance
se determina mediante el origen de coordenadas y la longitud del diámetro como valor
de una impedancia Zr, y su ángulo de inclinación, ajustado mediante el parámetro
1540 PHI DIST. y que corresponde normalmente al ángulo de la línea ϕLín. Un cono
de carga con los parámetros Rcarg y ϕcarg puede recortar de la curva característica la
sección de impedancia con carga normal. El alcance Zr puede ser ajustado para cada
zona individualmente; el ángulo de inclinación ϕDist, así como los parámetros de impedancia de carga Rcarg y ϕLast son comunes para todas las zonas. Como la curva característica pasa por el origen de coordenadas no es necesario una determinación
aparte de la dirección.
156
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
Figura 2-48
Característica MHO
polarizada
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Estructura básica de la característica MHO
Como en toda las curvas características, que pasan por el origen de coordenadas, en
la curva característica MHO el límite y el origen propio no está definido ya que la
tensión de medida aquí es cero o demasiado pequeña para una evaluación. Por ello,
la curva característica MHO es polarizada. La polarización determina el punto culminante inferior del circuito, es decir, el punto de intersección inferior de la recta diametral con el círculo periférico. El vértice superior, determinado por el ajuste del alcance
Zr, no cambia. Inmediatamente después de producirse el fallo, la tensión de cortocircuito es influenciada por procesos de compensación; por ello, se polariza con la
tensión acumulada antes de la aparición del cortocircuito. Esto conduce a un desplazamiento del punto culminante inferior que corresponde a la impedancia de la tensión
acumulada (véase la figura 2-49). Si la tensión de cortocircuito acumulada es muy pequeña, se utiliza una tensión ajena al cortocircuito. Teóricamente, esta tensión se encuentra, tanto para los bucles fase-tierra como para los bucles fase-fase, vertical a las
tensiones efectivas de cortocircuito, esto se tiene en cuenta en el cálculo mediante un
giro de 90°. La tensión ajena al cortocircuito también desplaza el punto culminante inferior de la curva característica MHO.
157
2 Funciones
Figura 2-49
Propiedades de la
curva característica
MHO polarizada
158
Curva característica MHO polarizada
Como la tensión ajena al corticircuito o la tensión acumulada (sin transporte de carga)
es la misma que la del generador correspondiente E y no se modifica al producirse el
cortocircuito (véase también figura 2-50), la cresta inferior del diámetro aparece en el
diagrama de impedancia desplazada por el valor de polarización k ZV1 = k·E1/I1. El
punto culminante superior se mantienen definido por el valor de ajuste Zr. En el lugar
de avería F1 (figura 2-50a) el cortocircuito tiene dirección hacia delante, la impedancia
previa hacia atrás. Todas las localizaciones de avería hasta el lugar del emplazamiento del equipo (transformador de corriente) se encuentran claramente dentro de la
curva característica MHO (figura 2-50b). Si la intensidad se invierte, inmediatamente
cambia la posición de la cresta del diámetro del círculo (figura 2-50c). En el punto de
medida (transformador de corriente) fluye ahora corriente inversa I2, que es determinada por la impedancia previa ZV2 + ZL. El punto culminante Zr se mantiene; ahora es
el límite inferior del diámetro del círculo. Con transporte de carga sobre la línea, el indicador de vértice puede girar adicionalmente el ángulo de carga.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
Figura 2-50
Selección de
polarización
Curva característica MHO polarizada con tensiones ajenas a cortocircuitos o
con tensiones acumuladas
En líneas cortas, en las que los valores de ajuste del alcance de las zonas son correspondientemente pequeños y con bajas tensiones de bucle en las que la comparación
de ángulo de fase entre la tensión diferencial y la tensión de bucle es poco segura, se
puede producir una indicación de dirección errónea (disparo a pesar de fallo hacia
atrás, o bien, bloqueo a pesar del fallo hacia atrás). Si la comparación de ángulo de
fase se efectúa con una tensión de polarización, que está formada por una parte de
la tensión acumulada antes de producirse la avería y una parte de la tensión de bucle
actual, estos problemas pueden ser evitados. La siguiente fórmula muestra la tensión
de polarización UP para un bucle L-E:
UP = (1 – kpre) · UL-E + kpre · UL-Eacum
Una valoración (factor kpre) de la tensión previa a la avería puede efectuarse separadamente para bucles L-E y L-L. En general, el factor está ajustado a un 15%. La polarización de acumulación sólo se efectúa si el valor real de la correspondiente
tensión acumulada en bucles L-E es mayor que el 40% de la tensión nominal UN
(dirección 204) y en bucles L-L mayor que el 70% UN.
Si debido a una avería subsiguiente o al conectar en una avería no se dispone de una
tensión previa a la avería, entonces la tensión acumulada sólo puede ser utilizada, por
motivos de precisión, durante un tiempo limitado. En averías monopolares y en
averías bipolares sin presencia de tierra existe la posibilidad de utilizar una tensión
que no intervenga en la avería para la polarización. Esta tensión tiene un ángulo de
90° en relación a la tensión fiel a la avería (polarización cruzada). La tensión de polarización UP es una tensión compuesta formada con la tensión actual y la tensión ajena
a la avería correspondiente. La siguiente fórmula muestra la tensión de polarización
UP para un bucle L-E:
UP = (1 – kcruz) · UL-E + kcruz · UL-Eajen
La polarización cruzada se utiliza cuando no se dispone de la tensión acumulada. Una
valoración (factor kcruz) de la tensión previa a la avería puede efectuarse separadamente para bucles L-E y L-L. En general, el factor está ajustado a un 15%.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
159
2 Funciones
Nota
Si se conecta, al utilizar la línea característica MHO, con un fallo tripolar, entonces no
se dispone ni de una tensión ajena al almacenamiento ni ajena al fallo. Para poder
registrar con seguridad conexiones con fallos cercanos tripolares, es preciso que la
desconexión rápida esté siempre conectada en caso de una característica MHO parametrizada.
Determinación
direccional en
líneas con compensación en serie
El desfase de la característica debido a la impedancia previa también es válido para
líneas con capacitores en serie. En un cortocircuito tras el capacitor en serie local, la
tensión del cortocircuito invierte su sentido hasta que no se active el descargador de
chispas de protección SF (véase figura 2-51).
Figura 2-51
Curva de tensión en un cortocircuito tras un capacitor en serie.
a).
sin excitación del descargador de chispas de protección
b).
con excitación del descargador de chispas de protección
Con ello, la protección de distancia detectaría erróneamente la dirección del fallo.
Mediante la incorporación de tensiones acumuladas, se puede garantizar también en
este caso la excitación de la curva característica MHO correctamente orientada
(véase figura 2-52 a).
Como la tensión anterior a la entrada de la avería se añade a la tensión momentánea,
los puntos culminantes de la curva característica MHO, en dependencia de la impedancia previa y las condiciones de carga antes de producirse la avería, aparecen tan
desplazadas que la reactancia capacitiva -que siempre es menor que la reactancia
previa- no conduce a la aparente inversión de dirección (figura 2-52 b).
Si el cortocircuito se encuentra antes del capacitor, desde el emplazamiento del relé
(transformador de corriente) en dirección hacia atrás, entonces los puntos culminantes de la curva característica MHO se encuentran desplazados en la otra dirección
(figura 2-52 c). Con ello se garantiza también una determinación correcta de la dirección.
160
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
Figura 2-52
Asignación y
excitación de
zonas
Curva característica MHO polarizada en líneas en serie compensadas
La asignación de las magnitudes en los niveles de disparo de la curva característica
MHO se produce para cada zona con la determinación del ángulo entre dos indicadores diferenciales ∆Z1 y ∆Z2 (figura 2-53). Estos indicadores son el resultado de las diferencias entre las dos crestas del diámetro de círculo y la impedancia de error. La
cresta Zr corresponde al valor de ajuste de la zona observada (Zr y ϕMHO como en la
figura 2-48), la cresta k·ZV corresponde a la magnitud de polarización. Los indicadores
diferenciales son por tanto el resultado de
∆Z1 = ZF – Zr
∆Z2 = ZF – k·ZV
En caso extremo ZF se encuentra en el círculo periférico. Entonces, el ángulo entre
los dos indicadores diferenciales es de 90° (teorema de Thales). Dentro de la curva
característica el ángulo es mayor, fuera menor que 90°.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
161
2 Funciones
Figura 2-53
Diagrama vectorial de los valores de medición en la curva característica MHO
Para cada zona de distancia se puede definir una curva característica MHO mediante
el parámetro Zr. también se puede determinar para cada zona si debe actuar hacia
adelante o hacia atrás. En dirección hacia atrás, la curva característica MHO se
refleja en el origen de coordenadas. Tan pronto como la impedancia de error de un
bucle cualquiera se encuentre de forma segura en la curva característica MHO de una
zona de distancia, este bucle quedará identificado como „excitado“. Otra condición
para la excitación de una zona es que la zona no esté bloqueada por un bloqueo pendular. Además, la protección de distancia en conjunto no debe estar desconectada o
bloqueada. La figura 2-54 muestra estas condiciones.
Las zonas y fases de una excitación válida, por ejemplo, „Dis ArrZ1 L1“ para zona Z1
y fase L1 son tratadas a continuación por la lógica de zonas y las funciones adicionales (por ejemplo, lógica de transmisión de señal).
162
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
Figura 2-54
*).
Lógica de autorización para una zona (ejemplo para Z1)
hacia adelante y hacia atrás sólo afectan a las magnitudes, no a la lógica.
En total existen las siguientes zonas:
Zonas independientes:
• 1. Zona (zona rápida) Z1 con ZR(Z1), admite retardo con T1 1POL. o bien T1
MULTIPOLAR,
• 2. Zona (zona de reserva) Z2 con ZR(Z2), admite retardo con T2 1POL. o bien
T2,
• 3. Zona (zona de reserva) Z3 con ZR(Z3), admite retardo con T3,
• 4. Zona (zona de reserva) Z4 con ZR(Z4), admite retardo con T4,
• 5. Zona (zona de reserva) Z5 con ZR(Z5), admite retardo con T5.
Zona dependiente (controlada):
• Zona de solapamiento Z1B con ZR(Z1B), admite retardo con T1B 1POL. o bien
T1B MULTIPOL.
2.5.3.2
Indicaciones de ajuste
Generalidades
Los parámetros de función de la curva característica MHO sólo son válidos entonces
si al determinar el volumen de funciones para la medición fase-fase (dirección 115)
y/o mediciones fase-tierra (dirección 116) se seleccionó la curva característica MHO.
Plan de
escalonamiento
Se recomienda, primero para toda la red unidad galvánicamente, trazar un plan de
escalonamiento donde estén inscritas las longitudes de los tramos con sus impedancias primarias Z en Ω/km. Las impedancias Z son determinantes para el alcance de
las zonas de distancia.
Para la primera zona Z1, se selecciona normalmente aproximadamente 85% del
tramo de línea a proteger sin retardo (es decir, T1= 0,00 s). La protección entonces
desconectará errores en esta distancia con 212 su tiempo propio.
Para niveles superiores, el tiempo retardo es aumentado progresivamente cada vez
en un escalon de tiempo más. El tiempo de escalonamiento debe tener en cuenta el
tiempo desconexión del interruptor de potencia, inclusive dispersión, el tiempo de recuperación de los dispositivos de protección y la dispersión de los tiempos de retardo.
Normalmente, de 0,2 s a 0,4 s. El alcance es seleccionado de tal forma que sea suficiente para el 80% de la zona simultánea a la protección para la línea siguiente más
corta.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
163
2 Funciones
Al parametrizar mediante ordenador personal y DIGSI se pueden introducir los
valores opcionalmente en magnitudes primarias o secundarias.
Al parametrizar en magnitudes secundarias, los valores determinados mediante el
plan de escalonamiento son convertidos para el lado secundario de los transformadores de intensidad y detención. Se aplica:
Para el alcance de una zona de distancia cualquiera es válido correspondientemente:
siendo
NIntensidad . = Relación de los transformadores de intensidad
NTensión .
= Relación de los transformadores de tensión
En líneas largas con mucha carga, la curva de característica MHO puede sobrepasar
el margen de carga. Esto no es problemático ya que el cono de carga impide una
excitación por sobrecarga. Véase subcapítulo „Alcance de carga“ en la sección 2.5.1.
Ejemplo de cálculo:
110 kV Línea aérea 150 mm2 con los datos:
s (longitud).
= 35 km
R1/s .
= 0,19 Ω/km
X1/s .
= 0,42 Ω/km
R0/s .
= 0,53 Ω/km
X0/s .
= 1,19 Ω/km
Transformador de intensidad. 600 A/5 A
Transformador de medida de tensión. 110 kV / 0,1 kV
De esto se deducen los datos de la línea:
RL = 0,19 Ω/km · 35 km = 6,65 Ω
XL = 0,42 Ω/km · 35 km = 14,70 Ω
Para la primera zona, se debe ajustar el 85 % de la longitud de la línea, con ello se
obtiene primario:
X1prim = 0,85 · XL = 0,85 · 14,70 Ω = 12,49 Ω
o bien secundario:
Zonas
independientes Z1
a Z5
164
Cada zona puede ser ajustada con el parámetro MODO adelante o atrás
(dirección 1701 MODO Z1, 1711 MODO Z2, 1721 MODO Z3, 1731 MODO Z4 y 1741
MODO Z5). Esto permite un escalonamiento libre tanto hacia atrás como hacia
adelante. Aquí podrá ajustar las zonas no necesarias desactivado.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
Para cada zona utilizada se ajustan los valores determinados en el plan de escalonamiento. Los parámetros están agrupados por zona. Para la zona 1, los parámetros
ZR(Z1) (dirección 1702) para la separación del punto culminado de la curva característica MHO del punto de partida (alcance) así como los tiempos de retardo.
Para la primera zona es posible ajustar tiempos de retardo diferentes para los fallos
monofásicos y polifásicos: T1 1POL. (dirección 1605) y T1 MULTIPOLAR (dirección
1606). Normalmente, la primera zona se ajusta sin retardo.
Correspondientemente, para las demás zonas es válido:
ZR(Z2) (dirección 1712);
ZR(Z3) (dirección 1722);
ZR(Z4) (dirección 1732);
ZR(Z5) (dirección 1742);
También para la segunda zona es posible ajustar tiempos de retardo diferentes para
los fallos monofásicos y polifásicos. En general, los tiempos se ajusta iguales. Si se
esperan problemas de estabilidad debido a los fallos polifásicos, eventualmente es
posible considerar para T2 (dirección 1616) un tiempo de retardo más corto y para
los fallos monofásicos con T2 1POL. (dirección 1615) se podría tolerar un retardo
mayor.
Para los demás tiempos de escalonamiento son válidos los ajustes T3 (dirección
1625), T4 (dirección 1635) y T5 (dirección 1645).
Si el equipo está equipado para poder realizar un disparo monopolar, entonces en las
zonas Z1 y Z2 también es posible un disparo monopolar. Mientras que el disparo monopolar en fallos monofásicos en Z1 es la regla (siempre y cuando las demás condiciones para disparo monopolar se presenten), ésto puede ser seleccionado en la
segunda zona mediante la dirección 1617 DISP.1POL.Z2. Sólo cuando esta dirección está ajustada a Si, es posible un disparo monopolar en la zona 2. El preajuste
por defecto es No.
Nota
Como etapa rápida en dirección hacia delante se debe utilizar siempre la zona Z1, ya
que sólo con Z1 y Z1B se puede garantizar un disparo rápido con el tiempo propio
más corto del equipo. Las demás zonas deben estar escalonadas en aumento en un
escalonamiento hacia adelante.
Si se necesita una etapa rápida en dirección hacia atrás, se debe utilizar la zona Z3,
ya que sólo ésta puede garantizar una excitación rápida en dirección hacia atrás con
el tiempo propio del equipo más corto. Este ajuste es recomendado en especial en
relación con el procesamiento de señal Bloqueo.
Con los avisos de entrada binaria 3619 „>DisBloq Z4 F-T“ y 3620 „>DisBloq
Z5 F-T“ se pueden bloquear las zonas Z4 y Z5 para bucles fase-tierra. Si estas
zonas deben quedar bloqueadas permanentemente a bucles fase-tierra, entonces
estos avisos de entrada binaria deben ser ajustados permanentemente al valor 1 con
la ayuda del CFC.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
165
2 Funciones
Bloqueo de la zona
Z1
En caso de que las funciones de protección principales como la protección diferencial
y la protección a distancia trabajaran paralelamente, entonces existe la posibilidad
que la protección a distancia en la zona Z1 excite antes que la protección diferencial
(por ejemplo en el caso de un fallo cercano). Si se desea eso, la protección a distancia
trabaja como un nivel de „booster“ para un disparo rápido. Si se desconecta, debido
a este hecho, solamente rápidamente un lado de la línea, entonces no se desea
ningún disparo más rápido de la zona Z1 (véase también capítulo 2.5.1.4).
Existen dos posibilidades de bloquear Z1. Si se utiliza el equipo en el servicio de protección diferencial, es posible bloquear la zona Z1 por medio de una entrada de un
parámetro (dirección 1533 Z1 bloq.por DIF). Otra posibilidad de bloqueo existe
por medio de una entrada binaria (n.° 3610 „>PR.DIST blq Z1“).
Zona controlada
Z1B
La zona de propagación Z1B es una etapa controlada. No influye las zonas normales
Z1 a Z5. Por lo tanto, no se conmuta, más bien, esta zona de propagación (solapamiento) es activada o desactivada por los criterios correspondientes. También se
puede conectar en la dirección 1751 MODO Z1B = adelante o atrás. Si esta etapa
no se necesita, se conmuta a desactivado (dirección 1751). Las posibilidades de
ajuste son como en la zona Z1: Dirección 1752 ZR(Z1B). También es posible ajustar
tiempos de retardo diferentes para los fallos monofásicos y polifásicos: T1B 1POL.
(dirección 1655) y T1B MULTIPOL (dirección 1656).
La zona Z1B se utiliza normalmente en relación con el reenganche automático y/o el
procesamiento de transmisión de señal. Puede ser activada internamente por las funciones de transmisión de señal (véase también sección 2.7) o por el reenganche automático integrado (si está presente, v. también sección 2.15) o externamente mediante una entrada binaria. El general es ajustada a un 120% del trayecto de la línea.
En líneas con 3 extremos („trípode“) debe alcanzar con seguridad para el trayecto
más largo de la línea, también si a través del punto de ramificación es posible una alimentación adicional. Los tiempos de retardo, dependiendo de su uso previsto, están
ajustados a cero o a retardos cortos. Si se utilizan procedimientos comparativos, hay
que tener en cuenta las dependencias con la excitación (v. subtítulo „Condiciones
para la protección de distancia“ en la sección 2.7.14).
Si la protección de distancia opera junto con un reenganche automático interno o externo, en la dirección 1657 IC -> Z1B puede determinar qué nivel de distancia debe
ser liberado antes de un reenganche automático. Normalmente, es medido en el
primer ciclo de interrupción en la zona de propagación Z1B (IC -> Z1B = Si). Esto
puede ser suprimido ajustando IC -> Z1B a No. Entonces, la zona de propagación
Z1B no es liberada con la función de reenganche dispuesta. La zona Z1 siempre está
liberada. El ajuste sólo es efectivo con un equipo de reenganche externo si la disponibilidad del equipo de reenganche es comunicada mediante la entrada binaria „>Autor.ciclo IC“ (n.° 383).
Polarización
El grado de polarización con una tensión de memoria fiel de error puede ser ajustado
en la dirección 1771 U MEM.FAS-TIER. para el bucle L - E y en la dirección 1773
U MEM.FAS-FAS. para el bucle L - L. Para la polarización con una tensión actual en
un error externo (polarización en cruz), puede ser ajustada separadamente en la dirección 1772 U SIN FALT.F-T. y 1774 U SIN FALT.F-F. para bucle L - E y bucle
L - L del factor de evaluación. Este ajuste sólo puede ser modificado mediante DIGSI
en otros parámetros.
Estos parámetros influyen la dilatación de la curva característica en dependencia de
la impedancia previa. Si se ajusta este parámetro a cero, so obtiene la curva característica básica sin dilatación.
166
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
2.5.3.3
Visión general de los parámetros
Las direcciones a las cuales se adjunta una "A", sólo son modificables mediante
DIGSI bajo "Otros parámetros".
En la tabla se incluyen preajustes orientados a la demanda comercial. La columna C
(Configuración) indica la relación a la intensidad nominal de transformador correspondiente.
Dir.
Parámetro
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
1605
T1 1POL.
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.00 s
Tiempo retardo T1-1pol.
1606
T1 MULTIPOLAR
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.00 s
Tiempo retardo T1multipolar
1615
T2 1POL.
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.30 s
Tiempo retardo T2-1pol.
1616
T2
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.30 s
Tiempo retardo T2multipolar
1617A
DISP.1POL.Z2
No
Si
No
Disparo monopolar con
falta en Z2
1625
T3
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.60 s
Tiempo retardo T3
1635
T4
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.90 s
Tiempo retardo T4
1645
T5
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.90 s
Tiempo retardo T5
1655
T1B 1POL.
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.00 s
Tiempo retardo T1B-1pol.
1656
T1B MULTIPOL
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.00 s
Tiempo retardo T1Bmultipolar
1657
IC -> Z1B
No
Si
Si
Autoriz. zona Z1B para
ciclo IC
1701
MODO Z1
adelante
atrás
desactivado
adelante
Modo de funcionamiento
de la zona Z1
1702
ZR(Z1)
1A
0.050 .. 200.000 Ω
2.500 Ω
Impedancia ZR(Z1)
5A
0.010 .. 40.000 Ω
0.500 Ω
adelante
atrás
desactivado
adelante
Modo de funcionamiento
de la zona Z2
1A
0.050 .. 200.000 Ω
5.000 Ω
Impedancia ZR(Z2)
5A
0.010 .. 40.000 Ω
1.000 Ω
adelante
atrás
desactivado
atrás
Modo de funcionamiento
de la zona Z3
1A
0.050 .. 200.000 Ω
5.000 Ω
Impedancia ZR(Z3)
5A
0.010 .. 40.000 Ω
1.000 Ω
1711
MODO Z2
1712
ZR(Z2)
1721
MODO Z3
1722
ZR(Z3)
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
167
2 Funciones
Dir.
Parámetro
1731
MODO Z4
1732
ZR(Z4)
1741
MODO Z5
1742
ZR(Z5)
1751
MODO Z1B
1752
ZR(Z1B)
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
adelante
atrás
desactivado
adelante
Modo de funcionamiento
de la zona Z4
1A
0.050 .. 200.000 Ω
10.000 Ω
Impedancia ZR(Z4)
5A
0.010 .. 40.000 Ω
2.000 Ω
adelante
atrás
desactivado
desactivado
Modo de funcionamiento
de la zona Z5
1A
0.050 .. 200.000 Ω
10.000 Ω
Impedancia ZR(Z5)
5A
0.010 .. 40.000 Ω
2.000 Ω
adelante
atrás
desactivado
adelante
Modo de funcionamiento
de la zona Z1B
1A
0.050 .. 200.000 Ω
3.000 Ω
Impedancia ZR(Z1B)
5A
0.010 .. 40.000 Ω
0.600 Ω
1771A
U MEM.FAS-TIER.
0.0 .. 100.0 %
15.0 %
Evaluac. memoria de
tens.(laz.fas/tier)
1772A
U SIN FALT.F-T.
0.0 .. 100.0 %
15.0 %
Evaluac. tens.sin falta
(laz.fas/tier)
1773A
U MEM.FAS-FAS.
0.0 .. 100.0 %
15.0 %
Evaluac. memoria de
tens.(laz.fas/fas)
1774A
U SIN FALT.F-F.
0.0 .. 100.0 %
15.0 %
Evaluac. tens.sin falta
(laz.fas/fas)
2.5.4
Lógica del disparo de la protección de distancia
2.5.4.1
Descripción del funcionamiento
Excitación general
Al utilizar los procedimientos de excitación I, U/I o U/I/ϕ, después de la excitación se
genera la señal „DIST.ARR gen“ (excitación general de la protección de distancia),
tan pronto como se presente alguna de las condiciones de excitación. Al utilizar la excitación de impedancia se genera la señal „DIST.ARR gen“, tan pronto como una
de las zonas de distancia detecte con fiabilidad un fallo dentro de su sección de disparo.
La señal „DIST.ARR gen“ emitida es puesta a disposición para la inicialización de
funciones adicionales internas o externas (p. ej., transmisión de señal, reconexión automática).
Lógica de zonas de
las zonas independientes Z1 a Z5
168
Cada zona de distancia emite una señal de salida asignada a ella y que identifica las
fases afectadas, como se menciona en el procedimiento de medición. Una lógica de
zona enlaza esta excitación de zona con otras posibles señales internas y externas.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
Los tiempos de retardo de las zonas de distancia pueden ser iniciados opcionalmente
juntos con una excitación general de la función de protección de distancia o individualmente al comienzo de cada zona de distancia. Parámetro INI. TIEMPOS (dirección
1510) esta ajustado según estándar a con Arr-gen Dis. Con este ajuste se
asegura que todos los tiempos de retardo también continúen juntos al cambiar de tipo
de fallo o selección de bucle de medida, por ejemplo, al desconectar una alimentación
intermedia. Este ajuste es también preferible si otros dispositivos de protección de
distancia en la red trabajan con este comportamiento de inicios de tiempo. Si es importante el escalonamiento de tiempo, por ejemplo, en cambios de localización de
fallo de zona Z3 a zona Z2, se debe seleccionar el ajuste con Arr-Zonas. La figura
2-55 muestra de manera escueta la lógica de zonas para la primera zona, la figura
2-56 para la segunda y la figura 2-57 para la tercera zona. Las zonas Z4 y Z5 operan
según la figura 2-58.
En las zonas Z1, Z2 y Z1B un fallo monofásico puede producir un disparo monopolar,
siempre y cuando el equipo esté equipado para disparos monopolares. Por ello, aquí
se encuentran avisos de salida para cada polo. Para estas zonas también son posibles diferentes tiempos de retardo para fallos monofásicos o polifásicos. En las demás
zonas se produce siempre un disparo tripolar.
Nota
La entrada binaria „>DISP monopol“ (n:° 381) debe estar conectada, para permitir
un disparo monopolar. También el automatismo de reenganche interno puede dar autorización monopolar. La entrada binaria es controlada normalmente desde un equipo
de reenganche externo.
Los tiempos de retardo de las zonas (aparte de Z1, que normalmente actúa siempre
sin retardo) también pueden ser evitados. El inicio del escalonamiento de tiempo se
produce opcionalmente mediante excitación de zonas o mediante una excitación
general de la protección de distancia. La autorización sin retardo proviene de una
lógica de conexión que puede ser controlada externamente a través de la señal de
conexión del interruptor de confirmación de mando o de una detección interna de conexión. Las zonas Z4 PRI Z5 pueden ser bloqueadas externamente (n.° 3617 „>
blq.DISP Z4“, n.° 3618 „> blq.DISP Z5“).
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
169
2 Funciones
Figura 2-55
Lógica de disparo para la zona 1
Figura 2-56
Lógica de disparo para la zona 2
170
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
Figura 2-57
Lógica de disparo para la zona 3
Figura 2-58
Lógica de disparo para las zonas 4 y 5, representadas por Z4
La lógica de zonas
de la zona
controlada Z1B
La zona controlada Z1B es utilizada normalmente como zona de solapamiento. La
lógica está representada en la figura 2-59. Puede ser activada por diferentes
funciones internas o externas. Desde el exterior, actúan las entradas binarias „>EXTENS.Z1B“ y „>Autor.ciclo IC“ a la zona Z1B de la protección de
distancia. La primera puede, por ejemplo, provenir de un equipo de transmisión de
señal externo y actuar sólo en la zona Z1B de la protección de distancia. La última
puede, por ejemplo, ser controlada por un automatismo de reenganche externo.
Además, es posible utilizar la zona Z1B como nivel RE sólo para fallos monopolares,
si por ejemplo, se debe ejecutar solamente una breve interrupción monopolar.
Finalmente, con 7SD5 es posible, en fallos bifásicos sin puesta tierra en la zona de
solapamiento, efectuar un disparo monopolar cuando se ejecuten ciclos de interrupción monopolar.
Como el equipo dispone de una función de transmisión de señal integrada, sus
señales de autorización pueden actuar en la zona Z1B, siempre y cuando la función
de trasmisión de señal interna haya sido configurada mediante el parámetro de configuración 121 DIST.transmis. para uno de los posibles procedimientos, es decir,
no como no disponible.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
171
2 Funciones
Figura 2-59
172
Lógica de disparo para la zona controlada Z1B
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.5 Protección de distancia
Lógica de disparo
2.5.4.2
Las señales de salida generadas por cada zona son vinculadas en la lógica de disparo
propiamente dicha a las señales de salida „DIST.DISP gen“, „DI.DISP L1 1p“,
„DI.DISP L2 1p“, „DI.DISP L3 1p“, „DIS.DISP L123“. En este caso, las
informaciones monopolares significan que efectivamente sólo se debe producir un
disparo monopolar. Además, la zona que efectuó el disparo es identificada, si es
posible un disparo monopolar, esto también es señalizado, como se muestra en las
lógicas de zonas (Figuras 2-55 a 2-59). La generación propiamente dicha de la orden
para los relés de disparo tiene lugar en la lógica de disparo del conjunto del equipo.
Indicaciones de ajuste
Los tiempos de retardo de los niveles de distancia incluidos en la lógica del disparo
de la protección de distancia y las posibilidades de intervención fueron ya consideradas en los ajustes de las zonas.
Otras posibilidades ajustes, en lo que respecta al disparo, están descritas en la lógica
de disparo del equipo en general.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
173
2 Funciones
2.6
Detección de penduleo
7SD5 dispone de un accesorio de péndulo que impide un disparo de la protección de
distancia con una oscilación pendular (bloqueo pendular) y que también permite producir un disparo selectivo en oscilaciones pendulares irregulares (disparo pendular).
Para evitar disparos incontrolados los dispositivos de protección de distancia son
complementados con bloqueos pendulares. En determinados lugares de la red se
colocan además dispositivos de disparo pendular para que en caso de pérdida de sincronización, debido a oscilaciones pendulares fuertes (inestables) en la red se pueda
separar la red en tramos en lugares selectivos.
2.6.1
Descripción del funcionamiento
Tras procesos dinámicos como saltos de carga, cortocircuitos, interrupciones breves
o conmutaciones, puede ocurrir que los generadores deban adaptarse al nuevo
balance de rendimiento de la red bajo procesos de tipo pendular. Con oscilaciones
pendulares la protección de distancia es alimentada con una corriente de compensación mayor y, en especial en el centro eléctrico, tensiones menores (figura 2-60).
Tensiones menores como intensidades mayores al mismo tiempo significan aparentemente una impedancia menor que a su vez puede conducir a un disparo a través de
la protección de distancia. En redes compensadas con transporte de alta potencia
puede incluso poner en peligro la estabilidad del transporte de energía debido a estas
oscilaciones pendulares de potencia.
Figura 2-60
Oscilación pendular
Nota
El dispositivo pendular trabaja junto con la excitación de impedancia y sólo puede
actuar en conjunto.
Las oscilaciones pendulares de la red son procesos simétricos trifásicos. Por tanto,
por regla general se puede suponer que hay una cierta simetría entre las magnitudes.
Las oscilaciones pendulares de red puede ocurrir también durante procesos asimétricos, por ejemplo, en cortocircuitos bifásicos o durante desconexiones monopolares.
Por ello, la detección de oscilaciones pendulares está estructurada como sistema de
tres etapas en 7SD5. Para cada fase está presente un sistema de medida. También
cuando se haya detectado una oscilación pendular, los cortocircuitos que se producen
conducen a una descarga rápida del bloqueo pendular en la fase afectada
permitiendo así el disparo a través de la protección de distancia.
174
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.6 Detección de penduleo
Para la detección de una oscilación pendular se mide la velocidad de modificación del
indicador de impedancia. El aviso se produce cuando el indicador impedancia entre
en la gama de medida de oscilación PPOL (véase figura 2-61) y se cumplan también
los demás criterios de detección de oscilación pendular. La gama de excitación APOL
se forma, con una característica poligonal, con los mayores valores de ajuste para R
y X, con la característica MHO se forma con los mayores valores de ajuste para ZR
de todas las zonas efectivas. El margen de oscilación pendular tiene una distancia
mínima del margen de excitación de ZDif de 5 Ω (con IN = 1 A) o bien 1 Ω (con IN =
5 A) en todas las direcciones. Con un cortocircuito (1), el indicador de impedancia
pasa de un golpe del estado de carga a esta gama de excitación. Con una oscilación
pendular sincrónica, por el contrario, el indicador de impedancia entra primero en la
gama de oscilación pendular PPOL y después en la gama de excitación APOL (2).
También es posible que un indicador de pendulación entre en la gama de oscilación
pendular y vuelva a salir sin que llegue a tocar la gama de excitación (3). Si el indicador recorre toda la gama de oscilación pendular, entonces las partes de la red a partir
del lugar del emplazamiento de la protección se han vuelto asincrónicos (4): la transmisión es inestable.
Figura 2-61
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Curva característica de respuesta para la detección de oscilación de péndulo
en polígono
175
2 Funciones
De forma análoga, también es válido para la curva característica MHO (véase figura
2-62). El circuito oscilante también tiene una diferencia de ZDif de 5 Ω (con IN = 1 A),
o bien, 1 Ω (con IN = 5 A) del circuito con mayor excitación. Si una o varias zonas han
sido ajustadas hacia atrás, la diferencia de impedancia es mantenida por todas las
zonas.
La velocidad de modificación de los 3 indicadores impedancia es controlado en ciclos
de 1/4 de período.
176
Figura 2-62
Curva característica de respuesta para la detección de oscilación de péndulo
en una curva característica MHO
Figura 2-63
Vector de impedancia durante la oscilación de péndulo
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.6 Detección de penduleo
Continuidad y
monotonía de
desarrollo
Para la diferenciación entre casos de avería y oscilaciones pendulares, la tasa de
cambios del lector de impedancia es relevante. La figura 2-63 muestra esto con claridad. Durante la oscilación pendular la impedancia medida muestra en la comparación
entre dos pruebas un cambio claramente visible en R y X, aquí denominadas como
dR(k) y dX(k). También llama la atención que la diferencia entre una prueba y la otra
es relativamente pequeña, es decir, |dR(k) – dR(k+1)| < umbral.
Si ocurre una avería, esta provoca una modificación rápida que tiene como consecuencia que la detección de péndulo no sea excitada.
Estabilidad de
desarrollo
Si el indicador impedancia entra en la curva característica de impedancia durante la
oscilación pendular, esto ocurre en un punto de la curva elíptica, que corresponde a
una inestabilidad estática. Para la autorización de la detección de péndulo se utiliza
un criterio más. la figura 2-64 muestra la zona de inestabilidad estática. Esta gama es
detectada en el 7SD5. Para ello, el equipo calcula el centro del elipse y comprueba si
el valor X real medido (valor efectivo) es menor que este valor.
Figura 2-64
Inestabilidad estática
Simetría de
desarrollo
Además de estas mediciones se comparan tres fases entre sí para asegurar que
éstas son simétricas. Si se produce una oscilación pendular, mientras que un polo
está abierto, sólo dos de las tres fases experimentan un desarrollo de impedancia. En
este caso, sólo estos dos desarrollos de fase son comprobados, para garantizar que
éstas son simétricas.
Detección de
péndulo
Para garantizar un funcionamiento seguro y estable de la detección de péndulo sin
tener que activar el bloqueo de péndulo en caso de avería en la instalación, se utiliza
una combinación lógica de diferentes criterios de medición.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
177
2 Funciones
Figura 2-65
Diagrama lógico de la detección pendular
En la figura 2-65 puede ver un diagrama lógico simplificado del funcionamiento de la
detección de péndulo. Esta medición se efectúa por fase, aunque la figura 2-65 sólo
muestra la lógica de una fase. Antes de que se pueda emitir una señal de detección
de péndulo, la impedancia medida debe encontrarse dentro del polígono de péndulo
(PPOL).
A continuación se expondrán cuatro criterios de medida más:
Continuidad de desarrollo.
Los valores R y X medidos deben formar una línea
constante. No debe existir ningún salto de un valor a
otro. véase la Figura 2-63.
Monotonía de desarrollo.
El desarrollo de impedancia no debe cambiar en
dirección R al principio. véase la Figura 2-63.
Simetría de desarrollo.
El desarrollo de cada fase es evaluado individualmente. Si no se presenta ninguna avería, estos tres desarrollos deben ser simétricos. Con una interrupción monopolar los 2 desarrollos restantes deben ser
simétricos.
Estabilidad de desarrollo.
Si el desarrollo de impedancia aparece durante una
oscilación del péndulo en PPOL, el sistema se debe
encontrar en la zona de inestabilidad estática. En la
figura 2-64 este estado corresponde a la mitad inferior
del círculo.
Todas las condiciones mencionadas deben aparecer para que pueda producirse un
bloqueo pendular. Si se produce un bloqueo pendular éste se mantiene activo hasta
que el indicador impedancia salga del polígono de péndulo (PPOL). Sin embargo, es
condición necesaria que durante esta fase no ocurra un fallo. Si se detecta un salto
en el desarrollo o una asimetría del desarrollo de péndulo, el bloqueo pendular vuelve
178
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.6 Detección de penduleo
a su posición inicial. La detección de péndulo se puede bloquear a través de una
entrada binaria.
Bloqueo pendular
El bloqueo pendular actúa sobre la protección de distancia. Si los criterios de detección de péndulo se cumple en al menos una fase, en el marco del bloqueo pendular
son posibles las siguientes reacciones (ajustable en la dirección 2002 PROG. PENDULEO):
• Bloqueo de todas las zonas (todas bloqueadas): La protección de distancia está
bloqueada con todas sus zonas con las oscilaciones pendulares.
• Bloquear sólo la primera zona (Z1/Z1B bloqu.): La primera zona (Z1) y la zona de
solapamiento (Z1B) está bloqueada con oscilaciones pendulares. Fallos en otras
zonas son procesados en el tiempo de reserva correspondiente.
• Bloquear sólo las zonas superiores (Z2-Z5 bloqu.): Las zonas altas (Z2 bis Z5)
están bloqueadas con una oscilación pendular. Sólo la primera zona y la zona de
soplamiento (Z1 y Z1B) permanecen activas.
• Bloquear las dos primeras zonas (Z1-Z2 bloqu.): La primera y segunda zona (Z1 y
Z2) y la zona de solapamiento (Z1B) está bloqueada con oscilaciones pendulares.
Las zonas altas de Z3 a Z5 permanecen activas.
Sólo se bloquean las fases en las zonas parametrizadas en las que se haya detectado
una oscilación pendular. Las medidas a tomar son válidas para todas las fases si la
oscilación pendular ha sido detectada. Continúa siendo efectiva hasta que el indicador de impedancia vuelva a salir de la gama de oscilación pendular PPOL o debido a
un cambio brusco del indicador de impedancia correspondiente los criterios de
péndulo no se cumplan ya. La acción del bloqueo pendular sobre la protección de distancia es prolongada durante un tiempo ajustable (dirección 2007 T DISP RET.
PEN). Con ello se evita la influencia de procesos transitorios, por ejemplo, conmutaciones, que se presenten durante la oscilación pendular y provocan un salto en las
magnitudes.
También es posible bloquear la detección de péndulo con n.° 4160 „>Pendul.bloq.“ a través de una entrada binaria.
Disparo pendular
Si se desea un disparo en una oscilación pendular inestable, se ajusta el parámetro
DISP. PENDULEO = Si. Si se cumplen los criterios de detección de péndulo, se
bloquea primero una orden de disparo de la protección de distancia según el programa ajustado para el bloqueo pendular, para que la protección de distancia a su vez no
dispare.
Cuando los indicadores de impedancia identificados para la oscilación pendular
vuelvan a salir de la curva característica pendular PPOL, se verifica mediante la componente R si los indicadores tienen el mismo signo que cuando entraron en el polígono de excitación. Si es este el caso, los procesos de péndulo tiende a estabilizarse.
En caso contrario, el indicador ha atravesado la curva característica de péndulo (pérdida de sincronización, caso (4) en figura 2-61). Entonces, no será posible efectuar
una transmisión de potencia estable. El equipo emite el aviso correspondiente (n.°
4163 „Pendul.inestab.“), siempre y cuando el parámetro en la dirección 2006
DISP. PENDULEO esté ajustado a No. El aviso n.° 4163 „Pendul.inestab.“ es
un impulso de aproximadamente 50 ms, que puede continuar siendo procesado a
través de un relé salida o vínculos CFC para, por ejemplo, un contador de ciclos o impulsos.
Después de que la inestabilidad ha sido determinada, el equipo emite una orden de
disparo tripolar y con ello separa las fuentes de alimentación entre sí. El disparo pendular es señalizado.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
179
2 Funciones
Como la zona activa del dispositivo pendular depende de los ajustes que la protección
de distancia, el disparo pendular sólo puede producirse si la protección de distancia
está conectada con efectividad.
2.6.2
Indicaciones de ajuste
El estado de oscilación sólo es efectivo, si éste ha sido parametrizado en la configuración a DETEC. pendul. = disponible (dirección 120). Para la DETEC.
pendul. no es necesario ajustar más parámetros.
Los cuatro programas posibles pueden ser ajustados en la dirección 2002 PROG.
PENDULEO como se describe en la sección 2.6: Todas zonas blo, Z1 y Z1B
bloq., Z2 a Z5 bloq. o Z1,Z1B y Z2 blo.
Además, la función de disparo en una oscilación inestable (asicronismo) es parametrizable mediante el parámetro DISP. PENDULEO (dirección 2006), que en caso
necesario puede ser ajustado a Si (el preajuste es No). En un disparo por oscilación,
para el bloqueo de sobreoscilación se deberá ajustar PROG. PENDULEO = Todas
zonas blo, para que la protección de distancia no pueda efectuar un disparo previamente.
El tiempo de retardo de disparo mínimo efectivo tras un bloqueo de sobreoscilación
puede ser ajustado en la dirección 2007 T DISP PENDULEO.
2.6.3
Dir.
Visión general de los parámetros
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
2002
PROG. PENDULEO
Todas zonas blo
Z1 y Z1B bloq.
Z2 a Z5 bloq.
Z1,Z1B y Z2 blo
Todas zonas blo
Programa de penduleo
2006
DISP. PENDULEO
No
Si
No
Disparo por penduleo
2007
T DISP PENDULEO
0.08 .. 5.00 s; 0
0.08 s
Temporiz. disp. tras bloq. por
penduleo
2.6.4
Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
4160
>Pendul.bloq.
AI
>Bloquear detección de penduleo
4163
Pendul.inestab.
AS
>Penduleo inestable
4164
Penduleo
AS
Detección de penduleo
4166
Pendul.DISP.
AS
Dispositivo de penduleo:disparo tripol.
4167
Penduleo L1
AS
Detección de penduleo en fase L1
180
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.6 Detección de penduleo
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
4168
Penduleo L2
AS
Detección de penduleo en fase L2
4169
Penduleo L3
AS
Detección de penduleo en fase L3
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
181
2 Funciones
2.7
Prot. distanc. dispositivo señal adicional
2.7.1
Información General
Finalidad de la
transmisión de
señal
Los cortocircuitos que aparecen fuera de la primera zona de distancia en el trayecto
que debe ser protegido, sólo pueden ser desconectados selectivamente por la
protección de distancia después de un tiempo de reserva. En trayectos de línea más
cortos que el menor valor de ajuste de distancia posible, tampoco pueden ser desconectados los cortocircuitos selectivamente en tiempo rápido.
Para lograr, sin embargo, en un 100% del tramo de la línea en todos los fallos una
desconexión sin retardo y bajo selectividad por medio de la protección a distancia, la
protección a distancia puede intercambiar informaciones con la estación opuesta y
seguir utilizándolas por medio de un procedimiento de transmisión de señales. Eso se
realiza por medio de contactos de recepción y de emisión.
Como alternativa existe la posibilidad de una transmisión de señales por medio de
una conexión de comunicación digitalizada.
Procedimiento de
transmisión
Se diferencia entre procedimiento de arrastre (arrastre hacia abajo) y procedimiento
comparativo (solapamiento).
Con el procedimiento de arrastre la protección se ajusta con una curva característica
escalonada normal. Si se produce una orden de disparo en la primera zona, esto es
comunicado al otro extremo de línea mediante un circuito de comunicación. Allí, la
señal recibida produce un disparo, o bien mediante una activación de la zona de solapamiento Z1B o mediante una orden de disparo directa.
7SD5 permite:
• arrastre mediante excitación,
• arrastre mediante un sector ampliado por medio de la zona de solapamiento Z1B
(direccional),
• arrastre directo sin ninguna excitación.
Con el procedimiento comparativo en la protección ya actúa desde un principio una
zona de solapamiento rápido. Sin embargo, esta zona sólo puede disparar si se
detecta un fallo también en el otro extremo de línea en una zona de solapamiento. Se
puede transmitir una señal de liberación o de bloqueo. Se diferencian
Procedimientos de liberación:
• Comparación de señal con zona de solapamiento Z1B,
• Comparación de dirección.
• Procedimiento de desbloqueo con zona de solapamiento Z1B.
Procedimiento de bloqueo:
• Bloqueo de la zona de solapamiento Z1B.
Procedimiento mediante líneas piloto:
• Protección de trayecto,
• Bloqueo hacia atrás.
Como las zonas de la protección de distancia operan independientemente, también
es posible en un procedimiento comparativo un disparo rápido en Z1 sin señal de liberación, o bien, una señal de bloqueo acoplada. Si no se desea una desconexión
rápida con Z1 (p. ej. en líneas muy cortas), entonces Z1 debe ser retrasada con T1.
182
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.7 Prot. distanc. dispositivo señal adicional
Canales de
transmisión
Para la transmisión de señales se precisa en cada dirección por lo menos un canal de
transmisión. Para tal fin se utilizan medios de transmisión, como por ejemplo conexiones por conductor de fibra óptica, canales de alta frecuencia modulados por audiofrecuencia por medio de cable piloto, TFH o radioenlace dirigido.
El procesamiento de señales puede también ser realizado a través de una conexión
de comunicación digitalizada por medio de una interfaz de operación. Por ejemplo,
conductores de fibra óptica, redes de comunicación o cables dedicados (cables de
mando o alambres telefónicos trenzados). En este caso, es preciso proyectar las
señales de emisión y de recepción sobre canales de mando rápidos de la interfaz de
los datos de protección (matriz DIGSI).
En el procedimiento de protección de trayecto que sólo se utiliza en líneas de interconexión cortas, el intercambio de información entre los extremos se puede llevar a
cabo mediante un par de conductores piloto (hilo de protección o de mando) con corriente continua. También en un bloqueo hacia atrás se opera con señales de control
de corriente continua.
7SD5 permite también la transmisión de señales bajo selectividad de fases. La
ventaja es que se deja realizar fiablemente una interrupción corta monopolar y eso
también si se producen en la red dos fallos monofásicos en diferentes líneas.
Los procedimientos de transmisión sirven también para líneas con tres extremos
(líneas trípodes). En este caso, se transmite en cada dirección una señal de cada
extremo a cada uno de los otros extremos.
Al producirse perturbaciones en el camino de transmisión, se deja bloquear el complemento de transmisión de señales sin que el escalonamiento de protección a distancia normal sea afectado. En este caso, es posible hacer pasar el mando de la
gama de medición (autorización de la zona Z1B) al automatismo de reconexión
interno o por medio de la entrada binaria „>Autor.ciclo IC“ a un equipo de reconexión externo. La perturbación es comunicada a través de una entrada binaria.
2.7.2
Descripción del funcionamiento
Conectar y
desconectar
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
La función de transmisión de señal se puede conectar y desconectar, concretamente
a través del parámetro 2101 DISPOS.SEÑAL AD, a través de la interface de sistema
(si existe) y a través de entradas binarias (si están configuradas). Los estados de conexión se memorizan internamente (véase la figura 2-66) y se aseguran contra fallo
de la tensión auxiliar. Por principio solamente se puede conectar desde donde previamente se haya desconectado. Para ello es necesario que la función esté conectada
desde las tres fuentes de conmutación, para ser efectiva.
183
2 Funciones
Figura 2-66
2.7.3
Conexión y desconexión de la transmisión de señales
Arrastre con excitación
Principio
La figura 2-67 muestra el esquema de funcionamiento del procedimiento de arrastre.
Con un fallo en la zona Z1, se transmite una señal de arrastre al extremo opuesto. La
señal allí recibida conduce a un disparo, siempre que la protección considerada se
excite. La señal de envío puede ser alargada con TS (parametrizable en dirección
2103 PROL.T TRANSMIS), para nivelar posibles diferencias de tiempos de excitación
en ambos extremos de la línea. La protección de distancia está ajustada de tal forma
que la primera zona alcanza aproximadamente el 85% de la línea. En líneas con tres
extremos se ajusta también la zona Z1 a aprox. 85% del trayecto de línea más corto,
pero como mínimo sobrepasando el punto de ramificación.
La zona de solapamiento (propagación) Z1B en este tipo de procedimiento de transmisión de señal es irrelevante. Pero puede ser controlado por el reenganche automático (véase también capítulo 2.15).
Figura 2-67
184
Esquema de funcionamiento del procedimiento de arrastre por medio de
excitación
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.7 Prot. distanc. dispositivo señal adicional
Proceso
El arrastre sólo funciona con fallos en dirección „hacia adelante“. Por eso, hay que
ajustar necesariamente la primera zona Z1 en la protección de distancia en la dirección 1601 MODO Z1 a adelante véase también capítulo 2.5.1 en el subtítulo „zonas
independientes Z1 a Z5“.
En líneas con dos extremos, la transmisión puede llevarse a cabo selectivamente por
fase. Los circuitos receptor y transmisor trabajan entonces separadamente para cada
fase. En líneas con tres extremos la señal de envío es transmitida a los otros dos extremos. Las señales de recepción están vinculadas entonces con OR. Mediante el parámetro CONEXIÓN (dirección 2102) se informa al equipo si hay uno o dos extremos
opuestos.
Si en un extremo de la línea no hay alimentación o ésta es muy débil, de tal manera
que la protección de distancia no se activa, a pesar de todo es posible accionar el interruptor de potencia. Este „disparo con una alimentación débil“ está explicado en el
capítulo 2.10.2.2.
Figura 2-68
Diagrama lógico del arrastre por medio de la excitación (un extremo de línea)
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
185
2 Funciones
2.7.4
Arrastre en campo de medida ampliado
Principio
La figura 2-69 muestra el esquema de funcionamiento del procedimiento de arrastre
por medio de la gama de medición ampliada. En un fallo dentro de la zona Z1, se comunica al extremo opuesto una señal de arrastre. La señal, que se ha recibido en este
lugar, produce el disparo si se ha registrado el fallo dentro de la zona Z1B en la dirección parametrizada. La señal de emisión puede ser prolongada por medio de TS (parametrizable bajo la dirección 2103 PROL.T TRANSMIS) para compensar diferencias
eventuales de los tiempos de excitación en ambos extremos de la línea. Se ha ajustado la protección a distancia de tal manera que la primera zona alcanza hasta alrededor de un 85% de la línea, pero que la zona sobrepuesta alcanza hasta más allá de
la próxima estación (alrededor de un 120% de la longitud de línea). En el caso de las
líneas trípodes, Z1 es asimismo ajustado en un 85% del tramo de la línea más corto,
pero como mínimo más allá del punto de derivación. Z1B tiene que llegar con seguridad más allá del tramo de línea más largo, también si existe una alimentación adicional por medio del punto de derivación.
Bajo la dirección 121 DIST.transmis. se puede proyectar la selección Teleprotección. Bajo la dirección 2101 DISPOS.SEÑAL AD se puede conmutar el procedimiento de señales (Activar-).
Figura 2-69
186
Esquema de funcionamiento del procedimiento de arrastre por Z1B
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.7 Prot. distanc. dispositivo señal adicional
Proceso
Figura 2-70
Diagrama lógico del arrastre por medio de la zona Z1B (un extremo de línea)
El arrastre sólo funciona con fallos en dirección hacia “adelante”. Por eso en la protección de distancia, la zona Z1 y la zona de solapamiento Z1B deben estar ajustadas
necesariamente a hacia adelante (direcciones 1601 MODO Z1 y 1651 MODO Z1B,
véase también el capítulo en el subtítulo “Zonas independientes Z1 a Z5 y Zona controlada Z1B”).
En el caso de líneas con dos extremos, la transmisión puede ser realizada bajo selectividad de fases. En este caso, los circuitos de emisión y de recepción trabajan independientemente para cada fase. En el caso de líneas trípodes, la señal de emisión es
emitida a ambos extremos opuestos. En este caso, las señales de recepción están
enlazadas por medio de una operación O.
Por medio del parámetro CONEXIÓN (dirección 2102) se le informa al equipo si
existen uno o dos extremos opuestos.
Si hay problemas en la vía de transmisión, se puede activar la zona de solapamiento
Z1B con el reenganche automático interno mediante entradas binarias „>Autor.ciclo IC“.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
187
2 Funciones
Si en un extremo de la línea no hay alimentación o ésta es muy débil, de tal manera
que la protección de distancia no se activa, a pesar de todo es posible accionar el interruptor de potencia. Este „disparo con una alimentación débil“ está explicado en el
capítulo 2.10.2.
2.7.5
Arrastre directo (disparo remoto)
Principio
Como en el arrastre mediante excitación o ampliación del campo de medida, en un
fallo en la zona Z1 se envía una señal de arrastre al extremo opuesto. La señal recibida allí conduce, después de un tiempo corto de seguridad Tv (parametrizable en la
dirección 2202 T. RET. DISPARO), a un disparo sin ninguna otra consulta (figura
2-71). La señal de envío puede ser alargada con TS (parametrizable en dirección
2103 PROL.T TRANSMIS), para nivelar posibles diferencias de tiempos de excitación
en ambos extremos de la línea. La protección de distancia está ajustada de tal forma
que la primera zona alcanza aproximadamente el 85% de la línea. En líneas con tres
extremos se ajusta también la zona Z1 a aprox. 85% del trayecto de línea más corto,
como mínimo sobrepasando el punto de ramificación. La zona de solapamiento Z1B
no se necesita en este procedimiento. Pero puede ser activado por el reenganche automático interno o por criterios externos a través de la entrada binaria „>Autor.ciclo IC“.
La ventaja frente al procedimiento de arrastre está en que sin tener que tomar ninguna
otra medida, se desconectan ambos extremos de la línea, aunque uno de ellos esté
sin alimentación. Sin embargo, no se produce ningún otro control de disparo en el
extremo receptor.
El arrastre directo no es un procedimiento de transmisión independiente, sino que se
lleva a cabo si se ajusta la transmisión adicional a uno de los procedimientos de arrastre (dirección 121 DIST.transmis. = Teleprotección o Teleprot. ARR), pero
se utilizan desde el lado receptor las entradas binarias para el disparo directo externo.
Correspondientemente, es válido el circuito emisor del capítulo „Principio del arrastre
por excitación“ (figura 2-68). Para el circuito receptor es válida la lógica de „Acoplamiento externo“, como descrito en el capítulo 2.11.
En líneas con dos extremos, la transmisión puede llevarse a cabo selectivamente por
fase. Los circuitos receptor y transmisor trabajan entonces separadamente para cada
fase. En líneas con tres extremos la señal de envío es transmitida a los otros dos
extremos. Las señales de recepción deben ser vinculadas entonces con OR.
188
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.7 Prot. distanc. dispositivo señal adicional
Figura 2-71
2.7.6
Esquema de funcionamiento del arrastre directo
Procedimiento comparativo de señal
Principio
La comparación de señales viene a ser un procedimiento de autorización. La zona
Z1B, que es ajustada más allá de la próxima estación, viene a ser determinante. La
comparación de señales puede ser utilizada también en el caso de líneas extremamente cortas si no existe la posibilidad de un ajuste en un 85% de la longitud de línea
y, por lo tanto, tampoco la posibilidad de una desconexión rápida bajo selectividad. En
el último de estos casos, sin embargo, la zona Z1 tiene que ser prolongada utilizando
el factor T1 para que no dispare rápida- e independientemente de la señal de recepción (figura 2-72).
Si la protección de distancia detecta un fallo en la zona de solapamiento Z1B, primeramente envía una señal de liberación al extremo opuesto. Cuando el extremo
opuesto asimismo reciba una señal de liberación, la señal de disparo es pasada al
relé de disparo. Condición para una desconexión rápida es por lo tanto que en ambos
extremos de la línea sea detectado un fallo dentro de la zona Z1B en dirección de la
línea. La protección de distancia está ajustada de tal manera que la zona de solapamiento Z1B alcance la siguiente estación (aprox. 120% de la longitud de la línea). En
líneas de tres extremos, Z1B debe alcanzar con seguridad más allá del mayor trayecto de línea, también si es posible una alimentación adicional a través de un punto de
ramificación. La primera zona sigue el plan de escalonamiento normal, es decir, el
85% de la longitud de la línea, en líneas de tres extremos debe alcanzar como mínimo
el punto de ramificación.
La señal de envío puede ser alargada con TS (ajustable en la dirección 2103 PROL.T
TRANSMIS). El alargamiento de la señal de envío sólo es efectivo si la protección ha
dado ya una señal de disparo. Esto garantiza la liberación del otro extremo de la línea
también cuando el cortocircuito haya sido desconectado muy rápidamente por la zona
Z1 independiente.
Para todas las zonas, aparte de Z1B, se efectúa un disparo sin liberación del extremo
opuesto de tal manera que la protección trabaja independientemente de la transmisión de señal con un escalonamiento normal de curva característica
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
189
2 Funciones
Figura 2-72
Proceso
Esquema de funcionamiento del procedimiento de comparación de señales
La comparación de señal sólo funciona con fallos en dirección „hacia adelante“. Por
eso, hay que ajustar necesariamente la zona de solapamiento Z1B con la protección
de distancia a adelante (dirección 1651 MODO Z1B, véase capítulo 2.5.2 en el
subtítulo „Zona controlada Z1B“).
En el caso de líneas con dos extremos, la transmisión puede ser realizada bajo selectividad de fases. En este caso, los circuitos de emisión y de recepción trabajan independientemente para cada fase. En el caso de líneas trípodes, la señal de emisión es
emitida a ambos extremos opuestos. En este caso, las señales de recepción están
enlazadas por medio de una operación AND, ya que todos los tres extremos de línea
tienen que emitir en caso de un fallo interno.
Por medio del parámetro CONEXIÓN (dirección 2102) se le informa al equipo si
existen uno o dos extremos opuestos (figura 2-73).
Si hay problemas en la vía de transmisión, se puede activar la zona de solapamiento
Z1B con el reenganche automático interno mediante las entradas binarias „>Autor.ciclo IC“.
Las posibles señales erróneas, que pueden ser causadas por una oscilación de
tensión transitoria al desconectar fallos externos o por inversión de dirección al desconectar fallos en líneas paralelas, son neutralizadas mediante un „bloqueo transitorio“.
En líneas con alimentación unilateral no puede formarse una señal de liberación en el
extremo sin alimentación ya que aquí no se produce una excitación. Para poder posibilitar también un disparo por la comparación de señal en este caso, el equipo dispone
de medidas especiales. Esta „Función de alimentación débil“ (función de eco) se describe en el capítulo „Medidas con una alimentación débil o sin alimentación“. Se activa
cuando desde el extremo opuesto - en líneas con tres extremos desde al menos un
extremo - se recibe una señal sin que el equipo haya detectado un fallo.
También en el extremo de línea sin o con una alimentación débil el interruptor de potencia puede ser accionado. Este „disparo con una alimentación débil“ está explicado
en el capítulo 2.10.2.
190
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.7 Prot. distanc. dispositivo señal adicional
Figura 2-73
2.7.7
Diagrama lógico del procedimiento de comparación de señales (un extremo de línea)
Procedimiento comparativo direccional
Principio
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
La comparación direccional es un procedimiento de liberación. La figura 2-74 muestra
simplificado el principio de funcionamiento.
191
2 Funciones
Figura 2-74
Esquema de funcionamiento del procedimiento de comparación direccional
Si la protección de distancia tras la excitación detecta un fallo en dirección de la línea,
primeramente envía una señal de liberación al extremo opuesto. Cuando el extremo
opuesto también reciba una señal de liberación, la señal de disparo es pasada al relé
de disparo, siempre que aquí también se haya detectado un fallo en dirección de la
línea. Condición para una desconexión rápida es por lo tanto que en ambos extremos
de la línea sea detectado un fallo en dirección hacia adelante. Los niveles de distancia
operan independientemente de la comparación direccional.
La señal de envío puede ser alargada con TS (ajustable en la dirección 2103 PROL.T
TRANSMIS). El alargamiento de la señal de envío sólo es efectivo si la protección ha
dado ya una señal de disparo. Esto garantiza la liberación del otro extremo de la línea
también cuando el cortocircuito haya sido desconectado muy rápidamente por la zona
Z1 independiente.
Proceso
La figura 2-75 muestra el diagrama lógico del procedimiento comparativo direccional
para un extremo de línea.
En líneas con dos extremos, la transmisión puede llevarse a cabo selectivamente por
fase. Los circuitos receptor y transmisor trabajan entonces separadamente para cada
fase. En líneas con tres extremos la señal de envío es transmitida a los otros dos extremos. Las señales de recepción están entonces vinculadas con AND ya que en un
fallo interno, los tres extremos de línea tienen que transmitir. Mediante el parámetro
CONEXIÓN (dirección 2102) se informa al equipo si hay uno o dos extremos opuestos.
Las posibles señales erróneas, que pueden ser causadas por una oscilación de
tensión transitoria al desconectar fallos externos o por inversión de dirección al desconectar fallos en líneas paralelas, son neutralizadas mediante un „bloqueo transitorio“.
En líneas con alimentación unilateral no puede formarse una señal de liberación en el
extremo sin alimentación ya que aquí no se produce una excitación. Para poder posibilitar también un disparo por la comparación de señal en este caso, el equipo dispone
de medidas especiales. La función „Función de alimentación débil“ (función de eco)
se activa cuando desde el extremo opuesto - en líneas con tres extremos desde al
menos un extremo - se recibe una señal sin que el equipo haya detectado un fallo.
También en el extremo de línea sin o con una alimentación débil el interruptor de potencia puede ser accionado. Este „disparo con una alimentación débil“ está explicado
en el capítulo 2.10.2.
192
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.7 Prot. distanc. dispositivo señal adicional
Figura 2-75
2.7.8
Diagrama lógico del procedimiento de comparación direccional (un extremo de línea)
Procedimiento de desbloqueo
El siguiente procedimiento es adecuado para medios de transmisión convencionales.
Principio
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
El método de desbloqueo es un procedimiento de liberación. La diferencia con el procedimiento comparativo de señal está en que un disparo también es posible cuando
193
2 Funciones
en el extremo opuesto no llegue una señal de liberación. Por eso es utilizado sobre
todo en líneas largas, si la señal debe ser transmitida a través de la línea a proteger
mediante TFH y la atenuación de la señal de transmisión en el punto de fallo puede
ser tan grande que no esté garantizada la recepción en el otro extremo de la línea.
Aquí actúa una lógica de desbloqueo especial.
La figura 2-76 muestra el esquema de funcionamiento.
Para la transmisión de la señal se necesitan dos frecuencias de señal que son moduladas por la salida de emisión del 7SD5. Si el equipo emisor dispone de un monitor
de canal, la frecuencia de control f0 es modulada a una frecuencia trabajo fU (frecuencia de desbloqueo). Si la protección detecta un fallo dentro de la zona de solapamiento Z1B, entonces ordena el envío de la frecuencia de trabajo fU. En estado de reposo
o en un fallo fuera de la zona Z1B en dirección hacia atrás, se transmite la frecuencia
de control f0.
Cuando el extremo opuesto asimismo reciba una señal de liberación, la señal de
disparo es pasada al relé de disparo. Condición para una desconexión rápida es por
lo tanto que en ambos extremos de la línea sea medido un fallo dentro de la zona Z1B
en dirección de la línea. La protección de distancia está ajustada de tal manera que
la zona de solapamiento Z1B sobrepase la siguiente estación (aprox. 120% de la longitud de la línea). En líneas de tres extremos, Z1B debe alcanzar con seguridad más
allá del mayor trayecto de línea, también si es posible una alimentación adicional a
través de un punto de ramificación. La primera zona sigue el plan de escalonamiento
normal, es decir, el 85% de la longitud de la línea, en líneas de tres extremos debe
alcanzar como mínimo el punto de ramificación.
La señal de envío puede ser alargada con TS (ajustable en la dirección 2103 PROL.T
TRANSMIS). El alargamiento de la señal de envío sólo es efectivo si la protección ha
dado ya una señal de disparo. Esto garantiza la liberación del otro extremo de la línea
también cuando el cortocircuito haya sido desconectado muy rápidamente por la zona
Z1 independiente.
Figura 2-76
194
Esquema de funcionamiento del procedimiento de desbloqueo
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.7 Prot. distanc. dispositivo señal adicional
Para todas las zonas, aparte de Z1B, se efectúa un disparo sin liberación del extremo
opuesto de tal manera que la protección trabaja independientemente de la transmisión de señal con un escalonamiento normal de curva característica
Proceso
La figura 2-77 muestra el diagrama lógico del procedimiento de desbloqueo para un
extremo de línea.
El procedimiento de desbloqueo sólo funciona con fallos en dirección „hacia adelante“. Por eso, hay que ajustar necesariamente la zona de solapamiento Z1B con la protección de distancia a adelante: dirección 1651 MODO Z1B, véase capítulo 2.5.1 en
subtítulo „Zona controlada Z1B“.
En líneas con dos extremos, la transmisión puede llevarse a cabo selectivamente por
fase. Los circuitos receptor y transmisor trabajan entonces separadamente para cada
fase. En líneas con tres extremos las señales de envío son transmitidas a los otros
dos extremos. Las señales de recepción están entonces vinculadas con AND, ya que
en un caso de fallo interno, los tres extremos de línea tienen que transmitir. Mediante
el parámetro CONEXIÓN (dirección 2102) se informa al equipo si hay uno o dos extremos opuestos.
La lógica de recepción que básicamente corresponde al de la comparación de señal,
está antepuesta a una lógica de desbloqueo, que está representada en la figura 2-78.
Si la señal de desbloqueo es recibida sin interferencias, entonces aparece la señal de
recepción, p. ej. „>Dis UB ub 1“, y la señal de bloqueo desaparece, p. ej. „>Dis
UB bl 1“. Con ello, la señal interna „desbloq 1“ es transmitida a la lógica de recepción, donde conduce (si se cumplen las demás condiciones) a la liberación de la zona
de solapamiento Z1B de la protección de distancia.
Cuando la señal que debe ser transmitida no alcanza el otro extremo de la línea
porque el cortocircuito en la línea provoca una atenuación demasiado grande o una
reflexión de la señal, desde el lado de recepción no aparece ni la señal de desbloqueo, p. ej. „>Dis UB ub 1“, ni la señal de bloqueo „>Dis UB bl 1“. En este
caso, tras un tiempo de seguridad de 20 ms se produce la liberación „desbloq 1“ y es
transmitida a la lógica de recepción, pero mediante el escalonamiento de tiempo
100/100 ms después de otros 100 ms vuelto a anular. Cuando la transmisión vuelve
a funcionar, debe aparecer de nuevo una señal de recepción „>Dis UB ub 1“ o
„>Dis UB bl 1“; entonces tras otros 100 ms más (retardo de recuperación del
escalonamiento de tiempo 100/100 ms) se vuelve a un estado de reposo, es decir, la
vía libre directa a la señal „desbloq 1L1“ y con ello a la liberación es de nuevo posible.
Si durante 10 s no se recibe ninguna de las señales, se emite el aviso „Dis UB interf.1“.
Si hay problemas en la vía de transmisión, se puede activar la zona de solapamiento
Z1B con el reenganche automático interno, o con un equipo externo de reenganche
mediante las entradas binarias „>Autor.ciclo IC“.
Las posibles señales erróneas, que pueden ser causadas por una oscilación de
tensión transitoria al desconectar fallos externos o por inversión de dirección al desconectar fallos en líneas paralelas, son neutralizadas mediante un „bloqueo transitorio“.
En líneas con alimentación unilateral no puede formarse una señal de liberación en el
extremo sin alimentación ya que aquí no se produce una excitación. Para poder posibilitar también un disparo por el procedimiento de desbloqueo en este caso, el equipo
dispone de medidas especiales. Esta „Función de alimentación débil“ (función de eco)
se describe en el capítulo „Medidas con una alimentación débil o sin alimentación“.
Se activa cuando desde el extremo opuesto - en líneas con tres extremos desde al
menos un extremo - se recibe una señal sin que el equipo haya detectado un fallo.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
195
2 Funciones
También en el extremo de línea sin o con una alimentación débil el interruptor de potencia puede ser accionado. Este „disparo con una alimentación débil“ está explicado
en el capítulo 2.10.2.
Figura 2-77
196
Diagrama lógico del procedimiento de desbloqueo (un extremo de línea)
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.7 Prot. distanc. dispositivo señal adicional
Figura 2-78
2.7.9
Lógica de desbloqueo
Procedimiento de bloqueo
Principio
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
En un procedimiento de bloqueo se utiliza la vía de transmisión para enviar una señal
de bloqueo de un extremo de la línea al otro. La señal es transmitida en cuanto la protección detecte un fallo en dirección hacia atrás, opcionalmente también inmediatamente después de aparecer el fallo (detector de salto en línea de trazo interrumpido
en la figura 2-79). Se detiene inmediatamente en cuanto la protección de distancia
detecta un fallo en dirección hacia adelante. Un disparo en este procedimiento
también es posible aunque no llegue ninguna señal del extremo opuesto. Por eso es
utilizado sobre todo en líneas largas, si la señal debe ser transmitida a través de la
línea a proteger mediante TFH y la atenuación de la señal de transmisión en el punto
de fallo puede ser tan grande que no esté garantizada la recepción en el otro extremo
de la línea.
197
2 Funciones
La figura 2-79 muestra el esquema de funcionamiento.
Los fallos en la zona de solapamiento, que está ajustada a aprox. 120% de la longitud
de la línea, conducen al disparo siempre que no se reciba una señal de bloqueo del
otro extremo de la línea. En líneas de tres extremos, Z1B debe alcanzar con seguridad más allá del mayor trayecto de línea, también si es posible una alimentación adicional a través de un punto de ramificación. Debido a posibles diferencias en los
tiempos de excitación del equipo en ambos extremos de la línea y debido al tiempo
de transmisión el disparo debe ser retrasado un poco por medio de TV.
También para evitar carreras de velocidad entre las señales, es posible alargar una
señal emitida con el tiempo ajustable TS.
Figura 2-79
Proceso
Esquema de funcionamiento del procedimiento de bloqueo
La figura 2-80 muestra el diagrama lógico del procedimiento de bloqueo para un
extremo de línea.
Se bloquea la zona de solapamiento Z1B por ello debe ser ajustada necesariamente
a adelante (dirección 1651 MODO Z1B, véase capítulo 2.5.1 en el subtítulo „Zona
controlada Z1B“).
En líneas con dos extremos, la transmisión puede llevarse a cabo selectivamente por
fase. Los circuitos receptor y transmisor trabajan entonces separadamente para cada
fase. En líneas con tres extremos la señal de envío es transmitida a los otros dos extremos. Las señales de recepción están entonces vinculadas con OR ya que en un
caso de fallo interno no debe aparecer señal de bloqueo de ningún extremo de línea.
Mediante el parámetro CONEXIÓN (dirección 2102) se informa al equipo si hay uno o
dos extremos opuestos.
198
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.7 Prot. distanc. dispositivo señal adicional
Figura 2-80
Diagrama lógico del procedimiento de bloqueo (un extremo de línea)
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
199
2 Funciones
Si la protección de distancia detecta un fallo en dirección hacia atrás, se envía la señal
de bloqueo (p. ej. „DIS transmis.“, n.° 4056). La señal de emisión puede ser alargada mediante la dirección 2103. Con un fallo en dirección hacia adelante, la señal
de bloqueo es detenida (p. ej. „Sobrealc.stop“, n.° 4070). Para conseguir un
bloqueo especialmente rápido se puede utilizar la señal de salida del detector de salto
de las magnitudes de medición para la transmisión. Esto se consigue configurando
también la salida „DIS BLOQ. SALTO“ (n.° 4060) al relé de salida para el emisor.
Como esta señal de salto aparece en cada salto de las magnitudes de medida, sólo
se debería de utilizar cuando se esté seguro que la vía de transmisión reaccione con
mucha rapidez a la desaparición de la señal de emisión.
Si hay problemas en la vía de transmisión, se puede bloquear la zona de solapamiento mediante una entrada binaria. La protección de distancia opera con una curva característica escalonada normal (tiempo rápido en Z1). La zona de solapamiento Z1B
puede ser entonces activada por el reenganche automático interno o por criterios externos a través de la entrada binaria „>Autor.ciclo IC“.
Las posibles señales erróneas, que pueden ser causadas por una oscilación de
tensión transitoria al desconectar fallos externos o por inversión de dirección al desconectar fallos en líneas paralelas, son neutralizadas mediante un „bloqueo transitorio“. Esta alarga la señal de bloqueo el tiempo de bloqueo transitorio T.BLOQ.TRANSIT. (dirección 2110), siempre que haya permanecido al menos la duración de un
tiempo de espera T.ESPERA ATRÁS (dirección 2109).
Es la naturaleza del procedimiento de bloqueo que también los cortocircuitos de alimentación unilateral sean desconectados rápidamente sin tener que tomar medidas
especiales, ya que desde el extremo sin alimentación no se puede formar una señal
de bloqueo.
2.7.10 Protección de trayecto
En la protección de trayecto, la zona de solapamiento Z1B toma la función de nivel
rápido en ambos extremos de le trayecto a proteger. La zona Z1B es ajustada cubriendo la próxima estación. La protección de trayecto impide un disparo no selectivo.
El intercambio de información entre los dos extremos de la línea se lleva a cabo mediante un bucle de circuito cerrado alimentado por uno de los acumuladores de estación (figura 2-81). Para ello, la salida de emisión debe estar configurada siempre a un
contacto de apertura, la entrada de recepción debe ser configurada L-activa („low“activo). Como alternativa, se puede utilizar también dos combinaciones de relés auxiliares (p. ej., 7PA5210-3D) para la inversión de contacto.
En estado de reposo los hilos de protección conducen corriente continua, que al
mismo tiempo verifican el correcto funcionamiento de la conexión.
Con una excitación de una protección de distancia aparece en ella la señal „DIS
transmis.“. El contacto de apertura y el bucle de conductores se interrumpe al principio. Con esto se bloquea el disparo en Z1B a través de la entrada de recepción
„>Dis. recep. 1“. Si la protección detecta a continuación un fallo dentro de la
zona de solapamiento Z1B, desaparece la señal de envío: El contacto de apertura
vuelve a posición de reposo (cierra). Si en la estación opuesta del bucle se ha cerrado
siguiendo el mismo proceso, el bucle volverá a conducir corriente: El disparo es vuelto
a liberar en ambos extremos.
En un cortocircuito fuera del trayecto, el bucle de conductores también es interrumpido por la excitación de ambos equipos (los dos contactos de apertura „DIS transmis.“ se abren). Pero ya que, como mínimo, en un extremo de línea la señal de
200
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.7 Prot. distanc. dispositivo señal adicional
envío no es desactivada (fallo no está en zona Z1B en dirección de línea), el bucle
está allí abierto. Las dos entradas de recepción no están bajo tensión y bloquean (ya
que L-activo) el disparo. Los demás niveles de distancia, Z1 inclusive, trabajan con
independencia, así que la función de protección de reserva no es influenciada.
En trayectos menores que el menor ajuste de distancia posible hay que tener en
cuenta que la primera zona de distancia o está desactivada o el tiempo T1 está
retardado al menos un escalonamiento de tiempo.
En una alimentación unilateral también se consigue una desconexión sin retardo para
todo el trayecto. Como en el extremo sin alimentación no se produce una excitación,
el bucle aquí no es interrumpido, sólo en el extremo de línea que es alimentado.
Después de la detección de cortocircuito dentro de la zona Z1B, el bucle es vuelto a
cerrar y el disparo es liberado.
Para que quede suficiente tiempo entre la excitación y el disparo de la protección,
para abrir y volver a cerrar el bucle de conductores piloto, T1B debe ser retardado ligeramente. Si se utiliza la protección de trayecto con dos equipos distintos en ambos
extremos de la línea (p. ej., 7SD5 en un extremo y protección convencional en el otro),
hay que tener cuidado de que los posibles tiempos diferentes de excitación y disparo
de los dos equipos no conduzcan a una liberación errónea. Esto también debe ser
considerado en el retardo T1B.
El bucle de circuito cerrado permite un control permanente de posibles interrupciones
de las conexiones de los conductores. Como en cada caso de avería se produce una
interrupción del bucle, la señal de avería de conductores se efectúa con 10 s de retardo. La protección de trayecto adicional es entonces bloqueada. Por lo tanto no necesita ser bloqueada desde el exterior porque la avería de conductores en el equipo
es detectado internamente. Los demás niveles de la protección de distancia continúan trabajando según el plan de escalonamiento normal.
Debido a la débil toma de corriente de las entradas binarias, puede ser necesario
cargar el bucle de conductores piloto mediante una resistencia inductiva adicional externa, para que las entradas binarias no queden detenidas por la capacitancia de los
conductores al interrumpir el bucle. Como alternativa se pueden intercalar relés auxiliares (p. ej., 7PA5210-3D).
Figura 2-81
Principio de la protección de trayectos
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
201
2 Funciones
Tenga en cuenta también que las dos entradas binarias juntas y con la resistencia de
los conductores pilotos están conectadas en serie. Correspondientemente alta debe
ser la tensión del bucle, o bien, suficientemente baja la tensión de reacción de las entradas binarias.
Siempre que el equipo lo permita, el servicio con tres extremos también es posible.
En la siguiente figura está representada la lógica para dos extremos.
Figura 2-82
Lógica del circuito de recepción protector de tramos
También hay que tener en cuenta la tensión de prueba de los conductores y de las
entradas y salidas binarias. La tensión longitudinal inducida en los conductores piloto
durante una falta a tierra no debe sobrepasar el 60% de la tensión de prueba de los
conductores piloto o del equipo. La protección de trayecto es por lo tanto sólo apropiada para conexiones cortas.
2.7.11 Bloqueo posterior
Si la protección de distancia del 7SD5 se utiliza como protección de reserva en un
transformador de salida de alimentación unilateral, la barra colectora puede ser protegida mediante un bloqueo posterior en tiempo rápido, sin poner en peligro la selectividad para fallos en las líneas salientes.
La figura 2-83 muestra la lógica del bloqueo posterior.
202
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.7 Prot. distanc. dispositivo señal adicional
Figura 2-83
Diagrama lógico del bloqueo reversible
Las zonas de distancia Z1 y Z2 actúan, según la figura 2-84 como niveles de reserva
para fallos en las líneas salientes, p. ej., en F2. Para un escalonamiento de distancia
hay que tener en cuenta la línea siguiente más corta.
La zona de solapamiento Z1B cuyo tiempo de retardo T1B debe ser ajustado mediante el tiempo de excitación Ta del equipo de protección en las líneas salientes, es bloqueado en la excitación de una protección subordinada. La señal de excitación es
conducida según la figura 2-84 a través de las entradas de recepción (4006 „>Dis.
recep. 1“) a la protección de distancia. Adecuadamente, esta zona garantiza una
desconexión rápida de la barra colectora sin señal de recepción
• En fallos en la barra colectora, como por ejemplo en F1.
• Avería de una protección de línea con fallo, p. ej.,en F2.
El bloqueo posterior en la protección de distancia se realiza mediante la liberación o
bloqueo selectivo de la zona de solapamiento Z1B. Puede ser utilizado en circuito de
fijación de nivel (conexión en paralelo de los contactos de cierre como en figura 2-84)
o en conmutación de desenclavamiento (conexión en serie de los contactos de apertura).
Para evitar señales de fallo transitorias tras la desconexión de fallos externos, el
bloqueo se mantiene, en un bloqueo posterior, un tiempo de bloqueo transitorio (TB
en la figura 2-84).
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
203
2 Funciones
Figura 2-84
Bloqueo reversible - principio y ejemplo de escalonamiento
2.7.12 Bloqueo transitorio
El bloqueo transitorio proporciona en los procedimientos comparativos una seguridad
adicional contra señales erróneas que pueden ser causadas por una oscilación de
tensión transitoria al desconectar fallos externos o por inversión de dirección al desconectar fallos en líneas paralelas.
El principio de bloqueo transitorio consiste en que tras la aparición de un fallo externo,
durante un determinado tiempo (ajustable) se impide la formación de una señal de liberación. En los procedimientos de liberación esto ocurre mediante el bloqueo de los
circuitos de emisión y recepción
La figura 2-85 muestra el principio de bloqueo transitorio para un procedimiento de
liberación.
Si después de una excitación se detecta un fallo no direccional o un fallo en dirección
hacia atrás dentro del tiempo de espera T.ESPERA ATRÁS (dirección 2109), se
impide el circuito emisor y la liberación de la zona de solapamiento Z1B. Este bloqueo
se mantiene durante el tiempo de bloqueo transitorio T.BLOQ.TRANSIT. (dirección
2110) aunque el criterio de bloqueo desaparezca. Si en Z1 hay ya una orden de desconexión, el tiempo de bloqueo transitorio T.BLOQ.TRANSIT. es retirado y con ello
se evita el bloqueo del procedimiento de señal con un fallo interno.
En el procedimiento de bloqueo, el bloqueo transitorio alarga las señales de bloqueo
recibidas como se muestra en la figura 2-85.
204
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.7 Prot. distanc. dispositivo señal adicional
Figura 2-85
Bloqueo transitorio durante procedimientos de autorización
2.7.13 Medidas sin alimentación o con una alimentación débil
En caso que en el extremo de línea no haya alimentación o ésta sea débil, el dispositivo de protección de distancia no se activará. Con ello, allí no se puede producir ni
una orden de disparo ni una señal de envío. En los procedimientos comparativos con
señal de liberación no es posible, sin medidas especiales, ni siquiera disparar el
extremo de línea con una fuerte alimentación en tiempo rápido ya que del extremo con
alimentación débil no se transmite ninguna señal de liberación.
Para conseguir una desconexión rápida en estos casos en ambos extremos de la
línea, la protección de distancia dispone de medidas especiales para líneas con alimentación débil.
Para que el extremo de línea con alimentación débil también pueda disparar, la protección de distancia 7SD5 dispone de una función de disparo con alimentación débil.
Como esto representa una función de protección propia con orden de disparo propia,
se describe aparte en el capítulo 2.10.2.
Función de eco
La figura 2-89 muestra el principio de funcionamiento de la función de eco. Podrá
activar la función (sólo eco) en la dirección e 2501 SE MODO (MODO de alimentación
débil) o desactivarla (Desactivar). Por medio de este “interruptor”, puede activar adicionalmente la función de activación en caso de una alimentación débil (eco y orden,
véase también el capítulo 2.10.1). Este ajuste es común para procedimientos de señal
con protección de distancia y con protección de cortocircuito con derivación a tierra.
La función de eco causa que sin excitación en un extremo de la línea, la señal recibida
como „Eco“ sea enviada de vuelta al otro extremo de la línea posibilitando así la liberación de la orden de disparo.
La detección de la alimentación débil y con ello las condiciones para el eco se clasifican en el vínculo central AND. La protección de distancia no debe estar desconectada
ni bloqueada ya que en este estado produce siempre un eco por falta de excitación.
Sin embargo, si se utiliza la protección temporizada de sobreintensidad como función
de emergencia, es posible un eco aunque la protección de distancia no esté activa
porque la excitación de la protección de distancia es sustituida por la excitación de la
protección temporizada de sobreintensidad (emergencia). Durante esta modalidad de
servicio, naturalmente, la protección temporizada de sobreintensidad de emergencia
no debe ser bloqueada o desconectada también.
También cuando la protección temporizada de sobreintensidad de emergencia no se
active, para procedimientos de liberación crea un eco durante la función de emergencia. La protección temporizada de sobreintensidad en el extremo débil debe trabajar
con más sensibilidad que la protección de distancia en el extremo con fuerte alimen-
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
205
2 Funciones
tación. De otro modo, no hay selectividad en relación al 100% de la longitud de la
línea.
La condición central para el eco es la falta de una excitación de la protección de distancia o de protección temporizada de sobreintensidad con una recepción al mismo
tiempo, aportada por la lógica del procedimiento de transmisión de señal, como se
muestra en los diagramas lógicos correspondientes (figuras 2-75 o bien, figura 2-77).
Con una excitación monopolar o bipolar de la protección de distancia es todavía
posible enviar un eco si en las fases sin excitación se detecta por medición una alimentación débil.
Para evitar la formación de un eco después de la desconexión de la línea y la reposición de la excitación, no se puede formar ningún eco más si ya hubo una excitación
(memoria RS en la figura ). Además, el eco puede ser bloqueado mediante las entradas binarias „>Dis bloq. eco“.
Si se cumplen las condiciones de eco, en primer lugar se activa un corto retraso,
RETRASO T. Este retraso es necesario para que el eco no sea enviado cuando la protección en el extremo de línea débil tenga un tiempo de excitación mayor para un fallo
hacia atrás o cuando excite algo más tarde debido a una distribución de corrientes de
cortocircuito poco favorables. Sin embargo, si en el extremo de línea que no alimenta
el interruptor de potencia está abierto, no es necesario un retraso del eco. El tiempo
de retardo de eco puede ser entonces pasado por alto. La posición del interruptor del
potencia es indicada desde el control central del equipo (véase el capítulo 2.23.1) .
Entonces, el impulso de eco es emitido (aviso de salida “señal de eco”), su duración
es ajustable con el parámetro IMPULSO T. La “señal de eco” debe ser configurada
independientemente en el o los relés de salida, para su transmisión, ya que ésta no
está presente en las señales de envío , “Dis envío” o “Dis envío L”.
Nota
La “señal de eco” (número 4246) tiene que ser conmutada por separado hacia el relé
de salida para el accionamiento del emisor, esta señal no está incluida en las señales
de emisión de las funciones de transmisión.
Después de la entrega del impulso de eco o durante el envío de señal de la protección
de faltas a tierra, se impide el envío de un nuevo eco durante al menos 50 ms (preajuste). Con esto se evita la repetición de un eco al desconectar la línea.
En el procedimiento de bloqueo y en el de arrastre, la función de eco no se necesita
y por tanto no tiene efecto.
206
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.7 Prot. distanc. dispositivo señal adicional
Figura 2-86
Diagrama lógico de la función de eco en la protección de distancia con transmisión de señales
2.7.14 Indicaciones de ajuste
Generalidades
La transmisión auxiliar de señal para la protección de distancia sólo es efectiva
cuando en la configuración se ajustó uno de los posibles procedimientos (dirección
121). Dependiendo de esta configuración, aquí aparecerán sólo los parámetros relevantes para el procedimiento seleccionado. Si no se necesita la transmisión auxiliar
de señal, hay que ajustar la dirección 121 DIST.transmis. = no disponible.
Para trayectos de transmisión convencionales son posibles los siguientes procedimientos (como se describe en el capítulo 2.7):
Arrastre directo
Disparo remoto sin ningún tipo de excitación,
Teleprot. ARR
arrastre mediante excitación,
Teleprotección
Arrastre en campo de medida ampliado Z1B,
Sobrealcance
Procedimiento comparativo de señal,
Compar. direcc.
Procedimiento comparativo direccional,
Desbloqueo
Procedimiento de desbloqueo,
Bloqueo
Procedimiento de bloqueo,
Prot.lín.piloto
Protección piloto con conductores de control,
Bloqueo revers.
Bloqueo posterior con conductores de control.
En la dirección 2101 DISPOS.SEÑAL AD se puede activar o desactivar la utilización
de un procedimiento de señal.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
207
2 Funciones
Si se desea aplicar el procedimiento de señal en una línea con tres extremos, se debe
ajustar la dirección 2102 CONEXIÓN = Tres lados, en caso contrario, se deja Dos
lados.
Para transmisión digital por medio de interface, es posible utilizar los siguientes procedimientos:
Teleprotección
Arrastre en campo de medida ampliado Z1B con interface de activación,
Sobrealcance
Procedimiento comparativo de señal.
Compar. direcc.
Procedimiento comparativo direccional
En estos casos, es preciso configurar las señales de transmisión y de recepción sobre
canales de mando rápidos de la interface de los datos de protección (matriz DIGSI).
Las condiciones
previas para la
protección de
distancia
¡En todos los procedimientos comparativos hay que tener en cuenta que la excitación
de la protección de distancia en dirección hacia atrás tiene mayor alcance que la zona
de solapamiento del extremo opuesto (véase la superficie son creadas en la figura
2-87, a la derecha)! En la excitación U/I/j esto por regla general se garantiza por sí
mismo ya que la tensión local en un fallo hacia atrás es menor que la tensión del
extremo de línea de alimentación remoto. Con una excitación de impedancia al menos
uno de los niveles de distancia debe ser ajustado como atrás o como no direccional.
En un fallo en la zona Z1B de la protección en B, que se produzca, con un ajuste erróneo, en la zona cuadriculada (a la izquierda en la figura), la protección de distancia en
A no dispararía, lo que B interpretaría como fallo con alimentación unilateral (eco de
A, o bien, sin señal de bloqueo en A). ¡Esto conduciría a un disparo no selectivo!
Con el procedimiento de bloqueo se necesita además un nivel inverso rápido para la
creación de la señal de bloqueo. Aquí se debe utilizar la tercera zona sin retardo.
Figura 2-87
Tiempos
Ajuste de la protección de distancia con procedimiento comparativo
La prolongación de la señal de transmisión PROL.T TRANSMIS (dirección 2103)
debe garantizar que la señal transmisión alcance el otro extremo de la línea, también
si en el extremo de línea que emite se desconectara con mucha rapidez y/o el tiempo
de transmisión es relativamente grande. En los procedimientos de liberación extendidos Sobrealcance, Compar. direcc. y Desbloqueo esta prolongación de la
señal sólo tiene efecto si el equipo ya ha dado una orden de disparo. Esto garantiza
la liberación del otro extremo de la línea también cuando el cortocircuito haya sido
desconectado muy rápidamente por la zona Z1 independiente. En el procedimiento
de bloqueo Bloqueo la señal de transmisión siempre es prolongada ese tiempo. Esto
corresponde a un bloqueo transitorio después de un fallo hacia atrás. Este ajuste es
solamente posible mediante DIGSI en otros parámetros.
Para que puedan ser detectadas fallos estacionarios en la línea, como roturas de
cable, en la detección de fallo después del tiempo de supervisión T ALARMA
(dirección 2107) se considera detectado un fallo permanente. Este ajuste es solamente posible mediante DIGSI en otros parámetros.
208
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.7 Prot. distanc. dispositivo señal adicional
Con el retardo de liberación RETARDO AUTORIZ (dirección 2108) se puede retrasar
la liberación de la zona Z1B. En general, esto sólo es necesario en el procedimiento
de bloqueo Bloqueo, para que haya tiempo suficiente para la transmisión la señal de
bloqueo en caso de fallos externos. Este retardo sólo afecta al circuito de recepción
del procedimiento de transmisión; por el contrario, un retardo de la zona de solapamiento Z1B con T1B no retrasa la señal de liberación. En la Prot.lín.piloto y
Bloqueo revers. T1B debe ser retrasado para que exista un tiempo de seguridad
suficiente entre la excitación de la protección de distancia y la señal de disparo del
nivel Z1B.
Bloqueo transitorio
Los parámetros T.ESPERA ATRÁS y T.BLOQ.TRANSIT. se encargan del bloqueo
transitorio en los procedimientos comparativos (extendidos). En el procedimiento de
arrastre estos son irrelevantes.
El tiempo T.ESPERA ATRÁS (dirección 2109) es un tiempo de espera previo al
bloqueo transitorio. Sólo cuando la protección de distancia, después de una excitación dentro de este tiempo, haya detectado un error en dirección hacia atrás, entra en
acción el bloqueo transitorio en los procedimientos de liberación. En el procedimiento
de bloqueo este tiempo de espera impide un bloqueo transitorio si la señal de bloqueo
del extremo opuesto llega demasiado rápido. Con el ajuste • no hay bloqueo transitorio. Este ajuste es solamente posible mediante DIGSI en otros parámetros.
El tiempo de bloqueo transitorio T.BLOQ.TRANSIT. (dirección 2110) debe ser necesariamente más largo que la duración de procesos complejos de compensación transitorios al producirse o desconectarse cortocircuitos externos. En los procedimientos
de liberación Sobrealcance y desbloqueo la señal de transmisión es retardada en
este tiempo, si la protección ha detectado en primer lugar un error hacia atrás. En el
procedimiento de bloqueo Bloqueo la señal de recepción (de bloqueo) siempre es
prolongada ese tiempo. Este ajuste es solamente posible mediante DIGSI en otros
parámetros.
El valor preajustado es normalmente suficiente.
Función de eco
En caso de extremos de línea con una alimentación débil, la función de eco tiene
sentido en los procedimientos de liberación para que el extremo de línea, de que proviene la alimentación, sea también liberado. Las listas de parámetros que están en
relación con la alimentación débil, figuran en el capítulo 2.10.2.2 . Podrá activar la
función de eco (sólo eco) en la dirección e 2501 SE MODO o desactivarla (Desactivar). Por medio de este “interruptor”, puede activar adicionalmente la función de activación en caso de una alimentación débil (eco e impulso, véase también el capítulo).t
2.10.1).
En cualquier caso, tenga en cuenta las instrucciones sobre el ajuste de los niveles de
distancia en el subtítulo “Condiciones previas para la protección de distancia”.
El período de retardo del eco RETRASO T (dirección 2502) tiene que ser seleccionado lo suficientemente largo para que los diferentes tiempos de reacción de la excitación de las funciones de protección de distancia en todos los extremos de la línea no
puedan provocar un eco erróneo en caso de fallos externos (corriente de paso). Por
lo general, alrededor de 40 ms (preajuste). Este ajuste es solamente posible mediante
DIGSI en Otros parámetros.
La duradel equipo de transmisión. La duración de impulso del eco tiene que ser seleccionada lo suficientemente larga para que el registro de la señal de recepción esté
garantizado, también en caso de diferentes tiempos propios en los equipos de protección en los extremos de línea así como en caso de los diferentes tiempos propios de
los equipos de transmisión. En la mayoría de los casos, unos 50 ms son suficientes
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
209
2 Funciones
(preajuste). Este ajuste es solamente posible mediante DIGSI en Otros parámetros.
Para evitar un eco sin fin entre los extremos de línea (por ejemplo, en el caso de un
acoplamiento de perturbaciones en el camino de la señal), se bloquea un nuevo eco
durante un tiempo determinado T BLQQU. DEL ECO (dirección 2504) después de
cada señal de eco transmitida. Por lo general, unos 50 ms. Además, se bloquea
también el eco durante el tiempo T BLOQU. DEL ECO , después de emitir la protección de distancia. Este ajuste es solamente posible mediante DIGSI en Otros parámetros.
En caso de un canal de transmisión, que es utilizado tanto para la función de protección de distancia como para la función de protección de pérdida de tierra, pueden producirse disparos erróneos, en caso de que la función de protección de distancia y la
función de protección de pérdida de tierra generaran independientemente un eco. En
este caso el parámetro eco deberá configurarse en el canal 1 (dirección 2509) en sí.
El preajuste es No.
Nota
La “señal de eco” (número 4246) tiene que ser conmutada por separado hacia el relé
de salida para el accionamiento del emisor, esta señal no está incluida en las señales
de emisión de las funciones de transmisión.
Los ajustes de la función de eco, para todas las medidas a tomar en caso de alimentación débil, se encuentran agrupadas en forma de tabla en la sección.
210
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.7 Prot. distanc. dispositivo señal adicional
2.7.15 Visión general de los parámetros
Las direcciones a las cuales se adjunta una "A", sólo son modificables mediante
DIGSI bajo "Otros parámetros".
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
2101
DISPOS.SEÑAL AD
Activar
Desactivar
Activar
Prot. distancia-dispositivo señal
adic.
2102
CONEXIÓN
Dos lados
Tres lados
Dos lados
Configuración de conexión
2103A
PROL.T TRANSMIS
0.00 .. 30.00 s
0.05 s
Prolongación de señal de
transmisión
2107A
T ALARMA
0.00 .. 30.00 s
10.00 s
Desbloqueo: Tiempo de
detección de falta
2108
RETARDO AUTORIZ
0.000 .. 30.000 s
0.000 s
Retardo autorización después de
arranque
2109A
T.ESPERA ATRÁS
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.04 s
Bloq.transit.: T.espera con falta
atrás
2110A
T.BLOQ.TRANSIT.
0.00 .. 30.00 s
0.05 s
Tiempo de bloqueo transitivo
2.7.16 Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
4001
>DI.señal con
AI
>Prot.dist. conectar transmis. de señal
4002
>DI.señ.desc.
AI
>Prot.dist. desconectar transmis. señal
4003
>DI.señ.blq.
AI
>Prot.dist. bloquear transmis. señal
4005
>DI.interfer.
AI
>Prot.distancia recepción interferida
4006
>Dis. recep. 1
AI
>Prot.distancia recepción canal 1
4007
>Dis.recep.1-L1
AI
>Prot.dist. recepción canal 1 fase L1
4008
>Dis.recep.1-L2
AI
>Prot.dist. recepción canal 1 fase L2
4009
>Dis.recep.1-L3
AI
>Prot.dist. recepción canal 1 fase L3
4010
>Dis. recep. 2
AI
>Prot.dist. recepción canal 2
4030
>Dis UB ub 1
AI
>Prot dis. unblocking: desbloq. canal 1
4031
>Dis UB bl 1
AI
>Prot dis.unblocking: bloqueo canal 1
4032
>DisUB dbl.1-L1
AI
>P. dis. unblocking: desbloq. canal 1-L1
4033
>DisUB dbl.1-L2
AI
>P. dis. unblocking: desbloq. canal 1-L2
4034
>DisUB dbl.1-L3
AI
>P. dis. unblocking: desbloq. canal 1-L3
4035
>Dis UB dbl. 2
AI
>Pr. dis. unblocking: desbloqueo canal 2
4036
>Dis UB bl 2
AI
>Prot dis.unblocking: bloqueo canal 2
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
211
2 Funciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
4040
>Dis bloq. eco
AI
>Prot, dist. bloquear señal eco
4050
>Señ.ad.c/d EB
IntI
P.dist. señal adicional con/desc. por EB
4052
DIS TRANSMdes
AS
Prot.dist.transmisión señal desconect.
4054
DIS recepción
AS
Prot.distancia: recepción de señal
4055
DIS recep.per
AS
Prot.distancia: recepción perturbada
4056
DIS transmis.
AS
Prot.distancia: transmisión de señal
4057
Dis transmit.L1
AS
P.dist. señal adic,: Transmisión fase L1
4058
Dis transmit.L2
AS
P.dist. señal adic,: Transmisión fase L2
4059
Dis transmit.L3
AS
P.dist. señal adic,: Transmisión fase L3
4060
DIS BLOQ. SALTO
AS
Prot.dist. Señal bloqueo con salto
4068
DIS BLOQ.TRAN
AS
Prot.dist.sobrealcance bloq.transitorio
4070
Sobrealc.stop
AS
Prot. dist.sobrealcance: señal stop
4080
Dis UB interf.1
AS
Prot.dist. Unblocking: canal 1 interfer.
4081
Dis UB interf.2
AS
Prot.dist. Unblocking: canal 2 interfer.
4082
Dis Stop L1
AS
Prot dis. blocking; Señal stop fase L1
4083
Dis Stop L2
AS
Prot dis. blocking; Señal stop fase L2
4084
Dis Stop L3
AS
Prot dis. blocking; Señal stop fase L3
212
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.8 Prot. cortocirc. tierra alta resistencia
2.8
Prot. cortocirc. tierra alta resistencia
La protección de línea 7SD5 dispone de funciones de protección para cortocircuitos
a tierra de alta impedancia en redes puestas a tierra. Se dispone de las siguientes posibilidades — dependiendo en parte de la variante del pedido:
tres niveles de sobreintensidad temporizados con tiempo de disparo independiente
(protección I),
un nivel de sobreintensidad temporizado con tiempo de disparo dependiente de la intensidad (protección S) o
– un nivel de tensión homopolar con tiempo de disparo dependiente de la tensión
homopolar o
– un nivel de potencia homopolar con tiempo de disparo dependiente de la potencia
homopolar o
Todos los niveles son independientes uno del otro y pueden ser combinados libremente. Si no se necesita en el cuarto nivel dependiente de intensidad, tensión, o potencia, se puede utilizar también como cuarto nivel independiente.
Cada nivel puede ser ajustado como no direccional, o como direccional — hacia adelante o hacia atrás. Además, se puede determinar si y que nivel debe interactuar con
una transmisión de señal. Si la protección se instala en, o cerca a, un transformador,
se dispone de una estabilización de conexión conmutable. También es posible un
bloqueo mediante criterios exteriores a través de entradas binarias (por ejemplo, para
el bloqueo posterior o para un automatismo de reenganche externo). Al conectar el
objeto a proteger con una avería, se puede conmutar también un nivel cualquiera, o
también varios, para un disparo sin retardo. Los niveles no necesarios son desactivados .
En la protección de línea 7SD5 la función de protección de distancia (opción de
pedido) puede ser complementada con la función de protección del cortocircuito
tierra. Si, por ejemplo, en las redes con puesta a tierra, en las que en faltas a tierra se
pueden producir resistencias de paso extremadamente altas (por ejemplo, líneas
aéreas sin conductor de protección, terrenos arenosos), con frecuencia la excitación
de la protección de distancia no responde a causa de las impedancias de cortocircuitos a tierra que aparecen fuera de la curva característica de excitación de la protección de distancia.
2.8.1
Descripción del funcionamiento
Magnitudes de
medición
Como magnitud de medición se utiliza la corriente homopolar que, según su ecuación
de definición, está formada con la suma de las tres corrientes de fase, es decir,
3·I0 = IL1 + IL2 + IL3. Dependiendo de la variante de pedido y la utilización de la cuarta
entrada de corriente I4 del equipo, la corriente homopolar puede ser medida o calculada.
Al conectar I4 en la alimentación del neutro del grupo de transformadores de intensidad, o a un transformador de corriente de tierra independiente de la línea a proteger,
la corriente de tierra está directamente disponible como magnitud de medida .
Si el equipo dispone de la entrada de corriente de alta sensibilidad I4, se utiliza esta
corriente I4 — teniendo en cuenta el factor TRANSFORM.I4/If (dirección 221, véase
capítulo 2.1.2.1). Como la sección lineal de esta entrada de medición está muy limitada hacia arriba, esta corriente sólo es evaluada hasta una amplitud de aproximada-
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
213
2 Funciones
mente 1,6 A. Con intensidades superiores el equipo conmuta automáticamente a evaluación de la corriente homopolar calculada en base a las corrientes de fase. Por
supuesto, es preciso que estén disponibles y conectadas las tres intensidades de fase
de tres transformadores de medida de intensidad conectados en estrella. Con ello,
también es posible el procesamiento de la corriente de tierra cuando se presente tanto
una corriente de cortocircuito a tierra muy débil como una muy fuerte.
Si se utiliza la cuarta entrada de corriente I4 de otra manera, por ejemplo, para una
corriente de neutro de transformador o para la corriente de tierra de una línea paralela, el equipo calcula la corriente homopolar en base a las corrientes de fase. Por supuesto, en este caso también es preciso que estén disponibles y conectadas las tres
intensidades de fase de tres transformadores de medida de intensidad conectados en
estrella.
La tensión homopolar se determina mediante su ecuación de definición 3 U0 = UL1E + UL2-E + UL3-E. Dependiendo de la utilización de la cuarta entrada de tensión U4 del
equipo, ésta se mide o se calcula. Si la cuarta entrada de tensión está conectada en
triángulo abierto Uen a un bloque de transformadores de tensión y está correspondientemente configurada (dirección 210 TRANSFORM. U4 = Transform-Uen, véase capítulo 2.1.2.1), se utilizará esta tensión; teniendo en cuenta el factor Uf/Uen Transfor (dirección 211, véase capítulo 2.1.2.1). En otro caso el equipo calcula la tensión
homopolar con las tensiones de fase. Por supuesto, es preciso que estén disponibles
y conectadas las tres tensiones fase-tierra de tres transformadores de tensión conectados en estrella.
Nivel de intensidad
máxima independiente 3I0>>>
La corriente homopolar triple 3I0 es comparada con el valor de ajuste 3I0>>>
después de un filtrado numérico y si sobrepasa este valor se emite un aviso. Una vez
transcurrido el correspondiente tiempo de retardo T 3I0>>> se emite la orden de disparo; que también es comunicado. El valor de recuperación es aproximadamente un
95 % del valor de respuesta.
La figura 2-88 muestra en diagrama lógico del nivel 3I0>>>. Los bloques funcionales
„Determinación direccional“, „Autorización de procedimiento de señal“, „Conectar
sobre falta“ y „Estabilización de conexión“ son comunes a todos los niveles y serán
descritos más adelante. Sin embargo, pueden actuar independientemente en cada
nivel. Esto se consigue mediante los parámetros:
• DIRECC.3I0>>>, que determinan la actividad del nivel: adelante, atrás, no
direccional o desactivado,
• 3I0>>>TRANSMIS., que determina si un disparo sin retardo con procedimiento de
transmisión de señal o entrada binaria 1310 „>F/T autor.DISP“ es posible (Si)
por no es posible (No),
• 3I0>>>CIER.FALT, que determina si al conectar la línea sobre un fallo con este
nivel se debe disparar sin retardo (Si) o no (No) y
• RUSH 3I0>>>, si con la estabilización de conexión (bloqueo de irrupción) se conectará (Si) o desconectará (No).
214
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.8 Prot. cortocirc. tierra alta resistencia
Figura 2-88
Diagrama lógico del nivel 3I0>>>
Nivel independiente para alta intensidad 3I0>>
La lógica del nivel de alta intensidad 3I0>> se forma como en el nivel 3I0>>>. En todas
las designaciones simplemente hay que sustituir 3I0>>> por 3I0>>. Por lo demás
también es válida la figura 2-88.
Nivel independiente de sobreintensidad 3I0>
La lógica del nivel de sobreintensidad 3I0> se forma también como en el nivel 3I0>>>.
En todas las designaciones simplemente hay que sustituir 3I0>>> por 3I0>. Por lo
demás también es válida la figura 2-88. Este nivel trabaja con un filtro digital especialmente optimizado que suprime completamente los segundos armónicos y es por tanto
especialmente apropiado para la detección de faltas a tierras de alta sensibilidad.
Es posible realizar un cuarto nivel independiente configurando un nivel „dependiente
de la intensidad“ (véase próximo capítulo) como independiente.
Nivel de sobreintensidad dependiente de la
intensidad 3I0P
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
También la lógica del nivel con retardo dependiente de la intensidad trabaja como los
demás niveles. Este nivel trabaja con un filtro digital especialmente optimizado que
suprime completamente los segundos armónicos y es por tanto especialmente apropiado para la detección de faltas a tierras de alta sensibilidad. Sin embargo, en este
caso el tiempo de retardo viene dado por la clase de curva característica ajustada, el
valor de corriente de tierra y por un factor de tiempo T 3I0P (característica ICE,
215
2 Funciones
figura 2-89), o bien, un factor de tiempo D 3I0P (característica ANSI). Una preselección de las características posibles ya fue efectuada durante la configuración de las
funciones de protección. Además, se puede seleccionar un retardo adicional constante T 3I0Pretardo. Las curvas características están representadas en los datos técnicos.
La figura 2-89 muestra el diagrama lógico. Aquí están representadas a título de
ejemplo las direcciones de ajuste para las curvas características ICE. En las instrucciones de ajuste se tratan con mayor detalle las distintas direcciones de ajuste.
También es posible utilizar este nivel con retardo independiente de la intensidad. En
este caso, son válidos el valor de respuesta 3I0P y el tiempo de retardo independiente T 3I0Pretardo. Entonces, la curva característica dependiente de la intensidad
se omite; por así decirlo.
Figura 2-89
216
Diagrama lógico del nivel 3I0P (protección de sobreintensidad temporizada dependiente), ejemplo para
curvas características IEC
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.8 Prot. cortocirc. tierra alta resistencia
Nivel de
sobreintensidad
dependiente de la
intensidad con
curva característica
logarítmica inversa
La curva característica logarítmica inversa se diferencia de las demás curvas características dependientes de la intensidad principalmente porque la forma de la curva
característica puede ser influenciada con una serie de parámetros. Aquí pueden ser
modificadas la pendiente de la curva y un desfase del tiempo T 3I0Pmax que actúan
inmediatamente en la curva característica. Las curvas características están representadas en los datos técnicos.
La figura 2-90 muestra el diagrama lógico. Además de los parámetros de la curva característica se puede fijar un tiempo mínimo T 3I0P mín. por debajo del cual no se
pueda producir un disparo. Por debajo de un factor de intensidad 3I0P-FACTOR,
ajustado como múltiplo del valor de base 3I0P, no se produce un disparo.
Encontrará más información sobre la influencia de los diferentes parámetros en las
indicaciones de ajuste de parámetros funcionales en el capítulo 2.8.2.
Las demás posibilidades de intervención son idénticas como en las demás curvas
características.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
217
2 Funciones
Figura 2-90
Diagrama lógico del nivel 3I0P en curvas características logarítmicas inversas
Protección temporizada de tensión
homopolar (U0 inversa)
La protección temporizada de tensión homopolar trabaja según una curva característica de disparo dependiente de la tensión. Puede ser ajustada en lugar del nivel de
sobreintensidad temporizado con un retardo dependiente de la intensidad.
La curva característica de tensión-tiempo puede ser desplazada en dirección de la
tensión una constante de tensión (U0 inv. mín., válida para t → ∞) y en dirección
del tiempo una constante de tiempo (Tdir. (U0inv)). Las curvas características
están representadas en los datos técnicos.
La figura 2-91 muestra el diagrama lógico. El tiempo de disparo depende de la magnitud de la tensión homopolar U0. En redes malladas con puesta a tierra se pude partir
de la base de que la tensión homopolar aumenta en dirección del punto del cortocircuito a tierra; la curva característica inversa hace que se produzca el tiempo de orden
más corto y que los demás relés vuelvan a caer.
218
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.8 Prot. cortocirc. tierra alta resistencia
Figura 2-91
Protección temporizada de tensión homopolar direccional con un nivel de reserva omnidireccional
Otro nivel de tiempo T no dir (U0inv) adicional conduce al disparo independiente
de la tensión sin la medición de dirección. Puede ser ajustada como nivel no direccional sobre el nivel direccional. Condición necesaria para el disparo con este nivel es
que también haya transcurrido el tiempo del nivel dependiente de la tensión (sin consulta de dirección). Si la tensión homopolar es muy débil como si cae el interruptor de
protección del transformador de tensión, entonces este nivel también es ineficaz.
Protección contra
potencia homopolar
La protección contra potencia homopolar trabaja según una curva característica de
disparo dependiente de la potencia. Puede ser ajustada en lugar del nivel de sobreintensidad temporizado dependiente de la intensidad.
la diferencia la potencia se calcula con base en la tensión homopolar y la corriente
homopolar. La componente Sr es determinante en dirección de un ángulo de compen-
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
219
2 Funciones
sación ajustable ϕComp, que es denominado potencia homopolar compensada, es
decir,
Sr = 3 I0·3 U0·cos(ϕ – ϕComp)
con ϕ = ∠ (U0; I0). ϕComp determina por tanto la dirección de la sensibilidad máxima
en (cos(ϕ – ϕComp) = 1, si ϕ = ϕComp). El cálculo de potencia incluye, con su información de signo, automáticamente la dirección. Cambiando el valor del signo se puede
determinar la potencia en el sentido opuesto.
La curva característica potencia-tiempo puede ser desplazada en el sentido de la potencia mediante un valor de referencia Sref (= valor de base para la curva característica inversa con ϕ = ϕComp) y en el sentido del tiempo mediante un factor k.
Figura 2-92
Protección contra potencia homopolar
La figura 2-92 muestra el diagrama lógico. El tiempo de disparo depende de la magnitud de la potencia homopolar compensada Sr, como se definió anteriormente. En
redes malladas con puesta a tierra se pude partir de la base de que tanto la tensión
homopolar como la corriente homopolar aumentan en dirección del punto del cortocir-
220
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.8 Prot. cortocirc. tierra alta resistencia
cuito a tierra; la curva característica inversa hace que se produzca el tiempo de orden
más corto y que los demás relés vuelvan a caer.
Estabilización de
corriente de fase
Condiciones de carga asimétrica en redes con puesta a tierra en varios puntos o fallos
diferentes de transformador de corriente pueden simular una corriente homopolar.
Esto puede conducir, con valores de respuesta pequeños de los niveles de corriente
de tierra, a una excitación errónea. Para poder evitar esto, los niveles de corriente de
tierra son estabilizados con las corrientes de fase: Al aumentar las corrientes de fase,
los valores de respuesta aumentan (figura 2-93). El factor de estabilización (= elevación) es modificable mediante el parámetro ESTAB.3I0 If (dirección 3104). Es
válido para todos los niveles.
Figura 2-93
Estabilización de
conexión
Estabilización de corriente de fase
Si se utiliza el equipo en una derivación de transformador, hay que contar con una corriente de conexión (corriente de disrupción) alta también con corriente homopolar al
conectar el transformador, si el neutro del transformador está puesto tierra. La corriente de conexión puede ser mucho mayor que la corriente nominal y fluir durante apenas
varias 10 milésimas de segundo o durante varios minutos.
A pesar de que a través de las funciones de filtro para las corrientes de medida sólo
se calcula la onda fundamental, es posible que puedan producirse funcionamientos
erróneos al conectar transformadores por el ajuste de tiempos de retardo muy cortos;
de acuerdo al tamaño y contrucción de los transformadores puede estar presente una
componente notable de la onda fundamental.
La estabilización de conexión bloquea el disparo de los niveles, en los que ésta se
aplique, mientras sea reconocida una corriente de irrupción.
La corriente de colección se caracteriza por la alta presencia del segundo armónico
(doble frecuencia nominal), que es prácticamente inexistente en corrientes de cortocircuito. Para el análisis de la frecuencia se emplean filtros digitales que llevan a cabo
un análisis de Fourier de la corriente. En cuanto la proporción de armónicos supere al
valor de ajuste (2° armón.bloq.), se procede al bloqueo del nivel afectado.
El bloqueo de irrupción sólo es efectivo a partir de una intensidad mínima. Esta es de
22 mA secundaria en equipos con un transformador de medida sensible de corriente
de tierra y 0,41 IN en equipos con transformador de corriente de tierra normal.
Determinación direccional con
sistema homopolar
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
La determinación direccional se deduce de la corriente de medición IE (= –3·I0), la cual
es comparada con una tensión de referencia UP.
221
2 Funciones
La tensión necesaria para la determinación direccional UP se puede formar de la corriente de neutro IY de un transformador con puesta a tierra (transformador de alimentación); siempre y cuando éste esté disponible..
Además, también es posible medir tanto con la tensión homopolar 3·U0, como con la
corriente de neutro IY de un transformador. La magnitud de referencia UP es entonces
la suma de la tensión homopolar 3·U0 y una magnitud proporcional a la corriente de
neutro IY que con una intensidad nominal corresponde a 20 V (figura 2-94).
La determinación direccional con referencia a la corriente de neutro del transformador
es independiente de los transformadores de tensión y trabaja también de manera
fiable con un fallo en el circuito secundario de transformador de tensión. Una condición necesaria es que las corrientes de cortocircuito a tierra se alimenten en su mayor
parte a través del transformador en cuyo neutro se efectúa la medición.
La determinación direccional requiere una intensidad mínima 3I0 y una tensión de
desplazamiento mínima, ajustable como 3U0>. Si la tensión de desplazamiento es
muy pequeña, sólo se podrá efectuar una determinación direccional si se puede medir
con la corriente de neutro de transformador y ésta posee un valor mínimo correspondiente al ajuste IY>. La determinación de la dirección con 3U0 es impedida, si se señaliza “interruptor de protección del transformador de tensión“ por una entrada binaria.
Figura 2-94
Determinación
direccional con un
sistema invertido
Curva característica adicional de la protección contra averías con derivación a
tierra
La determinación direccional con magnitudes de sistema invertido es ventajosa
cuando en faltas a tierra se producen tensiones homopolares demasiado pequeñas
para su evaluación en magnitudes de sistema homopolar o cuando las magnitudes de
sistema homopolar se falseen, por ejemplo, en líneas paralelas debido a un acoplamiento mutuo. También se puede utilizar cuando la tensión homopolar no esté disponible en el equipo.
Por lo demás, esta función trabaja como la determinación direccional con corriente
homopolar y tensión homopolar. Sólo que en vez de 3I0 y 3U0 se utilizan las magnitudes de sistema de secuencia negativa 3I2 y 3U2 para la medición. Estas magnitudes
de medición también deben presentar un valor mínimo I2>,o bien, U2>.
222
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.8 Prot. cortocirc. tierra alta resistencia
También es posible determinar la dirección con sistema homopolar o con sistema de
secuencia negativa. En este caso, el propio equipo determina si la magnitud de
sistema homopolar (UP según figura 2-94) es mayor o no que la contratensión. Con
la mayor de las dos magnitudes se determina la dirección.
Determinación direccional con
sistema de potencia homopolar
compensada
Para la determinación direccional se puede utilizar también la potencia homopolar.
Entonces, el signo de la potencia homopolar compensada es determinante. Esta es
la componente ya mencionada anteriormente en „Potencia homopolar“ de la potencia
homopolar Sr en dirección de un ángulo de compensación ajustable ϕComp, es decir
Sr = 3I0·3U0·cos(ϕ – ϕComp).
La determinación direccional da como resultado
• hacia delante, si Sr es positivo y Sr > S HACIA ADELANTE,
• hacia atrás, si Sr es negativo y |Sr| > S HACIA ADELANTE.
La determinación direccional requiere una intensidad mínima 3I0 y una tensión de
desplazamiento mínima, ajustable como 3U0>. Además, es necesario que la potencia
homopolar compensada supere un valor mínimo ajustable. La determinación de la dirección con también es impedida, si se señaliza “interruptor de protección del transformador de tensión“ por una entrada binaria. La figura 2-95 muestra un ejemplo de
curva característica direccional.
Figura 2-95
Selección de fase
afectada por cortocircuito con elevación a tierra
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Curva característica direccional, ejemplo Sr = valor de ajuste S HACIA ADELANTE
Como la protección contra faltas a tierra trabaja con las magnitudes del sistema homopolar, o bien, el sistema de secuencia negativa, no es posible una determinación
inmediata de la fase afectada por el cortocircuito con derivación a tierra. Para poder
efectuar interrupciones breves monopolares con faltas a tierra de alta impedancia, la
protección contra cortocircuitos con derivación a tierra dispone de un selector de fase.
Este selector detecta, mediante la distribución de corrientes, si se trata de una falta
monofásica o polifásica y si se trata de una falta monofásica, qué fase ha sido afectada.
223
2 Funciones
Tan pronto como se haya detectado que la falta es polifásica, se genera una orden
de disparo tripolar. También se produce un disparo tripolar cuando no esté permitido
un disparo monopolar (debido a la parametrización o debido al acoplamiento tripolar
de otras funciones adicionales internas o a equipos externos conectados a través de
entradas binarias, por ejemplo, equipo de reenganche).
El selector de fase evalúa las tensiones fase-tierra, las corrientes de fase y las componentes simétricas de las corrientes. Si una caída de tensión considerable o una sobreintensidad considerable permiten detectar de forma fiable un cortocircuito monofásico, se produce un disparo en la fase correspondiente. Análogamente se producirá
un disparo tripolar si las corrientes y/o tensiones indican de forma segura una falta polifásica.
Si no es posible identificar de forma fiable el tipo de fallo mediante procedimiento anteriormente descrito, finalmente de las corrientes de fase se separan, mediante filtrado, el sistema de secuencia negativa y el sistema homopolar. Basándose en la posición de fase entre la contracorriente y la corriente homopolar se determina el tipo de
fallo, es decir, si se trata de un cortocircuito monofásico o polifásico. Aquí se evalúan
también las corrientes de fase, si es necesario subsanar la corriente bajo carga. Para
ello, se aprovecha el hecho de que las fases sin fallo en un cortocircuito monofásico
o no pueden conducir corrientes de fallo o, en caso dado, sólo pueden conducir corrientes de fallo en la misma fase.
El selector de fase tiene un tiempo de actuación de aproximadamente 40 ms. Si en
este tiempo el selector de fase no ha tomado una decisión, se produce un disparo tripolar. Independientemente de esto, se produce un disparo tripolar tan pronto como
quede constatado un fallo multipolar; como se ha descrito anteriormente.
La figura 2-96 muestra el diagrama lógico. La fase determinada por el selector de fase
puede continuar siendo procesada selectivamente por línea, por ejemplo, para una
transmisión de señal selectiva por fase se utilizan las informaciones internas „EF Exc
L1“, etc.
Un aviso externo de la excitación selectiva por fase se produce a través de informaciones „F/T L1 selecc.“ etc. éstas sólo aparecen si la fase ha sido detectada claramente. Para que pueda producirse un disparo monopolar se deben cumplir naturalmente las condiciones generales (equipo apropiado para un disparo monopolar,
autorización para disparo monopolar).
224
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.8 Prot. cortocirc. tierra alta resistencia
Figura 2-96
Diagrama lógico del disparo monopolar con selector de fase
Bloqueo
El disparo de la protección contra cortocircuitos a tierra puede ser bloqueado por la
protección de distancia. Si entonces la protección de distancia detecta un error, no se
producirá un disparo de la protección contra cortocircuitos a tierra. La declaración de
fallo selectivo le da prioridad a la protección de distancia antes del disparo de la protección contra cortocircuitos a tierra. El bloqueo puede ser limitado mediante un ajuste
a fallos monofásicos o polifásicos así como a fallos en la zona de distancia Z1 ó
Z1/Z1B. Este bloqueo sólo es activo durante el desarrollo de tiempo y disparo por la
protección contra cortocircuitos a tierra y al finalizar la causa del bloqueo se mantiene
aproximadamente 40 ms para evitar conflictos entre señales. Se emite como aviso de
fallo „F/T DISP bloq.“ (n.° 1335).
La protección contra cortocircuitos a tierra también puede ser bloqueada durante un
ciclo de interrupción breve monopolar. Con esto se evita una cálculo erróneo debido
a las magnitudes de sistema homopolar de intensidad y tensión que aparecen. Este
bloqueo actúa sobre la función de protección en conjunto y después del reenganche
continúa siendo vigente unos 40 ms para evitar conflictos entre señales. Se emite
como aviso de fallo „F/T bloqueada“ (n.° 1332).
Si el equipo trabaja con un automatismo de reenganche externo o se puede producir
un disparo monopolar a través de otra protección (que trabaje en paralelo), la protección contra cortocircuitos a tierra debe ser bloqueada durante una desconexión monopolar a través de una entrada binaria.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
225
2 Funciones
Conexión en un
cortocircuito con
derivación a tierra
Para conseguir una desconexión rápida con una falta a tierra al conectar el interruptor
de potencia, se puede utilizar la detección de conexión. La protección contra cortocircuitos de tierra puede disparar entonces de nuevo tripolar sin retardo. Mediante parámetros se puede determinar para qué nivel(es) es válido el disparo rápido después de
la conexión (véanse también los diagramas lógicos en las figuras 2-88 a 2-92).
Con la detección de conexión se bloquea el disparo rápido mientras la estabilización
de conexión detecte una corriente de irrupción. Con ello se evita que al conectar un
transformador se produzca un disparo rápido en un nivel, normalmente con un retardo
suficiente, que no sea bloqueado por la estabilización de conexión.
2.8.2
Indicaciones de ajuste
Generalidades
Durante la configuración de las funciones del equipo (párrafo 2.1.1, dirección 131
FALTAS a tierra) se ha definido que grupo de curvas características debe estar a
disposición. Dependiendo de la configuración y del modelo del pedido, sólo estarán
disponibles los parámetros que sean válidos para las curvas características disponibles.
Mediante el parámetro 3101 FALTAS A TIERRA es posible conectar o desconectar
la protección contra cortocircuito a tierra. Esto se refiere a todos los niveles de la protección contra cortocircuito a tierra.
Si desea desconectar alguno de los 4 niveles, ajuste MODUS ... a desactivado
(ver más abajo).
Bloqueo
La protección contra cortocircuitos a tierra puede ser bloqueada por la protección de
distancia, para poder dar prioridad a una declaración de error selectiva a la protección
de distancia antes de que la protección contra cortocircuitos a tierra produzca un disparo. La dirección 3102 BLOQUEO F/T determina si el bloqueo debe producirse con
cada excitación de la protección de distancia (Arr. distancia), con una excitación
monofásica de la protección de distancia (Arr.1pol.distan) o sólo con una excitación polifásica de la protección de distancia (Arr.multip.dist). Si no se desea
un bloqueo, ajuste No.
Además, existe la posibilidad de bloquear el disparo de la protección contra cortocircuito a tierra sólo con excitaciones de la protección de distancia en la sección de línea
a proteger. Si desea bloquear la protección contra cortocircuitos a tierra en fallos
dentro de la zona Z1, ajuste la dirección 3174 BLQ F/T arrDist a en Zona Z1.
Si desea bloquear la protección contra cortocircuitos a tierra en fallos dentro de la
zona Z1 ó Z1B, ajuste la dirección 3174 BLQ F/T arrDist a en Zona Z1/Z1B.
Pero si el bloqueo de la protección contra cortocircuitos a tierra por parte de la protección de distancia debe ser independiente de la localización del fallo, ajuste 3174 BLQ
F/T arrDist a en cada Zona.
La dirección 3102 se refiere al tipo de fallo y la dirección 3174 al lugar del fallo.
Ambas posibilidades de bloqueo forman un vínculo AND. Si por ejemplo sólo desea
bloquear la protección contra cortocircuitos a tierra con fallos monofásicos en la zona
Z1, ajuste 3102 BLOQUEO F/T = Arr.1pol.distan si 3174 BLQ F/T arrDist
= en Zona Z1. Por el contrario 3102 BLOQUEO F/T = Arr. distancia y 3174
BLQ F/T arrDist = en Zona Z1 significan que el bloqueo se produce con cualquier tipo de fallo (cualquier excitación de la protección de distancia) dentro de la zona
Z1.
La protección contra cortocircuitos a tierra debe ser bloqueada en interrupciones
breves monopolares durante el tiempo muerto sin tensión, para que no funcione bajo
226
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.8 Prot. cortocirc. tierra alta resistencia
las magnitudes erróneas de sistema homopolar y sistema invertido que se producen
(dirección 3103 BLQ.F/T paus.1p). El ajuste en Si (preajuste en equipos con un
disparo monopolar) es necesario si se debe ejecutar una interrupción breve monopolar. En caso contrario, ajuste No. Al ajustar el parámetro 3103 BLQ.F/T paus.1p a
Si se bloquea completamente la protección contra cortocircuitos a tierra cuando el
Detector de Polo-Abierto detecta una pausa monopolar. Si en la red a proteger no se
ejecutan disparos monopolares, el parámetro deberá ser ajustado sin falta a No.
Independientemente del ajuste de la dirección de parámetro 3103 BLQ.F/T
paus.1p la protección contra cortocircuitos a tierra siempre es bloqueada en la
pausa monopolar, cuando ella misma ha producido una orden de disparo. Esto es necesario ya que si no la excitación de la protección contra cortocircuitos a tierra, con la
corriente de tierra causada por la corriente de carga, no podría volver a caer.
Disparo
La dirección 3109 DISP 1POL F/T determinada si la protección contra cortocircuitos
a tierra debe disparar de forma monopolar; siempre y cuando la fase errónea haya
sido determinada con seguridad. Esta dirección es válida sólo en equipos con posibilidad de disparo monopolar. Si trabaja con un interrupciones breves monopolares, se
mantiene el ajuste Si (preajuste). En caso contrario, ajuste No.
Niveles de
intensidades
independientes
Ajuste a continuación el modo para cada nivel: dirección 3110 DIRECC.3I0>>>, dirección 3120 DIRECC.3I0>>, dirección 3130 DIRECC. 3I0>. Puede ajustar cada
nivel como direccional adelante (normalmente en dirección de la línea), atrás
(normalmente en dirección de la barra colectora) o no direccional (en ambas direcciones). Si no necesita un nivel, ajuste el modo a desactivado.
Con los niveles independientes 3I0>>> (dirección 3111), 3I0>> (dirección 3121) y
3I0> (dirección 3131) es posible realizar una protección contra sobreintensidad de
tres niveles. También pueden ser combinadas con el nivel dependiente de intensidad
3I0P (dirección 3141, ver más abajo). Los valores de respuesta están, por regla general, seleccionados de tal manera que se excite el nivel más sensible con la menor
corriente de cortocircuito a tierra previsible.
Todos los niveles son adecuados, en especial los niveles 3I0>> y 3I0>>>, ya que estos
trabajan con un filtro reducido con tiempo propio breve. Por el contrario, los niveles
3I0> y 3I0P son más adecuados para la detección sensitiva de faltas a tierra debido a
su más eficaz supresión de armónicos.
Si no se necesita una característica dependiente de la intensidad, pero sí un cuarto
nivel de intensidad independiente, el nivel de „intensidad dependiente“ puede ser utilizado como independiente. Esto debe ser considerado ya en la configuración de las
funciones de protección (véase sección 2.1.1.3, dirección 131 FALTAS a tierra =
S/I. t def.). Entoces, para este nivel es válida la dirección 3141 3I0P como valor
de respuesta de intensidad y dirección 3147 T 3I0Pretardo como temporización
independiente.
Las temporizaciones que deben ser ajustadas T 3I0>>> (dirección 3112), T 3I0>>
(dirección 3122) y T 3I0> (dirección 3132) se deducen del plan de escalonamiento
establecido para la red para faltas a tierra.
En la selección de ajustes de intensidad y tiempo hay que tener también en cuenta si
un nivel debe trabajar con dependencia direccional y si va a utilizar una transmisión
de señal. Véase también el subcapítulo „Determinación direccional“ y „Transmisión de
señal con protección de cortocircuito con derivación a tierra“.
Los tiempos ajustados son puros retardos adicionales que no incluyen el tiempo
propio (tiempo de medición).
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
227
2 Funciones
Nivel de intensidad
dependiente con
curva característica
IEC
Si se ha configurado el cuarto nivel como nivel de intensidad dependiente con curva
característica IEC (dirección 131 FALTAS a tierra = S/I.curva ICE), ajuste a
continuación el modo: Dirección 3140 DIRECC.3I0P. Puede ajustar el nivel como direccional adelante (normalmente en dirección de la línea), atrás (normalmente en
dirección de la barra colectora) o no direccional (en ambas direcciones). Si no
necesita el nivel, ajuste el modo a desactivado.
En el nivel dependiente de la intensidad 3I0P y en función de la variante de pedido y
la configuración (capítulo 2.1.1.3, dirección 131), se pueden elegir entre diferentes
curvas características. Si no se necesita ningún nivel de intensidad dependiente,
ajuste la dirección 131 FALTAS a tierra = S/I. t def.. El nivel 3I0P puede ser
entonces ajustado como cuarto nivel independiente (ver más arriba, en „Niveles independientes de la intensidad“) o configurado como nulo. En las curvas características
IEC (dirección 131 FALTAS a tierra = S/I.curva ICE) están a disposición en
la dirección 3151 CARACTERÍSTICA:
Inversa (inverse, Typ A según IEC 60255–3),
Inversa alta (very inverse, Typ B según IEC 60255–3),
Extrem. inversa (extremely inverse, Typ C según IEC 60255–3), y
S/It.inv.Tlargo (longtime, Typ B según IEC 60255–3).
Las curvas características y sus fórmulas correspondientes se encuentran en los
Datos Técnicos.
Para el ajuste del valor de respuesta 3I0P (dirección 3141) se tienen en cuenta consideraciones análogas como en los niveles independientes (ver más arriba). Aquí es
preciso tener en cuenta que entre el valor de excitación y el valor de ajuste ya está
incluido un margen de seguridad. La excitación aquí sólo tiene lugar aproximadamente para un 10% por encima del valor de ajuste.
El multiplicador de tiempo T 3I0P (dirección 3143) viene dado por el plan de escalonamiento establecido para la red.
Además del retardo en función de la intensidad, se pueden ajustar un retardo de duración constante. El ajuste T 3I0Pretardo (dirección 3147) se añade al tiempo de
la curva característica ajustada.
En la selección de ajustes de intensidad y tiempo hay que tener también en cuenta si
un nivel debe trabajar con dependencia direccional y si va a utilizar una transmisión
de señal. Véase también el subcapítulo „Determinación direccional“ y „Transmisión de
señal con protección de cortocircuito con derivación a tierra“.
Nivel de intensidad
dependiente con
curva característica
ANSI
Si se ha configurado el cuarto nivel como nivel de intensidad dependiente con curva
característica ANSI (dirección 131 FALTAS a tierra = S/I.curva ANSI), ajuste
a continuación el modo: Dirección 3140 DIRECC.3I0P. Puede ajustar el nivel como
direccional adelante (normalmente en dirección de la línea), atrás (normalmente
en dirección de la barra colectora) o no direccional (en ambas direcciones). Si
no necesita el nivel, ajuste el modo a desactivado
En el nivel dependiente de la intensidad 3I0P y en función de la variante de pedido y
la configuración (capítulo 2.1.1, dirección 131), se pueden elegir entre diferentes
curvas características. Si no se necesita un nivel dependiente de la intensidad, se
ajusta la dirección 131 FALTAS a tierra = S/I. t def.. El nivel 3I0P puede ser
entonces ajustado como cuarto nivel independiente (ver más arriba, en „Niveles independientes de la intensidad“). En las curvas características ANSI (dirección 131
FALTAS a tierra = S/I.curva ANSI) están disponibles bajo la dirección 3152
CARACTERÍSTICA:
228
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.8 Prot. cortocirc. tierra alta resistencia
Inversa,
Inversa Corta,
Inversa Larga,
Moderad.inversa,
Muy inversa,
Extremada.inv,
Inv.Definida.
Las curvas características y sus fórmulas correspondientes se encuentran en los
Datos Técnicos.
Para el ajuste del valor de respuesta 3I0P (dirección 3141) se tienen en cuenta consideraciones análogas como en los niveles independientes (ver más arriba). Aquí es
preciso tener en cuenta que entre el valor de excitación y el valor de ajuste ya está
incluido un margen de seguridad. La excitación aquí sólo tiene lugar aproximadamente para un 10% por encima del valor de ajuste.
El multiplicador de tiempo T 3I0P (dirección 3144) viene dado por el plan de escalonamiento establecido para la red.
Además del retardo en función de la intensidad, se pueden ajustar un retardo de duración constante. El ajuste T 3I0Pretardo (dirección 3147) se añade al tiempo de
la curva característica ajustada.
En la selección de ajustes de intensidad y tiempo hay que tener también en cuenta si
un nivel debe trabajar con dependencia direccional y si va a utilizar una transmisión
de señal. Véase también el subcapítulo „Determinación direccional“ y „Transmisión de
señal con protección de cortocircuito con derivación a tierra“.
.
Nivel dependiente
de la intensidad
con característica
logarítmica
inversa
Si ha configurado la curva característica logarítmica inversa (dirección 131 FALTAS
a tierra = S/It.def.inv.lo), ajuste a continuación el modo: Dirección 3140
DIRECC.3I0P. Puede ajustar el nivel como direccional adelante (normalmente en
dirección de la línea), atrás (normalmente en dirección de la barra colectora) o no
direccional (en ambas direcciones). Si no necesita el nivel, ajuste el modo a desactivado.
En la curva caracterísitca logarítmica inversa (dirección 131 FALTAS a tierra =
S/It.def.inv.lo) la dirección es 3153 CARACTERÍSTICA = inversa log..
La curva característica y su fórmula correspondiente se encuentra en los Datos Técnicos.
La figura 2-97 muestra el efecto cualitativo de los parámetros más importantes en la
curva característica. 3I0P (dirección 3141) es el valor de referencia para todos los
valores de intensidad, donde 3I0P-FACTOR (dirección 3154) forma el inicio de la
curva característica, es decir, el campo inferior de trabajo en el eje de la intensidad
(en base a 3I0P). El valor de tiempo T 3I0Pmax (dirección 3146) determina el valor
inicial de la curva característica (para 3I0 = 3I0P). El factor de tiempo T 3I0P (dirección 3145) modifica la pendiente de la curva característica. Con corrientes altas, T
3I0P mín. (dirección 3142) indica el límite de tiempo. En principio, a partir de 35 ·
3I0P, el tiempo ya no se reduce.
Finalmente, en la dirección 3147 T 3I0Pretardo se puede ajustar un retardo de
tiempo constante, como en las otras curvas características.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
229
2 Funciones
En la selección de ajustes de intensidad y tiempo hay que tener también en cuenta si
un nivel debe trabajar con dependencia direccional y si va a utilizar una transmisión
de señal. Véase también el subcapítulo „Determinación direccional“ y „Transmisión de
señal con protección de cortocircuito con derivación a tierra“.
Figura 2-97
Nivel dependiente
de tensión homopolar con característica inversa
Parámetros de línea característica de la línea característica logarítmicamente
inversa
Si ha configurado el nivel dependiente de tensión homopolar (dirección 131 FALTAS
a tierra = U0 inversa), ajuste a continuación el modo: Dirección 3140 DIRECC.3I0P. Puede ajustar el nivel como direccional adelante (normalmente en dirección de la línea), atrás (normalmente en dirección de la barra colectora) o no
direccional (en ambas direcciones). Si no necesita el nivel, ajuste el modo a desactivado.
La dirección 3141 3I0P indica la corriente mínima con la que debe actuar este nivel.
Debe ser sobrepasado por corrientes de cortocircuitos a tierra insignificantes.
La curva característica dependiente de la tensión se basa en la fórmula
Donde U0 es la tensión homopolar realmente presente y U0 min el valor de ajuste U0
inv. mín. (dirección 3183). Tenga en cuenta que la fórmula se basa en la tensión
homopolar U0 y no en 3U0. La función se encuentra representada en los Datos Técnicos.
La figura 2-98 muestra de forma cualitativa los parámetros más importantes. U0 inv.
mín. desplaza la curva característica dependiente de la tensión en dirección 3U0. El
valor ajustado es la asíntota para esta curva característica (t → ∞). La figura 2-98 es
a' es una asíntota que pertenece a la curva característica.
La tensión mínima 3U0>(U0 inv) (dirección 3182) es el límite inferior de tensión
que corresponde a la línea c en la figura 2-98. En la curva b (no se muestra la asíntota) el corte de la curva se efectúa con una tensión mínima 3U0>(U0 inv) (línea c).
230
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.8 Prot. cortocirc. tierra alta resistencia
Para un disparo dependiente de la dirección, puede ajustar en la dirección 3184 un
tiempo adicional Tdir. (U0inv) que se sumará a la curva característica dependiente de la tensión.
Con el tiempo no direccional T no dir(U0inv) (dirección 3185) es posible realizar
un nivel de reserva no direccional.
Figura 2-98
Nivel de potencia
homopolar
Parámetros de líneas características del nivel de tensión homopolar dependiente — sin tiempos adicionales
Si se ha configurado el cuarto nivel como nivel de potencia homopolar (dirección 131
FALTAS a tierra = Sr inversa), ajuste a continuación el modo: Dirección 3140
DIRECC.3I0P. Puede ajustar el nivel como direccional adelante (normalmente en
dirección de la línea), atrás (normalmente en dirección de la barra colectora) o no
direccional (en ambas direcciones). Si no necesita el nivel, ajuste el modo a desactivado. La protección contra potencia homopolar debe actuar siempre en el
sentido de la línea.
La dirección 3141 3I0P indica la corriente mínima con la que debe actuar este nivel.
Debe ser sobrepasado por corrientes de cortocircuitos a tierra insignificantes.
La potencia homopolar Sr se calcula en base a la ecuación:
Sr = 3I0 · 3U0 · cos(ϕ – ϕ Comp)
El ángulo ϕKomp se ajusta como ángulo de máxima sensibilidad en la dirección 3168
PHI COMP. y se basa en la tensión homopolar en relación a la corriente homopolar.
El preajuste de 255° corresponde por tanto a un ángulo de impedancia homopolar de
75° (255° – 180°). Ver también el subcapítulo „Protección contra potencia homopolar“.
El tiempo de disparo depende de la potencia homopolar según la ecuación:
Donde Sr es la potencia compensada según la fórmula anterior. Sref es el valor de
ajuste S ref (dirección 3156), que indica el valor de respuesta del nivel ϕ = ϕ Comp.
Con el factor k (dirección 3155), la curva característica de tiempo de la potencia ho-
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
231
2 Funciones
mopolar puede ser desplazada en dirección del tiempo, con el valor de referencia S
ref en dirección de la potencia.
Con el ajuste de tiempo T 3I0Pretardo (dirección 3147) se puede ajustar un
retardo adicional independiente de la potencia.
Determinación de
dirección
La dirección de cada nivel, que usted desea utilizar, ha sido ya fijada en los ajustes
de niveles.
Qué nivel(es) en qué dirección debe(n) actuar depende de la aplicación que se pretenda llevar a cabo. Si se desea, por ejemplo, realizar una protección contra faltas a
tierra direccional con un nivel de reserva no direccional, puede ajustar el nivel 3I0>>
como direccional con un tiempo corto de retardo o sin retardo y el nivel 3I0> con el
mismo valor de respuesta y un tiempo de retardo mayor como nivel de reserva no direccional. El nivel 3I0>>> podría ser aplicado con un ajuste mayor como nivel rápido
adicional.
Si se utiliza un nivel con señal de transmisión, sección 2.9, puede actuar si retardo en
un procedimiento de liberación; en un procedimiento de bloqueo es suficiente un
pequeño retraso con un valor como el del tiempo de transmisión de señal más una
reserva de aprox. 20 ms.
La magnitud de medida para la determinación direccional en los niveles de sobrecorriente es normalmente la corriente de tierra IE = –3I0, cuyo ángulo es comparado con
una magnitud de referencia. La(s) magnitud(es) de referencia se ajusta(n) en DETERMIN.DIR. (dirección 3160):
El preajuste por defecto es U0 + Iy ó U2. El equipo selecciona de forma automática
si la magnitud de referencia debe formarse con la tensión homopolar más la corriente
de neutro del transformador o si se utiliza la contratensión, dependiendo de qué magnitud predomina. Aunque no se encuentre conectada una corriente de neutro de
transformador IY al equipo, puede utilizar este ajuste ya que una corriente que no está
conectada no puede causar ningún efecto.
El ajuste Con Ue + Iy también puede ser aplicado con o sin una corriente de neutro
de transformador conectada.
Si la dirección debe ser determinada exclusivamente con IY como magnitud de referencia, ajuste Sólo con Iy. Esto puede ser útil cuando está siempre disponible, de
forma fiable, una corriente de neutro de transformador IY en la entrada del equipo I4.
La determinación direccional no es entonces influenciada por perturbaciones en el circuito secundario del transformador de tensión. La condición previa es que el equipo
esté provisto con una entrada de corriente de sensibilidad normal I4 y la corriente de
neutro del transformador esté conectada a I4.
Si la dirección debe ser determinada exclusivamente con las magnitudes del sistema
invertido 3I2 y 3U2, ajuste con U2 y I2. Entonces sólo se utilizarán las magnitudes
del sistema invertido calculadas por el equipo para la determinación direccional. En
este caso, el equipo no necesita las magnitudes de sistema homopolar para la determinación direccional.
Si utiliza la protección contra potencia homopolar (dirección 131 FALTAS a tierra
= Sr inversa),es práctico efectuar la determinación direccional también a través de
la potencia homopolar. En este caso, ajuste para DETERMIN.DIR. la opción Pot.
homopolar.
Finalmente, tendrá que ajustar los valores de umbral de las magnitudes de referencia.
3U0> (dirección 3164) determina la tensión de trabajo mínima para la determinación
direccional con U0. Si no se utiliza U0 para la determinación direccional, el valor de
ajuste no tiene importancia. El valor límite ajustado no debe ser sobrepasado por las
232
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.8 Prot. cortocirc. tierra alta resistencia
asimetrías en las tensiones de servicio. El valor de ajuste se basa en el triple de la
tensión homopolar, es decir
3·U0 = |UL1 + UL2 + UL3|
Si se utiliza la curva característica dependiente de la tensión (U0 invers) de forma direccional, para la tensión de trabajo mínima de la determinación direccional sólo es
práctico un valor que sea igual o se encuentre por debajo de la tensión mínima para
la curva característica dependiente de la tensión (dirección 3182).
Sólo cuando en Datos de planta (véase sección 2.1.2.1) haya ajustado la conexión del cuarto transformador de corriente TRANSFORM. I4 (dirección 220) =
Punto estrella, aparecerá la dirección 3165 IY>. Este es el umbral mínimo para
la corriente de referencia del neutro de un transformador de alimentación. Este valor
puede ser ajustado con cierta sensibilidad ya que la detección de la corriente de
neutro es por naturaleza muy exacta.
Si se debe determinar la dirección con las magnitudes del sistema invertido, los
valores de ajuste U2> (dirección 3166) y I2> (dirección 3167) son determinantes.
También aquí hay que seleccionar los valores de ajuste de tal manera que no reaccionen a las asimetrías de servicio en la red.
Si utiliza la protección contra potencia homopolar y la dirección de fallo se determina
con base en la potencia homopolar, la dirección 3169 S ADELANTE indica el valor de
la potencia homopolar compensada sobre la que la dirección es detectada como
hacia adelante. Este valor debe encontrarse por debajo de la potencia de referencia
S ref (dirección 3156, véase más arriba en „Nivel de potencia homopolar“), para
poder garantizar una determinación direccional también con potencias homopolares
débiles.
La posición de la curva característica direccional puede ser modificada, dependiendo
del método de determinación direccional (dirección 3160 DETERMIN.DIR., ver más
arriba). En todos los métodos, que se basan en la medición de ángulo entre las magnitudes de medida y de referencia ( es decir, todos menos DETERMIN.DIR. = Pot.
homopolar), puede modificar la sección de ángulo de la determinación direccional
con los ángulos de ajuste ALPHA y BETA (direcciones 3162 y 3163). Este ajuste es
solamente posible mediante DIGSI en otros parámetros. Como estas magnitudes no
son cruciales, este preajuste puede mantenerse. Si desea modificar los valores,
utilice la definición de ángulo, subcapítulo „Determinación direccional con sistema homopolar“.
En la determinación direccional DETERMIN.DIR. con Pot. homopolar se determina la característica direccional con el ángulo de compensación PHI COMP (dirección 3168), que indica el eje de simetría de la curva característica direccional. Para
la determinación direccional este valor tampoco es crucial. Para la definición del
ángulo, utilice el subcapítulo „Determinación direccional con sistema homopolar“.
Este ángulo determina al mismo tiempo la sensibilidad máxima del nivel de potencia
homopolar y por lo tanto afecta indirectamente también al tiempo de disparo, como se
describió anteriormente (subcapítulo „Nivel de potencia homopolar“).
Transmisión de
señal con protección contra faltas a
tierra
La protección contra faltas a tierra en 7SD5 puede ser ampliada mediante la lógica de
transmisión de señal integrada para la protección de comparación direccional. Encontrará más información sobre los posibles procedimientos de transmisión y sus funciones en la sección 2.9. Si se deben utilizar, en los ajustes del nivel de corriente de
tierra hay que tener en consideración ciertas condiciones.
Primero, hay que determinar qué nivel debe trabajar con transmisión de señal. Este
nivel debe ser ajustado como direccional y en sentido de la línea. Si por ejemplo, el
nivel 3I0> debe trabajar con comparación direccional, se ajusta la dirección 3130
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
233
2 Funciones
DIRECC. 3I0> = adelante (véase más arriba „Niveles independientes de la
intensidad“).
También se le debe comunicar al equipo que el nivel en cuestión trabaja con transmisión de señal, para que el disparo sea liberado sin retardo en un fallo interno. Para el
nivel 3I0>, esto significa que la dirección 3133 3I0>TRANSMIS. se ajustará a Si. El
retardo ajustado para este nivel T 3I0> (dirección 3132) trabaja entonces como nivel
de reserva, por ejemplo, en un fallo de la transmisión de señal. Para los demás niveles, el correspondiente parámetro es ajustado a No, en este ejemplo por tanto a: Dirección 3123 3I0>>TRANSMIS. para el nivel 3I0>>, dirección 3113 3I0>>>TRANSMIS. para el nivel 3I0>>>, dirección 3148 3I0pTRANSMIS. para el nivel 3I0P (si se
utiliza).
Si se utiliza la función de eco en la transmisión de señal o se utiliza el disparo con
alimentación débil, se debe ajustar el nivel de transmisión de señal adicional 3I0>
TRANSMIS. (dirección 3105) para evitar disparos no selectivos cuando fluyan corrientes de tierra. Encontrará informaciones al respecto en la sección 2.9 bajo el subcapítulo „Condiciones previas de la función de protección de cortocircuito con derivación a tierra“
Conexión con cortocircuito con derivación a tierra
Con los ajustes es posible determinar qué nivel debe disparar sin retardo al conectar
la línea sobre una falta. Los niveles disponen de parámetros 3I0>>>CIER.FALT (dirección 3114), 3I0>>CIER.FALT (dirección 3124), 3I0>CIER.FALT (dirección
3134) y 3I0pCIER.FALT (dirección 3149), que pueden ser ajustados a Si o No correspondientemente. Normalmente, no es necesario seleccionar el nivel más sensible, ya que al conectar sobre una falta se cuenta con un cortocircuito fuerte, mientras
que el nivel más sensible se utiliza mayormente para detectar faltas de alta impedancia. Es preciso evitar que el nivel seleccionado responda de forma transitoria al conectar.
Por otro lado, es inofensivo si un nivel seleccionado se excita con la irrupción de conexión. La desconexión rápida es bloqueada mediante la estabilización de conexión
al conectar, también cuando el nivel en cuestión esté ajustado para un disparo sin
retardo al conectar.
Para evitar una falsa activación debido a sobreintensidades transitorias se puede
ajustar un retardo T CIERRE MAN. (dirección 3173). Normalmente, se puede dejar
el ajuste previo 0. En el caso de cables largos en los que hay que contar con unas
irrupciones de corriente de conexión altas, puede ser práctico un retardo breve. Esta
temporización depende de la intensidad y duración del fenómeno transitorio y de los
niveles que se utilicen para el disparo rápido.
Con el parámetro DISP.CIERR.FALT (dirección 3172) se puede determinar a continuación si al conectar sobre una falta a tierra se debe disparar con consulta de dirección (Arr. y direcc..) o sin (Arranque). Aquí, la consulta de dirección se basa
en la dirección parametrizada para el nivel correspondiente.
Estabilización de
corriente de fase
Para evitar, en casos de condiciones de carga asimétricas o en diferentes fallos de
transformador de corriente en redes con puesta a tierra, que los niveles reaccionen
erróneamente, los niveles de corriente de tierra son estabilizados con las corrientes
de fase. Al aumentar la corriente de fase, el valor de respuesta aumenta correspondientemente. Mediante la dirección 3104 ESTAB.3I0 If puede modificarse el valor
de preajuste de 10% para todos los niveles al mismo tiempo. Este ajuste es solamente
posible mediante DIGSI en otros parámetros.
Estabilización de
conexión
La estabilización de conexión sólo es necesaria al utilizar el equipo en derivaciones
de transformador o en líneas que acaban en un transformador, aquí también sólo para
234
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.8 Prot. cortocirc. tierra alta resistencia
aquellos niveles cuyos valores de respuesta se encuentren por debajo de la corriente
de conexión y que su retardo esté en cero o sea muy corto. Los parámetros RUSH
3I0>>> (dirección 3115), RUSH 3I0>> (dirección 3125), RUSH 3I0> (dirección
3135) y RUSH 3I0P (dirección 3150) pueden ser ajustados para cada nivel a Si (con
estabilización de conexión activa) o No (estabilización de conexión desactivada). La
estabilización de conexión está desactivada para todos los niveles, los siguiente parámetros no tienen importancia.
Para la detección de la corriente de conexión, se puede introducir en la dirección
3170 2° armón.bloq. la parte de segundo armónico en la corriente, en base a la
oscilación fundamental, a partir de la cual actúa el bloqueo de conexión. El preajuste
(15%) es en la mayoría de los casos suficiente. Valores más bajos significan una
mayor sensibilidad del bloqueo de conexión (una parte menor del segundo armónico
produce el bloqueo).
Al utilizar derivaciones de transformador o líneas, que acaben en un transformador,
se puede partir de que si la corriente es muy alta, el cortocircuito se encuentra antes
del transformador. Con estas corrientes altas se anula la estabilización de conexión.
Este valor, que se ajusta en la dirección 3171 I RUSH MAX, debe ser superior al
máximo valor de corriente de conexión previsible (valor efectivo).
2.8.3
Visión general de los parámetros
Las direcciones a las cuales se adjunta una "A", sólo son modificables mediante
DIGSI bajo "Otros parámetros".
En la tabla se incluyen preajustes orientados a la demanda comercial. La columna C
(Configuración) indica la relación a la intensidad nominal de transformador correspondiente.
Dir.
Parámetro
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
3101
FALTAS A TIERRA
Activar
Desactivar
Activar
Protección faltas a tierra
3102
BLOQUEO F/T
Arr. distancia
Arr.1pol.distan
Arr.multip.dist
No
Arr. distancia
Bloqueo F/T con arranque
DIST.especial
3103
BLQ.F/T paus.1p
Si
No
Si
Bloqueo F/T en pausa
monopolar
3104A
ESTAB.3I0 If
0 .. 30 %
10 %
Estabilización con
corrientes de fase
3105
3I0> TRANSMIS.
1A
0.01 .. 1.00 A
0.50 A
3I0mín para transmisión
de señal
5A
0.05 .. 5.00 A
2.50 A
1A
0.003 .. 1.000 A
0.500 A
5A
0.015 .. 5.000 A
2.500 A
Si
No
Si
3105
3109
3I0> TRANSMIS.
DISP 1POL F/T
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
3I0mín para transmisión
de señal
Prot. F/T disparo
monopolar permitido
235
2 Funciones
Dir.
Parámetro
3110
DIRECC.3I0>>>
3111
3I0>>>
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
adelante
atrás
no direccional
desactivado
desactivado
3I0>>>: Dirección
1A
0.05 .. 25.00 A
4.00 A
3I0>>>: Valor de reacción
5A
0.25 .. 125.00 A
20.00 A
3112
T 3I0>>>
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.30 s
3I0>>>: Tiempo de
retardo
3113
3I0>>>TRANSMIS.
No
Si
No
3I0>>>: sin ret.
porTransmisión o EB
3114
3I0>>>CIER.FALT
No
Si
No
3I0>>>: sin ret. con cierre
sobre fallo
3115
RUSH 3I0>>>
No
Si
No
3I0>>>: Bloqueo por
Inrush
3120
DIRECC.3I0>>
adelante
atrás
no direccional
desactivado
desactivado
3I0>>: Dirección
3121
3I0>>
1A
0.05 .. 25.00 A
2.00 A
3I0>>: Valor de reacción
5A
0.25 .. 125.00 A
10.00 A
3122
T 3I0>>
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.60 s
3I0>>: Tiempo retardo
3123
3I0>>TRANSMIS.
No
Si
No
3I0>>: sin ret.
porTransmisión o EB
3124
3I0>>CIER.FALT
No
Si
No
3I0>>: sin ret. con cierre
sobre fallo
3125
RUSH 3I0>>
No
Si
No
3I0>>: Bloqueo por Inrush
3130
DIRECC. 3I0>
adelante
atrás
no direccional
desactivado
desactivado
3I0>: Dirección
3131
3I0>
1A
0.05 .. 25.00 A
1.00 A
3I0>: Valor de reacción
5A
0.25 .. 125.00 A
5.00 A
1A
0.003 .. 25.000 A
1.000 A
5A
0.015 .. 125.000 A
5.000 A
3131
3I0>
3I0>: Valor de reacción
3132
T 3I0>
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.90 s
3I0>: Tiempo retardo
3133
3I0>TRANSMIS.
No
Si
No
3I0>: sin ret.
porTransmisión o EB
236
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.8 Prot. cortocirc. tierra alta resistencia
Dir.
Parámetro
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
3134
3I0>CIER.FALT
No
Si
No
3I0>: sin ret. con cierre
sobre fallo
3135
RUSH 3I0>
No
Si
No
3I0>: Bloqueo por Inrush
3140
DIRECC.3I0P
adelante
atrás
no direccional
desactivado
desactivado
3I0P: Dirección
3141
3I0P
1A
0.05 .. 25.00 A
1.00 A
3I0P: Valor de reacción
5A
0.25 .. 125.00 A
5.00 A
1A
0.003 .. 25.000 A
1.000 A
5A
0.015 .. 125.000 A
5.000 A
3141
3I0P
3I0P: Valor de reacción
3142
T 3I0P mín.
0.00 .. 30.00 s
1.20 s
3I0P: Tiempo mínimo S/I t.
inv.
3143
T 3I0P
0.05 .. 3.00 s; ∞
0.50 s
S/It.inv:tiempo para
caract. IEC T3I0p
3144
T 3I0P
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
S/It.inv:tiempo para
caract. ANSI T3I0p
3145
T 3I0P
0.05 .. 15.00 s; ∞
1.35 s
S/It.inv:tiemp.caract.
log.inversa T3I0p
3146
T 3I0Pmax
0.00 .. 30.00 s
5.80 s
S/It.inv:t.máx. log.inversa
T3I0pmáx
3147
T 3I0Pretardo
0.00 .. 30.00 s; ∞
1.20 s
S/It.inv. tiempo ret.
adicional T3I0pmáx
3148
3I0pTRANSMIS.
No
Si
No
3I0p: sin ret.
porTransmisión o EB
3149
3I0pCIER.FALT
No
Si
No
3I0p: sin ret. con cierre
sobre fallo
3150
RUSH 3I0P
No
Si
No
3I0P: Bloqueo por Inrush
3151
CARACTERÍSTICA
Inversa
Inversa alta
Extrem. inversa
S/It.inv.Tlargo
Inversa
Curva característica S/I t.
inv. (IEC)
3152
CARACTERÍSTICA
Inversa
Inversa Corta
Inversa Larga
Moderad.inversa
Muy inversa
Extremada.inv
Inv.Definida
Inversa
Curva característica S/I t.
inv. (ANSI)
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
237
2 Funciones
Dir.
Parámetro
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
3153
CARACTERÍSTICA
inversa log.
inversa log.
Curva caract. S/I t. inv.
(usuario)
3154
3I0P-FACTOR
1.0 .. 4.0
1.1
Factor valor inicial
caract.(log.invers)
3155
k
0.00 .. 3.00 s
0.50 s
Factor k para
caracteristica residual Sr
3156
S ref
1A
1 .. 100 VA
10 VA
S ref para característica
residual Sr
5A
5 .. 500 VA
50 VA
3160
DETERMIN.DIR.
U0 + Iy ó U2
Con Ue + Iy
Sólo con Iy
con U2 y I2
Pot. homopolar
U0 + Iy ó U2
Valores
influyentes,determinación
direcc
3162A
ALPHA
0 .. 360 °
338 °
Ángulo lím.inferior para
direcc.adelante
3163A
BETA
0 .. 360 °
122 °
Ángulo lím.superior para
direcc.adelante
3164
3U0>
0.5 .. 10.0 V
0.5 V
Tensión mín. homopolar
3U0mín.
3165
IY>
1A
0.05 .. 1.00 A
0.05 A
Corriente mín. de
pto.estrella IYmín
5A
0.25 .. 5.00 A
0.25 A
0.5 .. 10.0 V
0.5 V
Tensión mín.de secuencia
neg. U2mín.
1A
0.05 .. 1.00 A
0.05 A
Corriente mín. de
secuencia neg. I2mín.
5A
0.25 .. 5.00 A
0.25 A
0 .. 360 °
255 °
Ángulo de compens. para
potencia homop.
1A
0.1 .. 10.0 VA
0.3 VA
Potencia homop. para
dirección adelante
5A
0.5 .. 50.0 VA
1.5 VA
10 .. 45 %
15 %
Parte de segundo
armónico, que bloquea
1A
0.50 .. 25.00 A
7.50 A
Imáx desactiva bloqueo
de cierre inrush
5A
2.50 .. 125.00 A
37.50 A
3166
U2>
3167
I2>
3168
PHI COMP
3169
S ADELANTE
3170
2° armón.bloq.
3171
I RUSH MAX
3172
DISP.CIERR.FALT
Arranque
Arr. y direcc.
Arr. y direcc.
Disparo por cierre con
falta
3173
T CIERRE MAN.
0.00 .. 30.00 s
0.00 s
Tiempo retardo con cierre
manual
238
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.8 Prot. cortocirc. tierra alta resistencia
Dir.
Parámetro
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
3174
BLQ F/T arrDist
en Zona Z1
en Zona Z1/Z1B
en cada Zona
en cada Zona
Bloqueo F/T con arranque
Prot. Distancia
3182
3U0>(U0 inv)
1.0 .. 10.0 V
5.0 V
Tensión mínima 3U0>
3183
U0 inv. mín.
0.1 .. 5.0 V
0.2 V
tensión mínima U0mín
para T->oo
3184
Tdir. (U0inv)
0.00 .. 32.00 s
0.90 s
Temporización direccional
3185
T no dir(U0inv)
0.00 .. 32.00 s
1.20 s
Temporización no
direccional
2.8.4
Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
1305
>F/T>>> bloq.
AI
>F/T: bloquear escalón 3I0>>>
1307
>F/T bloq.>>>
AI
>F/T: bloquear escalón 3I0>>
1308
>F/T bloq.>
AI
>F/T: bloquear escalón 3I0>
1309
>F/T bloq.p
AI
>F/T: bloquear escalón 3I0p
1310
>F/T autor.DISP
AI
>F/T: Autorización inmed. orden disparo
1331
F/T desconec.
AS
F/T Prot. faltas a tierra desconectada
1332
F/T bloqueada
AS
F/T Prot. faltas a tierra bloqueada
1333
F/T activada
AS
F/T Prot. faltas a tierra activada
1335
F/T DISP bloq.
AS
F/T Orden de disparo bloqueada
1336
F/T L1 selecc.
AS
F/T Selector de fase L1 selecciona
1337
F/T L2 selecc.
AS
F/T Selector de fase L2 selecciona
1338
F/T L3 selecc.
AS
F/T Selector de fase L3 selecciona
1345
F/T Arr general
AS
F/T Prot. faltas a tierra arranque gen.
1354
F/T arr. >>>
AS
F/T Falta tierra arranque escalón 3I0>>>
1355
F/T arr. >>
AS
F/T Falta tierra arranque escalón 3I0>>
1356
F/T arr. >
AS
F/T Falta tierra arranque escalón 3I0>
1357
F/T arr. p
AS
F/T Falta tierra arranque escalón 3I0p
1358
F/T arr.adelant
AS
F/T Falta tierra arranque hacia adelante
1359
F/T arr. atrás
AS
F/T Falta tierra arranque hacia atrás
1361
F/T DISP gen
AS
F/T Falta tierra disparo general
1362
F/T DISP L1
AS
F/T Disparo L1, sólo monopolar
1363
F/T DISP L2
AS
F/T Disparo L2, sólo monopolar
1364
F/T DISP L3
AS
F/T Disparo L3, sólo monopolar
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
239
2 Funciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
1365
F/T DISP L123
AS
F/T Disparo L123, tripolar
1366
F/T DISP. >>>
AS
F/T Falta tierra DISP.escalón 3I0>>>
1367
F/T DISP. >>
AS
F/T Falta tierra DISP.escalón 3I0>>
1368
F/T DISP. >
AS
F/T Falta tierra DISP.escalón 3I0>
1369
F/T DISP. p
AS
F/T Falta tierra DISP.escalón 3I0p
1370
F/T Inrush
AS
F/T Falta tierra Inrush de cierre
240
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.9 Prot. cortocirc. tierra dispos. señal adic
2.9
Prot. cortocirc. tierra dispos. señal adic
2.9.1
Información General
Con la ayuda de la lógica comparativa integrada, la protección direccional contra
faltas a tierra, según capítulo 2.8 puede ser ampliada como protección direccional
comparativa.
Procedimiento de
transmisión
Uno de los niveles, que debe actuar direccionalmente adelante, es utilizado para la
comparación. Este nivel sólo puede disparar rápidamente si se detecta un fallo
también en el otro extremo de línea en dirección hacia adelante. Se puede transmitir
una señal de liberación o de bloqueo.
En procedimientos de liberación se diferencian:
• comparación de dirección.
• Procedimiento de desbloqueo
y procedimiento de bloqueo:
• Bloqueo del nivel direccional.
Otros niveles pueden ser ajustados como niveles de reserva direccionales y/o no direccionales.
Canales de
transmisión
Para la transmisión de señal se necesita un canal de transmisión como mínimo para
cada dirección. Para ello, se puede utilizar en los medios de transmisión convencional, conexiones de fibra óptica, canales de alta frecuencia modulada a través de cable
de comunicación, THF o radioenlace dirigido. Si se utiliza el mismo canal de transmisión como para la transmisión en la protección de distancia, el procedimiento de transmisión también debe ser el mismo.
El procesamiento de señales puede también ser realizado a través de una conexión
de comunicación digitalizada por medio de una interfaz de operación. Por ejemplo:
conductores de fibra óptica, redes de comunicación o cables dedicados (cables de
mando o alambres telefónicos trenzados). En este caso, es preciso proyectar las
señales de emisión y de recepción sobre canales de mando rápidos de la interfaz de
los datos de protección (matriz DIGSI). Para estas posibilidades de transmisión sirve
el procedimiento de comparación de dirección.
7SD5 permite también la transmisión de señales bajo selectividad de fases. La
ventaja es que se deja realizar fiablemente una interrupción corta monopolar y eso
también si se producen en la red dos fallos monofásicos en diferentes líneas. Si no
se registra ningún fallo monofásico, se transmiten las señales para todas las tres
fases. En el caso de un cortocircuito a tierra, la transmisión bajo separación de fases
tiene solamente sentido si se ha identificado la fase afectada por el cortocircuito a
tierra por medio del selector de fases (dirección 3109 DISP 1POL F/T ajustada en
Si, véase también capítulo 2.8 bajo el punto „disparo“).
Los procedimientos de transmisión sirven también para líneas con tres extremos
(líneas trípodes). En este caso, se precisa desde cada extremo a cada extremo
opuesto en cada dirección un canal de transmisión.
En caso de perturbaciones en el trayecto de transmisión es posible bloquear la transmisión de señal adicional. La perturbación es indicada, con una técnica de transmisión convencional, a través de una entrada binaria.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
241
2 Funciones
Conectar y
desconectar
La función comparativa se puede conectar y desconectar, concretamente a través del
parámetro 3201 DISPOS.SEÑAL AD, a través de la interface de sistema (si existe) y
a través de entradas binarias (si están configuradas). Los estados de conexión se memorizan internamente (véase la figura 2-99) y se aseguran contra fallo de tensión
auxiliar. Por principio solamente se puede conectar desde donde previamente se
haya desconectado. Para ello es necesario que la función esté conectada desde las
tres fuentes de conmutación, para ser efectiva.
Figura 2-99
2.9.2
Conexión y desconexión de la transmisión de señales
Procedimiento comparativo direccional
El siguiente procedimiento es adecuado tanto para los medios convencionales de
transmisión como para los digitales.
Principio
La comparación direccional es un procedimiento de liberación. La figura 2-74 muestra
el esquema de funcionamiento.
Si la protección contra faltas a tierra detecta un fallo en dirección hacia adelante, primeramente envía una señal de liberación al extremo opuesto. Cuando el extremo
opuesto asimismo reciba una señal de liberación, la señal de disparo es pasada al
relé de disparo. Condición para una desconexión rápida es por lo tanto que en ambos
extremos de la línea sea detectado un fallo en dirección de la línea.
La señal de envío puede ser alargada con TS (ajustable). El alargamiento de la señal
de envío sólo es efectivo si la protección ha dado ya una señal de disparo. Esto garantiza la liberación del otro extremo de la línea también cuando la falta a tierra haya
sido desconectada muy rápidamente por otra protección independiente.
242
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.9 Prot. cortocirc. tierra dispos. señal adic
Figura 2-100
Proceso
Esquema de funcionamiento del procedimiento de comparación direccional
La figura 2-101 muestra el diagrama lógico del procedimiento comparativo direccional
para un extremo de línea.
La comparación direccional sólo funciona con fallos en dirección „hacia adelante“. Por
ello, el nivel de sobreintensidad que deba trabajar con la comparación direccional,
debe estar ajustado necesariamente a adelante (RICH. 3I0...), véase capítulo 2.8
en el subtítulo „transmisión de señal con protección de cortocircuito con derivación a
tierra.“.
En el caso de líneas con dos extremos, la transmisión puede ser realizada bajo selectividad de fases. En este caso, los circuitos de emisión y de recepción trabajan independientemente para cada fase. En el caso de líneas trípodes, la señal de emisión es
emitida a ambos extremos opuestos. En este caso, las señales de recepción están
enlazadas por medio de una operación Y ya que todos los tres extremos de línea
tienen que emitir en caso de un fallo interno. Por medio del parámetro CONFIG.CONEXIÓN (dirección 3202) se le informa al equipo si existen uno o dos extremos
opuestos.
Las posibles señales erróneas, que pueden ser causadas por una oscilación de
tensión transitoria al desconectar fallos externos o por inversión de dirección al desconectar fallos en líneas paralelas, son neutralizadas mediante un „bloqueo transitorio“ (véase subtítulo „Bloqueo transitorio“).
En líneas con alimentación unilateral o con neutro a tierra sólo tras un extremo de
línea, el extremo de línea sin corriente homopolar no puede formar una señal de liberación ya que aquí no se produce una excitación. Para poder posibilitar también un
disparo por la comparación direccional en este caso, el equipo dispone de medidas
especiales. Esta „Función de alimentación débil“ (función de eco) se aclara en el subtítulo „función de eco“. SE activa cuando desde el extremo opuesto - en líneas con
tres extremos desde al menos un extremo - se recibe una señal sin que el equipo haya
detectado un fallo.
También en el extremo de línea sin o con una alimentación débil el interruptor de potencia puede ser accionado. Este „disparo con una alimentación débil“ está explicado
en el capítulo 2.10.2.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
243
2 Funciones
Figura 2-101
2.9.3
Diagrama lógico del procedimiento de comparación direccional (un extremo de línea)
Procedimiento de desbloqueo direccional
El siguiente procedimiento es adecuado para medios de transmisión convencionales.
Principio
244
El método de desbloqueo es un procedimiento de liberación. La diferencia con el procedimiento comparativo direccional está en que un disparo también es posible cuando
en el extremo opuesto no llegue una señal de liberación. Por eso es utilizado sobre
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.9 Prot. cortocirc. tierra dispos. señal adic
todo en líneas largas, si la señal debe ser transmitida a través de la línea a proteger
mediante TFH y la atenuación de la señal de transmisión en el punto de fallo puede
ser tan grande que no esté garantizada la recepción en el otro extremo de la línea.
La figura 2-102 muestra el esquema de funcionamiento.
Para la transmisión de la señal se necesitan dos frecuencias de señal que son moduladas por la salida de emisión del 7SD5. Si el equipo emisor dispone de un monitor
de canal, la frecuencia de control f0 es modulada a una frecuencia de trabajo fU (frecuencia de desbloqueo). Si la protección detecta una falta a tierra en dirección hacia
adelante, entonces se encarga de transmitir la frecuencia de trabajo fU. En estado de
reposo o en un fallo en dirección hacia atrás, se transmite la frecuencia de control f0.
Cuando el extremo opuesto asimismo reciba una señal de liberación, la señal de
disparo es pasada al relé de disparo. Condición para una desconexión rápida es por
lo tanto que en ambos extremos de la línea sea detectado una falta a tierra en dirección de la línea.
La señal de envío puede ser alargada con TS (ajustable). El alargamiento de la señal
de envío sólo es efectivo si la protección ha dado ya una señal de disparo. Esto garantiza la liberación del otro extremo de la línea también cuando la falta a tierra haya
sido desconectada muy rápidamente por otra protección independiente.
Figura 2-102
Proceso
Esquema de funcionamiento del procedimiento de desbloqueo
La figura 2-103 muestra el diagrama lógico del procedimiento de desbloqueo para un
extremo de línea.
El procedimiento de desbloqueo sólo funciona con faltas en dirección „hacia adelante“. Por ello, el nivel de sobreintensidad que deba trabajar con el procedimiento de
desbloqueo, debe estar ajustado necesariamente adelante (RICH.3I0...) véase capítulo 2.8 en el subtítulo „transmisión de señal con protección de cortocircuito con derivación a tierra“.
En líneas con dos extremos, la transmisión puede llevarse a cabo selectivamente por
fase. Los circuitos receptor y transmisor trabajan entonces separadamente para cada
fase. En líneas con tres extremos la señal de envío es transmitida a los otros dos extremos. Las señales de recepción están entonces vinculadas con AND, ya que en un
caso de fallo interno, los tres extremos de línea tienen que transmitir. Mediante el pa-
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
245
2 Funciones
rámetro CONFIG.CONEXIÓN (dirección 3202) se informa al equipo si hay uno o dos
extremos opuestos.
La lógica de recepción que básicamente corresponde al de la comparación direccional, está antepuesta a una lógica de desbloqueo, que está representada en la figura
2-104. Si la señal de desbloqueo es recibida sin interferencias, entonces aparece la
señal de recepción, p. ej. „>F/T UB ub 1“, y la señal de bloqueo desaparece, p. ej.
„>F/T UB bl 1“. Con ello, la señal interna „desbloq 1“ es transmitida a la lógica de
recepción, donde conduce (si se cumplen las demás condiciones) a la liberación del
disparo.
Cuando la señal que debe ser transmitida no alcanza el otro extremo de la línea
porque el cortocircuito en la línea provoca una atenuación demasiado grande o una
reflexión de la señal, entra en acción la lógica de desbloqueo: No se recibe ni la señal
de desbloqueo „>F/T UB ub 1“ ni la señal de monitor „>F/T UB bl 1“. En este
caso, tras un tiempo de seguridad de 20 ms se produce la liberación „desbloq 1“ y
transmitida a la lógica de recepción, pero mediante el escalonamiento de tiempo
100/100 ms después de otros 100 ms vuelto a anular. Cuando la señal de interferencia desaparece, debe aparecer de nuevo una señal de recepción „>F/T UB ub 1“
o „>F/T UB bl 1“; entonces tras otros 100 ms más (retardo de recuperación del
escalonamiento de tiempo 100/100 ms) se vuelve a un estado de reposo, es decir, la
vía libre directa a la señal „desbloq 1“ y con ello a la liberación es de nuevo posible.
En líneas con tres extremos la lógica de desbloqueo puede ser controlada desde los
dos canales de recepción.
Si durante 10 s no se recibe ninguna de las señales, se emite el aviso „F/T UB
interfe1“.
Las posibles señales erróneas, que pueden ser causadas por una oscilación de
tensión transitoria al desconectar fallos externos o por inversión de dirección al desconectar fallos en líneas paralelas, son neutralizadas mediante un „bloqueo transitorio“.
En líneas con alimentación unilateral o con neutro a tierra sólo tras un extremo de
línea, el extremo de línea sin corriente homopolar no puede formar una señal de liberación ya que aquí no se produce una excitación. Para poder posibilitar también un
disparo por la comparación direccional en este caso, el equipo dispone de medidas
especiales. Esta „Función de alimentación débil“ se describe en el capítulo „Medidas
con una alimentación débil o sin alimentación de corriente de tierra“. La función se
activa cuando desde el extremo opuesto - en líneas con tres extremos desde al
menos un extremo - se recibe una señal sin que el equipo haya detectado un fallo.
También en el extremo de línea sin o con una alimentación débil puede ser accionado
el interruptor de potencia. Este „disparo con una alimentación débil“ está explicado en
el capítulo 2.10.2.
246
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.9 Prot. cortocirc. tierra dispos. señal adic
Figura 2-103
Diagrama lógico del procedimiento de desbloqueo (un extremo de línea)
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
247
2 Funciones
Figura 2-104
2.9.4
Lógica de desbloqueo
Procedimiento de bloqueo direccional
El siguiente procedimiento es adecuado para medios de transmisión convencionales.
Principio
248
En un procedimiento de bloqueo se utiliza la vía de transmisión para enviar una señal
de bloqueo de un extremo de la línea al otro. La señal es transmitida en cuanto la protección detecte un fallo en dirección hacia atrás, opcionalmente también inmediatamente después de aparecer el fallo (detector de salto en línea de trazo interrumpido).
Se detiene inmediatamente en cuanto la protección contra faltas a tierra detecta una
falta a tierra en dirección hacia adelante. Un disparo en este procedimiento también
es posible aunque no llegue ninguna señal del extremo opuesto. Por eso es utilizado
sobre todo en líneas largas, si la señal debe ser transmitida a través de la línea a pro-
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.9 Prot. cortocirc. tierra dispos. señal adic
teger mediante TFH y la atenuación de la señal de transmisión en el punto de fallo
puede ser tan grande que no esté garantizada la recepción en el otro extremo de la
línea.
La figura 2-105 muestra el esquema de funcionamiento.
Faltas a tierra en dirección hacia adelante provocan un disparo siempre que no se
reciba una señal de bloqueo del otro extremo de la línea. Debido a posibles diferencias en los tiempos de excitación del equipo en ambos extremos de la línea y debido
al tiempo de transmisión el disparo debe ser retrasado un poco por medio de TV.
También para evitar carreras de velocidad entre las señales, es posible alargar una
señal emitida con el tiempo ajustable TS.
Figura 2-105
Proceso
Esquema de funcionamiento del procedimiento de bloqueo
La figura 2-106 muestra el diagrama lógico del procedimiento de bloqueo para un
extremo de línea.
El nivel que debe ser bloqueado debe ser ajustado a adelante (RICH. 3I0...), véase
capítulo 2.8 en el subtítulo „Transmisión de señal con protección de cortocircuito con
derivación a tierra.“.
En líneas con dos extremos, la transmisión puede llevarse a cabo selectivamente por
fase. Los circuitos receptor y transmisor trabajan entonces separadamente para cada
fase. En líneas con tres extremos la señal de envío es transmitida a los otros dos extremos. Las señales de recepción están entonces vinculadas con OR ya que en un
caso de fallo interno no debe aparecer señal de bloqueo de ningún extremo de línea.
Mediante el parámetro CONFIG.CONEXIÓN (dirección 3202) se informa al equipo si
hay uno o dos extremos opuestos.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
249
2 Funciones
Figura 2-106
250
Diagrama lógico del procedimiento de bloqueo (un extremo de línea)
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.9 Prot. cortocirc. tierra dispos. señal adic
Si la protección contra faltas a tierra detecta un fallo en dirección hacia atrás, se envía
la señal de bloqueo (p. ej. „F/T Transmis.“, Nr 1384). La señal de emisión puede
ser alargada mediante la dirección 3203. Con un fallo en dirección hacia adelante, la
señal de bloqueo es detenida (p. ej. „F/T Stop“, Nr 1389). Para conseguir un
bloqueo especialmente rápido se puede utilizar la señal de salida del detector de salto
de las magnitudes de medición para la transmisión. Esto se consigue configurando
también la salida „F/T Bloq. Salto“ (Nr 1390) al relé de salida para el emisor.
Como esta señal de salto aparece en cada salto de las magnitudes de medida, sólo
se debería de utilizar cuando se esté seguro que la vía de transmisión reaccione con
mucha rapidez a la desaparición de la señal de emisión.
Las posibles señales erróneas, que pueden ser causadas por una oscilación de
tensión transitoria al desconectar fallos externos o por inversión de dirección al desconectar fallos en líneas paralelas, son neutralizadas mediante un „bloqueo transitorio“. Esta alarga la señal de bloqueo por el tiempo de bloqueo transitorio
T.BLOQ.TRANSIT. (dirección 3210), siempre que haya permanecido al menos la
duración de un tiempo de espera T.ESPERA ATRÁS (dirección 3209).
Es la naturaleza del procedimiento de bloqueo que también los cortocircuitos a tierra
de alimentación unilateral sean desconectados rápidamente sin tener que tomar
medidas especiales, ya que desde el extremo sin alimentación no se puede formar
una señal de bloqueo.
2.9.5
Bloqueo transitorio
El bloqueo transitorio proporciona una seguridad adicional contra señales erróneas
que pueden ser causadas por una oscilación de tensión transitoria al desconectar
faltas externas o por inversión de dirección al desconectar fallos en líneas paralelas.
El principio de bloqueo transitorio consiste en que tras la aparición de una falta a tierra
hacia atrás, durante un determinado tiempo (ajustable) se impide la formación de una
señal de liberación. En los procedimientos de liberación esto ocurre mediante el
bloqueo de los circuitos de emisión y recepción
La figura 2-107 muestra el principio de bloqueo transitorio para un procedimiento de
liberación.
Si después de una excitación se detecta un fallo no direccional o un fallo en dirección
hacia atrás dentro del tiempo de espera T.ESPERA ATRÁS (dirección 3209), se
impide el circuito emisor y la liberación de disparo. Este bloqueo se mantiene durante
el tiempo de bloqueo transitorio T.BLOQ.TRANSIT. (dirección 3210) aunque el criterio de bloqueo desaparezca.
En el procedimiento de bloqueo, el bloqueo transitorio alarga la señal de bloqueo recibida como se muestra en la figura 2-106.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
251
2 Funciones
Figura 2-107
2.9.6
Bloqueo transitorio durante procedimientos de autorización
Medidas sin alimentación de corriente de tierra o con una alimentación débil
En líneas con alimentación unilateral o con neutro a tierra sólo tras un extremo de
línea, el extremo de línea sin corriente homopolar no puede formar una señal de liberación ya que aquí no se produce una excitación. En los procedimientos comparativos
con señal de liberación no es posible, sin medidas especiales, ni siquiera disparar el
extremo de línea con una fuerte alimentación en tiempo rápido ya que del extremo con
alimentación débil no se transmite ninguna señal de liberación.
Para conseguir una desconexión rápida en estos casos en ambos extremos de la
línea, el equipo dispone de medidas especiales para líneas con alimentación de corriente homopolar débil.
Para que el extremo de línea con alimentación débil también pueda disparar, el equipo
7SD5 dispone de una función de disparo con alimentación débil. Como esto representa una función de protección propia con orden de disparo propia, se describe aparte
en el capítulo 2.10.2.
Función de eco
La figura 2-108 muestra el principio de funcionamiento de la función de eco. Podrá
activar la función (sólo eco) en la dirección e 2501 SE MODO (MODO de alimentación
débil) o desactivarla (Desactivar). Por medio de este “interruptor”, puede activar adicionalmente la función de activación en caso de una alimentación débil (eco y orden,
véase también el capítulo 2.10.1). Este ajuste es común para procedimientos de señal
con protección de distancia y con protección de cortocircuito con derivación a tierra.
La detección de la alimentación débil y con ello las condiciones para el eco se clasifican en el vínculo central AND. La protección contra faltas a tierra no debe estar desconectada ni bloqueada ya que en este estado produce siempre un eco por falta de
excitación.
La condición central para el eco es la falta de la señal de corriente del nivel de corriente de tierra 3I0> TRANSMIS. con una recepción al mismo tiempo, aportada por la
lógica del procedimiento de transmisión de señal, como se muestra en los diagramas
lógicos correspondientes (figuras 2-101, o bien, figura 2-103).
Para evitar la generación de un eco después de la desconexión de la línea y después
de la reposición del nivel de la corriente en tierra 3I0> TRANSMIS. ya no es posible
generar un eco si ya se ha producido antes una excitación del nivel de la corriente en
la tierra (memoria RS en la figura 2-108). Además, es posible bloquear en cualquier
momento el eco por medio de la entrada binaria „>F/T bloq.eco“.
252
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.9 Prot. cortocirc. tierra dispos. señal adic
Para evitar la formación de un eco después de la desconexión de la línea y la reposición de la corriente de tierra 3I0> TRANSMIS:, no se puede formar ningún eco más si
ya hubo una excitación de la corriente de tierra (memoria RS en la figura 2-108).
Además, el eco puede ser bloqueado mediante las entradas binarias “Bloq. del eco
EF”.
Si se cumplen las condiciones de eco, en primer lugar se activa un corto retraso,
RETRASO T. Este retardo es necesario para que el eco no sea enviado cuando la protección en el extremo de línea débil tenga un tiempo de excitación mayor para un fallo
hacia atrás o cuando excite algo más tarde debido auna distribución de corrientes de
tierra poco favorables. Sin embargo, si en el extremo de línea que no alimenta el interruptor de potencia está abierto, no es necesario un retraso del eco. El tiempo de
retardo de eco puede ser entonces pasado por alto. La posición del interruptor del potencia es indicada desde el control central del equipo (véase el capítulo 2.23.1) .
Entonces, el impulso de eco es emitido (aviso de salida “señal de eco”), cuya duración
es ajustable con el parámetro IMPULSO T. La “señal de eco” debe ser configurada
aparte al relé de salida para su transmisión ya que no está presente en la señal de
emisión “Envío EF”.
Después de la entrega del impulso de eco o durante el envío de señal de la protección
de faltas a tierra, se impide el envío de un nuevo eco durante al menos 50 ms (preajuste). Con esto se evita la repetición de un eco al desconectar la línea.
En el procedimiento de bloqueo no se necesita la función de eco y es por lo tanto ineficaz.
Figura 2-108
Generación de la señal "Liberación de eco"
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
253
2 Funciones
2.9.7
Indicaciones de ajuste
Información
General
La transmisión auxiliar de señal para la protección de faltas a tierra sólo es efectiva
cuando en la configuración se ajustó uno de los posibles procedimientos (dirección
132). Dependiendo de la configuración, aquí aparecen sólo los parámetros que son
relevantes para el procedimiento seleccionado. Si no se necesita la transmisión auxiliar de señal, hay que ajustar la dirección 132 F/T transmis. = no disponible.
Para trayectos de transmisión convencionales son posibles los siguientes procedimientos (como se describe en el capítulo anterior 2.9):
Compar. direcc.
Procedimiento comparativo direccional,
Desbloqueo
Procedimiento de desbloqueo direccional,
Bloqueo
Procedimiento de bloqueo direccional.
En la dirección 3201 DISPOS.SEÑAL AD se puede conectar o desconectar la utilización de un procedimiento de señal.
Si se desea aplicar el procedimiento de señal en una línea con tres extremos, se debe
ajustar la dirección 3202 CONFIG.CONEXIÓN = Tres lados, en caso contrario, se
deja Dos lados.
Para la transmisión digital por medio de una interfaz activada, se puede aplicar el siguiente procedimiento:
Compar. direcc.
= Procedimiento de comparación direccional
En este caso, es preciso proyectar las señales de emisión y de recepción sobre
canales de mando rápidos de la interfaz de los datos de protección (matriz DIGSI).
Condiciones para
una protección
contra faltas a tierra
En los procedimientos comparativos hay que tener en cuenta que una falta a tierra exterior (la corriente de cortocircuito a tierra que pasa) es detectada en ambos extremos
de la línea, para evitar en el procedimiento de liberación un eco erróneo, o bien, para
poder garantizar la señal de bloqueo en el procedimiento de bloqueo. Si en una falta
a tierra, según la figura 2-109, la protección en B no detecta el error, entonces este
fallo se interpretaría como error alimentado exclusivamente por A (eco de B, o bien,
sin señal de bloqueo de B), lo cual conduciría a un disparo erróneo en A. Por ello, la
protección contra faltas a tierra dispone de un nivel de corriente de tierra 3I0>
TRANSMIS. (dirección 3105). Ésta debe ser ajustada con más sensibilidad que el
nivel de corriente de tierra que opera con transmisión de señal, más baja cuanto
mayor sea la corriente de tierra capacitiva (IEC en la figura 2-109). Por regla general,
en líneas aéreas es adecuado un 70% ó 80% del nivel de corriente de tierra. En
cables, o en líneas aéreas muy largas, si las corrientes capacitivas en un caso de falta
a tierra muestran unas dimensiones idénticas a las corrientes de falta a tierra, se debe
evitar la función de eco o utilizarla sólo con el interruptor de potencia abierto; el procedimiento de bloqueo debe ser entonces evitado de cualquier manera.
Figura 2-109
254
Posible distribución de corriente en un cortocircuito a tierra exterior
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.9 Prot. cortocirc. tierra dispos. señal adic
En líneas con tres extremos (trípode) hay que considerar también que la corriente de
cortocircuito a tierra en una falta a tierra exterior se reparte de forma irregular en los
extremos de la línea. La caso crítico está representado en la figura 2-110. En el caso
más desfavorable, la corriente de tierra proveniente de A se divide en partes iguales
en los extremos de línea B y C. El valor de ajuste responsable del eco, o bien, la señal
de bloqueo 3I0> TRANSMIS. (dirección 3105) se debe encontrar por tanto por
debajo de la mitad del valor de respuesta utilizado para la transmisión señal en el nivel
de corriente de tierra. Además, también son válidas las consideraciones descritas anteriormente respecto a la corriente de tierra capacitiva, que en la figura 2-110 no han
sido tenidas en cuenta. En cualquier otro caso de distribución de la corriente de tierra
diferente al descrito, la situación es comparativamente más favorable ya que entonces una de las dos corrientes de tierra IEB o IEC tiene que ser mayor a la considerada
anteriormente.
Figura 2-110
Tiempos
Posible distribución de corriente desfavorable a través de una línea con tres
extremos en un cortocircuito a tierra exterior
La prolongación de la señal de transmisión PROL.T.TRANSMIS (dirección 3203)
debe garantizar que la señal transmisión alcance el otro extremo de la línea, también
si en el extremo de línea que emite se desconectara con mucha rapidez y/o el tiempo
de transmisión es relativamente grande. El procedimiento de liberación Compar.
direcc. y Desbloqueo la prolongación de la señal sólo tiene efecto si el equipo ya
ha dado una orden de disparo. Esto garantiza la liberación del otro extremo de la línea
también cuando el cortocircuito haya sido desconectado muy rápidamente por otra
protección, o bien, otro nivel. En el procedimiento de bloqueo Bloqueo la señal de
transmisión siempre es prolongada ese tiempo. Aquí esto corresponde a un bloqueo
transitorio después de un fallo hacia atrás. Este ajuste es solamente posible mediante
DIGSI en otros parámetros.
Para que puedan ser detectados fallos estacionarios en la línea, como roturas de
cable, en la detección de fallo después del tiempo de supervisión T ALARMA (dirección 3207) se considera detectada un fallo permanente. Este ajuste es solamente
posible mediante DIGSI en otros parámetros.
Corral retardo de liberación T.RET.AUTORIZ. (dirección 3208) se puede retrasar la
liberación del disparo direccional. En general, esto sólo es necesario en el procedimiento de bloqueo Bloqueo para que haya tiempo suficiente para la transmisión la
señal de bloqueo en caso de fallos externos. Este retardo sólo afecta al circuito de
recepción del procedimiento de transmisión; por el contrario, un retardo del disparo
del nivel direccional no retrasa el disparo por el procedimiento comparativo.
Bloqueo
transitorio
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Los parámetros T.ESPERA ATRÁS y T.BLOQ.TRANSIT. se encargan del bloqueo
transitorio en los procedimientos comparativos. Este ajuste es solamente posible mediante DIGSI en otros parámetros.
255
2 Funciones
El tiempo T.ESPERA ATRÁS (dirección 3209) es un tiempo de espera previo al
bloqueo transitorio. Sólo cuando el nivel direccional de la protección contra faltas a
tierra después de una excitación dentro de este tiempo haya detectado un error en
dirección hacia atrás, entra en acción el bloqueo transitorio en los procedimientos de
liberación. En el procedimiento de bloqueo este tiempo de espera impide un bloqueo
transitorio si la señal de bloqueo del extremo opuesto llega demasiado rápido. Con el
ajuste ∞ no hay bloqueo transitorio.
El tiempo de bloqueo transitorio T.BLOQ.TRANSIT. (dirección 3210) debe ser necesariamente más largo que la duración de procesos complejos de compensación transitorios al producirse o desconectarse cortocircuitos a tierra externos. En los procedimientos de liberación Compar. direcc. y Desbloqueo la señal de transmisión es
retardada en este tiempo, si la protección ha detectado en primer lugar un error hacia
atrás. En el procedimiento de bloqueo Bloqueo la señal de recepción (de bloqueo)
siempre es prolongada ese tiempo.
El valor preajustado es normalmente suficiente.
Función de eco
En caso de extremos de línea con una baja alimentación o sin suficiente corriente en
la tierra, la función de eco hace sentido en los procedimientos de autorización para
que el extremo de línea que procura la alimentación sea también autorizado. Podrá
activar la función de eco (sólo eco) en la dirección e 2501 SE MODO o desactivarla
(Desactivar). Por medio de este “interruptor”, puede activar adicionalmente la función
de activación en caso de una alimentación débil (eco y orden, véase también el capítulo 2.10.1).
Sírvase, en todo caso, observar las instrucciones sobre el ajuste del nivel de intensidad 3I0> TRANSMIS. (dirección 3105) más arriba y el título marginal “Condiciones
previas en caso de un cortocircuito a tierra”.
El período de retardo del eco RETRASO T (dirección 2502) tiene que ser seleccionado
lo suficientemente largo para que los diferentes tiempos de reacción de la excitación
de las funciones de protección contra cortocircuitos en todos los extremos de la línea
no puedan provocar un eco erróneo en caso de fallos externos (corriente de paso).
Por lo general, alrededor de 40 ms (preajuste). Este ajuste es solamente posible mediante DIGSI en Otros Parámetros.
La duración de impulso del eco IMPULSO T (dirección 2503) puede ser adaptada a
las circunstancias del equipo de transmisión. La duración de impulso del eco tiene que
ser seleccionada lo suficientemente larga para que el registro de la señal de recepción
esté garantizado, también en caso de los diferentes tiempos propios de los equipos
de protección en ambos extremos de la línea así como en caso de los diferentes
tiempos propios de los equipos de transmisión. En la mayoría de los casos, unos 50
ms son suficientes (preajuste). Este ajuste es solamente posible mediante DIGSI en
Otros Parámetros.
Para evitar un eco sin fin entre los extremos de línea (por ejemplo, en el caso de un
acoplamiento de perturbaciones en el camino de la señal), se bloquea un nuevo eco
durante un tiempo determinado T BLQU. DEL ECO (dirección 2504) después de
cada señal de eco transmitida. Por lo general, unos 50 ms. Además, se bloquea
también el eco durante el tiempo T BLQU. DEL ECO , después de emitir la protección
contra cortocircuitos. Este ajuste es solamente posible mediante DIGSI en Otros parámetros.
En caso de un canal de transmisión, que es utilizado tanto para la función de protección de distancia como para la función de protección de pérdida de tierra, pueden producirse disparos erróneos, en caso de que la función de protección de distancia y la
función de protección de pérdida de tierra generaran independientemente un eco. En
256
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.9 Prot. cortocirc. tierra dispos. señal adic
este caso el parámetro eco deberá configurarse en Eco: canal 1 (dirección 2509)
en sí. El preajuste es No.
Nota
La señal „Señal eco“ (número 4246) tiene que ser conmutada por separado hacia
el relé de salida para el accionamiento del emisor, esta señal no está incluida en las
señales de emisión de las funciones de transmisión.
2.9.8
Visión general de los parámetros
Las direcciones a las cuales se adjunta una "A", sólo son modificables mediante
DIGSI bajo "Otros parámetros".
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
3201
DISPOS.SEÑAL AD
Activar
Desactivar
Activar
Dispositivo adicional de faltas a
tierra
3202
CONFIG.CONEXIÓN
Dos lados
Tres lados
Dos lados
Configuración de conexión
3203A
PROL.T.TRANSMIS
0.00 .. 30.00 s
0.05 s
Prolongación de la señal de
transmisión
3207A
T ALARMA
0.00 .. 30.00 s
10.00 s
Desbloqueo: Tiempo de
detección de fallo
3208
T.RET.AUTORIZ.
0.000 .. 30.000 s
0.000 s
Retardo de autoriz. después de
arranque
3209A
T.ESPERA ATRÁS
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.04 s
Bloq.trans.: T.espera tras fallo
atrás
3210A
T.BLOQ.TRANSIT.
0.00 .. 30.00 s
0.05 s
Tiempo bloqueo transitivo
2.9.9
Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
1311
>F/T con.d.señ.
AI
>F/T: Conectar dispositivo señal adic.
1312
>F/T des.d.señ.
AI
>F/T : Desconect. dispositivo señal ad.
1313
>F/T blq.d.señ.
AI
>F/T : bloquear dispositivo señal ad.
1318
>F/T Recepc. 1
AI
>F/T Recepción de señal canal 1
1319
>F/T Recepc. 2
AI
>F/T Recepción de señal canal 2
1320
>F/T UB ub 1
AI
>F/T Unblocking: desbloqueo (ub) canal 1
1321
>F/T UB bl 1
AI
>F/T Unblocking: bloqueo (bl) canal 1
1322
>F/T UB ub 2
AI
>F/T Unblocking: desbloqueo (ub) canal 2
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
257
2 Funciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
1323
>F/T UB bl 2
AI
>F/T Unblocking: bloqueo (bl) canal 2
1324
>F/T bloq.eco
AI
>F/T Bloqueo de señal eco
1325
>F/T Recepc1-L1
AI
>F/T Recepc.señal Canal 1 Fase L1
1326
>F/T Recepc1-L2
AI
>F/T Recepc.señal Canal 1 Fase L2
1327
>F/T Recepc1-L3
AI
>F/T Recepc.señal Canal 1 Fase L3
1328
>F/T UNBLO.1.L1
AI
>F/T Desbloqueo UNBLOCK Canal 1 Fase L1
1329
>F/T UNBLO.1.L2
AI
>F/T Desbloqueo UNBLOCK Canal 1 Fase L2
1330
>F/T UNBLO.1.L3
AI
>F/T Desbloqueo UNBLOCK Canal 1 Fase L3
1371
F/T Transm.L1
AS
F/T Falta a tierra señal transm. Fase L1
1372
F/T Transm.L2
AS
F/T Falta a tierra señal transm. Fase L2
1373
F/T Transm.L3
AS
F/T Falta a tierra señal transm. Fase L3
1374
F/T Stop L1
AS
F/T Bloqueo: Señal Stop Fase L1
1375
F/T Stop L2
AS
F/T Bloqueo: Señal Stop Fase L2
1376
F/T Stop L3
AS
F/T Bloqueo: Señal Stop Fase L3
1380
F/T señ. c/d EB
IntI
F/T Conec./desc.dispos.señal adic.por EB
1381
F/T señ.ad.desc
AS
F/T Dispos. señal adicional desconectado
1384
F/T Transmis.
AS
F/T Dispos.señal adic.:señal transmisión
1386
F/T Bloq.tran
AS
F/T Dispos.señal adic.: bloq. transiente
1387
F/T UB interfe1
AS
F/T Unblocking: interferencia canal 1
1388
F/T UB interfe2
AS
F/T Unblocking: interferencia canal 2
1389
F/T Stop
AS
F/T blocking: Señal de stop
1390
F/T Bloq. Salto
AS
F/T Signal de bloqueo con salto
258
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.10 Disparo con alimentación débil (opcional)
2.10
Disparo con alimentación débil (opcional)
En caso que en la terminal de línea no haya alimentación o ésta sea débil, el dispositivo de protección de distancia no se activará si ocurre un cortocircuito La tabla de información y parámetros en “Alimentación débil” es válida para las siguientes funciones.
Si en un terminal de línea no fluye corriente homopolar o ésta es muy débil, en caso
que se produjese un cortocircuito a tierra, la protección contra cortocircuitos a tierra
podría no responder.
2.10.1 Disparo clásico
2.10.1.1 Descripción del funcionamiento
Procedimiento de
transmisión
En cooperación con el procesamiento de transmisión de señal con protección de distancia y/o con protección de cortocircuito con derivación a tierra, se puede conseguir
también en estos casos una desconexión rápida en ambos extremos de la línea.
En extremos de línea con una fuerte alimentación, la protección de distancia puede
disparar siempre con rapidez dentro de la zona Z1 en caso de fallo. En un procedimiento de transmisión según el principio de liberación, para una conexión rápida en
fallos en el 100% del trayecto de línea, la función de eco (véase el capítulo 2.7) es
efectiva y permite la liberación para el extremo de línea de fuerte alimentación.
También con la protección de cortocircuito a tierra, con el procedimiento de transmisión según el principio de liberación se puede liberar la orden de disparo en el extremo
de línea alimentador con la ayuda de la función de eco (véase el cap. 2.9).
Sin embargo, a veces es deseable un disparo del interruptor de potencia en el
extremo de línea con alimentación débil. Para eso, el equipo 7SD5 dispone de una
función de protección propia con orden de disparo propia.
Excitación con subtensión
La figura 2-112 muestra el principio de funcionamiento de disparo con alimentación
débil. Podrá activar la función (soló eco) en la dirección e 2501 SE MODO (MODO
de alimentación débil) (Eco y sal.) o desactivarla (Desactivar). Si este “interruptor” se ajusta a eco , el disparo será también ineficaz, pero la función de eco puede
operar para la liberación del extremo alimentador de la línea (véase también capítulo
2.7 y 2.9 ). A través de las entradas binarias „>Bloqu. ASE“ se puede bloquear en
cualquier momentola función de disparo.
La lógica para la detección de alimentación débil está disponible en relación con la
protección de distancia para cada fase y también adicionalmente para la protección
de cortocircuito con derivación a tierra. Ya que la consulta de subtensión se lleva a
cabo para cada fase, también es posible un disparo monopolar, a condición de que la
versión del equipo disponible esté provista de esta prestación.
En un cortocircuito hay que partir de la base de que en el extremo de línea con alimentación débil se encuentra bajo una tensión también débil ya que la floja corriente
de cortocircuito sólo puede provocar una caída de tensión limitada en el bucle de cortocircuito. Si no hay alimentación, la tensión de bucle es prácticamente nula. Por ello,
el disparo bajo una alimentación débil se hace depender de la subtensión Uft<
medida, que también permite la selección de la fase afectada.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
259
2 Funciones
Si llega una señal de recepción desde el otro extremo de la línea, sin que la protección
local arranque, esto indica la presencia de un fallo en la línea a proteger. En líneas
con tres extremos, en el procedimiento comparativo debe llegar una señal de recepción de los otros dos extremos. En el procedimiento de arrastre, basta con la llegada
de una señal de uno de los extremos.
Después de un tiempo de seguridad de 40 ms tras la llegada de la señal de recepción
se libera un disparo con una alimentación débil, siempre y cuando sean cumplidas
también las demás condiciones.
Subtensión, interruptor de potencia cerrado y protección de distancia o de cortocircuito a tierra sin excitación.
Para la detección de la alimentación débil después de desconectar la línea y para
evitar una reposición de la excitación, ésta no puede volver a formarse si se encontraba una excitación debida a un cortocircuito en la fase afectada (memoria RS en la
figura 2-111).
En la protección de cortocircuito con derivación a tierra, la señal de liberación es
llevada en bucle al módulo lógico separado por fase. Con ello, también es posible un
disparo monopolar cuando además de la protección de distancia, también la protección de cortocircuito a tierra (o sólo ella) marca las condiciones de liberación.
260
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.10 Disparo con alimentación débil (opcional)
Figura 2-111
Diagrama lógico del disparo en caso de una baja alimentación
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
261
2 Funciones
2.10.1.2 Parámetros
Generalidades
Una condición para todas las funciones con una alimentación débil es que hayan sido
configuradas durante la determinación del volumen de funciones en la dirección 125
ALIM. DÉBIL. = . Con el parámetro MODO SE (dirección 2501) se determina si el
equipo deberá efectuar un disparo con alimentación débil en un cortocircuito. Con el
ajuste Eco y sal. tanto la función de eco como la de disparo en caso de fallos con
alimentación débil están activas. Con el ajuste sólo eco las funciones de eco para
la liberación del extremo de línea alimentador están activas, pero no se produce
ningún disparo en el extremo de la línea por falta de alimentación o porque ésta sea
débil. Ya que estas medidas con una alimentación débil dependen de la señal de recepción del otro extremo de la línea, sólo tienen sentido cuando la protección funciona
con transmisión de señal (véase el capítulo 2.7 y/o 2.9).
La señal de recepción es parte funcional de las condiciones de disparo. Por ello, el
disparo con una alimentación débil no se debe utilizar con un procedimiento de
bloqueo. ¡Sólo es admisible con un procedimiento de arrastre y el procedimiento
comparativo con señal de liberación! Por lo demás, se debe Desactivar en la dirección 2501. En estos casos, es mejor ajustar en la configuración en la dirección 125
desde un principio como no disponible. Entonces, los parámetros correspondientes no son accesibles.
El valor de tensión mínima Uft< (dirección 2505) debe ser ajustado, bajo cualquier
circunstancia, siempre por debajo de la tensión fase-tierra mínima de servicio permisible. Hacia abajo, el límite viene indicado por la caída de tensión máxima previsible
durante un cortocircuito en la línea que debe ser protegida en el punto de medición
en el extremo de la línea con alimentación débil, cuando el dispositivo de protección
de distancia posiblemente deja de excitar.
Liberación de eco
En caso de un canal de transmisión, que es utilizado tanto para la función de protección de distancia como para la función de protección de pérdida de tierra, pueden producirse disparos erróneos, en caso de que la función de protección de distancia y la
función de protección de pérdida de tierra generaran independientemente un eco. En
este caso el parámetro eco deberá configurarse en el eco: canal 1 (dirección
2509) en sí. El preajuste es No.
Los demás ajustes pertenecen a la función de eco y se encuentran expuestos en las
secciones correspondientes ( 2.7 o bien 2.9) .
El resumen de parámetros y la tabla de información se encuentran tras las indicaciones de ajustes de la especificación francesa.
2.10.2 Disparo de conformidad a las especificaciones francesas
2.10.2.1 Descripción del funcionamiento
Una alternativa para la detección de una alimentación débil sólo está disponible en los
modelos 7SD5***-**D**.
262
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.10 Disparo con alimentación débil (opcional)
Excitación con un
salto de tensión
relativo
Además de la función clásica de alimentación débil, está disponible un procesamiento
Lógica Nr. 2 (dirección 125) alternativo a las mencionados anteriormente.
Esta función trabajar independientemente del procesamiento de señal con una señal
de recibo propia y puede disparar tanto con retardo como sin él.
Disparo sin retardo
Figura 2-112
Diagrama lógico para disparo sin retardo
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
263
2 Funciones
Disparo con retardo
Figura 2-113
264
Diagrama lógico para disparo con retardo
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.10 Disparo con alimentación débil (opcional)
2.10.2.2 Indicaciones de ajuste
Liberación de eco
En caso de un canal de transmisión, que es utilizado tanto para la función de protección de distancia como para la función de protección de pérdida de tierra, pueden producirse disparos erróneos, en caso de que la función de protección de distancia y la
función de protección de pérdida de tierra generaran independientemente un eco. En
este caso el parámetro eco deberá configurarse en el canal 1 (dirección 2509) en sí.
El preajuste es No.
Selección por fases
La selección por fases se realiza por medio de una detección de subtensión. En este
caso, no se parametrizará ningún umbral de tensión absoluto en voltios sino un factor
(dirección 2510 Factor U<f-t) del cual resulta, después de su multiplicación con
la tensión conductor-conductor medida, el umbral de tensión. De esta manera, se
tienen en cuenta las desviaciones de la tensión nominal en el umbral de subtensión,
que están relacionadas con el servicio. Estas desviaciones serán permanentemente
adaptadas a las condiciones actuales.
Como no se dispone de ninguna tensión conductor-conductor sana en un caso de
perturbación, el umbral de subtensión será retardado. De esta manera, las modificaciones de la tensión conductor-conductor tienen un efecto retardado en el umbral. La
constante de tiempo se deja parametrizar bajo la dirección 2511 Const.Tiempo τ.
Se determinará la subtensión para todas las tres fases.
En caso de que la tensión conductor-conductor almacenada cayera por debajo del
umbral (dirección 1131 U-RESIDUAL), entonces ya no se registrará ninguna subtensión en la fase correspondiente.
Figura 2-114
Disparo sin retardo
Detección de una subtensión para UL1–E
Se emite un mando de DESACTIVACIÓN sin disparo, si se ha activado una señal de
recepción „>CR-FD recep“ y si se registra al mismo tiempo una subtensión. Si ha
excitado en este caso en el equipo otra función de protección, que registra cortocircuitos, entonces las fases correspondientes serán bloqueadas en la ASE. La señal de
recepción será prolongada bajo la dirección 2512 T prol. recep. para que sea
posible todavía un mando de desactivación, también en caso de una reposición
rápida del lado de emisión.
Para evitar la detección de la baja alimentación después de la desconexión de la línea
y después de la reposición de la excitación, ésta no se puede volver a formar si ya
existía una excitación, que depende de una sobreintensidad, en la fase afectada.
Si no se detecta una subtensión con la señal de recepción activada, pero si se sobrepasa el umbral de la corriente homopolar 3I0> (dirección 2514) significa eso que
existe una perturbación sobre la línea. Si se da este estado (recepción, ninguna subtensión y ninguna corriente homopolar) durante más de 500 ms, el disparo será tripolar. El cambio de tiempo para la señal „3I0> sobrepasado“ es determinado bajo la di-
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
265
2 Funciones
rección 2513 T 3I0> prolong.. En caso de que la corriente homopolar
sobrepasara durante más tiempo que el tiempo parametrizado T 3I0> ALARMA (dirección 2520) el umbral 3I0>, entonces se emitirá el mensaje „3I0 detectado“.
El nivel no retardado trabaja solamente, si se informa a través de la entrada binaria
„>CR-FD Recep.OK“ sobre el funcionamiento perfecto del canal de emisión.
Además, las señales de bloqueo ASE block L..., que se encuentran bajo selectividad
de fases, influyen en la lógica no retardada. De esta manera, se evitan las excitaciones erróneas, en particular después de la desconexión del propio extremo de línea.
Bajo la dirección 2530 DFD sin retardo, el nivel del disparo no retardado será desactivado Desactivar o permanentemente activado Activar.
Disparo sin retardo
El modo de funcionamiento del disparo no retardado es determinado por tres parámetros:
• La dirección 2517 DISP 1pol perm. facilita un mando de disparo unipolar en
caso de errores unipolares, si éste es parametrizado en Activar.
• La dirección 2518 DISP 1pol 3I0 permite en la posición Activar un mando de
desactivación unipolar solamente si se ha sobrepasado también el umbral 3I0> de
la corriente homopolar. Si no se sobrepasa el umbral 3I0>, entonces en caso de
errores unipolares no tendrá lugar ningún disparo. En la posición Desactivar, un
mando de desactivación unipolar es también posible sin sobrepasar el parámetro
3I0>. El cambio de tiempo para la señal „3I0> sobrepasado“ es determinado bajo
la dirección 2513 T 3I0> prolong..
• La dirección 2519 DISP 3pol perm. facilita en la posición Activar también un
mando de desactivación tripolar en caso de una excitación multipolar. En la posición Desactivar se informa solamente sobre la excitación multipolar, pero no se
emitirá ningún mando de desactivación tripolar (solamente avisar). Sin embargo,
sigue siendo posible emitir un mando de desactivación unipolar o tripolar en caso
de una excitación unipolar.
Para poder desconectar el propio extremo de línea, también en caso de una perturbación del canal de emisión, se ha implementado un nivel con disparo retardado. Este
nivel excita al registrar una subtensión en una o en varias fases y dispara con retardo,
después de un tiempo parametrizado (dirección 2515 TM y dirección 2516 TT).
Bajo la dirección 2531 DFD con retardo se puede ajustar el modo de servicio del
disparo con retardo. Seleccionando el parámetro Activar, este nivel es permanentemente activado. Seleccionando el ajuste con fallo recep, este nivel es solamente activado si se informa sobre el parámetro como no „>CR-FD Recep.OK“ saliente.
Para evitar una reacción errónea, se bloquea completamente la selección de fases
por medio de la subtensión en caso de un fallo de tensión (reacción del monitor FuseFailure o del interruptor de protección del transformador de tensión). Además se bloquean asimismo las fases, que están afectadas en el equipo, al excitar otra función
de protección, que detecta cortocircuitos.
266
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.10 Disparo con alimentación débil (opcional)
2.10.3 Visión general en forma de tabla del disparo clásico francés.
2.10.3.1 Visión general de los parámetros
Las direcciones a las cuales se adjunta una "A", sólo son modificables mediante
DIGSI bajo "Otros parámetros".
En la tabla se incluyen preajustes orientados a la demanda comercial. La columna C
(Configuración) indica la relación a la intensidad nominal de transformador correspondiente.
Dir.
Parámetro
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
2501
MODO FUENTE DEB
Desactivar
solo eco
Eco y disparo
solo eco
Modo para fuente débil
2502A
T. RETARDO
0.00 .. 30.00 s
0.04 s
Retardo autoriz.de
eco/crit. fuente déb.
2503A
T. IMPULSO
0.00 .. 30.00 s
0.05 s
T. impuls.eco o
prolong.crit.fuente déb.
2504A
T.BLOQUEO ECO
0.00 .. 30.00 s
0.05 s
Duración bloqueo de eco
después del eco
2505
U< fase-tierra
2 .. 70 V
25 V
Arranque por subtensión
U< fase-tierra
2509
Eco: 1 Canal
No
Si
No
Lógica de Eco: DIS + F/T
por canal común
2510
Factor U<f-t
0.10 .. 1.00
0.70
Factor para subtensión U<
fase-tierra
2511
Const.Tiempo τ
1 .. 60 s
5s
Constante de tiempo Tau
2512A
T prol. recep.
0.00 .. 30.00 s
0.65 s
Prolongación de
recepción
2513A
T 3I0> prolong.
0.00 .. 30.00 s
0.60 s
Tiempo prolongación 3I0>
2514
3I0>
1A
0.05 .. 1.00 A
0.50 A
Valor de reacción
Intensidad homopolar
5A
0.25 .. 5.00 A
2.50 A
2515
TM
0.00 .. 30.00 s
0.40 s
Fuente débil Tiempo
prolong. monopolar
2516
TT
0.00 .. 30.00 s
1.00 s
Fuente débil Tiempo
prolong. multipolar
2517
DISP 1pol perm.
Activar
Desactivar
Activar
Fuente débil Disparo
monopolar permitido
2518
DISP 1pol 3I0
Activar
Desactivar
Activar
Fuente
déb.Disp.monop.con
intens. homop.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
267
2 Funciones
Dir.
Parámetro
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
2519
DISP 3pol perm.
Activar
Desactivar
Activar
Fuente débil Disparo
tripolar permitido
2520
T 3I0> ALARMA
0.00 .. 30.00 s
10.00 s
Detección de fallo 3I0>
sobrepasado
2530
DFD sin retardo
Activar
Desactivar
Activar
Disparo por fuente débil
sin retardo
2531
DFD con retardo
Activar
con fallo recep
con fallo recep
Disparo por fuente débil
con retardo
2.10.3.2 Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
4203
>CR-FD bloq.
AI
>Bloquear criterio-fuente débil
4204
>CR-FDtemp.bloq
AI
>Bloquear Crit. fuente débil temporizado
4205
>CR-FD Recep.OK
AI
>Criterio-fuente débil: recepcoión OK
4206
>CR-FD recep
AI
>Criterio-fuente débil: recepc.señal
4221
CR-FD descon
AS
Criterio-fuente débil desconectado
4222
CR-FD bloqu.
AS
Criterio-fuente débil bloqueado
4223
CR-FD activ.
AS
Criterio-fuente débil activado
4225
CR-FD 3I0 detec
AS
Criterio-fuente débil detección 3I0
4226
CR-FD UL1<
AS
Criterio-fuente débil Subtensión L1
4227
CR-FD UL2<
AS
Criterio-fuente débil Subtensión L2
4228
CR-FD UL3<
AS
Criterio-fuente débil Subtensión L3
4229
CR-FD DISP 3I0
AS
Criterio-fuente débil disparo 3I0
4231
CR-FD ARR gen
AS
Criterio-débil arranque general
4232
CR-FD ARR L1
AS
Criterio-fuente débil arranque L1
4233
CR-FD ARR L2
AS
Criterio-fuente débil arranque L2
4234
CR-FD ARR L3
AS
Criterio-fuente débil arranque L3
4241
CR-FD DISPgen
AS
Criterio-fuente débil disparo general
4242
CR-FD DISP L1
AS
Crit.-fuente débil disparo L1,sólo 1pol
4243
CR-FD DISP L2
AS
Crit.-fuente débil disparo L2,sólo 1pol
4244
CR-FD DISP L3
AS
Crit.-fuente débil disparo L3,sólo 1pol
4245
CR-FD DISP 3P
AS
Crit.-fuente débil disparo tripolar
4246
Señal eco
AS
Señal eco
268
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.11 Acoplamiento externo
2.11
Acoplamiento externo
Mediante una entrada binaria se puede acoplar en el tratamiento del 7SD5 una señal
cualquiera procedente de un sistema exterior de protección, vigilancia o control. Esta
señal puede ser temporizada, salir como una alarma y ser dirigida a uno o más de los
relés de salida.
2.11.1 Descripción del funcionamiento
Disparo exterior del
interruptor de potencia local
La figura 2-115 muestra el diagrama lógico. Si el equipo y el interruptor de potencia
están previstos para control monopolar, también puede haber disparo monopolar. La
lógica de disparo del equipo asegura que para ello se cumplen las condiciones para
un disparo monopolar (p. ej., disparo monopolar permitido, equipo de reenganche dispuesto).
El disparo exterior se puede conectar y desconectar mediante parámetros y bloquear
por medio de una entrada binaria.
Figura 2-115
Disparo remoto del
interruptor de potencia en el
extremo opuesto
Diagrama lógico del disparo local exterior
Mediante una transmisión convencional para el disparo remoto en el extremo opuesto
se necesita un canal de transmisión para cada sentido de transmisión que se desee
utilizar. Para tal fin se utilizan, por ejemplo, conexiones por conductor de fibra óptica,
canales de alta frecuencia modulados por audiofrecuencia por medio de cable de noticias, TFH o radioenlace dirigido.
Si se debe transmitir la orden de disparo de la protección de distancia, el medio más
fácil es utilizar la lógica de transmisión de señal para su envío, ya que ésta permite
una prolongación de la señal de envío, como se describe en el capítulo 2.7. Naturalmente, se puede utilizar también cualquier orden para el control del transmisor.
Para el circuito receptor se utiliza el disparo externo local. La señal de recepción es
conducida a una entrada binaria configurada en la lógica de entrada binaria „>ACO
DISP 3pol“. Si se desea un disparo monopolar se pueden utilizar también las en-
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
269
2 Funciones
tradas binarias „>ACO DISP L1“, „>ACO DISP L2“ y „>ACO DISP L3“. Aquí la
figura 2-115 también es válida.
2.11.2 Indicaciones de ajuste
Generalidades
Para utilizar el disparo local exterior local es condición necesaria que al configurar el
volumen del equipo (capítulo 2.1.1) se haya parametrizado 122 ACOPLAM. EXTERN
= en la dirección disponible. También se puede activar o desactivar en la dirección
2201 Acoplam.externo.
Para el disparo local exterior se puede ajustar una temporización en la dirección 2202
T. RET. DISPARO. Ésta se puede utilizar como tiempo de seguridad.
Una vez emitida una orden de disparo, ésta se mantiene por lo menos durante el
tiempo mínimo de orden de disparo TMin.Orden Disp, que fue parametrizado para
el equipo en conjunto en la dirección 240 (capítulo 2.1.2) Esto asegura que incluso
con un impulso de control muy corto se pueda accionar con seguridad el interruptor
de potencia.
2.11.3 Visión general de los parámetros
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
2201
Acoplam.externo
Activar
Desactivar
Desactivar
Acoplamiento externo
2202
T. RET. DISPARO
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.01 s
Retardo de orden disparo
2.11.4 Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
4403
>ACO DISP bl
AI
>Acoplamiento ext.: bloqueo de disparo
4412
>ACO DISP L1
AI
>Acoplamiento ext.:disparo L1 por EB
4413
>ACO DISP L2
AI
>Acoplamiento ext.:disparo L2 por EB.
4414
>ACO DISP L3
AI
>Acoplamiento ext.:disparo L3 por EB.
4417
>ACO DISP 3pol
AI
>Acoplamiento ext.:disparo tripolar
4421
ACO DISP desc.
AS
Acoplamiento externo desconectado
4422
ACO DISP bloq.
AS
Acoplamiento externo bloqueado
4432
ACO DISP1p L1
AS
Acoplamiento ext.:disparo L1,sólo monop
4433
ACO DISP1p L2
AS
Acoplamiento ext.:disparo L2,sólo monop
4434
ACO DISP1p L3
AS
Acoplamiento ext.:disparo L3,sólo monop
4435
ACO DISP L123
AS
Acoplamiento ext.:disparo L123, tripol.
270
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.12 Transmisión de información y mandos binarios
2.12
Transmisión de información y mandos binarios
2.12.1 Descripción del funcionamiento
El 7SD5 permite la transmisión de hasta 28 datos de cualquier tipo de información
binaria desde un equipo a otro vía los enlaces de comunicación utilizados para tareas
de protección. Cuatro de ellas son transmitidas como señales de protección con alta
prioridad, es decir, en modo muy rápido y son por lo tanto especialmente adecuadas
para la transmisión de señales de protección externa y de disparo que son generadas
fuera del 7SD5. Las otras 24 son transmitidas posteriormente y son por lo tanto adecuadas para cualquier clase de información que no dependa de una transmisión de
alta velocidad, tal como eventos que estén sucediendo en una subestación que
también puedan ser igualmente útiles en otras subestaciones (véase también los
datos en capítulo „Datos técnicos“).
La información es introducida al equipo vía entradas binarias y puede ser desconectada otra vez en las otras terminales vía salidas binarias. Mediante la lógica integrada
definida por el usuario CFC se pueden crear, tanto por el lado de transmisión como
por el de recepción, enlaces lógicos de las señales entre sí o con otras informaciones
de las funciones de protección y vigilancia del equipo. También se puede asignar una
indicación interna vía CFC a una entrada de transmisión y ser transmitida a una(s) terminal(es) remota(s).
Las entradas binarias que se han de utilizar deberán estar debidamente asignadas en
la configuración de las funciones de entrada y salida, igual que las salidas de aviso.
Las 4 señales de alta prioridad son introducidas al equipo a través de las entradas binarias „> Teledisparo 1“ hasta „> Teledisparo 4“, se transmiten a los
equipos en los demás extremos y se pueden volver a comunicar o continuar procesando por el lado de la recepción a través de las funciones de salida „Teledisp.1
rec.“ hasta „Teledisp.4 rec.“.
Los otros 24 datos de información son introducidas al equipo vía las entradas binarias
„> Teleaviso 1“ a „> Teleaviso 24“ y están disponibles bajo „Teleavi.1
recep“ como extremos receptores.
Al efectuar la asignación de las entradas y salidas binarias mediante DIGSI usted
puede asignar designaciones propias a las informaciones que se han de transmitir.
Por ejemplo, en un extremo de línea con un transformador de bloque se puede
acoplar la orden de disparo de la protección Buchholz como „> Teledisparo 1“
a través de una entrada binaria, dándole la designación „>Buchholz DISP“. En el otro
extremo se le asigna a la orden recibida „Teledisp.1 rec.“ p. ej., la designación
„Buchholz remoto“ y se configura para disparo de aquel interruptor de potencia local.
Al efectuarse la orden de disparo mediante la protección Buchholz se generan entonces los avisos que usted haya determinado.
También los equipos que estén retirados funcionalmente (véase el capítulo 2.4.1, bajo
el subtítulo „Conmutación del modo de trabajo“), pueden transmitir y recibir avisos y
órdenes remotas.
Para la supervisión de los equipos transmisores, para comprobar si sus señales
todavía están disponibles, se pueden utilizar los avisos, como por ejemplo, „Equ1
exist.“ de la identificación de la topología. Estas se emiten cuando un equipo x participa activamente en la topología de la comunicación y esta comunicación también
es estable.
Al reconocer una avería en la comunicación del interfaz de activación se inicia el
tiempo T señ.Reset rem en la dirección 4512 para reiniciar las señales remotas.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
271
2 Funciones
Para la transmisión de informaciones binarias no es preciso efectuar ningún otro
ajuste. Cada equipo manda la información introducida a todos los otros equipos en
los extremos del elemento protegido. Allí donde una selección es necesaria, cuyo propósito es asignar la ruta apropiada y, de ser necesario, una operación lógica del
extremo receptor.
2.12.2 Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
3541
> Teledisparo 1
AI
> Teledisparo 1
3542
> Teledisparo 2
AI
> Teledisparo 2
3543
> Teledisparo 3
AI
> Teledisparo 3
3544
> Teledisparo 4
AI
> Teledisparo 4
3545
Teledisp.1 rec.
AS
Teledisparo 1 recepción
3546
Teledisp.2 rec.
AS
Teledisparo 2 recepción
3547
Teledisp.3 rec.
AS
Teledisparo 3 recepción
3548
Teledisp.4 rec.
AS
Teledisparo 4 recepción
3549
> Teleaviso 1
AI
> Teleaviso 1
3550
> Teleaviso 2
AI
> Teleaviso 2
3551
> Teleaviso 3
AI
> Teleaviso 3
3552
> Teleaviso 4
AI
> Teleaviso 4
3553
> Teleaviso 5
AI
> Teleaviso 5
3554
> Teleaviso 6
AI
> Teleaviso 6
3555
> Teleaviso 7
AI
> Teleaviso 7
3556
> Teleaviso 8
AI
> Teleaviso 8
3557
> Teleaviso 9
AI
> Teleaviso 9
3558
> Teleaviso 10
AI
> Teleaviso 10
3559
> Teleaviso 11
AI
> Teleaviso 11
3560
> Teleaviso 12
AI
> Teleaviso 12
3561
> Teleaviso 13
AI
> Teleaviso 13
3562
> Teleaviso 14
AI
> Teleaviso 14
3563
> Teleaviso 15
AI
> Teleaviso 15
3564
> Teleaviso 16
AI
> Teleaviso 16
3565
> Teleaviso 17
AI
> Teleaviso 17
3566
> Teleaviso 18
AI
> Teleaviso 18
3567
> Teleaviso 19
AI
> Teleaviso 19
3568
> Teleaviso 20
AI
> Teleaviso 20
3569
> Teleaviso 21
AI
> Teleaviso 21
272
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.12 Transmisión de información y mandos binarios
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
3570
> Teleaviso 22
AI
> Teleaviso 22
3571
> Teleaviso 23
AI
> Teleaviso 23
3572
> Teleaviso 24
AI
> Teleaviso 24
3573
Teleavi.1 recep
AS
Teleaviso 1 recepción
3574
Teleavi.2 recep
AS
Teleaviso 2 recepción
3575
Teleavi.3 recep
AS
Teleaviso 3 recepción
3576
Teleavi.4 recep
AS
Teleaviso 4 recepción
3577
Teleavi.5 recep
AS
Teleaviso 5 recepción
3578
Teleavi.6 recep
AS
Teleaviso 6 recepción
3579
Teleavi.7 recep
AS
Teleaviso 7 recepción
3580
Teleavi.8 recep
AS
Teleaviso 8 recepción
3581
Teleavi.9 recep
AS
Teleaviso 9 recepción
3582
Teleavi.10recep
AS
Teleaviso 10 recepción
3583
Teleavi.11recep
AS
Teleaviso 11 recepción
3584
Teleavi.12recep
AS
Teleaviso 12 recepción
3585
Teleavi.13recep
AS
Teleaviso 13 recepción
3586
Teleavi.14recep
AS
Teleaviso 14 recepción
3587
Teleavi.15recep
AS
Teleaviso 15 recepción
3588
Teleavi.16recep
AS
Teleaviso 16 recepción
3589
Teleavi.17recep
AS
Teleaviso 17 recepción
3590
Teleavi.18recep
AS
Teleaviso 18 recepción
3591
Teleavi.19recep
AS
Teleaviso 19 recepción
3592
Teleavi.20recep
AS
Teleaviso 20 recepción
3593
Teleavi.21recep
AS
Teleaviso 21 recepción
3594
Teleavi.22recep
AS
Teleaviso 22 recepción
3595
Teleavi.23recep
AS
Teleaviso 23 recepción
3596
Teleavi.24recep
AS
Teleaviso 24 recepción
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
273
2 Funciones
2.13
Desconexión rápida para corrientes de alta intensidad
2.13.1 Descripción del funcionamiento
Información
General
La desconexión rápida para corrientes de alta intensidad debe desconectar de forma
inmediata y sin retardo cuando se conecte una derivación sobre un cortocircuito de
alta intensidad. Sirve, por ejemplo, como protección rápida al conectar una derivación
teniendo cerrado el seccionador de puesta a tierra. Para su función es preciso que los
equipos en todos los extremos del objeto de protección estén informados sobre la posición del interruptor de potencia (contactos auxiliares del interruptor).
Un segundo nivel trabaja de forma rápida y sin demora, con independencia de la posición del interruptor de potencia.
Nivel I>>>
La excitación del nivel I>>> mide cada intensidad de fase y la compara con el valor
ajustado I>>>. Las intensidades se filtran numéricamente para que sólo se valore la
componente fundamental. Esta excitación de alta intensidad prácticamente no se ve
influenciada por los componentes de corriente continua, tanto en la corriente de cortocircuito como en la corriente secundaria después de desconectar intensidades
altas. Si se rebasa el valor ajustado en más del doble, este nivel utiliza automáticamente el valor cresta y el valor de medida sin filtrar, lo que permite que aquí haya unos
tiempos de actuación sumamente cortos .
La liberación de este nivel sólo se efectúa si el interruptor de potencia local está conectado mientras los otros extremos del objeto protegido están desconectados. Los
equipos por lo tanto intercambian el estado de sus correspondientes interruptores de
potencia constantemente a través del enlace de comunicación. Si el objeto protegido
ya está bajo tensión (desde un extremo diferente) el nivel no es efectivo. Una condición previa indispensable para el funcionamiento del nivel I>>> es que cada extremo
del objeto protegido tenga los contactos auxiliares del interruptor de potencia conectados y asignados a las correspondientes entradas binarias. Si esto no es así, este
nivel no está activo. La posición del interruptor la comunica la función de control
central a la desconexión rápida de alta intensidad (véase también el capítulo 2.23.1).
La figura 2-116 muestra el diagrama lógico. El nivel I>>> en la parte inferior del diagrama opera independientemente para cada fase. Al efectuar la conexión manual del interruptor de potencia se autorizan las tres fases a través de la señal de autorización
interna „SAB Aut. L123“, que es suministrada por el control central de función de
la protección, suponiendo que se pueda reconocer allí la conexión manual (véase el
capítulo 2.23.1).
La autorización también puede darse independientemente por fase mediante las
señales de autorización „SAB Aut. Lx“. Esto es válido, p. ej., en el caso de reenganche
automático después de un disparo monopolar. Así pues existe también la posibilidad
de disparo monopolar por medio de este nivel, suponiendo que el equipo esté previsto
para disparo monopolar.
Nivel I>>>>
274
El nivel I>>>> dispara con independencia de la posición del interruptor de potencia.
También aquí se filtran las intensidades numéricamente y a partir del doble del valor
cresta ajustado se miden las intensidades. La figura 2-116 muestra el diagrama lógico
en la parte superior.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.13 Desconexión rápida para corrientes de alta intensidad
Este nivel se emplea, por lo tanto, cuando hay posibilidad de un escalonamiento de
intensidades. Esto es posible en el caso de una impedancia previa pequeña y al
mismo tiempo una impedancia grande del objeto de protección (en el capítulo 2.13.2
puede verse un ejemplo en las instrucciones de ajuste).
El nivel I>>>> es autorizado automáticamente por la supervisión de salto de intensidad presente en el equipo dI/dt durante 50 ms. También este nivel trabaja independientemente para cada fase.
Figura 2-116
Diagrama lógico de la función de desconexión rápida de alta intensidad
2.13.2 Indicaciones de ajuste
Generalidades
La condición previa para la utilización de la función de desconexión rápida es que se
haya parametrizado, al configurar la capacidad funcional del equipo (capítulo 2.1.1),
bajo la dirección 124 DESCONEX.rápida =disponible. También se puede activar
bajo la dirección 2401 DESCONEX.RÁPIDA Activar o desactivar Desactivar respectivamente.
Nivel I>>>
El valor de la intensidad por cortocircuito, que provoca la excitación del nivel I>>>, es
ajustado como parámetro I>>> bajo la dirección 2404 Este nivel trabaja solamente
al conectar el extremo local, si los interruptores de potencia se encuentran abiertos
en todos los demás extremos del objeto, que se debe proteger. Seleccione el valor lo
suficientemente alto para que la función de protección no reaccione ante el valor efectivo de la intensidad de conexión, que se produce al conectar el objeto, que se debe
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
275
2 Funciones
proteger. No será preciso, en cambio, tener en cuenta las intensidades por cortocircuitos, que pasan.
Al parametrizar por medio del ORDENADOR PERSONAL y por medio de DIGSI, los
valores pueden ser introducidos opcionalmente en valores primarios o en valores secundarios. Al parametrizar en magnitudes secundarias, las intensidades se convierten para el lado secundario de los transformadores de medición de intensidad.
Nivel I>>>
El nivel I>>>> (dirección 2405) trabaja independientemente de la posición del interruptor de potencia. Como este nivel dispara extremamente rápido tiene que ser ajustado lo suficientemente alto para que no excite de ninguna manera en caso de una
intensidad por cortocircuito, que pasa. Se debe aplicar este nivel, por lo tanto, solamente en caso de que existiera la posibilidad de un escalonamiento de intensidades
a través del objeto, que se debe proteger, es decir por ejemplo en el caso de transformadores, impedancias longitudinales o líneas largas con una baja impedancia previa.
En todos los demás casos, el nivel será ajustado en ∞ (preajuste por defecto). Este
ajuste es solamente posible por medio de DIGSI bajo Otros parámetros.
Al parametrizar por medio del ORDENADOR PERSONAL y por medio de DIGSI, los
valores pueden ser introducidos opcionalmente en valores primarios o en valores secundarios. Al parametrizar en magnitudes secundarias, las intensidades se convierten para el lado secundario de los transformadores de medición de intensidad.
Ejemplo de cálculo para un escalonamiento de intensidad:
Línea aérea de 150 mm con 110 kV2 con los datos:
s (longitud).
= 60 km
R1/s .
= 0,19 Ω/km
X1/s .
= 0,42 Ω/km
Potencia de cortocircuito en el comienzo de la línea:
Sk" = 3,5 GVA (subtransiente, ya que el nivel I>>>> puede reaccionar ante el primer
valor de cresta)
Transformador de medición de intensidad 600 A/5 A
A partir de ahí, se calculan tanto la impedancia de potencia ZL como la impedancia
previa ZV:
Z1/s .
= √ 0 ,192 + 0,422 Ω/km = 0,46 Ω/km
ZL .
= 0,46 Ω/km · 60 km
= 27,66 Ω
La intensidad por cortocircuito de tres fases en el extremo de una línea alcanza I"k
Extremo (partiendo de una tensión fuente de 1,1 · UN):
Con un factor de seguridad del 10% se obtiene el valor de ajuste primario:
Valor de ajuste I>>>> = 1,1 · 2245 A = 2470 A
o el valor de ajuste secundario:
276
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.13 Desconexión rápida para corrientes de alta intensidad
es decir en caso de intensidades por cortocircuito superiores a 2470 A (primario) o
20,6 A (secundario), existe con seguridad un cortocircuito en la línea, que hay que
proteger. Es posible desconectar inmediatamente esta línea.
Observación: Se ha efectuado el cálculo utilizando valores lo que viene a ser suficientemente exacto en caso de líneas aéreas. Solamente si la impedancia previa y la
impedancia de línea disponen de ángulos, que son extremamente diferentes entre si,
es preciso efectuar de forma compleja el cálculo correspondiente.
2.13.3 Visión general de los parámetros
Las direcciones a las cuales se adjunta una "A", sólo son modificables mediante
DIGSI bajo "Otros parámetros".
En la tabla se incluyen preajustes orientados a la demanda comercial. La columna C
(Configuración) indica la relación a la intensidad nominal de transformador correspondiente.
Dir.
Parámetro
2401
DESCONEX.RÁPIDA
2404
I>>>
2405A
I>>>>
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
Activar
Desactivar
Activar
Desconexión rápida
1A
0.10 .. 15.00 A; ∞
1.50 A
5A
0.50 .. 75.00 A; ∞
Val. de reacción para
desconex.ráp. I>>>
7.50 A
1A
1.00 .. 25.00 A; ∞
∞A
5A
5.00 .. 125.00 A; ∞
∞A
Valor de reacción
desconecc. ráp. I>>>>
2.13.4 Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
4253
>DRAP bloqu.
AI
>Bloquear Desconexión rápida
4271
DRAP descon.
AS
Desconexión rápida desconectada
4272
DRAP bloqu.
AS
Desconexión rápida bloqueada
4273
DRAP activa
AS
Desconexión rápida activada
4281
DRAP ARR gen
AS
Desconexión rápida arranque general
4282
DRAP ARR L1
AS
Desconexión rápida arranque fase L1
4283
DRAP ARR L2
AS
Desconexión rápida arranque fase L2
4284
DRAP ARR L3
AS
Desconexión rápida arranque fase L3
4285
DRAP ArrI>>>>L1
AS
Desconexión rápida arranq. I>>>> fase L1
4286
DRAP ArrI>>>>L2
AS
Desconexión rápida arranq. I>>>> fase L2
4287
DRAP ArrI>>>>L3
AS
Desconexión rápida arranq. I>>>> fase L3
4289
DRAP DISP 1pL1
AS
Desconexión rápida disparo 1polar L1
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
277
2 Funciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
4290
DRAP DISP 1pL2
AS
Desconexión rápida disparo 1polar L2
4291
DRAP DISP 1pL3
AS
Desconexión rápida disparo 1polar L3
4292
DRAP DISP 1p
AS
Desconexión rápida disparo 1polar
4293
DRAP DISP gen
AS
Desconexión rápida disparo general
4294
DRAP DISP 3p
AS
Desconexión rápida disparo 3polar
4295
DRAP DISP 3p
AS
Desconexión rápida disparo tripolar
278
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.14 Protección de sobreintensidad de tiempo
2.14
Protección de sobreintensidad de tiempo
El equipo 7SD5 dispone de una protección temporizada de sobreintensidad. Ésta se
puede emplear opcionalmente como protección de sobreintensidad temporizada de
reserva o como protección de sobreintensidad temporizada de emergencia. Tenga en
cuenta que aquí se trata de una función de protección más, además de las funciones
de protección principales, como las protecciones diferencial y de distancia ya presentes, que aporta una mayor seguridad.
2.14.1 Información General
Mientras que la protección de línea 7SD5 con protección diferencial parametrizada en
conjunto sólo puede operar correctamente si cada equipo puede recibir sin faltas los
datos de los demás equipos o una protección de distancia sólo puede operar correctamente si la tensión de medida llega sin fallo al equipo, la protección temporizada de
sobreintensidad de emergencia sólo necesita las intensidades locales. La protección
temporizada de sobreintensidad de emergencia se activa automáticamente si está
perturbada la comunicación de datos de la protección diferencial y la tensión de
medida cae (régimen de emergencia). Tanto la protección diferencial como la protección de distancia están entonces bloqueadas.
El régimen de emergencia sustituye por tanto la protección diferencial, o bien, la protección de distancia como protección contra cortocircuitos, si la comunicación de
datos de protección falla y también la protección de distancia que opera paralelamente detecta una caída de las tensiones de medida por una de las condiciones expuestas a continuación:
• si al introducir la señal „fallo de interruptor de protección del transformador de tensión“ a través de una entrada binaria se reconoce un fallo de la tensión de medida o
• si una de las funciones de supervisión interna (por ejemplo, suma de corrientes,
rotura del hilo o „Fuse-Failure-Monitor“) responde, véase sección 2.22.1.3.
La protección de sobreintensidad temporizada tiene un total de cuatro niveles para
cada intensidad de fase y para la intensidad de derivación a tierra, que son:
• Dos niveles de sobreintensidad temporizados con tiempo de disparo independiente
de la intensidad (protección I),
• Un nivel de sobreintensidad temporizado con tiempo de disparo dependiente de la
intensidad (protección S),
• Otro nivel de sobreintensidad temporizado que dispone de una entrada adicional
de autorización.
Estos cuatro niveles son independientes entre sí y se pueden combinar como se
desee. A través de las entradas binarias puede efectuarse el bloqueo de criterios externos, al igual que un disparo rápido. Al conectar el objeto a proteger contra un fallo,
se puede conmutar finalmente también un nivel cualquiera o también varios para
disparo no retardado. Si no se requieren todos los niveles, se pueden desactivar los
que no se necesiten, ajustando su valor de respuesta a ∞.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
279
2 Funciones
2.14.2 Descripción del funcionamiento
Magnitudes de medición
Las intensidades de fase se llevan al equipo a través de los transformadores de
medida de entrada. La corriente de tierra 3 I0 se mide directamente o se calcula.
Al conectar I4 en la alimentación al neutro del conjunto de transformadores de medida
de intensidad, la corriente de tierra está directamente disponible como magnitud de
medida.
Si I4 está conectado procedente de un transformador de intensidad de falta a tierra
independiente, se emplea, teniendo en cuenta el factor TRANSFORM.I4/If (dirección 221, véase el capítulo 2.1.2 bajo el subtítulo „Conexión de corriente“) de los
datos de planta 1. Si la intensidad a tierra no está conectada a la cuarta entrada de
intensidad I4 (dirección 220 TRANSFORM. I4 = sin conexión, véase el capítulo
2.1.2), el equipo calculará la intensidad de tierra a partir de las intensidades de fase.
Por supuesto, es preciso que estén disponibles y conectadas las tres intensidades de
fase de tres transformadores de medida de intensidad conectados en estrella.
Nivel independiente de alta intensidad I>>
Cada intensidad de corriente de fase se compara con el valor ajustado If>> después
de su filtrado numérico y la corriente de falta a tierra mediante 3I0>>. Después de
activado un nivel y transcurridos los tiempos de retardo correspondientes T If>> o
T 3I0>> se emite una orden de disparo. El valor de recuperación representa aproximadamente el 5% del valor de respuesta pero como mínimo un 1,5% de la intensidad
nominal, por debajo del valor de respuesta.
La figura 2-117 muestra el diagrama lógico de los niveles I>>. Se pueden bloquear a
través de la entrada binaria „>S/I I>> blq.“. Adicionalmente se puede bloquear
el nivel de corriente de tierra por separado a través de la entrada binaria „>S/I
Ie>>> blq.“, p. ej., durante una pausa monopolar antes del reenganche, con el fin
de evitar una excitación en falso con el sistema homopolar que entonces aparece.
La entrada binaria „>S/I autor.disp“ y el bloque funcional „Conectar sobre falta“,
son comunes a todos los niveles y se explican más adelante. Sin embargo, pueden
actuar independientemente sobre los niveles de fase y/o tierra. Esto se consigue mediante dos parámetros:
• AUTORI.DISP.I>> (dirección 2614) determina si a través de la entrada binaria
„>S/I autor.disp“ es posible (Si) un disparo sin retardo, o no es posible (No).
Este parámetro también se utiliza para el disparo rápido previo a un reenganche.
• CIERR.FALTA I>> (dirección 2615) determina, si al conectar la línea sobre un
fallo se debe disparar con este nivel sin demora (Si) o no (No).
280
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.14 Protección de sobreintensidad de tiempo
Figura 2-117
Diagrama lógico del nivel I>>
Adicionalmente se puede bloquear el nivel de corriente de tierra por separado a través
de la entrada binaria „>S/I Ie>> blq.“, p. ej., durante una pausa monopolar antes
del reenganche, con el fin de evitar una excitación en falso con el sistema homopolar
que entonces aparece.
Nivel de sobreintensidad independiente I>
La lógica de los niveles de sobreintensidad I> tiene la misma estructura que los
niveles I>>. En todas las designaciones simplemente hay que sustituir If>> por If>
o 3I0>> por 3I0>. Por lo demás, también es válida la figura 2-117.
Nivel de sobreintensidad dependiente de la intensidad IP
También la lógica del nivel dependiente de la intensidad trabaja en principio igual que
los demás niveles. Sin embargo, en este caso el tiempo de retardo viene dado por la
clase de curva característica que esté ajustada, por el valor de la intensidad y por un
factor de tiempo (en la siguiente figura). Una preselección de las características posibles ya fue efectuada durante la configuración de las funciones de protección.
Además se puede elegir un tiempo complementario constante T IPret. o T
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
281
2 Funciones
3I0Pret., que se suma al tiempo dependiente de la intensidad. Las posibles curvas
características están representadas en los datos técnicos.
La siguiente figura muestra el diagrama lógico. Aquí están representadas a título de
ejemplo las direcciones de ajuste para las curvas características ICE. En las instrucciones de ajuste (capítulo 2.14.3) se tratan con mayor detalle las distintas direcciones
de ajuste.
Figura 2-118
Diagrama lógico del nivel IP (protección temporizada de sobreintensidad dependiente)
Otros niveles I>>>
282
Otro nivel de sobreintensidad I>>> dispone de una entrada adicional de autorización
(figura 2-119). Por lo tanto también es utilizable como, por ejemplo, nivel de emergencia. La entrada de autorización „>STUB autoriz.“ se puede ocupar entonces con
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.14 Protección de sobreintensidad de tiempo
el aviso de salida „Pro.EMERGENC.“ (bien a través de entradas y salidas binarias o
a través de las funciones lógicas definibles por el usuario CFC), quedando de este
modo automáticamente en servicio en cuanto deje de estar activa la protección diferencial por avería en la comunicación y la protección de distancia debido a una caída
de la tensión de medida.
Sin embargo, el nivel I>>> se puede emplear también en todo momento como nivel
de sobreintensidad adicional independiente, puesto que trabaja con independencia
de los demás niveles. Ahora bien, en este caso, la entrada de autorización „>STUB
autoriz.“ tiene que estar activada permanentemente (a través de una entrada
binaria o de CFC).
Figura 2-119
Diagrama lógico del nivel I>>>
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
283
2 Funciones
Desconexión
rápida antes de
reenganche
Si se han de efectuar reenganches automáticos, generalmente se desea una supresión rápida de la avería antes del reenganche. A través de la entrada binaria „>S/I
autor.disp“ se puede acoplar una señal de autorización procedente de un automatismo de reenganche exterior. El automatismo de reenganche interno, si existe,
también reacciona ante esta introducción. De este modo, un nivel cualquiera de la
protección de sobreintensidad temporizada puede producir un disparo inmediato
antes del reenganche, mediante el parámetro DES FRG.I.
Conexión Bajo
Fallo
Para conseguir una desconexión rápida en caso de cortocircuito, en caso de conexión
manual del interruptor de potencia, se puede transmitir al equipo la orden de conexión
manual del interruptor de confirmación de control a través de una entrada binaria. En
ese caso, la protección de sobreintensidad temporizada puede volver a efectuar un
disparo tripolar sin retardo o con un retardo reducido. Mediante parámetros se puede
determinar para qué nivel(es) es válido el disparo rápido después de la conexión
manual (véanse también los diagramas lógicos en la figura 2-117, 2-118 y 2-119).
Lógica de
excitación y
disparo
Las señales de excitación de las distintas fases (o tierra) y de los distintos niveles se
enlazan de tal manera entre sí que se emiten no sólo las informaciones de fase sino
también el nivel que ha causado la excitación (tabla 2-12).
En las señales de disparo también se emite el nivel que ha provocado el disparo. En
caso de disparo monopolar se identifica también el polo (véase también el capítulo
2.23.1 „Lógica de disparo del equipo general“).
Tabla 2-12
Señales de excitación de cada fase
Aviso interno
I>> Exc L1
I> Exc L1
Ip Exc L1
I>>> Exc L1
2-117
I>> Exc L2
I> Exc L2
Ip Exc L2
I>>> Exc L2
2-117
I>> Exc L3
I> Exc L3
Ip Exc L3
I>>> Exc L3
2-117
I>> Exc E
I> Exc E
Ip Exc E
I>>> Exc E
2-117
I>> Exc L1
I>> Exc L2
I>> Exc L3
I>> Exc E
2-117
2-117
2-117
2-117
I> Exc L1
I> Exc L2
I> Exc L3
I> Exc E
284
Figura
2-118
2-119
2-118
2-119
2-118
2-119
2-118
2-119
Aviso de salida
Número
„S/I arranq. L1“
7162
„S/I arranq. L2“
7163
„S/I arranq. L2“
7164
„S/I arr. tierra“
7165
„S/I arr. I>>“
7191
„S/I arr. I>“
7192
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.14 Protección de sobreintensidad de tiempo
Aviso interno
Figura
Aviso de salida
Número
Ip Exc L1
Ip Exc L2
Ip Exc L3
Ip Exc E
2-118
2-118
2-118
2-118
„S/I arr. Ip“
7193
I>>> Exc L1
I>>> Exc L2
I>>> Exc L3
I>>> Exc E
2-119
2-119
2-119
2-119
„STUB Arr“
7201
„S/I arranq. gen“
7161
(todas las excitaciones)
2.14.3 Indicaciones de ajuste
Generalidades
Durante la configuración de las funciones del equipo (dirección 126) las curvas características disponibles han sido definidas. Dependiendo de la configuración y de la
versión pedida, sólo esos parámetros son accesibles, los cuales son válidos para las
características disponibles.
En caso de que la protección diferencial y la protección a distancia trabajaran paralelamente en el equipo de protección, entonces el servicio de emergencia no será activado antes de que ambas funciones de protección hayan perdido su eficacia. En caso
de que fallara solamente una de las dos funciones de protección, el objeto a proteger
puede ser protegido completamente por la otra función de protección respectivamente y, en este caso, todavía no se precisa ningún servicio de emergencia.
El servicio de emergencia es activado si se ha parametrizado solamente una de las
funciones de protección (dirección 115, 116 y 117 = no disponible o dirección
112 PROT. DIF. = no disponible) y si esta función de protección ha perdido su
eficacia.
De acuerdo con el régimen de funcionamiento deseado para la protección contra sobreintensidad temporizada se ajusta la dirección 2601: SOBREINTENSIDAD =
Activar significa que la protección contra sobreintensidad temporizada trabaja independientemente de otras funciones de protección, es decir como protección contra
sobreintensidad temporizada de reserva. Si debe trabajar solamente como una
función de emergencia en caso de una pérdida de transmisión y/o en caso de una
pérdida de tensión, entonces se ajusta el parámetro sólo emergencia. Por último,
puede ser también desactivado Desactivar.
Si no se requieren todos los niveles, se pueden anular los que no se precisen, ajustando su valor de respuesta a ∞. En cambio, si se pone el nivel de tiempo asociado
en ∞, esto no elimina los avisos de excitación sino que únicamente impide el desarrollo del tiempo.
El nivel I>>> viene a ser también eficaz si se ha ajustado para el modo de servicio de
la protección contra sobreintensidad temporizada sólo emergencia y si se ha autorizado „>STUB autoriz.“.
Uno o varios niveles se pueden ajustar como niveles de disparo rápido al conectar
sobre un cortocircuito. Esto se selecciona al ajustar los niveles individuales (véase
más abajo). Para evitar una falsa activación debido a sobreintensidades transitorias
se puede ajustar un retardo CIERRE MANUAL (dirección 2680). Generalmente, será
correcto el preajuste 0. En el caso de cables largos en los que hay que contar con
unas irrupciones de corriente de conexión altas, o en el caso de transformadores,
puede ser razonable, sin embargo, un retardo breve. Esta temporización depende de
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
285
2 Funciones
la intensidad y duración del fenómeno transitorio y de los niveles que se utilicen para
el disparo rápido.
Niveles de alta intensidad Iph>>,
3I0>>
Los niveles I>> If>> (dirección 2610) y 3I0>> (dirección 2612) dan como resultado
junto con los niveles I> o los niveles Ip una curva característica de dos niveles. Naturalmente se pueden combinar también los tres niveles. Si no se necesita uno de los
niveles, el valor de respuesta se deberá ajustar a ∞. Los niveles I>> trabajan siempre
con un retardo definido.
Si se utilizan los niveles I>> como niveles rápidos previos al reenganche automático,
el ajuste de intensidad corresponde a los niveles I>, o bien, Ip (véase más adelante).
Aquí interesan únicamente los distintos tiempos de retardo. Los tiempos T If>> (dirección 2611) y T 3I0>> (dirección 2613) se pueden ajustar entonces a 0 o a un
valor muy reducido, ya que antes de un reenganche tiene prioridad la desconexión
rápida de la corriente de cortocircuito frente a la selectividad. Antes de producirse la
desconexión definitiva es preciso bloquear estos niveles para lograr la selectividad.
En el caso de líneas de gran longitud con pequeña impedancia previa o antes de reactancias grandes (p. ej., transformadores, impedancias longitudinales) los niveles I>>
se pueden utilizar también para el escalonamiento de intensidades. En este caso se
deberán ajustar de tal manera que en caso de cortocircuito al final de la línea haya
seguridad de que no respondan. Los tiempos se pueden ajustar entonces a 0 o a un
valor reducido.
Al parametrizar mediante ordenador personal y DIGSI se pueden introducir los
valores opcionalmente en magnitudes primarias o secundarias. Al parametrizar en
magnitudes secundarias, se convierten las intensidades de corriente para el lado secundario de los transformadores de medida de intensidad.
Ejemplo de cálculo:
110 kV línea aérea 150 mm2:
s (longitud).
= 60 km
R1/s .
= 0,19 Ω/km
X1/s .
= 0,42 Ω/km
Potencia de cortocircuito en el extremo de alimentación:
Sk' .
= 2,5 GVA
Transformador de intensidad. 600 A/5 A
A partir de ahí se calcula la impedancia de línea ZL y la impedancia previa ZV:
Z1/s = √0,192 + 0,422 Ω/km = 0,46 Ω/km
ZL = 0,46 Ω/km · 60 km = 27,66 Ω
La intensidad de corriente de cortocircuito trifásica al final de la línea es Ik Fin:
Con un factor de seguridad del 10% se obtiene el valor de ajuste del primario:
Valor de ajuste I>> = 1,1 · 2150 A = 2365 A
286
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.14 Protección de sobreintensidad de tiempo
o el valor de ajuste secundario:
es decir, para intensidades de cortocircuito superiores a 2365 A (primario) ó 19,7 A
(secundario), hay con seguridad un cortocircuito en la línea que se trata de proteger.
Éste se puede desconectar inmediatamente de la protección de sobreintensidad temporizada.
Observación: El cálculo fue realizado con valores absolutos, lo cual es suficientemente preciso para líneas aéreas. Si el ángulo de la impedancia de fuente y de la línea
varían considerablemente, tendrá que realizarse un cálculo complejo.
Para las averías con falta a tierra se puede realizar un cálculo análogo, siendo determinante la corriente de falta a tierra máxima que aparece al final de la línea durante
el cortocircuito con falta a tierra.
Los tiempos ajustados son puros retardos adicionales que no incluyen el tiempo
propio (tiempo de medición).
El parámetro AUTORI.DISP.I>> (dirección 2614) determina si a través de la
entrada binaria „>S/I autor.disp“ (n.° 7110) o estando dispuesto el reenganche
automático hay posibilidad de soslayar los tiempos de retardo T If>> (dirección
2611) y T 3I0>> (dirección 2613). La entrada binaria (si está configurada) es común
a todos los niveles de la protección de sobreintensidad temporizada. Con AUTORI.DISP.I>> = Si se determina por lo tanto que los niveles I>> disparan sin retardo
después de la excitación, si está activada la entrada binaria; para AUTORI.DISP.I>> = No, los retardos ajustados están siempre activos.
El disparo rápido estando dispuesto el automatismo de reconexión automático
debería ser seleccionado solamente si la protección contra sobreintensidad temporizada está ajustada como Función de emergencia. Como la función de protección principal rápida, la función diferencial y / o la protección a distancia, garantiza por principio
con o sin una reconexión un disparo rápido bajo selectividad, la protección contra sobreintensidad temporizada no debe disparar de forma no selectiva como protección
de reserva también antes de una reconexión.
Si se desea que el nivel I>> vuelva a disparar al conectar la línea sobre una avería,
sin retardo o con un retardo breve CIERRE MANUAL (dirección 2680, véase más
arriba en el subtítulo „Generalidades“), se deberá ajustar el parámetro CIERR.FALTA
I>> (dirección 2615) a Si. Para este disparo rápido se puede seleccionar también
cualquier otro nivel.
Niveles de sobreintensidad Iph>, 3I0>
en la protección I
Para ajustar el valor de respuesta de intensidad, If> (dirección 2620), es determinante principalmente la intensidad de corriente de servicio máxima que aparece.
Debe estar excluida la excitación debida a sobrecarga ya que en este régimen de funcionamiento el equipo trabaja con unos tiempos de instrucción correspondientemente
cortos como protección contra cortocircuito pero no como protección contra sobrecarga. Por ese motivo, se ajusta el valor de reacción en las líneas aproximadamente un
10% por encima de la (sobre)carga máxima previsible, y para transformadores y
motores aproximadamente un 20%.
Al parametrizar mediante ordenador personal y DIGSI se pueden introducir los
valores opcionalmente en magnitudes primarias o secundarias. Al parametrizar en
magnitudes secundarias, se convierten las intensidades de corriente para el lado secundario de los transformadores de medida de intensidad.
Ejemplo de cálculo:
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
287
2 Funciones
110 kV línea aérea 150 mm2
potencia máxima transmisible
Pmax .
= 120 MVA
correspondientemente
Imax.
= 630 A
Transformador de intensidad. 600 A/5 A
Factor de seguridad.
1,1
Al efectuar el ajuste en valores primarios se obtiene el valor de ajuste:
Valor de ajuste I> = 1,1 · 630 A = 693 A
Al efectuar el ajuste en valores secundarios, resulta el valor de ajuste:
El nivel de corriente en la tierra 3I0> (dirección 2622) tiene que registrar la corriente
por cortocircuito a tierra mínima esperada.
El período de retardo T If>, que se debe ajustar (dirección 2621), resulta del plano
de escalonamiento, que se ha establecido para la red. Al utilizarlo como protección
contra sobreintensidad temporizada de emergencia, hacen también sentido los períodos de retardo más cortos (un tiempo escalonado por encima del disparo rápido) ya
que esta función debe trabajar entonces solamente en caso de una pérdida de las funciones de protección principales, de la protección diferencial y / o de la protección a
distancia.
El tiempo T 3I0> (dirección 2623) generalmente se puede ajustar más corto de
acuerdo con un plan de escalonamiento independiente para corrientes de falta a
tierra.
En los niveles independientes, los tiempos ajustados son meros retardos adicionales
que no incluyen el tiempo propio (tiempo de medición). Si solamente se han de supervisar las intensidades de fase, el valor de respuesta del nivel de corriente de fallo a
tierra se deberá poner en ∞.
El parámetro AUTORI.DISP.I> (dirección 2624) determina si a través de la entrada
binaria „>S/I autor.disp“ hay posibilidad de soslayar los tiempos de retardo T
If> (dirección 2621) y T 3I0> (dirección 2623). La entrada binaria (si está configurada) es común a todos los niveles de la protección de sobreintensidad temporizada.
Con AUTORI.DISP.I> = Si se determina por lo tanto que los niveles I> disparen sin
retardo después de la excitación, si está activada la entrada binaria; para AUTORI.DISP.I> = No, los retardos ajustados están siempre activos.
El disparo rápido estando dispuesto el automatismo de reenganche automático
debería ser seleccionado solamente si la protección contra sobreintensidad temporizada está ajustada como Función de emergencia. Como la función de protección principal rápida, la función diferencial y / o la protección a distancia, garantiza por principio
con o sin una reconexión un disparo rápido bajo selectividad, la protección contra sobreintensidad temporizada no debe disparar de forma no selectiva como protección
de reserva también antes de una reconexión.
Si se desea que el nivel I> vuelva a disparar al conectar la línea sobre una avería, sin
retardo o con un retardo breve CIERRE MANUAL (dirección 2680, véase más arriba
en el subtítulo „Generalidades“), se deberá ajustar el parámetro CIERRE FALTA I>
(dirección 2625) a Si. Ahora bien para el disparo rápido no se debería seleccionar un
nivel de ajuste sensible, ya que al conectar sobre un fallo hay que contar con la posi-
288
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.14 Protección de sobreintensidad de tiempo
bilidad de un cortocircuito fuerte. Es preciso evitar que el nivel seleccionado responda
de forma transitoria al conectar.
Niveles de sobreintensidad IP, 3I0P en
la protección S con
curva característica
ICE ICE
Varias características pueden ser elegidas en los niveles dependientes de la intensidad, de acuerdo con la versión pedida y de la configuración (dirección 126). En las
curvas características ICE (dirección 126 SOBREINTENSIDAD = S/I.curva ICE)
están disponibles bajo la dirección 2660 CURVA CARACT.:
Inversa (inverso, Tipo A según ICE 60255-3),
Inversa alta (muy inverso, Tipo B según ICE 60255-3),
Extrem. inversa (extremadamente inverso, Tipo C según ICE 60255-3), y
S/It.inv.Tlargo (longtime, Tipo B según ICE 60255-3).
Las líneas características y las fórmulas en las que se basan están reproducidas en
los „datos técnicos“.
Para el ajuste de los valores de respuesta IP (dirección 2640) y 3I0P (dirección
2650), son válidas las mismas consideraciones que para los niveles de sobreintensidad de la protección I (véase más arriba). Aquí es preciso tener en cuenta que entre
el valor de excitación y el valor de ajuste ya está incluido un margen de seguridad. La
excitación aquí sólo tiene lugar aproximadamente con un 10% por encima del valor
de ajuste.
Haciendo referencia al ejemplo anterior, aquí se puede ajustar por lo tanto directamente la intensidad de corriente máxima previsible estando en servicio:
primario: Valor de ajuste IP = 630 A,
secundario: Valor de ajuste IP = 5,25 A, es decir, (630 A/600 A) · 5 A.
El multiplicador de tiempo, que tiene que ser ajustado T IP (dirección 2642), resulta
del plano de escalonamiento, que se ha establecido para la red. Al utilizarlo como protección contra sobreintensidad temporizada de emergencia, tienen también sentido
los períodos de retardo más cortos (un tiempo escalonado por encima del disparo
rápido) ya que esta función debe trabajar entonces solamente en caso de una pérdida
de las funciones de protección principales, de la protección diferencial y / o de la protección a distancia.
El multiplicador de tiempo T 3I0P (dirección 2652) generalmente se puede ajustar
más corto de acuerdo con un plan de escalonamiento independiente para corrientes
de tierra. Si solamente se han de supervisar las intensidades de fase, el valor de respuesta del nivel de corriente de falta a tierra se deberá poner en ∞.
Además de los retardos en función de la intensidad, se pueden ajustar según necesidad sendos retardos de duración constante. Los ajustes T IPret. (dirección 2646
para intensidades de fase) y T 3I0Pret. (dirección 2656 para la intensidad de derivación a tierra), se suman a los tiempos de las curvas características ajustadas.
El parámetro AUTORI.DISP.IP (dirección 2670) determina si a través de la entrada
binaria „>S/I autor.disp“ (n.° 7110) hay posibilidad de soslayar el retardo T IP
(dirección 2642) incluido el tiempo adicional T IPret. (dirección 2646) y T 3I0P
(dirección 2652), inclusive el tiempo adicional T 3I0Pret. (dirección 2656). La
entrada binaria (si está configurada) es común a todos los niveles de la protección de
sobreintensidad temporizada. Con AUTORI.DISP.IP = Si se determina por lo tanto
que los niveles IP disparen sin retardo después de la excitación, si está activada la
entrada binaria; para AUTORI.DISP.IP = No, los retardos ajustados están siempre
activos.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
289
2 Funciones
El disparo rápido estando dispuesto el automatismo de reconexión automático
debería ser seleccionado solamente si la protección contra sobreintensidad temporizada está ajustada como Función de emergencia. Como la función de protección principal rápida, la función diferencial y / o la protección a distancia, garantiza por principio
con o sin una reconexión un disparo rápido bajo selectividad, la protección contra sobreintensidad temporizada no debe disparar de forma no selectiva como protección
de reserva también antes de una reconexión.
Si se desea que el nivel IP vuelva a disparar al conectar la línea sobre una avería, sin
retardo o con un retardo breve CIERRE MANUAL (dirección 2680, véase más arriba
en el subtítulo „Generalidades“), se deberá ajustar el parámetro CIERRE FALTA IP
(dirección 2671) a Si. Ahora bien, para el disparo rápido no se debería seleccionar
un nivel de ajuste sensible, ya que al conectar sobre un fallo hay que contar con la
posibilidad de un cortocircuito fuerte. Es preciso evitar que el nivel seleccionado responda de forma transitoria al conectar.
Niveles de sobreintensidad IP, 3I0P en
la protección SI con
curva característica
ANSI
Varias características pueden ser elegidas en los niveles dependientes de la intensidad, de acuerdo con la versión pedida y la configuración (dirección 126). En las
curvas características ANSI (dirección 126 SOBREINTENSIDAD = S/I.curva
ANSI) están disponibles bajo la dirección 2661 CURVA CARACT.:
Inversa,
Inversa Corta,
Inversa Larga,
Moderad.inversa,
Muy inversa,
Extremada.inv y
Inv.Definida.
Las líneas características y las fórmulas en las que se basan están reproducidas en
los „datos técnicos“.
Para el ajuste de los valores de respuesta IP (dirección 2640) y 3I0P (dirección
2650), son válidas las mismas consideraciones que para los niveles de sobreintensidad de la protección I (véase más arriba). Aquí es preciso tener en cuenta que entre
el valor de excitación y el valor de ajuste ya está incluido un margen de seguridad. La
excitación aquí sólo tiene lugar aproximadamente con un 10% por encima del valor
de ajuste.
Haciendo referencia al ejemplo anterior, aquí se puede ajustar por lo tanto directamente la intensidad de corriente máxima previsible estando en servicio:
primario: Valor de ajuste IP = 630 A,
secundario: Valor de ajuste IP = 5,25 A, es decir, (630 A/600 A) · 5 A.
El multiplicador de tiempo, que tiene que ser ajustado D IP (dirección 2643), resulta
del plano de escalonamiento, que se ha establecido para la red. Al utilizarlo como protección contra sobreintensidad temporizada de emergencia, tienen también sentido
los períodos de retardo más cortos (un tiempo escalonado por encima del disparo
rápido) ya que esta función debe trabajar entonces solamente en caso de una pérdida
de las funciones de protección principales, de la protección diferencial y / o de la protección a distancia.
El multiplicador de tiempo D 3I0P (dirección 2653) generalmente se puede ajustar
más corto de acuerdo con un plan de escalonamiento independiente para corrientes
290
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.14 Protección de sobreintensidad de tiempo
de tierra. Si solamente se han de supervisar las intensidades de fase, el valor de respuesta del nivel de corriente de falta a tierra se deberá poner en ∞.
Además de los retardos en función de la intensidad, se pueden ajustar según necesidad sendos retardos de duración constante. Los ajustes T IPret. (dirección 2646
para intensidades de fase) y T 3I0Pret. (dirección 2656 para la intensidad de derivación a tierra), se suman a los tiempos de las curvas características ajustadas.
El parámetro AUTORI.DISP.IP (dirección 2670) determina si a través de la entrada
binaria „>S/I autor.disp“ (n.° 7110) hay posibilidad de soslayar el retardo D IP
(dirección 2643) incluido el tiempo adicional T IPret. (dirección 2646) y D 3I0P
(dirección 2653), inclusive el tiempo adicional T 3I0Pret. (dirección 2656). La
entrada binaria (si está configurada) es común a todos los niveles de la protección de
sobreintensidad temporizada. Con AUTORI.DISP.IP = Si se determina por lo tanto
que los niveles IP disparen sin retardo después de la excitación, si está activada la
entrada binaria; para AUTORI.DISP.IP = No, los retardos ajustados están siempre
activos.
El disparo rápido estando dispuesto el automatismo de reconexión automático
debería ser seleccionado solamente si la protección contra sobreintensidad temporizada está ajustada como Función de emergencia. Como la función de protección principal rápida, la función diferencial y / o la protección a distancia, garantiza por principio
con o sin una reconexión un disparo rápido bajo selectividad, la protección contra sobreintensidad temporizada no debe disparar de forma no selectiva como protección
de reserva también antes de una reconexión.
Si se desea que el nivel IP vuelva a disparar al conectar la línea sobre una avería, sin
retardo o con un retardo breve CIERRE MANUAL (dirección 2680, véase más arriba
en el subtítulo „Generalidades“), se deberá ajustar el parámetro CIERRE FALTA IP
(dirección 2671) a Si. Ahora bien, para el disparo rápido no se debería seleccionar
un nivel de ajuste sensible, ya que al conectar sobre un fallo hay que contar con la
posibilidad de un cortocircuito fuerte. Es preciso evitar que el nivel seleccionado responda de forma transitoria al conectar.
Otro nivel Iph>>>
El nivel I>>> puede ser utilizado como nivel de sobreintensidad independiente adicional ya que trabaja independientemente de otros niveles. En este caso, sin embargo,
es preciso que la entrada de autorización „>STUB autoriz.“ (n.° 7131) esté permanentemente activada (a través de una entrada binaria o a través de CFC).
Como el nivel I>>> dispone de una entrada de autorización adicional, este nivel sirve
también, por ejemplo, como nivel de emergencia cuando los demás niveles son utilizados como niveles de reserva. En este caso, la entrada de autorización „>STUB
autoriz.“ (número 7131) es ocupada con el aviso de salida „Pro.EMERGENC.“
(número 2054) (o bien a través de salidas y entradas binarias o a través de las funciones de lógica CFC, que pueden ser definidas por el usuario).
Al utilizar el nivel I>>> como función de emergencia valen aspectos parecidos como
en el caso de los niveles I>. El valor de ajuste If STUB (dirección 2630) tiene que
quedar también en este caso por encima de la corriente de servicio máxima, que es
de esperar, para poder excluir una excitación sin cortocircuito. El período de retardo
T If STUB, sin embargo, (dirección 2631) puede ser más corto de lo que corresponde al plano de escalonamiento ya que este nivel trabaja solamente en el servicio de
emergencia, es decir en caso de una pérdida de la comunicación de la protección diferencial o en caso de una pérdida de la tensión de medición local de la protección a
distancia. En la mayoría de los casos alcanza un tiempo de escalonamiento por
encima del tiempo básico de la protección diferencial.
Análogamente, el nivel de corriente en la tierra 3I0 STUB (dirección 2632) debe reaccionar todavía ante la corriente en la tierra en caso de un cortocircuito a tierra
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
291
2 Funciones
mínima, que es de esperar, y el período de retardo T 3I0 STUB (dirección 2633)
debe quedar un tiempo de escalonamiento por encima del tiempo básico de la protección diferencial. Si se deben supervisar solamente las intensidades de fase, ajuste el
valor de respuesta del nivel de la corriente en la tierra en ∞.
También el nivel I>>> puede ser acelerado por medio de la señal de autorización
>S/I autor.disp“ (número 7110), por ejemplo antes de una reconexión automática. Eso se determina por medio del parámetro Auto.DISP STUB (dirección 2634).
Ajuste este parámetro en Si si el nivel I>>> debe disparar sin retardo mientras se ha
seleccionado la entrada binaria „>S/I autor.disp“, o sea mientras está a disposición el automatismo de reconexión automática interno para la reconexión. Se
debería seleccionar un disparo rápido con un automatismo de reconexión dispuesto
solamente si el nivel I>>> es utilizado como función de emergencia. Si entonces la
protección principal, la protección diferencial y / o la protección a distancia se encuentran fuera de servicio, este nivel de emergencia garantiza un disparo rápido antes de
una reconexión.
Al conectar la línea con un fallo, existe también la posibilidad de un disparo sin retardo
por medio del nivel I>>>. Ajuste el parámetro STUB CIERR.falt (dirección 2635)
en Si si usted desea eso.
2.14.4 Visión general de los parámetros
En la tabla se incluyen preajustes orientados a la demanda comercial. La columna C
(Configuración) indica la relación a la intensidad nominal de transformador correspondiente.
Dir.
Parámetro
2601
SOBREINTENSIDAD
2610
If>>
2611
T If>>
2612
3I0>>
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
Activar
sólo emergencia
Desactivar
Activar
Protección de
sobreintensidad
1A
0.10 .. 25.00 A; ∞
2.00 A
Valor de reacción If>>
5A
0.50 .. 125.00 A; ∞
10.00 A
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.30 s
Tiempo de retardo If>>
1A
0.05 .. 25.00 A; ∞
0.50 A
Valor de reacción 3I0>>
5A
0.25 .. 125.00 A; ∞
2.50 A
2613
T 3I0>>
0.00 .. 30.00 s; ∞
2.00 s
Tiempo de retardo 3I0>>
2614
AUTORI.DISP.I>>
No
Si
Si
Sin retardo con autoriz.por
entrada bin.
2615
CIERR.FALTA I>>
No
Si
No
Sin retardo con cierre
sobre falta
2620
If>
1A
0.10 .. 25.00 A; ∞
1.50 A
Valor de reacción If>
5A
0.50 .. 125.00 A; ∞
7.50 A
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.50 s
2621
292
T If>
Tiempo de retardo If>
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.14 Protección de sobreintensidad de tiempo
Dir.
2622
Parámetro
3I0>
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
1A
0.05 .. 25.00 A; ∞
0.20 A
5A
0.25 .. 125.00 A; ∞
1.00 A
Explicación
Valor de reacción 3I0>
2623
T 3I0>
0.00 .. 30.00 s; ∞
2.00 s
Tiempo de retardo 3I0>
2624
AUTORI.DISP.I>
No
Si
No
Sin retardo con autoriz.por
entrada bin.
2625
CIERRE FALTA I>
No
Si
No
Sin retardo con cierre
sobre falta
2630
If STUB
1A
0.10 .. 25.00 A; ∞
1.50 A
Valor de reacción If STUB
5A
0.50 .. 125.00 A; ∞
7.50 A
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.30 s
Tiempo de retardo If
STUB
1A
0.05 .. 25.00 A; ∞
0.20 A
5A
0.25 .. 125.00 A; ∞
Valor de reacción 3I0
STUB
1.00 A
2631
T If STUB
2632
3I0 STUB
2633
T 3I0 STUB
0.00 .. 30.00 s; ∞
2.00 s
Tiempo de retardo 3I0
STUB
2634
Auto.DISP STUB
No
Si
No
Sin retardo con autoriz.por
entrada bin.
2635
STUB CIERR.falt
No
Si
No
Sin retardo con cierre
sobre falta
2640
IP
1A
0.10 .. 4.00 A; ∞
∞A
Valor de reacción IP
5A
0.50 .. 20.00 A; ∞
∞A
2642
T IP
0.05 .. 3.00 s; ∞
0.50 s
IP: S/I t.inv.Tiemp.(caract.
ICE) T IP
2643
D IP
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
IP: S/I t.inv.T. (caract.
ANSI) T IP
2646
T IPret.
0.00 .. 30.00 s
0.00 s
IP: S/I t.inv.Retardo
adicional T IPret.
2650
3I0P
1A
0.05 .. 4.00 A; ∞
∞A
Valor de reacción 3I0P
5A
0.25 .. 20.00 A; ∞
∞A
2652
T 3I0P
0.05 .. 3.00 s; ∞
0.50 s
3I0P: S/I t.inv.T.( caract.
ICE) T 3I0P
2653
D 3I0P
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
3I0P: S/I t.inv.T. (caract.
ANSI) T 3I0P
2656
T 3I0Pret.
0.00 .. 30.00 s
0.00 s
3I0P: S/I t.inv.Retardo
adic. T 3I0Pret.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
293
2 Funciones
Dir.
Parámetro
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
2660
CURVA CARACT.
Inversa
Inversa alta
Extrem. inversa
S/It.inv.Tlargo
Inversa
Curva característica IEC
2661
CURVA CARACT.
Inversa
Inversa Corta
Inversa Larga
Moderad.inversa
Muy inversa
Extremada.inv
Inv.Definida
Inversa
Curva característica ANSI
2670
AUTORI.DISP.IP
No
Si
No
Sin retardo con autoriz.por
entrada bin.
2671
CIERRE FALTA IP
No
Si
No
Sin retardo con cierre
sobre falta
2680
CIERRE MANUAL
0.00 .. 30.00 s
0.00 s
Tiempo retardo con cierre
manual
2.14.5 Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
7104
>S/I I>> blq.
AI
>S/I bloquear escalón I>>
7105
>S/I I> blq.
AI
>S/I bloquear escalón I>
7106
>S/I Ip blq.
AI
>S/I bloquear escalón Ip
7107
>S/I Ie>> blq.
AI
>S/I escalón Ie>> bloquear
7108
>S/I Ie> blq.
AI
>S/I escalón Ie> bloquear
7109
>S/I Iep blq.
AI
>S/I escalón Iep bloquear
7110
>S/I autor.disp
AI
>S/I autorización de orden de disparo
7130
>STUB bloq.
AI
>Bloquear STUB BUS
7131
>STUB autoriz.
AI
>Autorizar STUB BUS
7132
>S/I Ie>>> blq.
AI
>S/I escalón Ie>>> bloquear
7151
S/I desconect.
AS
S/I desconectada
7152
S/I bloq.
AS
S/I bloqueada
7153
S/I activ.
AS
S/I activada
7161
S/I arranq. gen
AS
S/I: arranque general
7162
S/I arranq. L1
AS
S/I: Arranque L1
7163
S/I arranq. L2
AS
S/I: Arranque L2
7164
S/I arranq. L2
AS
S/I: Arranque L3
7165
S/I arr. tierra
AS
S/I: Arranque tierra
294
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.14 Protección de sobreintensidad de tiempo
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
7171
S/I arr. sólo T
AS
S/I: Arranque sólo tierra
7172
S/I arr.sólo L1
AS
S/I: Arranque sólo L1
7173
S/I arr. L1E
AS
S/I: Arranque L1-E
7174
S/I arr.sólo L2
AS
S/I: Arranque sólo L2
7175
S/I arr. L2E
AS
S/I: Arranque L2-E
7176
S/I arr. L12
AS
S/I: Arranque L1-L2
7177
S/I arr. L12E
AS
S/I: Arranque L1-L2-E
7178
S/I arr.sólo L3
AS
S/I: Arranque sólo L3
7179
S/I arr. L3E
AS
S/I: Arranque L3-E
7180
S/I arr. L31
AS
S/I: Arranque L3- L1
7181
S/I arr. L31E
AS
S/I: Arranque L3-L1-E
7182
S/I arr. L23
AS
S/I: Arranque L2-L3
7183
S/I arr. L23E
AS
S/I: Arranque L2-L3-E
7184
S/I arr. L123
AS
S/I: Arranque L1-L2-L3
7185
S/I arr. L123E
AS
S/I: Arranque L1-L2-L3-E
7191
S/I arr. I>>
AS
S/I: Arranque escalón I>>
7192
S/I arr. I>
AS
S/I: Arranque escalón I>
7193
S/I arr. Ip
AS
S/I: Arranque escalón Ip
7201
STUB Arr
AS
S/I: Arranque STUB BUS
7211
S/I DISP gen.
AS
S/I: orden general de disparo
7212
S/I DISP1polL1
AS
S/I: orden de disparo L1, sólo monopol
7213
S/I DISP1polL2
AS
S/I: orden de disparo L2, sólo monopol
7214
S/I DISP1polL3
AS
S/I: orden de disparo L3, sólo monopol
7215
S/I DISP L123
AS
S/I: orden de disparo tripolar
7221
S/I I>> DISP
AS
S/I: orden de disparo escalón I>>
7222
S/I I> DISP
AS
S/I: orden de disparo escalón I>
7223
S/I Ip DISP
AS
S/I: orden de disparo escalón Ip
7235
DISP STUB BUS
AS
S/I: orden de disparo STUB BUS
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
295
2 Funciones
2.15
Reenganche automático (opcional)
La experiencia muestra que aproximadamente el 85% de los cortocircuitos con arco
eléctrico en líneas aéreas se apagan automáticamente después de desconectar mediante la protección. Por lo tanto la línea se puede volver a conectar. El reenganche
lo realiza un automatismo de reenganche (RE).
Un reenganche automático sólo está permitido en líneas aéreas, porque solamente
allí existe la posibilidad de que un arco eléctrico de cortocircuito se apague por sí solo.
En todos los demás casos está prohibido utilizarla. Si el objeto a proteger está compuesto por una mezcla de líneas aéreas y otros medios de trabajo (p. ej., líneas
aéreas en bloque con un transformador o línea aérea/cable), es preciso asegurarse
de que el reenganche sólo puede tener lugar en caso de avería en la línea aérea.
Si los polos del interruptor de potencia pueden ser conectados individualmente, un
disparo monopolar seguido de un reenganche automático es iniciado en el caso de
fallos monofásicos y disparos trifásicos con reenganche automático en el caso de
fallos de multifase en la red con sistema de neutro puesto a tierra. Si después del
reenganche persiste el cortocircuito (el arco eléctrico no se ha apagado o hay un cortocircuito metálico), la protección desconecta definitivamente. En algunas redes se
llevan a cabo también varios reintentos de reenganche.
En la versión con disparo monopolar, 7SD5 permite la desconexión monopolar selectiva por fases. En función de la variante de pedido, está integrado un reenganche automático monopolar y tripolar, de uno y varios tramos.
El 7SD5 también puede operar junto con un reenganche automático externo. En este
caso deberá efectuarse el intercambio de señales entre 7SD5 y el equipo de reenganche exterior, a través de las introducciones y salidas binarias.
También existe la posibilidad de que el reenganche automático integrado sea controlado por una protección exterior (p. ej. segunda protección). El uso de dos 7SD5 con
un reenganche automático o el uso de un 7SD5 con reenganche automático y una
segunda protección con su propio circuito de reenganche automático son igualmente
posibles.
296
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.15 Reenganche automático (opcional)
2.15.1 Descripción del funcionamiento
El reenganche tras una desconexión por parte de la protección contra cortocircuitos
lo efectúa el automatismo de reenganche (RE). Un ejemplo de desarrollo normal en
el tiempo para un doble reenganche se puede ver en la figura.
Figura 2-120
Diagrama de programación de un reenganche doble con tiempo de acción (2. reenganche exitoso)
La función de reenganche automático integrado permite hasta 8 intentos de reenganche. Los primeros cuatro ciclos de interrupción pueden trabajar con parámetros distintos (tiempos activos y de pausa, monopolar/tripolar). A partir del quinto ciclo se
aplican los parámetros del cuarto ciclo.
Conectar y
desconectar
El automatismo de reenganche se puede conectar y desconectar, concretamente a
través del parámetro 3401 REENG.AUTO, a través del interface de sistema (si disponible) y a través de entradas binarias (si están configuradas). Los estados de conexión se memorizan internamente (véase la figura 2-121) y se aseguran contra fallo
de tensión auxiliar. Por principio solamente se puede conectar desde donde previamente se haya desconectado. Para ello, es necesario que la función esté conectada
desde las tres fuentes de conmutación, para ser efectiva.
Durante el transcurso de un caso de avería no tiene efecto ningún cambio a través del
ajuste o del interface de sistema.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
297
2 Funciones
Figura 2-121
Selectividad previa
al reenganche
Conexión y desconexión del reenganche automático
Para que el reenganche automático sea exitoso, todos los fallos en las líneas aéreas
completas deben ser aislados en todos los extremos de línea simultáneamente — tan
rápido como sea posible.
En la protección diferencial esto ocurre así normalmente, ya que la delimitación rigurosamente selectiva del objeto de protección por medio de los grupos de transformadores de medida de intensidad permite siempre un disparo sin retardo.
En la protección de distancia la zona de solapamiento Z1B, por ejemplo, puede ser
efectiva antes del primer reenganche. Esto quiere decir que en el primer ciclo los
fallos pueden ser desconectados rápidamente hasta el punto de transición de la zona
Z1B (figura 2-122). Con esto se asume una una selectividad limitada en beneficio de
una desconexión rápida simultánea, ya que se puede efectuar un reenganche. El
nivel normal de la protección de distancia (Z1, Z2, etc.) así como el escalonamiento
normal de las demás funciones de protección contra cortocircuito no dependen del
automatismo de reenganche.
Figura 2-122
Control de zonas antes del primer reenganche con protección de distancia
Si la protección de distancia es utilizada con un procedimiento de teleprotección,
como se describe en la sección 2.7, la lógica de teleprotección de la zona de solapamiento, es decir, determina si es permisible un disparo sin retardo (o con T1B) en
casos de fallo en la zona de solapamiento (es decir, hasta el límite de la zona Z1B) y
con ello se produce simultáneamente en ambos extremos de la línea. La disponibilidad para el reenganche del automatismo de reenganche es en este caso insignifican-
298
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.15 Reenganche automático (opcional)
te de la que el proceso de teleprotección garantiza la selectividad en un 100% del trayecto de la línea y una desconexión rápida y simultánea. De forma análoga esto
también es válido para la protección direccional comparativa de faltas a tierra (sección
2.9).
Sin embargo, si la función de teleprotección se encuentra desconectada o fuera de
funcionamiento, el automatismo de reenganche interno puede determinar si la zona
de solapamiento (Z1B en la protección de distancia) es determinante para un disparo
rápido. Si no se espera un reenganche (por ejemplo, el interruptor de potencia no está
listo para la conexión), para mantener la selectividad debe ser válido el escalonamiento normal de la protección de distancia (es decir, disparo rápido sólo en faltas en la
zona Z1).
Pero también en caso de disparo provocado por otras funciones de cortocircuito
puede ser deseable que antes de producirse el reenganche por medio del reenganche automático tenga lugar un disparo rápido de la protección. Para ello, toda protección contra cortocircuitos que esté en condiciones de iniciar el reenganche automático
dispone de la posibilidad de tener por lo menos un nivel para disparo sin retardo si el
reenganche automático está preparado para el primer ciclo de interrupción para el enganche. Sin embargo, es preciso tener en cuenta que se debe evitar un disparo rápido
no selectivo mientras la protección diferencial trabaje correctamente: Como segunda
protección principal, la protección de distancia no debe desconectar sin retardo,
aunque tenga lugar un reenganche.
Incluso en caso de reenganche múltiple cabe la posibilidad de un disparo rápido
antes del reenganche. Enlaces apropiados entre los avisos de salida (p. ej., 2º reenganche dispuesto: „RE: Autor.2°cic“) y las introducciones para disparo sin
retardo de las funciones de protección se pueden establecer a través de las entradas
y salidas binarias o de las funciones lógicas integradas definibles por el usuario
(CFC).
Trayectos mixtos,
línea aérea/cable
En la protección de distancia puede utilizar las señales de zona de distancia en ciertas
condiciones para diferenciar fallos en cable o en línea aérea en un trayecto mixto. Con
el correspondiente cableado mediante las funciones de lógica programables por el
usuario (CFC) es posible bloquear el automatismo del reenganche, si existe un fallo
en la sección de cable.
Arranque
El arranque del reenganche automático significa almacenar la primera señal de
disparo de una avería de la red, que fue generada por una función de protección que
trabaje con reenganche automático. En el caso de reenganches múltiples, el arranque
por lo tanto sólo tiene lugar una vez con la primera orden de disparo. al esclarecer
esta almacenamiento es la condición previa para todas las actividades posteriores en
el automatismo de reenganche.
El arranque tiene mayor importancia cuando la primera señal de disparo solamente
aparece después de transcurrido un tiempo de actuación (véase más abajo en
„Tiempo de actuación“).
El reenganche automático no se arranca si en el momento de la primera orden de
disparo el interruptor de potencia no está dispuesto por lo menos para un ciclo DESCON-DES. Esto se puede conseguir mediante los parámetros de ajuste. Véase
también el subcapítulo „Consulta de la disponibilidad del interruptor de potencia“.
Para cada función de protección contra cortocircuito se puede determinar por medio
de parámetros de ajuste si ésta debe o no trabajar con reenganche, es decir, si el
reenganche automático debe arrancar o no. Esto mismo es aplicable para las órdenes
de disparo que se acoplan desde el exterior a través de introducciones binarias y/o se
generen por señales de arrastre (disparo remoto).
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
299
2 Funciones
Las funciones de protección y vigilancia del equipo que no reaccionen ante procesos
semejantes a cortocircuitos (por ejemplo, una protección de sobrecarga) no producen
el arranque del automatismo de reenganche, puesto que en este caso no tendría
sentido el reenganche. Tampoco la protección contra fallo del interruptor de potencia
debe arrancar el reenganche automático.
Tiempos de
actuación
Con frecuencia es deseable que se anule la disposición de reenganche si el cortocircuito ha persistido durante un cierto tiempo, p. ej., porque entonces se puede suponer
que el arco eléctrico se ha extendido de tal modo que no quedan perspectivas de una
extinción automática durante la fase sin tensión. También por razones de selectividad
(véase arriba), las averías desconectadas con frecuencia con retardo no deben provocar el reenganche. En relación con la protección de distancia se recomienda por
tanto la utilización de tiempos de actuación.
El reenganche automático del 7SD5 puede trabajar con o sin tiempos de actuación
(parámetro de configuración RE Modo función, dirección 134, véase el capítulo
2.1.1.3). Sin tiempo de actuación no hay necesidad de señal de excitación de las funciones de protección o de los dispositivos de protección exteriores. El arranque tiene
lugar en cuanto aparezca la primera orden de disparo.
Cuando se trabaje con tiempo de actuación, una de éstas está disponible para cada
ciclo de interrupción. Los tiempos de actuación se inician por principio por las señales
de excitación, vinculadas mediante comandos OR, de todas las funciones de protección que pueden arrancar el reenganche automático. Si transcurrido un tiempo de actuación todavía no se dispone de ninguna orden de disparo no se puede llevar a cabo
el correspondiente ciclo de interrupción.
Para cada ciclo de reenganche se puede ajustar si éste permite o no realizar un arranque. Con la primera excitación general, solamente tienen importancia los tiempos de
actuación cuyos ciclos permiten el arranque, ya que los restantes ciclos no tienen
permiso para arrancar. Mediante los tiempos de actuación y el permiso de arranque
se puede controlar qué ciclos se pueden realizar bajo diferentes condiciones de
tiempo de orden.
Ejemplo 1: Se supone que están ajustados 3 ciclos. Se supone que el arranque está
permitido por lo menos para el primer ciclo. Supongamos que están ajustados los
tiempos de actuación:
• 1er RE: T ACT = 0,2 s;
• 2er RE: T ACT = 0,8 s;
• 3er RE: T ACT = 1,2 s;
Dado que el reenganche está dispuesto antes de producirse la avería, el primer
disparo sobre cortocircuito tiene lugar en tiempo rápido, es decir, antes de que transcurra ningún tiempo de actuación Con ello se inicia la función de reenganche automático. Después de un reenganche fallido estaría ahora activo el 2º ciclo; pero en este
ejemplo la protección de sobreintensidad temporizada solamente dispara de acuerdo
con su plan de escalonamiento después de 1s. Puesto que con esto se había excedido el tiempo de actuación para el segundo ciclo, éste queda bloqueado. Por lo tanto,
se realiza ahora el 3er ciclo con sus parámetros. Si la orden de disparo después del
1er reenganche no llegase hasta después de 1,2 s, no habría ningún reenganche posterior.
Ejemplo 2: Se supone que están ajustados 3 ciclos. Se supone que el arranque sólo
está permitido para el primero. Se supone que los tiempos de actuación están ajustados igual que en el ejemplo 1. Se supone que el primer disparo de protección se lleva
a cabo 0,5 s después de la excitación. Dado que el tiempo de actuación para el 1er
ciclo ya ha expirado en este momento, éste no puede iniciar la función de reenganche
300
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.15 Reenganche automático (opcional)
automático. Pero tampoco pueden realizarse el 2º y 3° ciclo, ya que con estos no está
permitido ningún arranque. Por lo tanto, no se produce ningún reenganche puesto
que no tiene lugar ningún arranque.
Ejemplo 3: Se supone que están ajustados 3 ciclos. Se supone que el arranque está
permitido por lo menos para los dos primeros. Se supone que los tiempos de actuación están ajustados igual que en el ejemplo 1. Se supone que el primer disparo de
protección se lleva a cabo 0,5 s después de la excitación. Dado que en este momento
el tiempo de actuación para el 1er ciclo ya ha expirado, éste no puede iniciar la función
de reenganche automático sino que se inicia inmediatamente el 2º ciclo para el que
sí está permitido el arranque. Con éste se arranca la función de reenganche automático, saltándose prácticamente el 1er ciclo.
Modos de trabajo
en el automatismo
de reenganche
Los tiempos muertos — es decir, los tiempos desde el aislamiento del fallo (reposición
del comando de disparo o señalización vía contactos auxiliares) hasta el inicio del
comando automático de reenganche — pueden variar, dependiendo del volumen de
funciones del modo de trabajo seleccionado del automatismo de reenganche evite las
señales resultantes de las funciones de protección que provocan el arranque.
Con el modo de trabajo DES ... (Con la orden desconexión ...) son posibles ciclos
de interrupción monopolares o mono/tripolares, si el equipo y el interruptor de potencia son adecuados para ello. En este caso son posibles distintos tiempos de pausa
(para cada ciclo de interrupción), después de desconexión monopolar por una parte
y de desconexión tripolar por otra. La función de protección que provoca la activación
determina la clase de desconexión: monopolar o tripolar. En función de esto se controla el tiempo de pausa.
En modo de trabajo Exc. ...(Con excitación ...) se pueden ajustar para los ciclos
de interrupción unos tiempos de pausa distintos después de averías monofásicas, bifásicas y trifásicas. Lo determinante en este caso es la situación de excitación de las
funciones de protección en el momento en el que desaparece la orden de disparo.
Este modo de función permite que en los ciclos de interrupción tripolares los tiempos
de pausa dependan de la clase de avería.
Bloqueo del
reenganche
Diversos acontecimientos dan lugar a que se bloquee el reenganche automático. Si
se bloquea, p. ej., por medio de una entrada binaria, no hay posibilidad de reenganche. Si no se ha arrancado todavía el automatismo de reenganche, éste no puede
llegar a arrancar. Si ya está en curso un ciclo de interrupción tiene lugar un bloqueo
dinámico (véase más abajo).
Cada ciclo también se puede bloquear individualmente a través de una entrada binaria. En este caso, el ciclo correspondiente no es válido y será saltado en la secuencia
de los ciclos permitidos. Si se produce un bloqueo estando ya en progreso el ciclo correspondiente, esto da lugar al aborto del reenganche, es decir, que ya no tiene lugar
ningún reenganche aunque se hayan parametrizado como válidos otros ciclos.
Durante el desarrollo de los ciclos de interrupción se producen bloqueos internos, que
tienen una determinada limitación de tiempo:
El tiempo de bloqueo T.BLOQUEO comienza con cada orden de reenganche automático. Si el reenganche es satisfactorio, todas las funciones del reenganche automático
vuelven a la posición de reposo una vez transcurrido el tiempo de bloqueo; una avería
que se produzca después de producido el tiempo de bloqueo se considera como
nueva avería de la red. Un nuevo disparo de una función de protección dentro de este
tiempo da lugar a que en caso de reenganche múltiple se inicie el siguiente ciclo de
interrupción; si no está permitido ningún nuevo reenganche, se considera que en caso
de nuevo disparo, dentro del tiempo de bloqueo, el último reenganche no fue satisfactorio. El automatismo de reenganche se bloquea dinámicamente.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
301
2 Funciones
El bloqueo dinámico bloquea el reenganche durante el tiempo del bloqueo dinámico
(0,5 s). Esto ocurre por ejemplo después de un disparo final u otros eventos que bloquean el reenganche automático después de que ha iniciado. Durante este tiempo
está bloqueado un nuevo arranque. Una vez transcurrido este tiempo, la función de
reenganche automático vuelve a la posición de reposo y está disponible para una
nueva avería en la red.
Si el interruptor de potencia se conecta manualmente (desde el interruptor de confirmación de mando a través de entrada binaria, con las posibilidades de control locales
o mediante un interface serial), el reenganche automático queda bloqueado durante
un tiempo de bloqueo de conexión manual T.BLQ.CIERR.MAN. Si durante este
tiempo surge una orden de disparo, se puede suponer que se conectó sobre un cortocircuito metálico (p. ej. un seccionador de toma de tierra cerrado). Toda orden de
disparo que se produzca dentro de este tiempo es por tanto definitiva. A través de las
funciones de lógica definibles por el usuario (CFC) se pueden tratar otras funciones
de control tales como una orden de conexión manual.
Consulta de la disponibilidad del interruptor de potencia
La condición necesaria para que después de la desconexión por cortocircuito pueda
efectuarse un reenganche automático es que en el momento del arranque de la
función de reenganche automático (es decir, al comienzo de la primera orden de disparo), el interruptor de potencia esté disponible por lo menos para un ciclo DESCCON-DESC. La disponibilidad del interruptor de potencia se comunica al equipo a
través de la entrada binaria „>IP1 disponible“ (F n.° 371). Para el caso de que
no esté disponible una señal de esta clase, se pude suprimir la consulta al interruptor
de potencia (preajuste), ya que en caso contrario no habría absolutamente ninguna
posibilidad de reenganche automático.
En el caso de una sola interrupción breve basta generalmente con esta consulta.
Dado que después de una desconexión puede bajar, p. ej., la presión del aire o la
tensión de los muelles para accionamiento del interruptor de potencia, no se debe
efectuar ninguna nueva consulta.
Especialmente para el caso de reenganches múltiples es ventajoso consultar la disponibilidad del interruptor de potencia no sólo en el momento de la primera orden de
disparo sino también antes de cada nuevo reenganche. El reenganche se bloquea,
mientras el interruptor no señalice su aptitud para efectuar un ciclo CIERRE-DISPARO.
Con el 7SD5 se puede supervisar el tiempo de nueva disponibilidad del interruptor de
potencia. Este tiempo de supervisión T SUPERVIS. IP comienza en cuanto el interruptor no comunique su disponibilidad. En este caso el tiempo de pausa se puede
alargar si una vez transcurrido todavía no se señaliza la disponibilidad. Pero si la no
disponibilidad del interruptor de potencia durante una pausa dura más que el tiempo
de supervisión, se bloquea dinámicamente el reenganche (véase también arriba en el
subtítulo „Bloqueo del reenganche“).
Tratamiento de los
contactos auxiliares del interruptor
de potencia.
Si los contactos auxiliares del interruptor de potencia están conectados al equipo se
comprueba también la plausibilidad de la reacción del interruptor de potencia.
En el caso del control individual de los polos del interruptor esto concierne a cada polo
individual del interruptor . Esto presupone que los contactos auxiliares correspondientes a cada polo están conectados a las correspondientes entradas binarias („>IP1
L1 cerrado“, FNº 366; „>IP1 L2 cerrado“, FNº 367; „>IP1 L3 cerrado“,
FNº 368).
Si en lugar de los polos individuales están conectadas las conexiones en serie de los
contactos cerradores y abridores de los polos, se considera que el interruptor está
abierto en todos los polos cuando está cerrado el circuito en serie de los contactos
302
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.15 Reenganche automático (opcional)
abridores (entrada binaria „>IP1 Pos.DISP3p“, FNº 411). Se considera conectado
en todos los polos si la conexión en serie de los contactos cerradores está cerrada
(entrada binaria „>IP1 Pos.Cier3p“, FNº 410). Si no está ninguno de los avisos
de entrada citados, se supone que el interruptor tiene abierto un polo (si bien esta situación también existe teóricamente en un interruptor que tenga dos polos abiertos).
El equipo comprueba continuamente la posición del interruptor de potencia: Mientras
los contactos auxiliares comuniquen que el interruptor no está cerrado (tres polos) no
se puede arrancar la función de reenganche automático. Esto asegura que solamente
se pueda dar una orden de conexión si el interruptor fue previamente disparado (a
partir del estado cerrado).
El tiempo de pausa válido comienza cuando ha desaparecido la orden de disparo o si
a través de los contactos auxiliares se comunica que el (polo del interruptor) se ha
abierto.
Si después de una orden de disparo monopolar el interruptor ha abierto tripolar, se
considera como disparo tripolar. Si se permiten ciclos de interrupción tripolares, en el
modo de trabajo Control con el comando de disparo (ver arriba en el subtítulo
„Modos de trabajo del automatismo de reenganche“), es efectivo el tiempo muerto
para disparos tripolares; con un control mediante excitación sigue siendo válida la situación de excitación de la función o funciones de protección que provocan el arranque. Si no se permiten ciclos tripolares se bloquea dinámicamente el reenganche. La
orden de disparo fue definitiva.
Esto último también es válido si el interruptor disparó bipolar con una orden de disparo
monopolar. El equipo sólo detecta esto si los contactos auxiliares para cada polo
están conectados individualmente. El equipo acopla inmediatamente en tres polos, de
manera que resulta una orden de disparo tripolar.
Si durante la pausa sin tensión después de un disparo monopolar los contactos auxiliares del interruptor comunican que ha abierto por lo menos un polo más, se inicia, si
está permitido, un ciclo de interrupción tripolar con el tiempo de pausa para reenganche tripolar. Si los contactos auxiliares para cada polo están conectados individualmente, el equipo puede reconocer un interruptor abierto en dos polos. En este caso
el equipo envía inmediatamente un comando de disparo tripolar sí el interdisparo tripolar esta activo (véase capítulo 2.15.2, subtítulo „Arrastre de interruptor tripolar“).
Transcurso de un
ciclo de interrupción tripolar
Si la función de reenganche automático está dispuesta, la protección contra cortocircuitos dispara tripolar en todas las averías dentro del nivel parametrizado para reenganche. Se inicia la función de reenganche automático. Con la retirada de la orden de
disparo o la apertura del interruptor de potencia (criterio de los contactos auxiliares),
comienza un tiempo de pausa (ajustable) . Una vez transcurrido el tiempo de pausa,
el interruptor de potencia recibe una orden de conectar. Al mismo tiempo se inicia el
tiempo de bloqueo (ajustable). Si al configurar las funciones de protección se ajustó
en la dirección 134 RE Modo función = Exc ..., según el modo de excitación de
protección se pueden parametrizar tiempos de pausa diversos.
Si el fallo ha sido eliminado (reenganche exitoso), el tiempo de bloqueo expira y todas
las funciones regresan a su estado de reposo. La avería ha terminado.
Si no se ha eliminado la avería (reenganche infructuoso), se produce una desconexión definitiva por la protección contra cortocircuitos, después del nivel de protección válido sin reenganche. También cualquier avería durante el tiempo de bloqueo
da lugar a la desconexión definitiva.
Después del reenganche insatisfactorio (desconexión definitiva), se bloquea dinámicamente la función de reenganche automático (véase también más arriba en el subtítulo „Bloqueo del reenganche“).
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
303
2 Funciones
La secuencia anterior es válida en caso de un solo reenganche. En el 7SD5 también
hay posibilidad de reenganche múltiple (hasta 8 ciclos) (véase más adelante).
Transcurso de un
ciclo de interrupción monopolar
Los ciclos de interrupción monopolares solamente son posibles si el equipo está previsto para disparo monopolar y éste se permitió al efectuar la configuración de las funciones de protección (dirección 110 AUTORIZ.DISP 1P, véase también el capítulo
2.1.1.3). Naturalmente, es preciso que el interruptor de potencia sea adecuado para
desconexión monopolar.
En la medida en que esté dispuesto el automatismo de reenganche, la protección
contra cortocircuitos dispara monopolarmente en el caso de averías monofásicas
dentro del nivel(es) parametrizado(s) para el reenganche. En los ajustes generales
(dirección 1156 DISP.2pol FALTA, véase también el capítulo 2.1.4.1) se puede determinar también que en el caso de averías bifásicas exentas de tierra se produzca el
disparo monopolar. El disparo monopolar naturalmente sólo es posible por las funciones de protección contra cortocircuitos que estén en condiciones de determinar la
fase afectada por la avería.
En el caso de averías multifásicas, la protección contra cortocircuitos desconecta definitivamente en forma tripolar con el nivel válido sin reenganche. Toda desconexión
tripolar es definitiva. El automatismo de reenganche es bloqueado dinámicamente
(véase también más arriba en el subtítulo „Bloqueo del reenganche“).
En caso de disparo monopolar se arranca el automatismo de reenganche. Con la recuperación de la orden de disparo o la apertura del polo del interruptor de potencia
(criterio del contacto auxiliar), comienza el tiempo de pausa (ajustable) para el ciclo
de interrupción monopolar. Después de éste, el interruptor de potencia recibe una
orden de conexión. Al mismo tiempo se inicia el tiempo de bloqueo (ajustable). Si se
bloquea el reenganche durante la pausa después de la desconexión monopolar, opcionalmente se puede efectuar inmediatamente un disparo tripolar (arrastre tripolar).
Si el fallo ha sido eliminado (reenganche exitoso), el tiempo de bloqueo expira y todas
las funciones regresan a su estado de reposo. La avería ha terminado.
Si no se ha eliminado la avería (reenganche insatisfactorio), por parte de la protección
de cortocircuito se produce la desconexión tripolar definitiva, después del nivel de protección válido sin reenganche. También cualquier falta que se produzca durante el
tiempo de bloqueo da lugar a la desconexión tripolar definitiva.
Después del reenganche insatisfactorio (desconexión definitiva), se bloquea dinámicamente la función de reenganche automático (véase también más arriba en el subtítulo „Bloqueo del reenganche“).
La secuencia anterior es válida en caso de un solo reenganche. En el 7SD5 también
hay posibilidad de reenganche múltiple (hasta 8 ciclos) (véase más adelante).
Transcurso de un
ciclo de interrupción monopolar y
tripolar
Este modo de trabajo sólo es posible si el equipo incluye la opción para disparo monopolar y éste ha sido habilitado en la configuración de funciones de protección (dirección 110, ver también sección 2.1.1.3). Naturalmente, es preciso que el interruptor
de potencia sea adecuado para desconexión monopolar.
En la medida en que entonces esté dispuesto el automatismo de reenganche, la protección contra cortocircuitos produce un disparo monopolar en el caso de averías monofásicas, dentro del nivel(es) parametrizado(s) para el reenganche y en caso de
averías polifásicas, tripolar. En los ajustes generales (dirección 1156 DISP.2pol
FALTA, véase también el capítulo 2.1.4.1) se puede determinar también que en el
caso de averías bifásicas exentas de tierra se produzca el disparo monopolar. El
disparo monopolar naturalmente sólo es posible para aquellas funciones de protección de cortocircuitos que estén en condiciones de poder determinar la fase afectada
304
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.15 Reenganche automático (opcional)
por la avería. Para todas las clases de avería se aplica el nivel válido en caso de reenganche dispuesto.
Al producirse el disparo se arranca el automatismo de reenganche. Con la recuperación de la orden de disparo o la apertura del (polo) del interruptor de potencia (criterio
de contactos auxiliares), comienza, según el tipo de avería, el tiempo de pausa (ajustable) para el ciclo de interrupción monopolar o el tiempo de pausa (ajustable) de
forma independiente para el ciclo de interrupción tripolar. Después de éste, el interruptor de potencia recibe una orden de conexión. Al mismo tiempo se inicia el tiempo
de bloqueo (ajustable). Si se bloquea el reenganche durante la pausa después de la
desconexión monopolar, opcionalmente se puede efectuar inmediatamente un
disparo tripolar (arrastre tripolar).
Si la falta ha sido eliminada (reenganche exitoso), el tiempo de bloqueo expira y todas
las funciones regresan a su estado de reposo. La avería ha terminado.
Si no se ha eliminado la avería (reenganche insatisfactorio), se produce una desconexión tripolar definitiva por la protección contra cortocircuitos, con el nivel de protección válido sin reenganche. También cualquier falta que se produzca durante el
tiempo de bloqueo da lugar a la desconexión tripolar definitiva.
Después del reenganche insatisfactorio (desconexión definitiva), se bloquea dinámicamente la función de reenganche automático (véase también más arriba en el subtítulo „Bloqueo del reenganche“).
La secuencia anterior es válida en caso de un solo reenganche. En el 7SD5 también
hay posibilidad de reenganche múltiple (hasta 8 ciclos) (véase más adelante).
Reenganche
múltiple
Si después de un intento de reenganche persiste todavía un cortocircuito, se pueden
abordar otros intentos de reenganche. Con el automatismo de reenganche integrado
en 7SD5, se tiene la posibilidad de realizar hasta 8 intentos de reenganche.
Los cuatro primeros ciclos de reenganche son independientes entre sí. Cada uno de
ellos tiene tiempos de actuación y pausa independientes, puede trabajar de forma
monopolar o tripolar y se puede bloquear independientemente por medio de entradas
binarias. A partir del quinto ciclo de reenganche se aplican los parámetros y posibilidades de intervención del cuarto ciclo.
La secuencia es en principio igual que la descrita anteriormente para los diversos programas de reenganche. Pero si el primer intento de reenganche no es satisfactorio,
no se bloquea el reenganche sino que comienza el siguiente ciclo de interrupción.
Con la recuperación de la orden de disparo o la apertura del (polo) del interruptor de
potencia (criterio de los contactos auxiliares), comienza el correspondiente tiempo de
pausa. Después de éste, el interruptor de potencia recibe una nueva orden de conexión. Al mismo tiempo se inicia el tiempo de bloqueo.
Mientras no se haya alcanzado el número ajustado de ciclos permitidos, se reinicia el
tiempo de bloqueo después de una nueva orden de disparo tras el reenganche y comienza de nuevo con la siguiente orden de conexión.
Si ninguno de los ciclos es satisfactorio, después del último reenganche admisible se
produce la desconexión tripolar definitiva por la protección contra cortocircuitos,
después del tiempo de escalonamiento válido sin reenganche. La avería ha terminado.
Si ninguno de los ciclos tiene éxito, la protección contra cortocircuitos inicia un disparo
tripolar final después del último reenganche permitido, seguido de una etapa activa
de protección sin reenganche automático. El automatismo de reenganche es bloqueado dinámicamente (véase también más arriba en el subtítulo „Bloqueo del reenganche“).
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
305
2 Funciones
Tratamiento de las
averías subsiguientes
Si en la red se llevan a cabo ciclos de interrupción monopolares o monopolares y tripolares, hay que prestar especial atención a las averías subsiguientes.
Se entiende por averías subsiguientes aquellas averías que se producen después de
la desconexión de la primera avería, durante la pausa sin tensión.
Para el tratamiento de las averías subsiguientes el 7SD5 ofrece diversas posibilidades, según los requisitos de la red:
Para la identificación de una avería subsiguiente se puede seleccionar si la orden
de disparo de una función de protección durante la pausa sin tensión o cualquier otra
excitación constituye el criterio para una avería subsiguiente.
Para la reacción de la función interna de reenganche automático al haber reconocido
una avería subsiguiente también se puede elegir entre diversas posibilidades.
• FALTA SUCESIVA RE bloqueado:
En cuanto se identifique una avería subsiguiente se bloquea el reenganche. El
disparo causado por la avería subsiguiente es tripolar. Esto es aplicable con independencia de que se hayan permitido o no ciclos tripolares. No se producen nuevos
intentos de reenganche; el automatismo de reenganche se bloquea dinámicamente (véase también más arriba en el subtítulo „Bloqueo del reenganche“).
• FALTA SUCESIVA INICIO RE TRIP.:
En cuanto se reconoce una avería subsiguiente, se conmuta a un ciclo para interrupción tripolar. Toda orden de disparo es tripolar. Con la desconexión de la avería
subsiguiente empieza a contar el tiempo de pausa para averías subsiguientes que
se puede ajustar de forma independiente y después de éste el interruptor de potencia recibe una orden de conexión. La restante secuencia es igual que para ciclos
monopolares y tripolares.
En este caso, el tiempo total de pausa se compone de aquella parte del tiempo de
pausa transcurrido hasta la desconexión de la avería subsiguiente para la interrupción monopolar, más el tiempo de pausa para la avería subsiguiente. Esto es útil,
porque para la estabilidad de la red es determinante ante todo la duración de la
pausa sin tensión durante la desconexión tripolar.
Si el reenganche automático es bloqueado debido a una avería subsiguiente sin que
la protección emita un comando de disparo tripolar (por ej. para detección de avería
subsiguiente con excitación), el equipo puede enviar un comando de disparo tripolar
para que el interruptor no permanezca abierto con un polo (arrastre tripolar).
Arrastre tripolar del
interruptor
Si durante el tiempo de pausa de un ciclo monopolar se llega a producir un bloqueo
de la función de reenganche sin que se haya emitido una orden de disparo tripolar, la
línea permanecería desconectada de un polo. En la mayoría de los casos, el interruptor de potencia dispone de un sincronismo forzoso que al cabo de unos segundos
abre los demás polos. Pero también se puede conseguir por medio del ajuste que la
lógica de disparo del equipo produzca inmediatamente en este caso una orden de
disparo tripolar. Este arrastre de interruptor tripolar precede al sincronismo forzoso de
los polos del interruptor, ya que el arrastre tripolar del equipo actúa inmediatamente,
en cuanto se haya bloqueado el reenganche después de un disparo monopolar, o si
los contactos auxiliares del interruptor comunican una posición de interruptor no plausible.
Cuando diferentes funciones de protección internas producen en distintas fases
sendas órdenes de disparo monopolares, el equipo dispara tripolar a través de su
lógica de disparo (capítulo 2.23.1), y esto con independencia de este arrastre de interruptor tripolar. Una orden de disparo exterior acoplada (capítulo 2.11) o una orden de
disparo remoto recibida (capítulo 2.12) se tratan por igual, ya que actúan directamente
sobre la lógica de disparo del equipo.
306
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.15 Reenganche automático (opcional)
Si el equipo realiza un disparo monopolar y una orden de disparo externa de otra fase
pasa sólo a través de una de las entradas binarias , p. ej. „>DISP L1 REE“, a la
función de reenganche automático interna, entonces la lógica de disparo no se
entera. En este caso sólo es posible conseguir un disparo tripolar inmediato a través
del arrastre de interruptor tripolar.
El disparo tripolar forzado es también iniciado cuando solo los ciclos tripolares son
permitidos, pero una posición monopolar abierta se indica externamente a través de
las entradas binarias.
Supervisión de la
tensión inversa de
la línea (Suprv.Tens.inv.)
Si después de desconectar un cortocircuito no desaparece la tensión en la fase que
ha sido desconectada se puede impedir el reenganche. Esto presupone que los transformadores de medida de tensión están situados por el lado de la línea. Para ello se
activa la supervisión de la tensión de retorno. El automatismo de reenganche comprueba entonces que la línea que ha sido desconectada está sin tensión. Dentro de
la pausa sin tensión, la línea deberá haber estado sin tensión durante un tiempo de
medida suficiente. Si no es así, el reenganche se bloquea dinámicamente.
Esta comprobación de ausencia de tensión en la línea resulta ventajosa si en el curso
de la línea está acoplado un pequeño generador (p. ej. un generador eólico).
Pausa Adaptable
Sin Tensión (PAST)
En todas las posibilidades anteriores se ha supuesto que en ambos extremos de la
línea se habían ajustado unos tiempos de pausa definidos e iguales, eventualmente
para distintas clases de avería y/o distintos ciclos de interrupción.
También existe la posibilidad de ajustar los tiempos de pausa (eventualmente diferentes para distintas clases de avería y/o distintos ciclos de interrupción) solamente en
un extremo de la línea y configurar en el otro, o en los otros extremos la pausa adaptable sin tensión. La condición necesaria es que los transformadores de tensión estén
dispuestos en el lado de la línea o que exista una posibilidad de transmisión de una
orden de conexión al extremo opuesto de la línea.
La figura 2-123 muestra un ejemplo con medición de la tensión. Se supone que el
equipo I trabaja con unos tiempos de pausa definidos, mientras que en el puesto II
está configurada la pausa adaptable sin tensión. Lo importante es que la línea se alimente por lo menos desde las barra colectora A, es decir, desde el lado con los
tiempos de pausa definidos.
En la pausa adaptable, el automatismo de reenganche decide en el extremo de la
línea II por sí solo, cuándo es conveniente y admisible un reenganche y cuando no.
El criterio es la tensión de línea en el extremo II, que se conectó desde el extremo I
después del reenganche. El reenganche en el extremo II se efectúa por lo tanto en
cuanto queda establecido que la línea ha vuelto a ser puesta bajo tensión desde el
extremo I.
En el cortocircuito indicado se desconectan en el ejemplo las líneas en los puestos I,
II y III. En I se vuelve a conectar después del tiempo de pausa que allí está parametrizado. En III, se puede efectuar un reenganche corto (ver más arriba), si en la barra
colectora B se dispone también de una alimentación.
Una vez eliminado el cortocircuito (reenganche satisfactorio) se vuelve a poner la
línea A–B bajo tensión por la barra colectora A a través del puesto I. El equipo II
detecta esta tensión y después de una breve demora (para asegurar un tiempo suficiente para la medición de la tensión), también vuelve a conectar. La avería ha terminado.
Si después del reenganche en I el cortocircuito no ha quedado eliminado (reenganche
insatisfactorio), se vuelve a conectar en I nuevamente sobre la falta y en II no aparece
ninguna tensión sana. El equipo de allí detecta esto y no vuelve a conectar.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
307
2 Funciones
En caso de reenganche múltiple, este proceso se puede repetir varias veces si el
reenganche no ha tenido éxito, hasta que uno de los reenganches sea satisfactorio o
se produzca la desconexión definitiva.
Figura 2-123
Ejemplo de pausa adaptable sin tensión (PAST)
Tal como muestra el ejemplo, la pausa adaptable sin tensión ofrece las siguientes
ventajas:
• El interruptor de potencia situado en el puesto II no vuelve a conectar si persiste la
avería, con lo cual queda protegido.
• En el caso de disparo no selectivo fuera del campo de protección debido a la protección escalonada de tiempo de nivel superior, no se pueden formar allí nuevos
ciclos de interrupción dado que la vía de cortocircuito a través de las barras colectoras B y el punto II permanece interrumpido incluso en caso de reenganche múltiple.
• En el caso de reenganche múltiple e incluso en el caso de disparo definitivo, en el
puesto I se permite un solapamiento, ya que la línea permanece abierta en el
puesto II y, por lo tanto, en I no puede llegar a formarse de hecho un alcance excesivo.
Transmisión de
orden de conexión
(CON inter)
En la transmisión de la orden de conexión se ajustan los tiempos de pausa solamente
en uno de los extremos de la línea. El otro extremo (o los otros en caso de líneas con
más de dos extremos) se ajusta en „Pausa Adaptiva Sin Tensión (PAST)“. Este último
solamente reacciona ante las órdenes de conexión recibidas desde el extremo transmisor. De este modo puede haber una pausa adaptiva sin tensión cuando no haya
tensión.
En el extremo de línea transmisor se retrasa la transmisión de la orden de conexión
de tal manera que solamente se envíe la orden de conexión cuando el reenganche
local haya sido satisfactorio. Esto quiere decir que después del reenganche se espera
todavía una posible excitación local. Este retardo impide por una parte una conexión
innecesaria en el extremo opuesto, pero también alarga el tiempo hasta el reenganche que se realice allí. Éste no es crítico para interrupciones monopolares o en redes
radiales o en redes malladas, si no se esperan problemas de estabilidad.
Para la transmisión de la orden de conexión se utilizan las interfaces de datos de protección.
Conexión de un
Equipo Externo de
Reenganche
308
Si el 7SD5 se utiliza para trabajar con un equipo externo de reenganche, hay que
tener en cuenta las entradas y salidas binarias especificadas para ello. Se recomienda utilizar las siguientes entradas y salidas:
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.15 Reenganche automático (opcional)
Entradas binarias:
383„>Autor.ciclo IC“.
A través de esta entrada binaria, el equipo externo de
reenganche controla los niveles de las funciones de
protección individuales contra cortocircuitos que son
activadas antes del reenganche (por ejemplo, zona de
solapamiento de la protección de distancia). La
entrada puede ser omitida si no se necesita una zona
de solapamiento (por ejemplo, protección diferencial o
procedimiento comparativo con protección de distancia, ver también el subtitulo „Selectividad previa al
reenganche“).
382„>solo monopol“.
El equipo de reenganche externo está programado
sólo monopolar; los niveles de cada función de protección previstos antes del reenganche son activados
sólo en fallos monofásicos a través de Nr. 383, con
fallos polifásicos los niveles aquí previstos de cada
función de protección contra cortocircuitos no están
autorizados. La entrada puede ser omitida si no se necesita una zona de solapamiento (por ejemplo, protección diferencial o procedimiento comparativo con protección de distancia, ver también el subtitulo
„Selectividad previa al reenganche“).
381 „>DISP monopol“.
El equipo externo de reenganche permite un disparo
monopolar (inversión lógica o acoplamiento de 3
polos). Si la entrada no es activada o localizada, el
disparo es tripolar debido a las funciones de protección para cualquier tipo de fallo. Si el equipo externo
de reenganche no puede suministrar esta señal pero
proporciona en su lugar la señal „acoplamiento de 3
polos“, esto debe tenerse en consideración en la asignación de las entradas binarias. La señal debe invertirse allí (L–activo = activa sin tensión).
Salidas binarias:
501 „Arranque Relé“.
Arranque general del equipo de protección (si se requiere para el equipo de reenganche externo).
512 „DISP. Rele L1“.
Disparo monopolar del equipo de protección, Fase L1.
513 „DISP. Rele L2“.
Disparo monopolar del equipo de protección, Fase L2.
514 „DISP. Rele L3“.
Disparo monopolar del equipo de protección, Fase L3.
515 „DISP.tripL123“.
Disparo tripolar del equipo de protección,
Para obtener un aviso de disparo asignado por fase, los comandos de disparo monopolar respectivos deben agruparse con los comandos de disparo tripolar hacia una
salida.
La Figura 2-124 muestra como ejemplo de conexión la interconexión entre un 7SD5
y un equipo de reenganche externo con un interruptor de selección de modo.
Dependiendo de los requerimientos del equipo reenganche externo, los tres avisos
monopolares (Fn.° 512, 513, 514) pueden ser agrupados en una salida „disparo monopolar“, la Fn.° 515 envía la señal „disparo tripolar“ hacia el equipo externo.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
309
2 Funciones
Para ciclos de reenganche exclusivamente tripolar, el arranque general (Fn.° 501, si
es requerido por el equipo de reenganche externo) y señal de disparo general
(Fn.° 511) del 7SD5 (ver Figura 2-125) normalmente son suficiente.
Control del automatismo de reenganche interno por
medio de un equipo
de protección externo.
Figura 2-124
Ejemplo de conexión con equipo de reenganche externo para reenganche
monopolar o tripolar con un interruptor de selección de modo
Figura 2-125
Ejemplo de conexión con un equipo de reenganche externo para reenganche
tripolar
En la medida en que el 7SD5 esté equipado con el automatismo de reenganche interno, éste se puede controlar también desde un equipo de protección externo. Esto
resulta conveniente por ejemplo, para extremos de línea con protección redundante
o protección de reserva adicional, si se emplea una segunda protección para el mismo
extremo de la línea, que deba trabajar conjuntamente con el automatismo de reenganche integrado en el 7SD5.
En este caso se deberán tener en cuenta las entradas y salidas binarias previstas
para ello. Aquí hay que distinguir si el automatismo de reenganche interno ha de ser
controlado por la excitación o por la orden de disparo de la protección externa (véase
también más arriba en „Modos de trabajo del automatismo de reenganche“).
310
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.15 Reenganche automático (opcional)
Si el reenganche automatico es controlado por el comando de disparo, se recomienda utilizar las siguientes entradas y salidas para ciclos monopolares:
El arranque del automatismo de reenganche interno se efectúa a través de las entradas binarias:
2711 „>ARR gen. ext“.
Excitación general para el automatismo de reenganche (se necesita únicamente para el tiempo de activación),
2712 „>DISP L1 REE“.
Orden de disparo L1 para el automatismo de reenganche,
2713 „>DISP L2 REE“.
Orden de disparo L2 para el automatismo de reenganche,
2714 „>DISP l3 REE“.
Orden de disparo L3 para el automatismo de reenganche.
La excitación general es determinante para el comienzo de los tiempos de activación.
Además es necesaria si se desea que el automatismo de reenganche interno pueda
detectar las averías subsiguientes a través de la excitación. En los demás casos,
sobra esta información de entrada.
Las órdenes de disparo deciden si el tiempo muerto para ciclos de reenganche monopolar o tripolar es activado o si el reenganche es bloqueado en un disparo tripolar
(dependiendo de la parametrización de tiempos muertos).
La Figura 2-126 muestra la interconexión entre el reenganche automatico interno del
7SD5 y un equipo de protección externo como un ejemplo de conexión si se desea un
ciclo monopolar.
Para acoplar la protección externa tripolar y eventualmente autorizar sus niveles acelerados antes del reenganche, son adecuadas las siguientes funciones de salida:
2864 „RE 1pol perm“.
automatismo de reenganche interno dispuesto para
ciclo de interrupción monopolar, es decir, que permite
el disparo monopolar (inversión lógica del acoplamiento tripolar).
2889 „RE: Autor.1°cic“. automatismo de reenganche interno dispuesto para el
primer ciclo de interrupción, es decir, que autoriza el
nivel de protección externa determinante para el reenganche, mientras que para otros ciclos se pueden utilizar las salidas correspondientes. La salida se puede
omitir si la protección externa no necesita ningún nivel
de orden superior (por ejemplo, protección diferencial
u otro procedimiento comparable con protección de
distancia).
2820 „RE: Ciclo 1pol.“. el automatismo de reenganche interno está programado monopolar, es decir, que únicamente vuelve a conectar después de un disparo monopolar. La salida se
puede omitir si no se precisa ningún nivel de solapamiento (por ejemplo, protección diferencial u otro procedimiento comparable con protección de distancia).
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
311
2 Funciones
En lugar de las órdenes de disparo adecuadas para las tres fases se puede comunicar
también al automatismo de reenganche interno el disparo monopolar y tripolar, en la
medida en que lo permita el equipo de protección externo, es decir, que se pueden
ocupar las siguientes entradas binarias del 7SD5:
2711 „>ARR gen. ext“.
excitación general para el automatismo de reenganche interno (se precisa únicamente para el tiempo de
activación),
2715 „>DISP falt.tier“. orden de disparo monopolar para el automatismo de
reenganche interno,
2716 „>DISP falt.fase“. orden de disparo tripolar para el automatismo de reenganche interno.
Si se desea realizar únicamente ciclos de interrupción tripolares, basta con ocupar la
entrada binaria „>DISP falt.fase“ (F n.º 2716) para la señal de disparo. La
Figura 2-127 muestra un ejemplo. La autorización de eventuales niveles de solapamiento de la protección externa vuelve a efectuarse a través de „RE: Autor.1°cic“ (F n.° 2889) y eventualmente desde otros ciclos.
312
Figura 2-126
Ejemplo de conexión con equipo de protección externo para reenganche mono/tripolar; modo de función RE.AU. = con orden de disparo
Figura 2-127
Ejemplo de conexión con equipo de protección externo para reenganche tripolar; modo de función RE.AU. = con orden de disparo
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.15 Reenganche automático (opcional)
Si por el contrario el automatismo de reenganche interno es controlado por la excitación (sólo posible con un disparo tripolar: 110 AUTORIZ.DISP 1P = sólo tripolar), es preciso que se conecten las señales de excitación de la protección externa,
correctas por fase, si se desea distinguir la clase de excitación. En ese caso, para el
disparo entonces basta con la orden general de disparo (n.º 2746). La figura 2-128
muestra los ejemplos de conexión.
Figura 2-128
2 Sistemas de protección con 2 Funciones de Reenganche-Automatico
Ejemplo de conexión con equipo de protección externo para tiempo de pausa
dependiente de la avería — control de tiempo de pausa mediante las señales
de excitación del equipo de protección; modo de función RE.AU. = con excitación.
Si se proporciona una protección redundante para una posición y cada operación de
protección con su propia función de reenganche automatico, ciertas señales de intercambio son necesarias entre los dos sistemas de protección. El ejemplo de conexión
de la figura 2-129 muestra las interconexiones necesarias.
Si los contactos auxiliares del interruptor de potencia están conectados conforme a la
fase, está garantizado un acoplamiento tripolar en un disparo de más de un polo del
interruptor a través de 7SD5. Esto requiere que el arrastre de interruptor tripolar esté
activado (ver capítulo 2.15.2, subtitulo „Arrastre tripolar de interruptor“). Un acoplamiento tripolar automatico externo es por lo tanto innecesario si se cumplen las condiciones anteriores. Esto previene el disparo de dos polos en cualquier circunstancia.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
313
2 Funciones
EB
M
K
*)
-
Entrada binaria
Salida de aviso
Comando
para todas las funciones da protectión que trabajan con RA
Figura 2-129
Ejemplo de conexión con 2 sistemas de proteccion con 2 funciones de
Reenganche-Automatico
2.15.2 Indicaciones de ajuste
Generalidades
En caso de que no requiera reenganche automático (por ejemplo en cables, transformadores, motores o equipos parecidos) en la derivación para la cual se utiliza la protección de línea 7SD5, es preciso suprimir la proyección del automatismo de reconexión (bajo la dirección 133, véase al respecto también capítulo 2.1.1.3). En este
caso, el automatismo de reconexión viene a ser completamente inactivo, es decir que
en el caso del equipo tipo 7SD5 no se realizará ningún procesamiento del automatismo de reconexión. No habrá avisos al respecto y se ignorarán las entradas binarias
del automatismo de reconexión. Todos los parámetros para los ajustes del automatismo de reconexión quedan inaccesibles y carecen de significado.
En cambio, si se desea utilizar el automatismo de reenganche interno es preciso que
al configurar el volumen del equipo (véase el capítulo 2.1.1.3) se ajuste en la dirección
133 REENGANCHE AUTO la clase de reenganche y en la dirección 134 el RE Modo
función.
314
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.15 Reenganche automático (opcional)
Con el automatismo de reenganche integrado, 7SD5 permite hasta 8 intentos de
reenganche. Mientras que los ajustes realizados en la dirección 3401 hasta 3441 son
comunes a todos los ciclos de interrupción, los ajustes individuales de los ciclos se
llevan a cabo a partir de la dirección 3450. Puede ajustar parámetros individuales diferentes para los cuatro primeros ciclos de interrupción. A partir del quinto ciclo se
aplican los mismos parámetros que en el cuarto.
El automatismo de reenganche se puede conectar o desconectar en la dirección
3401 REENG.AUTO.
La condición necesaria para que después de la desconexión por cortocircuito pueda
efectuarse un reenganche es que en el momento del arranque de la función de reenganche automático (es decir, al inicio de la primera orden de disparo), el interruptor
de potencia esté disponible por lo menos para un ciclo DESC-CON-DESC. La disponibilidad del interruptor de potencia se comunica al equipo a través de la entrada
binaria „>IP1 disponible“ (n.º 371) Para el caso de que no esté disponible una
señal de esta clase, se deberán dejar los ajustes que figuran bajo la dirección 3402
IP? antes ARR. = No, ya que en caso contrario no habría ninguna posibilidad de
un reenganche automático. Si hay posibilidad de consultar al interruptor de potencia
se debería ajustar IP? antes ARR. = Si.
Además, se puede consultar la disponibilidad del interruptor de potencia antes de
cada reenganche. Esto se realiza al ajustar los ciclos de interrupción individuales
(véase más adelante).
Para comprobar la nueva disponibilidad del interruptor de potencia durante los
tiempos de pausa, se puede ajustar, en la dirección 3409 T SUPERVIS. IP un
tiempo de supervisión de disponibilidad del interruptor de potencia. El tiempo se establece un poco más largo que el tiempo de reposición del interruptor de potencia
después de un ciclo DESC-CON-DESC. Si el interruptor de potencia no volviese a
estar disponible al terminar este tiempo, no se produce la conexión y el automatismo
de reenganche se bloquea dinámicamente.
El hecho de tener que esperar a la nueva disponibilidad del interruptor de potencia
puede dar lugar a que se alarguen los tiempos de pausa. También la consulta de verificación de sincronismo (si se utiliza) puede retardar el reenganche. Para evitar un
alargamiento incontrolado se puede ajustar en este caso y bajo la dirección 3411
PROLONG.T.PAUSA un alargamiento máximo del tiempo de pausa. En caso de
ajustar ∞, esta extensión es ilimitada. Este ajuste es solamente posible mediante
DIGSI en Otros parámetros. Es preciso tener en cuenta que después de una desconexión tripolar solamente se permiten tiempos de pausa largos si no surgen problemas de estabilidad o si antes del reenganche tiene lugar una comprobación de sincronismo.
El tiempo de bloqueo T.BLOQUEO (dirección 3403) es el período de tiempo al cabo
del cual se considera terminada la avería de la red después de un reenganche satisfactorio. Un nuevo disparo de una función de protección dentro de este tiempo da
lugar a que en el caso de reenganche múltiple se inicie el siguiente ciclo de interrupción; si no se permite ningún nuevo reenganche, se considera que al producirse un
nuevo disparo el último reenganche fue fallido. Por lo tanto, el tiempo de bloqueo tiene
que ser más largo que el tiempo de comando más largo de una función de protección
que pueda iniciar el automatismo de reenganche.
En general bastan unos pocos segundos. En zonas muy afectadas por tormentas y
vientos, es conveniente trabajar con un tiempo de bloqueo más corto para reducir el
riesgo de una desconexión definitiva causada por impactos de rayo muy sucesivos, o
arcos de cable.
Deberá elegirse un tiempo de bloqueo largo cuando en el caso de reenganche múltiple no exista la posibilidad de supervisión del interruptor de potencia (véase más
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
315
2 Funciones
arriba) (p. ej., por ausencia de contactos auxiliares y de informaciones de disponibilidad del interruptor de potencia). En ese caso, el tiempo de bloqueo debe ser más
largo que el tiempo de nueva disponibilidad del interruptor de potencia.
La duración del bloqueo en caso de conexión manual T.BLQ.CIERR.MAN (dirección
3404) deberá garantizar la conexión y desconexión segura del interruptor de potencia
(0,5 s a 1 s). Si dentro de este tiempo y después de haber reconocido la conexión del
interruptor de potencia, una función de protección detecta una avería, no tiene lugar
ningún reenganche y se produce la desconexión tripolar definitiva. Si no se desea
esto, se ajusta la dirección 3404 a 0.
Las posibilidades para el tratamiento de averías subsiguientes se describen en el capítulo 2.15 bajo el subtítulo „Tratamiento de las averías subsiguientes“. El tratamiento
de averías subsiguientes se omite para aquellos extremos de línea en los que se hace
uso de la pausa adaptable sin tensión (dirección 133 REENGANCHE AUTO = PTA). Las
siguientes direcciones 3406 y 3407 no son procedentes para estos equipos y quedan
inaccesibles.
La identificación de una avería subsiguiente se puede determinar bajo la dirección
3406 DETEC.FALT.SUC..DETEC.FALT.SUC. con ARR significa que durante una
pausa sin tensión, toda excitación de una función de protección se interpreta como
avería subsiguiente. En el caso de DETEC.FALT.SUC. con orden DISP se evalúa
una avería durante una pausa sin tensión únicamente como avería subsiguiente si ha
dado lugar a una orden de disparo de una función de protección. Esto también
puede incluir comandos de disparo que se encuentren acoplados externamente a
través de una entrada binaria o que han sido transmitidos desde el otro extremo del
elemento de protección. Cuando un equipo de protección externo opera conjuntamente con el automatismo de reenganche interno, la identificación de avería subsiguiente con excitación presupone que en el 7SD5 está conectada también una señal
de excitación del equipo externo; en los demás casos solamente se puede identificar
una avería subsiguiente con la orden de disparo externa, aunque aquí se hubiera
ajustado con ARR.
La reacción en caso de averías subsiguientes se selecciona bajo la dirección 3407.
FALTA SUCESIVA RE bloqueado significa que después de identificar una avería
subsiguiente no se realiza ningún reenganche. Esto es útil siempre que se vayan a
realizar únicamente interrupciones monopolares, o cuando al conectar después de la
subsiguiente pausa tripolar se esperan problemas de estabilidad. Si debido a la desconexión de la avería subsiguiente se debe iniciar un ciclo de interrupción tripolar, se
deberá ajustar FALTA SUCESIVA = INICIO RE TRIP.. En este caso se inicia con
la orden de disparo tripolar de la avería subsiguiente una pausa tripolar con un tiempo
de pausa ajustable independientemente. Esto solamente tiene sentido si se permiten
también interrupciones tripolares.
La dirección 3408 T. Superv. ARR. supervisa la reacción del interruptor de potencia después de una orden de disparo. Si al cabo de este tiempo (a partir de iniciarse
la orden de disparo) el interruptor no ha abierto, se bloquea dinámicamente el automatismo de reenganche. El criterio para la apertura es la posición de los contactos
auxiliares del interruptor de potencia o la desaparición de la orden de disparo. Si en
la derivación se emplea una protección (interna o externa) contra fallo del interruptor,
este tiempo debe ser más corto que el tiempo de retardo de la protección contra fallo
del interruptor, para que en un fallo del interruptor de potencia no se produzca un
reenganche.
Si se transmite la orden de reenganche al otro extremo se puede retrasar esta transmisión mediante la dirección 3410 T CIERRE REMOTO. Para esta transmisión es necesario que el equipo en el extremo opuesto trabaje con pausa adaptable sin tensión
(dirección 133 REENGANCHE AUTO = PTA en el extremo opuesto). En los demás
casos, este parámetro no es relevante. Por otro lado, este retraso sirve para prevenir
316
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.15 Reenganche automático (opcional)
que el equipo en el extremo opuesto sufra un reenganche innecesario, cuando el
reenganche local no sea exitoso. Por otro lado, también hay que tener en cuenta que
la línea no está disponible para el transporte de energía mientras el extremo opuesto
tampoco esté conectado. Por lo tanto, para considerar la estabilidad de la red hay que
sumarlo al tiempo de pausa.
Configuración del
automatismo de reconexión
Esta configuración se refiere a la interacción entre las funciones de protección y las
funciones adicionales del equipo y el automatismo de reenganche. Aquí se pueden
determinar qué funciones del equipo deberán iniciar el reenganche automático y
cuáles no.
Dirección 3420
RE con DIF., es decir con protección diferencial
Dirección 3421
RE con desc.ráp, es decir con dispositivo de desconexión rápida en caso
de altas intensidades
Dirección 3422
RE con DIST., es decir con protección diferencial
Dirección 3423
RE con TELEPROT, es decir con dispositivo de arrastre
Dirección 3424
RE con ACOP.ext, es decir con un mando de disparo externamente
acoplado
Dirección 3425
RE con S/I t., es decir con una protección temporizada contra
sobreintensidad
Dirección 3426
RE Fuente déb., es decir con disparo en caso de una baja alimentación
Dirección 3427
RE con prot.F/T, es decir con protección contra faltas a tierra para redes
puestas a tierra
Para aquellas funciones que deban iniciar el automatismo de reenganche se fija la dirección correspondiente en Si y para las restantes en No. Las restantes funciones no
pueden iniciar el automatismo de reenganche ya que en este caso no tiene sentido el
reenganche.
Arrastre del interruptor tripolar
Si el reenganche es bloqueado durante el tiempo muerto de un ciclo monopolar sin
que un comando de disparo tripolar se haya iniciado, el interruptor permanece abierto
a un polo. Con la dirección 3430 TELEPROT. 3POL se determina que la lógica de
disparo del equipo emite en este caso una orden de disparo tripolar (sincronismo
forzado de los polos del conmutador). Ponga esta dirección en Si, si el interruptor se
puede controlar en un solo polo y no cuenta con protección de discrepancia de polos..
Sin embargo, el equipo intentará la supervisión de discrepancia de polos del CB
porque el disparo tripolar forzado del equipo es inmediatamente indicado, de
momento el reenganche es bloqueado tras un disparo monopolar o si los contactos
auxiliares CB reportan un estado del interruptor inconsistente (ver también sección
2.15 bajo el subtitulo „Tratamiento de los contactos auxiliares del interruptor de potencia“). El disparo tripolar forzado es también iniciado cuando solo los ciclos tripolares
son permitidos, pero una posición monopolar abierta se indica externamente a través
de las entradas binarias.
Si solamente hay una posibilidad de control tripolar del interruptor, no se precisa el
arrastre.
Supervisión de la
tensión inversa
Bajo la dirección 3431 se puede activar la supervisión de la tensión inversa. Esto presupone que los transformadores de medición de tensión estén situados en el lado de
la línea. De no ser así o en caso de que esta función no debe ser utilizada, sírvase
ajustar SUP.U.INV/REbr = sin.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
317
2 Funciones
SUP.U.INV/REbr = Suprv.Tens.inv. significa que se utiliza la supervisión de la
tensión inversa de la línea. Ésta solamente permite el reenganche si previamente
queda determinado que la línea estaba sin tensión. En este caso se ajustará bajo la
dirección 3441 Uft operativo< la tensión límite fase-tierra, por debajo de la cual
la línea se puede considerar con toda seguridad como sin tensión (desconectada). El
ajuste se realiza en voltios secundarios. Este valor puede ser introducido como un
valor primario, al parametrizarlo por medio del ordenador personal o por medio de
DIGSI. La dirección 3438 T U ESTABLE determina el tiempo de medición disponible
para determinar la ausencia de tensión. entonces la dirección 3440 no es relevante.
Tiempo Muerto
Adaptable (ADT)
Al operar con Pausa Adaptable Sin Tensión, debe asegurarse que un extremo por
línea opera con tiempos muertos definidos . El otro (u otros en líneas multi-ramales)
puede operar con pausa adaptable sin tensión. Esto presupone que los transformadores de medida de tensión están situados por el lado de la línea. Los detalles relativos al procedimiento se encuentran en la sección 2.15 bajo el subtítulo „Pausa Adaptiva Sin Tensión (PAST) y Transmisión de orden de conexión (CON inter)“.
Para el extremo de la línea, que dispone de tiempos de pausa predefinidos, es preciso
ajustar el número de los ciclos de interrupción deseado al configurar las funciones de
protección (capítulo 2.1.1) bajo la dirección133 REENGANCHE AUTO. Además, la
función de arrastre del disparo de la protección diferencial debe estar activada (véase
capítulo 2.4, dirección 1301 TELEPROT DIF = Si). Para aquellos equipos, que trabajan con una pausa adaptiva sin tensión, es preciso parametrizar, al configurar las
funciones de protección (capítulo2.1.1), bajo la dirección 133 REENGANCHE AUTO =
PTA. Únicamente los parámetros descritos a continuación deben cuestionarse en el
último de los casos. Para los diferentes ciclos de reconexión no habrá entonces
ningún ajuste.
La pausa adaptable sin tensión puede estar controlada por tensión o por comando de
CIERRE Remoto. También cabe la posibilidad de ambos simultáneos. En el primer
caso, el reenganche se realiza después de la desconexión por cortocircuito, en
cuanto el automatismo de reenganche haya detectado la tensión del extremo opuesto
luego del reengache automático en el otro extremo. Para ello es preciso que el equipo
esté conectado a transformadores de medida de tensión en el lado de la línea. En el
caso de comando de CIERRE Remoto, el automatismo de reenganche espera un
comando de CIERRE Remoto, transmitido desde el extremo opuesto.
El tiempo de acción PTA T. EFECT. (dirección 3433) es el tiempo después del
arranque de cualquier función de protección que puede iniciar automáticamente el
reenganche y en la cual el comando de disparo debe aparecer. Si la orden solamente
aparece una vez transcurrido el tiempo de actuación, no se produce el reenganche.
Según la configuración del volumen de las funciones de protección (véase el capítulo
2.1.1.3), también puede carecerse de tiempo de actuación; esto se aplica especialmente cuando la función de protección que produce el arranque no dispone de señal
de excitación.
Los tiempos de pausa vienen determinados por la orden de reenganche del equipo
situado en el extremo de la línea que tenga los tiempos de pausa definidos. En aquellos casos donde no aparezca esta orden de reenganche, por ejemplo, porque allí
mientras tanto se ha bloqueado el reenganche, es necesario que la disponibilidad del
equipo local vuelva en algún momento a su estado de reposo. Esto sucede después
del tiempo de espera máximo PTA T MAX (dirección 3434). Éste debe ser lo suficientemente largo para que el último reenganche del extremo opuesto quede todavía
dentro de él. En el caso de un solo reenganche, basta con la suma del tiempo de
pausa máximo más el tiempo de bloqueo del otro equipo. En caso de reenganche
múltiple, el caso más desfavorable es que todos los reenganches del otro extremo
hayan fallado salvo el último. Es preciso tener en cuenta el tiempo de todos estos
318
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.15 Reenganche automático (opcional)
ciclos. Con el fin de ahorrarse unos cálculos más detallados, se puede aplicar la suma
de todos los tiempos de pausa y todos los tiempos de comando de los disparos, más
un tiempo de bloqueo.
Bajo la dirección 3435 PTA 1p permit.? se puede determinar si se deberá permitir
un disparo monopolar (suponiendo que el disparo monopolar sea efectivamente posible). Si No, la protección produce un disparo tripolar para toda clase de averías. En
el caso de Si, son determinantes las posibilidades de disparo de las funciones de protección causantes del arranque.
Bajo la dirección 3436 PTA IP? ant. RE se determina si antes de efectuar el reenganche después de una pausa adaptable sin tensión se debe consultar la disponibilidad del interruptor de potencia. Si se ajusta Si, se puede alargar el tiempo de pausa
si, una vez transcurrido éste, el interruptor de potencia no está disponible para un ciclo
CON-DESC, como máximo en la duración del tiempo de supervisión del interruptor de
potencia; éste fue ajustado conjuntamente para todos los ciclos de reenganche en la
dirección 3409 (véase más arriba). Para más detalles relativos a la supervisión del
interruptor de potencia véase la descripción de funciones, capítulo 2.15, bajo el subtítulo „Consulta de la disponibilidad del interruptor de potencia“.
Si durante una interrupción tripolar llegaran a producirse problemas de estabilidad en
la red, se debería poner la dirección 3437 PTA: Cheq. sinc en Si. En este caso,
antes de un reenganche después de una desconexión tripolar se comprueba, en
primer lugar, si las tensiones de la derivación y de las barras colectoras son suficientemente síncronas. La condición previa es que el equipo disponga de controles de
tensión y sincronización o haya un equipo externo dispuesto para esto. Si se ejecutan
solo ciclos de interrupción monopolares o si no se esperan problemas de estabilidad
durante una pausa tripolar (p. ej. debido a un fuerte mallado de la red o redes radiales), la dirección 3437 se deberá poner en No.
Las direcciones 3438 y 3440 solamente son significativas si se utiliza la pausa adaptable sin tensión controlada por tensión. Bajo la dirección 3440 Uft válida> se
ajustará la tensión límite fase-tierra, por encima de la cual se deba considerar la línea
exenta de averías. Debe ser más baja que la menor tensión de trabajo previsible. El
ajuste se realiza en voltios secundarios. Este valor puede ser introducido como un
valor primario, al parametrizarlo por medio del ordenador personal o por medio de
DIGSI. La dirección 3438 T U ESTABLE determina el tiempo de medición disponible
para determinar la tensión. Debe ser más largo que cualquier oscilación de tensión
transitoria que se produzca en línea energizada.
1. Ciclo de
reconexión
Si en un extremo de la línea se trabaja con una pausa adaptable sin tensión, no se
consultan aquí otros parámetros para los distintos ciclos de interrupción. Todos los parámetros subsiguientes asignados a los distintos ciclos son entonces superfluos e inaccesibles.
La dirección 3450 1°.RE: ARRANQUE solamente está disponible si el automatismo
de reenganche trabaja en régimen con tiempo de actuación, es decir, si al configurar
las funciones de protección (véase el capítulo 2.1.1.3) se ajustó la dirección 134 RE
Modo función = ARR y T efect. o DISP y T efect. (la primera únicamente
si se trata exclusivamente de disparo tripolar). Esto determina si una salida de reenganche automatico se produce en el primer ciclo. Esta dirección existe principalmente
debido a la uniformidad de los parámetros para cada intento de reenganche y para el
primer ciclo se debe confirmar con Si. Si se realizan varios ciclos, se puede controlar
la eficacia de los ciclos mediante este parámetro y tiempos de actuación diferentes;
(con RE Modo función = Exc. ...). En el capítulo 2.15 y bajo el subtítulo „Tiempos de actuación“ figuran instrucciones y ejemplos.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
319
2 Funciones
El tiempo de actuación 1°.RE: T EFECT. (dirección 3451) es el tiempo después del
arranque de una función de protección que puede iniciar automaticamente el reenganche y en la cual el comando de disparo debe aparecer. Si la orden solamente
aparece una vez transcurrido el tiempo de actuación, no se produce el reenganche.
Según la configuración del volumen de las funciones de protección, también puede
faltar el tiempo de actuación; esto se aplica especialmente cuando la función de protección que produce el arranque no dispone de señal de excitación.
Según el modo de función configurado para el automatismo de reenganche (dirección
134 RE Modo función), solamente están disponibles las direcciones 3456 y 3457
(si RE Modo función = DESC ...) o las direcciones 3453 hasta 3455 (si RE Modo
función = Exc. ...).
En el modo de función RE Modo función = DESC ... se pueden ajustar diferentes
tiempos de pausa para los ciclos de interrupción monopolares y tripolares. El que se
produzca un disparo monopolar o tripolar depende únicamente de las funciones de
protección que provocan el arranque. El disparo monopolar naturalmente sólo es
posible si tanto el equipo como la correspondiente función de protección son configurados para disparo monopolar.
Tabla 2-13
RE Modo función/Desc...
3456 1.°.RE: TP DIS1p
Tiempo de pausa después de un disparo monofásico
3457 1.°.RE: TP DIS3p
Tiempo de pausa después de 3 disparos monofásicos
Si solo se desea permitir un ciclo de interrupción monopolar, se deberá poner el
tiempo de pausa para disparo tripolar en •. Si solo desea permitir un ciclo de reenganche tripolar, establezca el tiempo muerto para disparo monopolar •; la protección entonces es de disparo tripolar para cada tipo de falta. El tiempo de pausa después de
un disparo monopolar (si se ha ajustado) 1x RE: TP DIS1p (dirección 3456) debe ser
suficientemente largo para que se haya apagado el arco eléctrico del cortocircuito y
se haya desionizado el aire que lo rodea, con el fin de que el reenganche pueda ser
satisfactorio. Debido a la carga de las capacidades de línea, este tiempo es tanto más
largo cuanto mayor longitud tenga la línea. Los valores usuales son de 0,9 s a 1,5 s.
Cuando se trata de un disparo tripolar (dirección 3457 1°.RE: TP DIS3p), la estabilidad de la red tendrá prioridad. Como la línea desconectada no está en condiciones
de desarrollar fuerzas de sincronización, se admite con frecuencia solamente una
breve pausa sin tensión. Los valores usuales se encuentran entre 0,3 s y 0,6 s. Si el
equipo trabaja conjuntamente con un equipo de control de sincronismo exterior, entonces será eventualmente admisible tolerar también un tiempo más largo. También
existe la posibilidad de pausas tripolares prolongadas en redes radiales.
Con el Modo de función RE = EXC. ... se puede hacer que los tiempos de
pausa dependan de la clase de excitación de la(s) función(es) que provoca(n) el
arranque.
Tabla 2-14
RE Modo función = EXC. ...
3453 1×.RE: TP EXC1f
Tiempo de pausa después de una excitación monofásica
3454 1×.RE: TP EXC2f
Tiempo de pausa después de una excitación bifásica
3455 1×.RE: TP EXC3f
Tiempo de pausa después de una excitación trifásica
Si se desea que el tiempo de pausa sea el mismo para toda clase de averías, se ajustarán por igual los tres parámetros. Es preciso tener en cuenta que estos ajustes so-
320
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.15 Reenganche automático (opcional)
lamente dan lugar a tiempos de pausa distintos si las excitaciones son distintas. El
disparo solamente puede ser tripolar.
Si al ajustar la reacción ante las averías subsiguientes (véase más arriba bajo “Generalidades”) se ha ajustado la dirección 3407 FALTA SUCESIVA INICIO RE TRIP. para
la pausa tripolar después de la desconexión de la avería subsiguiente se puede
ajustar un tiempo de pausa independiente 1×.RE: ajustar TP.F.SUC. (dirección
3458). También para esto son determinantes los aspectos de estabilidad. Normalmente se puede ajustar como la dirección 3457 1×.RE: TP DIS3p.
Bajo la dirección 3459 1×.RE: IP?antRE se determina si antes de este primer reenganche se deberá consultar la disponibilidad del interruptor de potencia. Si se ajusta
a Sí, el tiempo de pausa, una vez haya transcurrido, se puede extender si el interruptor de potencia no está disponible para un ciclo CON-DESC. La máxima extensión
posible es el tiempo asignado para la supervisión del interruptor de potencia; éste fue
ajustado conjuntamente para todos los ciclos de reenganche en la dirección 3409 T
SUPERVIS. IP (véase más arriba). Para más detalles relativos a la supervisión del
interruptor de potencia véase la descripción de funciones, capítulo 2.15 bajo el subtítulo “Consulta de la disponibilidad del interruptor de potencia”.
Si durante una interrupción tripolar llegaran a producirse problemas de estabilidad en
la red, se debería poner la dirección 3460 1×.RE:Cheq.sinc en Sí. En este caso,
antes de cada reenganche efectuado después de una desconexión tripolar se comprueba si las tensiones de la derivación y de las barras colectoras están suficientemente sincronizadas. La condición previa es que el equipo disponga de controles de
tensión y sincronización o haya un equipo externo dispuesto para esto. Si se ejecutan
solo ciclos de interrupción monopolares o si no se esperan problemas de estabilidad
durante una pausa tripolar (p. ej., debido a un fuerte mallado de la red o redes radiales), la dirección 3460 se deberá poner en No.
Ciclo de reenganche de 2 a 4
Si al configurar el volumen de funciones se ajustaron varios ciclos, se pueden ajustar
los parámetros de reenganche individuales para los ciclos de 2 a 4. Las posibilidades
son las mismas que para el primer ciclo. Según la configuración de las funciones de
protección, también aquí solamente están disponibles una parte de los parámetros siguientes.
Para el 2.° ciclo:
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
3461 2.°.RE: ARRANQUE
Arranque en el 2.° ciclo permitido del todo
3462 2.°.RE: T EFECT.
Tiempo de acción para el 2° ciclo
3464 2.°.RE: TP ARR1f
Tiempo de pausa después de excitación monofásica.
3465 2.°.RE: TP ARR2f
Tiempo de pausa después de excitación bifásica.
3466 2.°.RE: TP ARR3f
Tiempo de pausa después de excitación trifásica.
3467 1.°.RE: TP DIS1p
Tiempo de pausa después de disparo monopolar
3468 2.°.RE: TP DIS3p
Tiempo de pausa después de disparo tripolar
3469 2.°.RE: TP.F.SUC
Tiempo de pausa con avería subsiguiente
3470 2.°.RE: IP?antRE
Comprobar disponibilidad del IP antes del reenganche.
3471 2.°.RE:Cheq.sinc
Prueba de sincronismo después de un arranque de un
disparo tripolar
321
2 Funciones
Para el 3. ciclo:
3472 3.°.RE: ARRANQUE
Arranque en el tercer ciclo permitido del todo
3473 3.°.RE: T EFECT.
Tiempo de acción para el tercer ciclo:
3475 3.°.RE: TP ARR1f
Tiempo de pausa después de excitación monofásica.
3476 3.°.RE: TP ARR2f
Tiempo de pausa después de excitación bifásica.
3477 3.°.RE: TP ARR3f
Tiempo de pausa después de excitación trifásica.
3478 3.°.RE: TP DIS1p
Tiempo de pausa después de disparo monopolar.
3479 3.°.RE: TP DIS3p
Tiempo de pausa después de disparo tripolar.
3480 3.°.RE: TP.F.SUC
Tiempo de pausa con avería subsiguiente
3481 3.°.RE: IP?antRE
Comprobar disponibilidad del IP antes del reenganche.
3482 3.°.RE:Cheq.sinc
Prueba de sincronismo después de un disparo tripolar
Para el 4.° ciclo:
3483 4.°.RE: ARRANQUE
Arranque en el 4.° ciclo permitido del todo
3484 4.°.RE: T EFECT.
Tiempo de acción para el 4.° ciclo
3486 4.°.RE: TP ARR1f
Tiempo de pausa después de excitación monofásica.
3487 4.°.RE: TP ARR2f
Tiempo de pausa después de excitación bifásica.
3488 4.°.RE: TP ARR3f
Tiempo de pausa después de excitación trifásica.
3489 4.°.RE: TP DIS1p
Tiempo de pausa después de disparo monopolar.
3490 4.°.RE: TP DIS3p
Tiempo de pausa después de disparo tripolar.
3491 4.°.RE: TP.F.SUC
Tiempo de pausa con avería subsiguiente
3492 4.°.RE: IP?antRE
Comprobar disponibilidad del IP antes del reenganche.
3493 4.°.RE:Cheq.sinc
Prueba de sincronismo después de un disparo tripolar
Del 5.° hasta el 8.°
ciclo de reenganche
Si más de 4 ciclos se establecieron en la configuración del alcance de la función, los
ciclos después del cuarto ciclo operan con los mismos ajustes como el cuarto ciclo.
Instrucciones para
el resumen informativo
Las informaciones más importantes del automatismo de reenganche se explican brevemente, siempre y cuando no se aclaren mediante las explicaciones de las listas siguientes o hayan sido descritas detalladamente en el texto precedente.
„>RE: blq.1×cicl““> (n.° 2742) hasta „>RE: blq.3×cicl“ (n.° 2745)
Se bloquea el ciclo de interrupción correspondiente. Si ya existe el bloqueo al arrancar el automatismo de reenganche no se lleva a cabo el ciclo bloqueado y eventualmente se omite (si se permiten otros ciclos). Esto mismo es aplicable si el automatismo de reenganche ha arrancado fuera del ciclo bloqueado. Si el bloqueo llega para
un ciclo que se encuentra en ejecución, se bloquea dinámicamente el automatismo
de reenganche; entonces no hay nuevos reenganches automáticos.
322
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.15 Reenganche automático (opcional)
„RE: Autor.1×ci“ (n.° 2889) hasta „>RE: Autor.4×cic“ (n.° 2892)
El automatismo de reenganche está preparado para el ciclo de reenganche correspondiente. La información indica qué ciclo se ejecutará como el siguiente. De este
modo se pueden ajustar las funciones de protección externas, p. ej., para disparo acelerado o de sobrealcance antes del reenganche correspondiente.
„Bloqueo REE“ (n.° 2783)
El automatismo de reenganche está bloqueado (p. ej. el interruptor de potencia no
está disponible). La información le indica al sistema que en caso de que se produzca
un fallo en la red se producirá un disparo definitivo, es decir, sin reenganche. Si el automatismo de reenganche ha arrancado, esta información no aparece.
„RE inactivo“ (n.° 2784)
El automatismo de reenganche no está momentáneamente disponible para el reenganche. Además del „Bloqueo REE“ que se ha mencionado antes (n.° 2783) puede
haber también obstáculos durante el desarrollo de los ciclos de interrupción, tales
como “tiempo de activación finalizado” o “último tiempo de bloqueo transcurriendo”.
Esta información es especialmente útil al efectuar pruebas, ya que durante este aviso
no se puede iniciar ninguna prueba de protección con reenganche.
„RE activo“ (n.° 2801)
Esta información se recibe al arrancar el automatismo de reenganche, es decir, con
la primera orden de disparo que pueda poner en marcha el automatismo de reenganche. Si el reenganche fue satisfactorio (o lo fue uno cualquiera en el caso de varios),
esta información desaparece al finalizar el último tiempo de bloqueo. Si ningún reenganche fue satisfactorio o si se había bloqueado el reenganche, termina con la última
orden de disparo, la definitiva.
„RE ctrl.sinc“ (n.° 2865)
Solicitud de medición a un equipo externo de control de sincronismo. La información
aparece al final de un tiempo muerto posterior al disparo tripolar si una solicitud fue
parametrizada para el ciclo correspondiente. El reenganche se produce si el control
de sincronismo ha dado la autorización „RE EXT.ACT.“ (n.° 2731).
„RE EXT.ACT.“ (n.° 2731)
Autorización del reenganche desde un equipo de control de sincronismo externo, si
éste había sido solicitado a través de la información de salida „RE ctrl.sinc“
(n.° 2865).
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
323
2 Funciones
2.15.3 Visión general de los parámetros
Las direcciones a las cuales se adjunta una "A", sólo son modificables mediante
DIGSI bajo "Otros parámetros".
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
3401
REENG.AUTO
Desactivar
Activar
Activar
Reenganche automático
3402
IP? antes ARR.
Si
No
No
Prueba IP disponible antes de
arranque?
3403
T.BLOQUEO
0.50 .. 300.00 s
3.00 s
Tiempo de bloqueo para último
ciclo REE
3404
T.BLQ.CIERR.MAN
0.50 .. 300.00 s; 0
1.00 s
T. bloqueo en deteccion de cierre
manual
3406
DETEC.FALT.SUC.
con ARR
con orden DISP
con orden DISP
Detección de fallo sucesivo
3407
FALTA SUCESIVA
RE bloqueado
INICIO RE TRIP.
INICIO RE TRIP.
Fallo sucesivo en pausa sin
tensión
3408
T. Superv. ARR.
0.01 .. 300.00 s
0.50 s
Supervisión tiempo de arranque
3409
T SUPERVIS. IP
0.01 .. 300.00 s
3.00 s
Tiempo de supervisión del
inter.potencia
3410
T CIERRE REMOTO
0.00 .. 300.00 s; ∞
0.20 s
Temporiz. para orden de cierre
remoto
3411A
PROLONG.T.PAUSA
0.50 .. 300.00 s; ∞
∞s
Prolongación máx. de tiempo de
pausa
3420
RE con DIF.
Si
No
Si
¿RE funciona con prot.
diferencial?
3421
RE con desc.ráp
Si
No
Si
¿RE después de desconexión
rápida?
3422
RE con DIST.
Si
No
Si
¿RE con protección de distancia?
3423
RE con TELEPROT
Si
No
Si
¿RE funciona con
teleprotección?
3424
RE con ACOP.ext
Si
No
Si
¿RE después de DISP por
acoplam. ext.?
3425
RE con S/I t.
Si
No
Si
¿RE con protección de
sobreintensidad?
3426
RE Fuente déb.
Si
No
Si
¿RE después de disparo por
fuente débil?
3427
RE con prot.F/T
Si
No
Si
¿RE con protección de faltas a
tierra?
324
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.15 Reenganche automático (opcional)
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
3430
TELEPROT. 3POL
Si
No
Si
Teleprot. tripolar (plausibilidad de
IP)
3431
SUP.U.INV/REbr
sin
Suprv.Tens.inv.
sin
Supervisión de tensión inversa
/RE breve
3433
PTA T. EFECT.
0.01 .. 300.00 s; ∞
0.20 s
Tiempo efectivo /PTA paus.s.
tens.adapt.
3434
PTA T MAX
0.50 .. 3000.00 s
5.00 s
Tiempo máx. de pausa
3435
PTA 1p permit.?
Si
No
No
¿Disparo monopolar permitido?
3436
PTA IP? ant. RE
Si
No
No
Prueba de IP disponible antes de
RE
3437
PTA: Cheq. sinc
Si
No
No
Chequeo de sinc. después de
pausa 3polar
3438
T U ESTABLE
0.10 .. 30.00 s
0.10 s
Tiempo para estado estable de la
tensión
3440
Uft válida>
30 .. 90 V
48 V
Valor límite para tensión válida
3441
Uft operativo<
2 .. 70 V
30 V
Valor límite para el estado sin
tensión
3450
1°.RE: ARRANQUE
Si
No
Si
¿Arranque permitido en este
ciclo?
3451
1°.RE: T EFECT.
0.01 .. 300.00 s; ∞
0.20 s
Tiempo efectivo
3453
1°.RE: TP ARR1f
0.01 .. 1800.00 s; ∞
1.20 s
Tiempo de pausa con arranque
monofásico
3454
1°.RE: TP ARR2f
0.01 .. 1800.00 s; ∞
1.20 s
Tiempo de pausa con arranque
bifásico
3455
1°.RE: TP ARR3f
0.01 .. 1800.00 s; ∞
0.50 s
Tiempo de pausa con arranque
trifásico
3456
1°.RE: TP DIS1p
0.01 .. 1800.00 s; ∞
1.20 s
Tiempo de pausa con disparo
monopolar
3457
1°.RE: TP DIS3p
0.01 .. 1800.00 s; ∞
0.50 s
Tiempo de pausa con disparo
tripolar
3458
1°.RE: TP.F.SUC
0.01 .. 1800.00 s
1.20 s
Tiempo de pausa con fallo
sucesivo
3459
1°.RE: IP?antRE
Si
No
No
Prueba de IP disponible antes de
RE
3460
1°.RE:Cheq.sinc
Si
No
No
Chequeo de sinc. después de
pausa 3polar
3461
2°.RE: ARRANQUE
Si
No
No
¿Arranque permitido en este
ciclo?
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
325
2 Funciones
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
3462
2°.RE: T EFECT.
0.01 .. 300.00 s; ∞
0.20 s
Tiempo efectivo
3464
2°.RE: TP ARR1f
0.01 .. 1800.00 s; ∞
1.20 s
Tiempo de pausa con arranque
monofásico
3465
2°.RE: TP ARR2f
0.01 .. 1800.00 s; ∞
1.20 s
Tiempo de pausa con arranque
bifásico
3466
2°.RE: TP ARR3f
0.01 .. 1800.00 s; ∞
0.50 s
Tiempo de pausa con arranque
trifásico
3467
1°.RE: TP DIS1p
0.01 .. 1800.00 s; ∞
∞s
Tiempo de pausa con disparo
monopolar
3468
2°.RE: TP DIS3p
0.01 .. 1800.00 s; ∞
0.50 s
Tiempo de pausa con disparo
tripolar
3469
2°.RE: TP.F.SUC
0.01 .. 1800.00 s
1.20 s
Tiempo de pausa con fallo
sucesivo
3470
2°.RE: IP?antRE
Si
No
No
Prueba de IP disponible antes de
RE
3471
2°.RE:Cheq.sinc
Si
No
No
Chequeo de sinc. después de
pausa 3polar
3472
3°.RE: ARRANQUE
Si
No
No
¿Arranque permitido en este
ciclo?
3473
3°.RE: T EFECT.
0.01 .. 300.00 s; ∞
0.20 s
Tiempo efectivo
3475
3°.RE: TP ARR1f
0.01 .. 1800.00 s; ∞
1.20 s
Tiempo de pausa con arranque
monofásico
3476
3°.RE: TP ARR2f
0.01 .. 1800.00 s; ∞
1.20 s
Tiempo de pausa con arranque
bifásico
3477
3°.RE: TP ARR3f
0.01 .. 1800.00 s; ∞
0.50 s
Tiempo de pausa con arranque
trifásico
3478
3°.RE: TP DIS1p
0.01 .. 1800.00 s; ∞
∞s
Tiempo de pausa con disparo
monopolar
3479
3°.RE: TP DIS3p
0.01 .. 1800.00 s; ∞
0.50 s
Tiempo de pausa con disparo
tripolar
3480
3°.RE: TP.F.SUC
0.01 .. 1800.00 s
1.20 s
Tiempo de pausa con fallo
sucesivo
3481
3°.RE: IP?antRE
Si
No
No
Prueba de IP disponible antes de
RE
3482
3°.RE:Cheq.sinc
Si
No
No
Chequeo de sinc. después de
pausa 3polar
3483
4°.RE: ARRANQUE
Si
No
No
¿Arranque permitido en este
ciclo?
3484
4°.RE: T EFECT.
0.01 .. 300.00 s; ∞
0.20 s
Tiempo efectivo
326
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.15 Reenganche automático (opcional)
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
3486
4°.RE: TP ARR1f
0.01 .. 1800.00 s; ∞
1.20 s
Tiempo de pausa con arranque
monofásico
3487
4°.RE: TP ARR2f
0.01 .. 1800.00 s; ∞
1.20 s
Tiempo de pausa con arranque
bifásico
3488
4°.RE: TP ARR3f
0.01 .. 1800.00 s; ∞
0.50 s
Tiempo de pausa con arranque
trifásico
3489
4°.RE: TP DIS1p
0.01 .. 1800.00 s; ∞
∞s
Tiempo de pausa con disparo
monopolar
3490
4°.RE: TP DIS3p
0.01 .. 1800.00 s; ∞
0.50 s
Tiempo de pausa con disparo
tripolar
3491
4°.RE: TP.F.SUC
0.01 .. 1800.00 s
1.20 s
Tiempo de pausa con fallo
sucesivo
3492
4°.RE: IP?antRE
Si
No
No
Prueba de IP disponible antes de
RE
3493
4°.RE:Cheq.sinc
Si
No
No
Chequeo de sinc. después de
pausa 3polar
2.15.4 Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
127
RE act/des
IntI
RE por IEC60870-5-103 (activar/desact.)
2701
>RE.activar
AI
>Activar función de reenganche
2702
>RE. desactivar
AI
>Desactivar función de reenganche
2703
>BLOQUEO RE
AI
>Reenganche int.bloqueado exteriormente
2711
>ARR gen. ext
AI
>Arranque general para reenganche int.
2712
>DISP L1 REE
AI
>Disparo L1 para reenganche interno
2713
>DISP L2 REE
AI
>Disparo L2 para reenganche interno
2714
>DISP l3 REE
AI
>Disparo L3 para reenganche interno
2715
>DISP falt.tier
AI
>RE: disparo falta a tierra
2716
>DISP falt.fase
AI
>RE: disparo fallo de fase
2727
>RE CIERRE REM.
AI
>RE:Cierre remoto de la estación opuesta
2731
>RE EXT.ACT.
AI
>Activación Reeng. por unidad externa
2737
>Blq. RE 1pol.
AI
>RE: Bloquear ciclo RE monopolar
2738
>Blq. RE 3pol.
AI
>RE: Bloquear ciclo RE tripolar
2739
>Blq. RE 1fás.
AI
>RE: Bloquear ciclo RE monofásico
2740
>Blq. RE 2fás.
AI
>RE: Bloquear ciclo RE bifásico
2741
>Blq. RE 3fás.
AI
>RE: Bloquear ciclo RE trifásico
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
327
2 Funciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
2742
>RE: blq.1.°cicl
AI
>RE: bloquear 1.° ciclo
2743
>RE: blq.2.°cicl
AI
>RE: bloquear 2.° ciclo
2744
>RE: blq.3.°cicl
AI
>RE: bloquear 3.° ciclo
2745
>RE: blq.3.°cicl
AI
>RE: bloquear 4.°-n. ciclo
2746
>RE: DISP.gen.
AI
>RE: DISP. general para arranq. por ext.
2747
>RE: Arranq. L1
AI
>RE: Arranque L1 para arranque por ext.
2748
>RE: Arranq. L2
AI
>RE: Arranque L2 para arranque por ext.
2749
>RE: Arranq. L3
AI
>RE: Arranque L3 para arranque por ext.
2750
>RE: Arr 1fás.
AI
>RE: Arranque monofás. p. arr. por ext.
2751
>RE: Arr 2fás.
AI
>RE: Arranque bifásico p. arr. por ext.
2752
>RE: Arr 3fás.
AI
>RE: Arranque trifásico p. arr. por ext.
2781
RE desactivado
AS
Reenganche desactivado
2782
RE activado
IntI
Reenganche activado
2783
Bloqueo REE
AS
Reenganche no puede ser activado
2784
RE inactivo
AS
Reenganche inactivo
2787
RE IP indisp.
AS
RE: Interruptor potencia indisponible
2788
Tctrl.IPtrans
AS
RE: Tiempo control del IP transcurrido
2796
RE act/des p.EB
IntI
RE: Activo/desactivo por entrada bin.
2801
RE activo
AS
Reenganche activado
2809
RE: Fin TS.ARR
AS
RE: T. supervis. de arranque sobrepasado
2810
RE: Fin TP máx.
AS
RE: T máx. de pausa sobtrepasado
2818
RE err.serie
AS
Detección error de serie, reenganche
2820
RE: Ciclo 1pol.
AS
RE: Ciclo previsto sólo monopolar
2821
RE: Tp.falt.suc
AS
RE: T. pausa activo por fallo sucesivo
2839
RE: Tpausa 1pol
AS
RE: T. pausa monopolar en proceso
2840
RE: Tpausa 3pol
AS
RE: T. pausa tripolar en proceso
2841
RE: Tpausa 1fás
AS
RE: T. pausa monofásico en proceso
2842
RE: Tpausa 2fás
AS
RE: T. pausa bifásico en proceso
2843
RE: Tpausa 3fás
AS
RE: T. pausa trifásico en proceso
2844
RE: 1.° ciclo
AS
RE: 1.° ciclo en proceso
2845
RE: 2.° ciclo
AS
RE: 2.° ciclo en proceso
2846
RE: 3.° ciclo
AS
RE: 3.° ciclo en proceso
2847
RE: >3.° ciclo
AS
RE: Ciclo > 3.° en proceso
2848
RE: Ciclo PTA
AS
RE: Ciclo PTA en proceso
2851
Orden.cierr.RE
AS
Orden de cierre por reenganche
328
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.15 Reenganche automático (opcional)
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
2852
Cierr.IC 1pol
AS
Comando cierre reenganche con IC monop
2853
Cierr.IC 3pol
AS
Comando cierre reenganche con IC tripo
2854
Cierr.IL 3pol
AS
Comando cierre reenganche con IL tripo
2861
T bloqueo RE
AS
Transcurre tiempo bloq.RE./conex.mano
2862
RE efectuado
AS
Función reenganche efectuada
2863
RE DISP.fin.
AS
Disparo final de reenganche
2864
RE 1pol perm
AS
Solo RE monopolar permitido
2865
RE ctrl.sinc
AS
RE: Req. para controlar sincronismo
2871
RE telDIS 3p
AS
RE: Disparo teleprot.tripolar
2889
RE: Autor.1.°cic
AS
RE: Autorización de zona en 1.° ciclo
2890
RE: Autor.2.°cic
AS
RE: Autorización de zona en 2.° ciclo
2891
RE: Autor.3.°cic
AS
RE: Autorización de zona en 3.° ciclo
2892
RE: Autor.4.°cic
AS
RE: Autorización de zona en 4.° ciclo
2893
RE: Autor.c.PTA
AS
RE: Autorización de zona en ciclo PTA
2894
RE:Cierr.remoto
AS
RE: Cierre Remoto
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
329
2 Funciones
2.16
Supervisión de sincronización y conexión (opcional)
El control de sincronización comprueba al conectar una derivación a una barra colectora si el cierre del interruptor es admisible y puede ser efectuado sin peligro para la
estabilidad de la red. Para ello se verifica si la tensión de la derivación que debe ser
conectada coincide, en lo que se refiere a magnitud, ángulo de fase y frecuencia, con
la tensión de la barra colectora dentro de determinados límites. Como alternativa se
controla la falta de tensión de la derivación antes de la conexión a una barra colectora
conductora de tensión (o al revés).
La verificación de sincronización puede ser efectuada opcionalmente sólo en la automatización del reenganche automático, sólo en la conexión manual (donde una conexión por orden de mando también es considerada manual) o en ambos casos.
También se pueden parametrizar criterios de autorización diferentes para conexión
automática y manual.
La verificación de sincronización también es posible cuando entre los puntos de
medida se encuentra un transformador de potencia; sin medio de adaptación externo.
La autorización de conexión es posible tanto con condiciones de red sincrónicas
como asincrónicas. En este último caso, el equipo determina el momento de la orden
de conexión de tal manera que las tensiones en el momento en que se tocan los polos
del interruptor de potencia sean idénticas.
2.16.1 Descripción del funcionamiento
Generalidades
Para la comparación de las dos tensiones el control de sincronización utiliza la tensión
de derivación Ulín y una tensión de barra colectora conectada adicionalmente Ubarra.
Esta última puede ser cualquier tensión fase-tierra o fase-fase.
Figura 2-130
Controles de sincronización al conectar
Si entre los transformadores de tensión de la derivación y de la barra colectora está
conectado un transformador intermedio (figura 2-131), se podrá adaptar su grupo vectorial en 7SD5 de manera que no serán necesarios otros medios de adaptación externos.
330
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.16 Supervisión de sincronización y conexión (opcional)
Figura 2-131
Controles de sincronización a través de transformador
La función de control de sincronización del 7SD5 trabaja en general en interacción
con la función integrada de reenganche automático, la función de conexión manual y
la función de control. No obstante, también es posible trabajar con un automatismo de
reenganche externo. En este caso se realiza el intercambio de señales entre los
equipos mediante entradas y salidas binarias.
Además, la conexión es posible tanto con condiciones de red sincrónicas como asincrónicas; o ambas. Hacer una conexión bajo condiciones de red síncronas significa,
que el cierre será autorizado tan pronto los datos característicos (diferencia de valor
de tensión Udif, diferencia de ángulo PHIdif y diferencia de frecuencia Fdif) estén
dentro de los límites determinados por el ajuste. Para hacer una conexión bajo condiciones de red asíncronas, el equipo determina mediante las diferencias de ángulo
PHIdif y frecuencia Fdif el momento exacto para generar la orden de cierre, de
manera que las tensiones (de barra colectora y derivación) sean iguales en el
momento en que se cierren los polos del interruptor de potencia. Para esto se debe
registrar en el equipo el tiempo propio de reacción del interruptor de potencia para una
operación de cierre. Para la conexión son válidas diferentes frecuencias límites con
condiciones de red sincrónicas o asincrónicas. Para condiciones de red exclusivamente sincrónicas es posible ajustar la diferencia de frecuencia permitida. Si se
puede conectar de forma sincrónica y asincrónica, una diferencia de frecuencia de
hasta 0,01 Hz es considerada como sincrónica, a partir de ahí es posible ajustar un
límite de condición de red asincrónica.
El control de sincronización se activa solamente cuando recibe un requerimiento de
medición. Para ello hay varias posibilidades:
• Petición de medición de un equipo de reenganche automático interno. Si el automatismo de reenganche interno está correspondientemente configurado (uno o
varios intentos de reenganche por consulta de sincronización, véase también
sección 2.15.2), el requerimiento de medición se realiza de forma interna; son
válidas las condiciones de autorización para reenganche automático.
• Requerimiento de medición de un equipo de reenganche externo. El requerimiento
de medición debe ser acoplado a través de la entrada binaria „>C.SincMED RA“
(n.° 2906). Son válidas las condiciones de autorización para reenganche automático.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
331
2 Funciones
• Requerimiento de medición de la detección de conexión manual. La detección de
conexión manual del control central de funciones (sección 2.23.1) hará un requerimiento de medición siempre que esto haya sido configurado en los datos de planta
2 (sección 2.1.4.1, dirección 1151). La condición previa es que el equipo esté informado a través de la entrada binaria „>Conex. manual“ (n.° 356) de la conexión manual. Son válidas las condiciones de autorización para conexión manual.
• Requerimiento de medición de una orden de conexión externa. Para esto se utiliza
la entrada binaria „>C.SincMED CM“ (n.° 2905). Al contrario que en „>Conex.
manual“ (véase el párrafo anterior) esto sólo causa un requerimiento de medición
en el control de sincronización, pero no en otras funciones integradas de conexión
manual, como disparo rápido al conectar en una avería (por ejemplo, zona de solapamiento en la protección de distancia o aceleración de disparo de un nivel de
protección temporizada contra sobreintensidad). Son válidas las condiciones de
autorización para conexión manual.
• Requerimiento de medición del control integrado a través de las teclas de control o
mediante la interface serial del PC por medio de DIGSI o de una estación central.
Son válidas las condiciones de autorización para conexión manual.
El control de sincronización devuelve por su parte una señal de autorización
„Sinc.permCIE“ (n.° 2951) a la conexión en la función solicitada. Además, también
está presente una orden de conexión propia como aviso de salida „Sinc. CIERRE“
(n.° 2961).
La verificación de las condiciones de autorización está limitada a un tiempo ajustable
de supervisión de sincronización T sinc máx. Dentro de este tiempo se deberán
haber cumplido las condiciones parametrizadas. De lo contrario, no tendrá lugar
ninguna verificación de la sincronización. Una nueva verificación de sincronización
sólo será posible con un nuevo requerimiento de medición.
Después de un requerimiento de medición el equipo emite avisos cuando una condición de sincronización no se cumpla, es decir cuando la diferencia de valor de tensión
Udif, la diferencia de frecuencia Fdif o la diferencia de ángulo PHIdif estén fuera
de los límites marcados. Condición previa para estos avisos es que ambas tensiones
se encuentren dentro del campo de trabajo del control de sincronización. Si en una
orden de conexión a través de la función de mando integrada no se cumpliese una
condición de sincronización, esto sería interpretado como una cancelación de la
orden, es decir, el mando indica „CO–“ (véase también sección 2.25.1).
Modos de servicio
Para el control de conexión es posible seleccionar uno de los siguientes modos de
servicio:
SINCRONISMO = .
Autorización con sincronización, es decir, cuando los
datos característicos Udif, Fdif, PHIdif determinantes para la sincronización se encuentren dentro de
los límites ajustados.
Sinc.Ubar>Ulín< =
Autorización con barras colectoras bajo tensión (Ubarra>) y línea sin tensión (Ulín<).
Sinc.Ubar<Ulín> = .
Autorización con barras colectoras sin tensión (Ubarra<) y línea bajo tensión (Ulín>).
Sinc.Ubar<Ulín< =
Autorización con barras colectoras sin tensión (Ubarra<) y línea sin tensión (Ulín<).
CIERR.SIN PRUEB = .
Autorización sin verificación (cierre directo).
Cada una de estas condiciones puede ser activada o desactivada individualmente;
también son posibles combinaciones (p.ej. autorización cuando se cumpla la condi-
332
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.16 Supervisión de sincronización y conexión (opcional)
ción Sinc.Ubar>Ulín< o Sinc.Ubar<Ulín>). Una combinación de CIERR.SIN
PRUEB con otras condiciones no tendría sentido (véase la figura 2-132).
Las condiciones de autorización pueden ser ajustadas de forma individual para el
reenganche automático o para la conexión manual (o mediante orden de mando). Por
ejemplo, se podrán admitir conexiones manuales o por orden de mando con sincronismo o en un estado de línea sin tensión, mientras que para un reenganche automático se comprobará en un lado de la línea solamente el estado sin tensión y después
al otro lado solamente el sincronismo.
Conexiones en
estados sin tensión
Para impartir la autorización de conexión de la derivación sin tensión a las barras colectoras, se verifican las siguientes condiciones:
• ¿Se encuentra la tensión de la derivación Ulín por debajo del valor ajustado U<?
• ¿Se encuentra la tensión de las barras colectoras Ubarra por encima del valor de
ajuste U>, pero también por debajo del valor de tensión máximo Umáx?
• ¿Se encuentra la frecuencia fbarra dentro del campo de trabajo admisible fN ± 3 Hz?
Si el resultado de las pruebas es positivo, se genera la autorización de conexión.
Para la conexión de las barras colectoras sin tensión a la línea bajo tensión o de la
línea sin tensión a las barras colectoras sin tensión, se deben cumplir también las correspondientes condiciones.
Conexión bajo
condiciones de red
síncronas
Para autorizar un cierre bajo condiciones de red síncronas, se comprueban las siguientes condiciones:
• ¿Se encuentra la tensión de las barras colectoras Ubarra por encima del valor de
ajuste U>, pero también por debajo del valor de tensión máximo Umáx?
• ¿Se encuentra la tensión de la derivación Ulín por encima del valor de ajuste U>,
pero también por debajo del valor de tensión máximo Umáx?
• ¿Se encuentra la diferencia de valor de tensión |Ulín – Ubarra| dentro de los límites
permitidos Udif?
• ¿Están ambas frecuencias fbarra y flín dentro del campo admisible de trabajo fN ±
3 Hz?
• ¿Es la diferencia de frecuencia |flín – fbarra| dentro del límite permitido PHIdif?
• ¿Se encuentra la diferencia de ángulo |ϕlín – ϕbarra| dentro del límite permitido
PHIdif?
Si se debe controlar que estas condiciones se mantengan durante un tiempo mínimo
determinado, puede ajustar este periodo como T ret. autoriz.. Además, la verificación de las condiciones de sincronización puede ser limitada a un tiempo de supervisión máximo T sinc máx. Esto significa que las condiciones deben ser cumplidas dentro de T sinc máx durante un periodo de tiempo T ret. autoriz.. Si es
así, se da autorización a la conexión.
Conexión bajo condiciones de red
asíncronas
Para autorizar un cierre bajo condiciones de red asíncronas, se comprueban las siguientes condiciones:
• ¿Se encuentra la tensión de las barras colectoras Ubarra por encima del valor de
ajuste U>, pero también por debajo del valor de tensión máximo Umáx?
• ¿Se encuentra la tensión de la derivación Ulín por encima del valor de ajuste U>,
pero también por debajo del valor de tensión máximo Umáx?
• ¿Se encuentra la diferencia de valor de tensión |Ulín – Ubarra| dentro de los límites
permitidos Udif?
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
333
2 Funciones
• ¿Están ambas frecuencias fbara y flín dentro del campo admisible de trabajo fN ±
3 Hz?
• ¿Se encuentra la diferencia de frecuencia |flín – fbarra| dentro del límite permitido
Fdif?
Después de un resultado positivo de las pruebas, el equipo determina con la variación
de la diferencia angular y la diferencia de frecuencia el siguiente momento de sincronismo. La orden de cierre se genera considerando un tiempo previo al momento de
sincronismo que es correspondiente al tiempo de reacción del interruptor de potencia.
2.16.2 Indicaciones de ajuste
Condiciones
previas
Al ajustar los datos de la planta (véase capítulo 2.1.2.1) se le han comunicado al
equipo una serie de datos, que tienen una importancia elemental para los valores de
medición y para el modo de funcionamiento del control sincrónico.
Eso se refiere a los parámetros:
203 UnPRIMARIA.
Tensión nominal primaria de los transformadores de
medición de tensión de la derivación (fase-fase) en kV;
204 UnSECUNDAR.
Tensión nominal secundaria de los transformadores
de derivación (fase-fase) en V;
210 TRANSFORM. U4.
La conexión de la entrada de medición de tensión adicional U4 tiene que ser ajustada Transform.Usinc y
tiene que ser conectada con una tensión de barra colectora;
212 CONEX. Usin..
Cuál de las tensiones de los transformadores de
barras colectoras está conectada,
214 ϕ Ubar-Ulín.
El desplazamiento de fases entre la tensión de la barra
colectora y la tensión de derivación, en caso de que un
transformador estuviera interconectado;
215 Ulín/Ubar TR.
La relación entre la tensión de derivación secundaria y
la tensión de la barra colectora bajo la condición nominal;
230 FRECUENCIA NOM..
El campo de trabajo del control sincrónico (fN ± 3 Hz)
se refiere a la frecuencia nominal de la red;
1103 UN-FUNC. PRIM..
Tensión nominal de servicio de la instalación primaria
(fase-fase) en kV;
Y, si se debe permitir la conexión en caso de condiciones de red asincrónicas,
239 T IP CIERRE.
334
el tiempo propio del interruptor de potencia durante la
conexión.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.16 Supervisión de sincronización y conexión (opcional)
Advertencia
¡Conexión bajo condiciones de red asincrónicas!
Para la conexión con condiciones de red asincrónicas viene a ser imprescindible que
el tiempo propio del interruptor de potencia esté ajustado correctamente en los datos
de la planta 1 (bajo la dirección 239) al conectarlo.
De lo contrario, podrían producirse sincronizaciones erróneas.
Generalidades
La función de control de sincronización puede solamente trabajar si usted ha ajustado, al proyectar la capacidad funcional del equipo, (bajo la dirección 135) como existente disponible y el parámetro TRANSFORM. U4 (bajo la dirección 210) en
Transform.Usinc.
Los valores de medición del control sincrónico (636 „Udif=“, 637 „Ulín=“, 638
„Ubarra“, 647 „fdif=“, 649 „flínea=“, 646 „fbarra =“ y 648 „ ϕdif=“)
están solamente a disposición y serán solamente calculados, si se ha ajustado el
control sincrónico como existente disponible y si el parámetro TRANSFORM. U4
(bajo la dirección 210) es ajustado en Transform.Usinc.
Para un reconexión automática del interruptor de potencia por un lado y para una reconexión manual del interruptor de potencia por otro lado, usted podrá ajustar diferentes condiciones de consulta. Como conexión manual vale también cada mando de conexión a través de la función de mando integrada o a través de una de las interfaces
seriales.
Los valores límite generales para el control sincrónico, los ajustará usted utilizando
las direcciones 3501 a 3508. Para un reconexión automática, las direcciones 3510
a 3519 y para una conexión manual o de mando las direcciones 3530 a 3539 tienen
adicionalmente importancia. Además, la dirección 3509 adquiere relevancia para una
conexión a través del mando integrado.
Por medio de la dirección 3501 CTRL.SINCRONIS., usted puede activar Activar
o desactivar Desactivar la función de control sincrónico completa. En caso de un
control sincrónico desconectado, las condiciones de sincronización no serán controladas y no se efectuará ninguna autorización. Adicionalmente, usted tiene la posibilidad de ajustar el parámetro Cier.sin Ord.eq: En este caso, el mando de conexión
no está incluido en el aviso del equipo „Activo Rele“ (número 510); Sin embargo,
se emitirá el mensaje „Sinc. CIERRE“ (número 2961).
La dirección 3502 U< indica por debajo de cuál tensión, la derivación o la barra colectora puede ser considerada con seguridad como libre de tensión (para el control de
una línea o barra colectora libre de tensión). El ajuste se realiza en voltios secundarios. Este valor puede ser introducido como un valor primario, al parametrizarlo por
medio del ordenador personal o por medio de DIGSI. Según la conexión de las tensiones, uno se refiere a las tensiones fase-tierra o a las tensiones fase-fase.
La dirección 3503 U> indica por encima de cuál tensión, la derivación o la barra colectora puede ser considerada con seguridad como bajo tensión (para el control de
una línea o barra colectora, que se encuentra bajo tensión, y para una tensión límite
inferior para el control sincrónico). Este valor tiene que ser inferior al valor mínimo de
la subtensión de servicio con la que hay que contar. El ajuste se realiza en voltios secundarios. Este valor puede ser introducido como un valor primario, al parametrizarlo
por medio del ordenador personal o por medio de DIGSI. Según la conexión de las
tensiones, uno se refiere a las tensiones fase-tierra o a las tensiones fase-fase.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
335
2 Funciones
Por medio del parámetro 3504 Umáx, usted ajusta la tensión máxima con la cual el
control sincrónico debe trabajar. El ajuste se realiza en voltios secundarios. Este valor
puede ser introducido como un valor primario, al parametrizarlo por medio del ordenador personal o por medio de DIGSI. Según la conexión de las tensiones, uno se
refiere a las tensiones conductor-tierra o a las tensiones interconectadas.
El control de las condiciones de autorización a través del control sincrónico puede ser
limitado a un período de vigilancia del sincronismo ajustable T sinc máx (bajo la
dirección 3507). Dentro de este período, se tienen que cumplir las condiciones parametrizadas. De lo contrario, no tendrá lugar ninguna autorización de conexión. Si se
ajusta este período en ∞, las condiciones serán controladas hasta que se hayan cumplidas o hasta que se haya desactivado la petición de medición.
Finalmente, usted puede, para la conexión en el caso de condiciones de red sincrónicas, ajustar un período de retardo T ret. autoriz. (bajo la dirección 3508) para
el cual las condiciones sincrónicas tienen que ser cumplidas como exigencia mínima,
antes de conceder la autorización de conexión.
Condiciones sincrónicas para una
reconexión automática
Las direcciones 3510 a 3519 son relevantes para las condiciones de control en caso
de un reenganche automático del interruptor de potencia. Al seleccionar los ajustes
para el reenganche automático interno en el capítulo 2.15.2, se ha seleccionado para
cada ciclo si se debe efectuar el control sincrónico para el ciclo correspondiente.
Por medio de la dirección 3510 MODO CIERRE, usted determina si se permite la conexión bajo condiciones de red asincrónicas con reenganche automático. Sírvase
ajustar con T IP propio si es permitido; En este caso, se tiene en cuenta el tiempo
propio del interruptor de potencia, al dar el mando de conexión. ¡Tenga en cuenta que
se permite la conexión en caso de condiciones de red asincrónicas solamente si se
ha ajustado correctamente el tiempo propio del interruptor de potencia (véase más
arriba bajo el punto „condiciones previas“)! Si usted desea permitir un reenganche automático exclusivamente bajo condiciones de red sincrónicas, selecciones en T IP
propio.
La diferencia admisible de los valores de tensión es ajustada bajo la dirección 3511
Udif. El ajuste se realiza en voltios secundarios. Este valor puede ser introducido
como un valor primario, al parametrizarlo por medio del ordenador personal o por
medio de DIGSI. Según la conexión de las tensiones, uno se refiere a las tensiones
fase-tierra o a las tensiones fase-fase.
Usted tiene que ajustar la diferencia del valor admisible de las frecuencias bajo la dirección 3512 Fdif y la diferencia del valor admisible de las posiciones de fase bajo
la dirección3513 PHIdif.
Bajo las direcciones 3515 a 3519 se ajustan las condiciones de autorización para un
reenganche automático.
En este caso significan:
336
3515 SINCRONISMO .
Tanto la barra colectora (Ubarra) como la derivación
(Ulín) tienen que encontrarse bajo tensión (U>, dirección 3503); Las condiciones sincrónicas serán controladas, es decir Udif (dirección 3511), Fdif (dirección 3512) y PHIdif (dirección 3513). Este ajuste
puede ser realizado solamente por medio de DIGSI
bajo Otros parámetros;
3516 Sinc.Ubar>Ulín< .
La barra colectora (Ubarra) tiene que encontrarse
bajo tensión (U>, dirección 3503), la derivación
(Ulín) tiene que estar libre de tensión (U<, dirección
3502);
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.16 Supervisión de sincronización y conexión (opcional)
3517 Sinc.Ubar<Ulín> .
La barra colectora (Ubarra) tiene que estar libre de
tensión (U<, dirección 3502), la derivación (Ulín) tiene
que encontrarse bajo tensión (U>, dirección 3503);
3518 Sinc.Ubar<Ulín< .
Tanto la barra colectora (Ubarra) como la derivación
(Ulín tienen que estar libres de tensión (U<, dirección
3502);
3519 CIERR.SIN PRUEB.
El reenganche automático es autorizado sin controles.
Las cinco posibles condiciones de autorización son independientes entre si y pueden
también ser combinadas.
Condiciones sincrónicas para una
conexión manual y
un mando de
control
Las direcciones 3530 a 3539 son relevantes para las condiciones de control en caso
de una conexión manual y en caso de una conexión por medio de un mando de control. En los ajustes generales (datos de la planta 2) bajo el capítulo 2.1.4.1, se ha seleccionado ya bajo la dirección 1151, si se deben efectuar controles sincrónicos en
caso de una conexión manual. Si se ha ajustado aquí CIERR.MAN.MANDO = sin
sincroniz., no se efectuarán controles en caso de una conexión manual.
Para los mandos a través del control integrado (local, DIGSI, interfaz serial), la dirección 3509 Unidad de mando determina, si se deben efectuar los controles sincrónicos o no. A través de esta dirección, usted le comunica al equipo al mismo tiempo
a cuál de los medios de conmutación del control se refiere la consulta sincrónica. Se
puede seleccionar entre los medios de conmutación, que son posibles para efectuar
el control integrado. Seleccione el interruptor de potencia, que debe ser conmutado
por medio del control sincrónico. Por regla general, viene a ser el interruptor de potencia, que es también accionado en caso de una conexión manual y, eventualmente,
en caso de un reenganche automático. Si usted ajusta Unidad de mando = ningún
estado de parámetros, se conectará a través del control integrado sin control sincrónico en caso de un mando ACTIVACIÓN.
Por medio de la dirección 3530 CM MODO MANDO, usted determina si se permite la
conexión bajo condiciones de red asincrónicas en caso de una conexión manual o en
caso de una conexión a través de un mando de control. Sírvase ajustar con T IP
propio si es permitido; En este caso, se tiene en cuenta el tiempo propio del interruptor de potencia, al hacer la conexión. ¡Tenga en cuenta que se permite la conexión
en caso de condiciones de red asincrónicas solamente si se ha ajustado correctamente el tiempo propio del interruptor de potencia (véase más arriba bajo el punto „condiciones previas“)! Si usted desea permitir la conexión manual o a través de un mando
de control solamente en caso de condiciones de red sincrónicas, entonces ajustesin
T IP propio.
La diferencia admisible de los valores de tensión es ajustada bajo la dirección 3531
CM Udif. El ajuste se realiza en voltios secundarios. Este valor puede ser introducido
como un valor primario, al parametrizarlo por medio del ordenador personal o por
medio de DIGSI. Según la conexión de las tensiones, uno se refiere a las tensiones
fase-tierra o a las tensiones fase-fase.
Usted tiene que ajustar la diferencia del valor admisible de las frecuencias bajo la dirección 3532 CM Fdif y la diferencia del valor admisible de los ángulos de fase en
la dirección 3533 CM Phi dif.
En las direcciones 3535 a 3539 se ajustan las condiciones de autorización para una
conexión manual o para una conexión a través de un mando de control.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
337
2 Funciones
En este caso significan:
3535 CM SINCRONISMO .
Tanto la barra colectora (Ubarra) como la derivación
(Ulín) tienen que encontrarse bajo tensión (U>, dirección 3503); Las condiciones sincrónicas serán controladas, es decir CM Udif (dirección 3531), CM Fdif
(dirección 3532) y CM Phi dif (dirección 3533).
Este ajuste es solamente posible por medio de DIGSI
bajo Otros parámetros.
3536 CM Ubar>Ulín< .
La barra colectora (Ubarra) tiene que encontrarse
bajo tensión (U>, dirección 3503), la derivación
(Ulín) tiene que estar libre de tensión (U<, dirección
3502);
3537 CM Ubar<Ulín> .
La barra colectora (Ubarra) tiene que estar libre de
tensión (U<, dirección 3502), la derivación (Ulín
tiene que encontrarse bajo tensión (U>, dirección
3503);
3538 CM Ubar<Ulín< .
Tanto la barra colectora (Ubarra) como la derivación
(Ulín) tienen que estar libres de tensión (U<, dirección 3502);
3539 CM SIN PRUEBA .
La conexión manual y la conexión de control serán autorizadas sin controles.
Las cinco posibles condiciones de autorización son independientes entre sí y pueden
también ser combinadas.
Nota
Las funciones de conexión del equipo tienen mensajes de salida individuales para el
mando de conexión respectivo. Asegúrese de que los mensajes de salida estén conmutados sobre el relé de salida correcto.
Número 2851 „Orden.cierr.RE“ para un automatismo de conexión ACTIVADO
del automatismo de reconexión,
Número 562 „Cierre manual“ para una conexión manual ACTIVADA a través de
una entrada binaria,
Número 2961 „Sinc. CIERRE“ para una ACTIVACIÓN por medio de un control sincrónico (no se precisa si el control sincrónico autoriza los demás mandos de ACTIVACIÓN),
Número 7329 „Pr.IP1 or.CIERR“ para una ACTIVACIÓN por medio de un control
del interruptor de potencia,
adicionalmente un mando de ACTIVACIÓN del control, por ejemplo „Q0-CIERRE“,
Número 510 „Activo Rele“ mando de activación colectivo para todos los mandos
de activación arriba mencionados.
Instrucciones
sobre la sinópsis
de información
338
Se explicarán brevemente las informaciones más importantes del equipo siempre y
cuando estas informaciones no estén descritas por medio de las explicaciones en las
siguientes listas o detalladamente en el texto precedente.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.16 Supervisión de sincronización y conexión (opcional)
„>C.SincMED CM“ (Número 2905)
Entrada binaria, que facilita una inicialización directa del control sincrónico utilizando
los parámetros de ajuste para una conexión manual. Se le dará siempre prioridad a
esta inicialización utilizando los parámetros de ajuste para una conexión manual, al
seleccionar al mismo tiempo las entradas binarias „>C.SincMED CM“ (Número
2905) y„>C.SincMED RA“ (Número 2906, véase abajo).
„>C.SincMED RA“ (Número 2906)
Petición de medición de un equipo de reconexión externo. Aquí valen los parámetros
de las condiciones sincrónicas, que se han ajustado para una reconexión automática.
„Sinc. Req.med.“ (Número 2936)
Petición de medición del control; ésta será evaluada al ser iniciada por solicitud y será
solamente emitida si el control envía una petición de medición.
„Sinc.permCIE“ (Número 2951)
Autorización de la conexión a un equipo de reenganche externo.
2.16.3 Visión general de los parámetros
Las direcciones a las cuales se adjunta una "A", sólo son modificables mediante
DIGSI bajo "Otros parámetros".
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
3501
CTRL.SINCRONIS.
Activar
Desactivar
Cier.sin Ord.eq
Activar
Control de sincronismo
3502
U<
1 .. 60 V
5V
U< (Línea o barra desconectada)
3503
U>
20 .. 125 V
90 V
U> (Línea o barra conectada)
3504
Umáx
20 .. 140 V
110 V
Tensión máxima
3507
T sinc máx
0.01 .. 600.00 s; ∞
1.00 s
Duración máx. proceso de
sincronización
3508
T ret. autoriz.
0.00 .. 30.00 s
0.00 s
Retardo autorización con redes
síncronas
3509
Unidad de mando
(posibilidades de ajuste
según la aplicación)
ninguno
Unidad de mando a sincronizar
3510
MODO CIERRE
con T IP propio
sin T IP propio
sin T IP propio
Modo de mando de cierre
3511
Udif
1.0 .. 40.0 V
2.0 V
Diferencia de tensión admisible
3512
Fdif
0.03 .. 2.00 Hz
0.10 Hz
Diferencia de frecuencia
admisible
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
339
2 Funciones
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
3513
PHIdif
2 .. 80 °
10 °
Diferencia angular admisible
3515A
SINCRONISMO
Si
No
Si
Cierre con U>barra, U>línea y
sincronis.
3516
Sinc.Ubar>Ulín<
Si
No
No
Cierre con U>barra y U<línea
3517
Sinc.Ubar<Ulín>
Si
No
No
Cierre con U<barra y U>línea
3518
Sinc.Ubar<Ulín<
Si
No
No
Cierre con U<barra y U<línea
3519
CIERR.SIN PRUEB
Si
No
No
Cierre sin prueba de sincronismo
3530
CM MODO MANDO
con T IP propio
sin T IP propio
sin T IP propio
Modo de mando de cierre manual
3531
CM Udif
1.0 .. 40.0 V
2.0 V
Diferencia de tensión admisible
3532
CM Fdif
0.03 .. 2.00 Hz
0.10 Hz
Diferencia de frecuencia
admisible
3533
CM Phi dif
2 .. 80 °
10 °
Diferencia angular admisible
3535A
CM SINCRONISMO
Si
No
Si
Cierre con U>barra, U>línea y
sincronis.
3536
CM Ubar>Ulín<
Si
No
No
Cierre con U>barra y U<línea
3537
CM Ubar<Ulín>
Si
No
No
Cierre con U<barra y U>línea
3538
CM Ubar<Ulín<
Si
No
No
Cierre con U<barra y U<línea
3539
CM SIN PRUEBA
Si
No
No
Cierre manual sin prueba
2.16.4 Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
2901
>CTR.Sinc.con
AI
> Conectar control de sincronismo
2902
>CTR.Sinc.des
AI
> Desconectar control de sincronismo
2903
>CTR.Sinc.blq
AI
>Bloquear control sinc. por externo
2905
>C.SincMED CM
AI
>Ctrl.sinc.:Req.med. para Cierre Manual
2906
>C.SincMED RA
AI
>Ctrl.sinc.:Req. med. para Reeng. autom.
2907
>C.Simc.sinc.
AI
>Ctrl.sinc.:prog.1 actúa en sincronismo
340
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.16 Supervisión de sincronización y conexión (opcional)
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
2908
>Sinc.U1>U2<
AI
>Ctrl.sinc.:prog.2 actúa con U1> y U2<
2909
>Sinc.U1<U2>
AI
>Ctrl.sinc.:prog.3 actúa con U1< y U2>
2910
>Sinc.U1<U2<
AI
>Ctrl.sinc.:prog.4 actúa con U1< y U2<
2911
>Sinc.sinMED
AI
>Ctrl.sinc.:prog.5 actúa sin medida
2930
Con/des.Sinc EB
IntI
Conectar/desconectar Ctrl.sinc. por EB
2931
CTR.Sinc.desc
AS
Control de sincronismo desconectado
2932
CTR.Sinc.bloq
AS
Control de sincronismo bloqueado
2934
CTR.Sinc.pert
AS
Control de sincronismo perturbado
2935
Sinc.Tvig.pas
AS
Control sinc.tiempo vigilancia pasado
2936
Sinc. Req.med.
AS
Control sinc. Req.medición de control
2941
Sinc.proceso
AS
Control de sincronismo en proceso
2942
Sinc.sin MED
AS
Crtl.sinc. activo sin medida
2943
Sinc.Sincron
AS
Crtl.sinc. estado: sincronismo
2944
Sinc. U1>U2<
AS
Crtl.sinc. estado: U1> y U2<
2945
Sinc. U1<U2>
AS
Crtl.sinc. estado: U1< y U2>
2946
Sinc. U1<U2<
AS
Crtl.sinc. estado: U1< y U2<
2947
Sinc.DEL. U>
AS
Estado de sincronis.:Delta U excesivo
2948
Sinc.DEL. f>
AS
Estado de sincronis.:Delta f excesivo
2949
Sinc.DEL.PHI>
AS
Estado de sincron.:Delta phi excesivo
2951
Sinc.permCIE
AS
Crtl.sinc. permiso para comando cierre
2961
Sinc. CIERRE
AS
Crtl.sinc. comando de cierre
2970
Sinc. fbarra>>
AS
Crtl.sinc. frecuencia de barra >(fn+3Hz)
2971
Sinc. fbarra<<
AS
Crtl.sinc. frecuencia de barra <(fn-3Hz)
2972
Sinc. flínea>>
AS
Crtl.sinc. frecuencia de línea >(fn+3Hz)
2973
Sinc. flínea<<
AS
Crtl.sinc. frecuencia de línea <(fn-3Hz)
2974
Sinc. Ubarra>>
AS
Crtl.sinc. tensión de barra >Umax(P3504)
2975
Sinc. Ubarra<<
AS
Crtl.sinc. tensión de barra <U>(P3503)
2976
Sinc. Ulínea>>
AS
Crtl.sinc. tensión de línea >Umax(P3504)
2977
Sinc. Ulínea<<
AS
Crtl.sinc. tensión de línea <U<(P3503)
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
341
2 Funciones
2.17
Protección de tensión (opcional)
La protección de tensión es aplicada para proteger los componentes eléctricos de
planta tanto contra las disminuciones como también contra las elevaciones de la tensión. Ambos casos de funcionamiento no son ventajosos y producen p.ej. problemas
de estabilidad en caso de subtensión o problemas de aislamiento con sobretensión.
La protección contra sobretensión en el 7SD5 comprende las tensiones de fase UL1E, UL2-E y UL3-E, las tensiones de línea UL1-L2, UL2-L3 y UL3-L1, así como la tensión de
desplazamiento 3U0. En vez de la tensión de desplazamiento puede utilizarse cualquier otra tensión conectada a la cuarta entrada de tensión U4 del equipo. El equipo
calcula las tensiones en la secuencia positiva y negativa, de tal manera que los componentes simétricos también puedan ser supervisados. Aquí también es posible un
devanado en compound que calcule la tensión en el extremo opuesto de la línea.
Para la protección contra subtensión también se pueden utilizar las tensiones de fase
UL1-E, UL2-E y UL3-E, las tensiones de línea UL1-L2, UL2-L3 y UL3-L1, así como el sistema
de secuencia positiva.
Estas funciones de protección de tensión pueden ser combinadas libremente. Pueden
ser activadas o desactivadas por separado, o efectuar solamente avisos. En este
último caso no aparecen las órdenes de disparo correspondientes. Cada función de
protección de tensión es de dos niveles, es decir, dispone de dos ajustes de valores
límite con sus correspondientes tiempos de retardo.
Las elevaciones de tensión pueden ocurrir por ejemplo en líneas de transmisión de
gran longitud y con baja carga, en redes aisladas debido a fallos en la regulación de
tensión de generadores o después de una desconexión de carga (total) de un generador, cuando el generador está separado de la red. Aunque para evitar sobretensiones en la línea se utilicen bobinas compensadoras, que compensan las capacitancias
de la línea reduciendo así la sobretensión, en un fallo de las bobinas (por ejemplo
debido a un disparo por cortocircuito) el aislamiento corre un peligro inminente debido
a la sobretensión. La línea debe ser desconectada lo más rápidamente posible.
La protección contra subtensión puede ser utilizada, por ejemplo, en una red para
operaciones de deslastre o reducción de carga. Aparte de eso pueden ser detectados
problemas de estabilidad inminentes. Con máquinas de inducción, las subtensiones
influyen en los momentos permitidos y en la estabilidad.
2.17.1 Protección contra sobretensión
Sobretensión fasetierra
La figura 2-132 muestra el diagrama lógico de los niveles de tensión de fase. De cada
una de las tensiones de medida se filtra de forma digital la oscilación básica, de tal
manera que los armónicos o los picos de tensión transitorios no puedan provocar, en
la medida de lo que cabe, daños. A las tensiones se les aplican dos niveles de valor
límite Uf> y Uf>>. Si una tensión de fase sobrepasa uno de los valores límite, se
emite un aviso independiente para cada fase. Además, cada nivel dispone de un aviso
de excitación general „Uf> ARR“ y „Uf>> ARR“. La relación de reposición es ajustable (Uf>(>) Rel.Repo).
Cada nivel inicia un tiempo de retardo común a las fases. El desarrollo del tiempo de
retardo correspondiente T Uf> o T Uf>> es señalizado y normalmente conduce a
una orden de disparo „Uf>(>) DISP“.
La protección contra sobretensión fase-tierra puede ser bloqueada mediante una
entrada binaria „>Uf>(>) blq“.
342
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.17 Protección de tensión (opcional)
Figura 2-132
Diagrama lógico de la protección contra sobretensión para tensión de fase
Sobretensión fasefase
La protección contra sobretensión fase-fase trabaja de forma análoga a la de fasetierra, sólo que aquí se incluyen las tensiones de línea. Correspondientemente, las
tensiones interconectadas que sobrepasen uno de los valores límites de nivel Uff> o
Uff>> también serán señalizadas. Por lo demás, en principio también es válida la
figura 2-132.
La protección contra sobretensión fase-fase puede ser también bloqueada mediante
una entrada binaria „>Uff>(>) blq“.
Sobretensión
sistema de secuencia positiva U1
El equipo calcula el sistema de secuencia positiva de las tensiones según la ecuación
de definición
U1 = 1/3·(UL1 + a·UL2 + a2·UL3)
con a = ej120°.
La tensión alternativa monofásica resultante es conducida a los dos niveles de valor
límite U1> y U1>> (véase figura 2-133). Junto con los tiempos de retardo asignados
T U1> y T U1>> se forma de nuevo una protección contra sobretensión de dos
niveles para el sistema de secuencia positiva. La relación de reposición aquí también
es ajustable.
La protección contra sobretensión para el sistema de secuencia positiva puede ser
también
bloqueada mediante una entrada binaria „>U1>(>) blq“.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
343
2 Funciones
Figura 2-133
Diagrama lógico de la protección contra sobretensión para el sistema de secuencia positiva de tensión
Sobretensión U1
con devanado en
compound ajustable
La protección contra sobretensión para el sistema de secuencia positiva puede trabajar opcionalmente con un devanado en compound. Este calcula el sistema de secuencia positiva de la tensión en el otro extremo de la línea. Esta posibilidad es especialmente apropiada también para detectar un aumento de tensión estacionario que se
forme en líneas de transmisión largas, sin carga o con poca carga, debido a la capacitancia por longitud (efecto Ferranti). Por lo tanto, la sobretensión se forma en este
caso en el otro extremo de la línea, pero sólo puede ser eliminada desconectando el
extremo de línea local.
Para el cálculo de la tensión en el otro extremo de la línea el equipo necesita los datos
de línea (la inductancia y capacitancia por unidad de longitud, el ángulo y la longitud
de la línea), que fueron introducidos en la parametrización de los datos de planta 2
(sección 2.1.4.1).
El devanado en compound sólo estará disponible si la dirección 137 se ha ajustado a
Exist. c. Comp.. En este caso, la tensión calculada en el otro extremo de la línea
será mostrada también en los valores de medición durante el servicio.
Nota
El devanado en compound no es apropiado para líneas con condensadores longitudinales.
Mediante la tensión medida en el extremo de línea local y la corriente que fluye se
calcula la tensión en el extremo opuesto remoto en función de un esquema equivalente PI (véase también figura 2-134):
344
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.17 Protección de tensión (opcional)
siendo
Ufin.
la tensión calculada en el otro extremo de la línea,
Umed.
la tensión medida en el extremo de línea local,
Imed.
la intensidad medida en el extremo de línea local,
CB .
la capacidad operativa de la línea,
RL .
la resistencia operativa real de la línea,
LL.
la inductividad operativa de la línea.
Figura 2-134
Sobretensión,
Sistema de secuencia negativa U2
Esquema equivalente PI para el devanado en compound
El equipo calcula el sistema de secuencia negativa de las tensiones según la ecuación de definición
U2 = 1/3·(UL1 + a2·UL2 + a·UL3)
con a = ej120°.
La tensión alternativa monofásica resultante es conducida a los dos niveles de valor
límite U2> y U2>>. La lógica está representada en la figura 2-135. Junto con los
tiempos de retardo asignados T U2> y T U2>> se forma de nuevo una protección
contra sobretensión de dos niveles para el sistema de secuencia negativa. La relación
de reposición aquí también es ajustable.
Figura 2-135
Diagrama lógico de la protección contra sobretensión para el sistema de secuencia negativa de tensiónU2
La protección contra sobretensión para el sistema de secuencia negativa puede ser
también bloqueada mediante una entrada binaria „>U2>(>) blq“. Los niveles para
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
345
2 Funciones
la protección contra sobretensión de sistema de secuencia negativa son bloqueados
automáticamente cuando se detecta una caída de tensión asimétrica („Fuse-FailureMonitor“, véase también sección 2.22.1 en el subtítulo Corte de tensión de medida
asimétrico „Fuse-Failure-Monitor“) o cuando se señaliza a través de la entrada binaria
„>Aut.transfU“ la caída del interruptor de protección del transformador de tensión
(aviso interno „bloqueo interno“).
También durante una pausa sin tensión monopolar (con el reenganche automático interno) se bloquean los niveles de la protección contra sobretensión de sistema de secuencia negativa, ya que las magnitudes de sistema de secuencia negativa que aparecen sólo son debidas al flujo de carga asimétrico, pero no por un cortocircuito en la
red. Si el equipo trabaja con un automatismo de reenganche externo o se produce un
disparo monopolar a través de otra protección (que trabaje en paralelo), la protección
contra sobretensión para el sistema de secuencia negativa debe ser bloqueada
durante un disparo monopolar a través de una entrada binaria.
Sobretensión
Sistema
homopolar 3U0
La figura 2-136 muestra el diagrama lógico de los niveles de tensión homopolar. De
la tensión de medida se filtra de forma digital la oscilación básica, de tal manera que
los armónicos o los picos de tensión transitorios no puedan provocar, en la medida de
lo que cabe, daños.
A los niveles de valor límite 3U0> y 3U0>> se conduce la triple tensión homopolar
3·U0. Junto con los tiempos de retardo asignados T 3U0> y T 3U0>> se forma de
nuevo una protección contra sobretensión de dos niveles para el sistema homopolar.
La relación de reposición aquí también es ajustable (3U0>(>) Rel.Rep). Además,
puede ser ajustado un retardo en la estabilización mediante la repetición de medición
(aproximadamente tres periodos).
La protección contra sobretensión para el sistema homopolar puede ser también bloqueada mediante una entrada binaria „>3U0>(>) blq“. Los niveles para la protección contra sobretensión de sistema homopolar son bloqueados automáticamente
cuando se detecta una caída de tensión asimétrica („Fuse-Failure-Monitor“, véase
también sección 2.22.1 en el subtítulo Corte de tensión de medida asimétrico „FuseFailure-Monitor“) o cuando se señaliza a través de la entrada binaria „>Aut.transfU“ la caída del interruptor de protección del transformador de tensión (aviso interno
„bloqueo interno“).
También durante una pausa sin tensión monopolar antes de un reenganche automático (con el reenganche automático interno) se bloquean los niveles de la protección
contra tensión homopolar, para que no trabajen con las magnitudes de sistema homopolar debidas al flujo de carga asimétrico. Si el equipo trabaja con un automatismo de
reenganche externo o se puede producir un disparo monopolar a través de otra protección (que trabaje en paralelo), la protección contra sobretensión para el sistema
homopolar debe ser bloqueada durante un disparo monopolar a través de una
entrada binaria.
El equipo calcula la tensión que debe ser supervisada según la figura 2-136
3·U0 = UL1 + UL2 + UL3.
Esto ocurre cuando no se dispone de una tensión apropiada conectada en la cuarta
entrada de medida de tensión U4.
Si por el contrario la tensión de desplazamiento Uen del bloque de transformador de
tensión está conectada directamente en la cuarta entrada de medida de tensión U4
del equipo y esto ha sido considerado en la configuración, el equipo utiliza automáticamente esta tensión y con ella calcula la triple tensión homopolar.
3·U0 = Uf/Uen Transfor ·U4
346
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.17 Protección de tensión (opcional)
Como la transmisión de tensión es normalmente la del bloque de transformadores de
tensión
el factor es Uf/Uen Transfor = 3/√3 = √3 = 1,73. Encontrará más detalles en los
Datos de la planta en la sección 2.1.4.1 bajo el subtítulo „Conexión de tensión“
en la dirección 211.
Figura 2-136
Diagrama lógico de la protección contra sobretensión para tensión homopolar
Cualquier tensión
monofásica
Como los niveles de tensión homopolar trabajan independientemente y por separado
de las demás funciones de protección de sobretensión, también pueden ser utilizadas
para cualquier otra tensión monofásica. La condición previa para ello es que la cuarta
entrada de tensión U4 del equipo esté correspondientemente asignada (véase
también la sección 2.1.2 „Conexión de tensión“).
Los niveles se pueden bloquear a través de una entrada binaria „>3U0>(>) blq“.
Con esta aplicación no tiene lugar un bloqueo interno.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
347
2 Funciones
2.17.2 Protección de subtensión
Subtensión fasetierra
La figura 2-137 muestra el diagrama lógico de los niveles de tensión de fase. De cada
una de las tensiones de medida se filtra de forma digital la oscilación básica, de tal
manera que los armónicos o las caídas de tensión transitorias no puedan provocar,
en la medida de lo que cabe, daños. A las tensiones se les aplican dos niveles de
valor límite Uf< y Uf<<. Cuando una tensión de fase queda por debajo del correspondiente valor límite, se emite un aviso separado por fases. Además, cada nivel dispone
de un aviso de excitación general „Uf< ARR“ y „Uf<< ARR“. La relación de reposición se encuentra aproximadamente a 1,05.
Cada nivel inicia un tiempo de retardo común a las fases. El desarrollo del tiempo de
retardo correspondiente T Uf< o T Uf<< es señalizado y conduce a una orden de
disparo „Uf<(<) DISP“.
Dependiendo de las condiciones de la instalación, los transformadores de tensión
están dispuestos del lado de alimentación o del lado de salida. Esto conduce a diferentes comportamientos de la protección contra subtensión con la línea desconectada. Mientras que la tensión normalmente permanece, o retorna, en el lado de alimentación después de una orden de disparo y de la apertura del interruptor, la tensión en
el lado de la salida se desconecta. Esto para la protección contra subtensión tiene
como consecuencia que no se produce una excitación con los transformadores en el
lado de salida. Si se desea conseguir una reposición de excitación, entonces se
puede utilizar la corriente como criterio adicional (criterio de intensidad Criterio
Corr.F). Una subtensión solamente es detectada si junto con la condición de subtensión se rebasa al mismo tiempo una corriente mínima I-RESIDUAL en la fase correspondiente. Este estado lo comunica el control central de funciones del equipo.
La protección contra subtensión fase-tierra puede ser bloqueada mediante una
entrada binaria „Uf<(<) blq“. Los niveles de la protección contra subtensión son
bloqueados automáticamente cuando se detecta una caída de tensión („Fuse-FailureMonitor“, véase también sección 2.22.1) o cuando se señaliza a través de la entrada
binaria „>Aut.transfU“ la caída del interruptor de protección del transformador de
tensión (bloqueo interno por fase).
También durante una pausa monopolar sin tensión antes de un reenganche automático (con el automatismo de reenganche interno), los niveles de la protección contra
subtensión en la fase desconectada, considerando también el criterio de corriente,
son bloqueados automáticamente para que no reaccionen a la subtensión de la fase
desconectada; en caso de que el transformador de tensión esté situado del lado de la
salida.
348
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.17 Protección de tensión (opcional)
Figura 2-137
Diagrama lógico de la protección contra baja tensión para tensiones de fase
Subtensión fasefase
La protección contra subtensión fase-fase trabaja de forma análoga a la de fasetierra, sólo que aquí se incluyen las tensiones de línea. Correspondientemente,
cuando un nivel de subtensión reacciona, se señalizan las dos fases involucradas
cuando uno de los valores límites de nivel Uff< o Uff<< no haya sido alcanzado. Por
lo demás, en principio también es válida la figura 2-137.
Para el criterio de corriente es suficiente que en una de las fases afectadas se detecte
un flujo de corriente.
La protección contra subtensión fase-fase puede ser también bloqueada mediante
una entrada binaria „>Uff<(<) blq“. El bloqueo automático también se produce
cuando se detecta una caída de tensión de medida con fallo del interruptor de protección señalizado (bloque interno de la(s) fase(s) afectada(s) por la caída de tensión).
También durante una pausa monopolar sin tensión antes de un reenganche automático (con el automatismo de reenganche interno), los niveles de la protección contra
subtensión en los sistemas de medida con las magnitudes procedentes de la fase
desconectada son bloqueados automáticamente para que no reaccionen a la subten-
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
349
2 Funciones
sión de la fase desconectada; en caso de que el transformador de tensión esté
situado del lado de la salida.
Subtensión
Sistema de secuencia positiva U1
El equipo calcula el sistema de secuencia positiva de las tensiones según la ecuación
de definición
U1 = 1/3·(UL1 + a·UL2 + a2·UL3)
con a = ej120°.
La tensión alternativa monofásica resultante es conducida a los dos niveles de valor
límite U1< y U1<< (véase figura 2-138). Junto con los tiempos de retardo asignados
T U1< y T U1<< se forma de nuevo una protección contra subtensión de dos niveles
para el sistema de secuencia positiva.
También se puede utilizar la corriente como criterio adicional (criterio de intensidad
Criter. Corr.U1) en la protección contra subtensión para el sistema de secuencia
positiva. Una subtensión solamente es detectada si junto con la condición de subtensión se detecta al mismo tiempo un flujo de corriente en al menos una fase.
La protección contra subtensión para el sistema de secuencia positiva puede ser
también bloqueada mediante una entrada binaria „>U1<(<) blq“. Los niveles de la
protección contra subtensión son bloqueados automáticamente cuando se detecta
una caída de tensión („Fuse-Failure-Monitor“, véase también sección 2.22.1) o
cuando se señaliza a través de la entrada binaria „>Aut.transfU“ la caída del interruptor de protección del transformador de tensión (bloqueo interno).
Figura 2-138
Diagrama lógico de la protección contra baja tensión para el sistema de secuencia positiva de tensión
También durante una pausa monopolar sin tensión antes de un reenganche automático (con el automatismo de reenganche interno), los niveles de la protección contra
subtensión para el sistema de secuencia positiva son bloqueados automáticamente
para que no reaccionen a la tensión directa reducida por la fase desconectada; en
caso de que el transformador de tensión esté situado del lado de la salida.
350
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.17 Protección de tensión (opcional)
2.17.3 Indicaciones de ajuste
Generalidades
La protección de tensión sólo puede actuar, si ha sido parametrizada en la configuración del equipo como disponible en la dirección 137. El devanado en compound
sólo estará disponible si (dirección 137) se ha ajustado Exist. c. Comp..
Los niveles de sobretensión y subtensión pueden incluir las tensiones fase-tierra, las
tensiones fase-fase o el sistema de secuencia positiva simétrico de las tensiones;
para la sobretensión también se puede utilizar el sistema invertido simétrico, la
tensión homopolar o en su lugar otra tensión monofásica. Cualquier combinación es
posible. Los métodos de detección que no necesite son desactivados.
Nota
Para la protección de tensión es especialmente importante tener en cuenta las indicaciones de ajuste: De ningún modo deberán ajustar un nivel de sobretensión (UL-E,
UL-L, U1) por debajo de un nivel de subtensión. En ese caso, el equipo entraría en un
estado de excitación permanente que no podría ser solventado mediante las magnitudes de medida. ¡Como consecuencia, el equipo no podría ser utilizado!
Sobretensión fasetierra
Los niveles de tensión de fase se pueden activar o desactivar en la dirección 3701
Uf>(>). Además, puede ajustar Sólo aviso,es decir, estos niveles trabajan y
emiten también avisos, pero no se generan órdenes de disparo.
Los ajustes de los valores de tensión y de tiempo dependen del uso previsto. Si se
deben detectar sobretensiones estacionarias en líneas largas sin carga, ajuste el nivel
Uf> (dirección 3702) al menos un 5% sobre la tensión fase-tierra máxima de servicio
estacionaria esperada. Además, aquí también es necesaria una relación de reposición alta (dirección 3709 Uf>(>) Rel.Repo = 0.98 = preajuste). Este ajuste es solamente posible mediante DIGSI en otros parámetros. El retardo T Uf> (dirección
3703) debe ser aquí de al menos varios segundos para que sobretensiones breves
no conduzcan a un disparo.
Para sobretensiones altas breves está previsto el nivel Uf>> (dirección 3704). Aquí
se ajusta un valor de respuesta correspondientemente alto, por ejemplo, 11/2 veces la
tensión nominal fase-tierra. Para el retardo T Uf>> (dirección 3705) es suficiente de
0,1 s a 0,2 s.
Sobretensión fasefase
Aquí en principio son válidas las mismas consideraciones que en los niveles de
tensión de fase. Estos niveles puede utilizarlos en vez de los niveles de tensión de
fase o junto con ellos. Correspondientemente, ajuste la dirección 3711 Uff>(>) a
Activar, Desactivar o Sólo aviso.
Como las tensiones en cadena están incluidas, estas son determinantes para los
ajustes Uff> (dirección 3712) y Uff>> (dirección 3714) de los valores fase-fase.
Para los retardos T Uff> (dirección 3713) y T Uff>> (dirección 3715) son válidos
los mismos aspectos anteriormente mencionados. Así como para la relación de recuperación (dirección 3719 Uff>(>) Rel.Rep). Este último ajuste es solamente
posible mediante DIGSI en Otros parámetros.
Sobretensión
sistema de secuencia positiva U1
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Usted también puede utilizar los niveles de tensión del sistema de secuencia positiva
en vez de los niveles de sobretensión nombrados hasta ahora o junto con ellos. Co-
351
2 Funciones
rrespondientemente, ajuste la dirección 3731 U1>(>) a Activar, Desactivar,
Sólo aviso o .
Un aumento del sistema de secuencia positiva corresponde, con tensiones simétricas, a un vínculo AND de las tensiones. Estos niveles son por lo tanto especialmente
apropiados para la detección estacionaría de sobretensiones en líneas de trasmisión
largas con baja carga (efecto Ferranti). El nivel U1> (dirección 3732) también sirve
con un tiempo de retardo más largo T U1> (dirección 3733) para la detección de sobretensiones estacionarias (unos segundos), el nivel U1>> (dirección 3734) con un
retardo corto T U1>> (dirección 3735) para la detección de sobretensiones altas, que
ponen en peligro el aislamiento.
Tenga en cuenta que el sistema de secuencia positiva es calculado según su ecuación de definición U1 = 1/3·|UL1 + a·UL2 + a2·UL3|. Con tensiones simétricas esto correspondería por tanto a una tensión fase-tierra.
Si la tensión en el otro extremo de la línea debe ser determinante para la detección
de sobretensión, utilice el devanado en compound. El modo de función ya se ha determinado en la configuración de las funciones de protección (sección 2.1.1.3), dirección 137 PROT. TENSIÓN ajustada a Exist. c. Comp. (presente con devanado
en compound).
Además, la composición precisa los datos de línea, que se han introducido bajo los
datos Datos Generales de planta 2 (capítulo 2.1.4.1): Dirección 1111 X
SEC/KM., dirección 1112 CAP. LONG. y dirección 1113 LONGITUD LÍNEA así
como dirección1105 ÁNGULO IMP.LÍN.. Estos datos son imprescindibles para
poder efectuar un cálculo correcto de la composición. Los valores, que no sirven para
la práctica, pueden conducir a que la función de composición calcule un valor demasiado alto de la tensión existente en el extremo opuesto. Eso provoca una excitación
inmediata en caso de valores de medición aplicados. En este caso, el equipo puede
ser liberado de su estado excitado solamente desconectando la tensión de medición.
Usted puede activar o desactivar el devanado en compound individualmente para
cada nivel U1: Para el nivel U1> en la dirección 3736 Comp, U1> y para el nivel U1>>
en la dirección 3737 Comp, U1>>.
La relación de reposición (dirección 3739 U1>(>) Rel.Rep) es ajustada alta, si es
posible, para poder detectar también sobretensiones débiles estacionarias. Este
ajuste es solamente posible mediante DIGSI en otros parámetros.
Sobretensión,
Sistema de secuencia negativa U2
Los niveles de tensión del sistema de secuencia negativa incluyen las tensiones asimétricas. Si estos deben conducir a un disparo, ajuste la dirección 3741 U2>(>) a
Activar. Si estos estados sólo deben ser señalizados, ajuste la dirección 3741
U2>(>) a Sólo aviso., en todos los otros casos se desactiva Desactivar.
Esta función de protección es también de dos niveles, con un nivel U2> (dirección
3742) con un retardo largo T U2> (dirección 3743) para tensiones asimétricas estacionarias y un nivel U2>> (dirección 3744) con un retardo corto T U2>> (dirección
3745) para tensiones asimétricas altas.
Tenga en cuenta que el sistema de secuencia negativa es calculado según su ecuación de definición U2 = 1/3·|UL1 + a2·UL2 + a·UL3| . Con tensiones simétricas y dos
fases cambiadas, esto correspondería a la suma tras una tensión fase-tierra.
La relación de reposición U2>(>) Rel.Rep puede ser modificada en la dirección
3749. Este ajuste es solamente posible mediante DIGSI en Otros parámetros.
Sobretensión,
Sistema nulo
352
Los niveles de tensión homopolar pueden ser activados o desactivados en la dirección 3721 3U0>(>) or Ux. Además, pueden ser ajustados a Sólo aviso, es decir,
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.17 Protección de tensión (opcional)
estos niveles trabajan y emiten también avisos, pero no se generan órdenes de disparo. Usted puede utilizar también esta función de protección para una tensión monofásica cualquiera; que debe ser conectada a la cuarta entrada de tensión U4. Véase
también el capítulo 2.1.2.1 en el subtítulo „Conexión de tensión“.
La función de protección también tiene dos niveles. Los ajustes de los valores de
tensión y de tiempo dependen del uso previsto. Por lo tanto, no se pueden dar instrucciones generales al respecto. El nivel 3U0> (dirección 3722) se ajusta normalmente
como sensible con un retardo largo T 3U0> (dirección 3723). Mediante el nivel
3U0>> (dirección 3724) y su retraso T 3U0>> (dirección 3725) puede usted realizar
un segundo nivel con un ajuste alto y un retardo corto.
Esto también es válido cuando este nivel de tensión se utiliza para otra tensión en la
entrada de medición U4.
Los niveles de tensión homopolar están especialmente estabilizados en el tiempo mediante una repetición de medición de tal manera que pueden ser ajustados con una
alta sensibilidad. Esta estabilización puede ser desactivada en la dirección 3728
3U0>(>) Estab. cuando se necesite un tiempo de respuesta más corto. Este ajuste
es solamente posible mediante DIGSI en Otros parámetros. Tenga en cuenta que
unos ajustes sensibles junto con tiempos de respuesta cortos tienen poco sentido.
La relación de reposición 3U0>(>) Rel.Rep puede ser modificada en la dirección
3729. Este ajuste es solamente posible mediante DIGSI en Otros parámetros.
En el ajuste del valor de tensión tenga en cuenta que:
• cuando en U4 está conectada la tensión Uen del grupo de transformadores de
tensión y esto ha sido ajustado así en los datos de planta 1 (véase capítulo 2.1.2.1
en el subtítulo „Conexión de tensión“, dirección 210 TRANSFORM. U4 = Transform-Uen), el equipo multiplica la tensión conectada allí por el factor de ajuste
Uf/Uen Transfor (dirección 211), o sea, normalmente por 1,73. Consecuentemente, la tensión medida es √3·Uen = 3·U0. Con un desplazamiento completo de un
triángulo de tensión en buen estado da como resultado √3 veces la tensión de fases
unidas.
• Si en U4 está conectada otra tensión cualquiera, que no se utiliza para la protección
de tensión, y esto ha sido ajustado en los datos de planta 1 (sección 2.1.2.1 en el
subtítulo „Conexión de tensión“, por ejemplo, TRANSFORM. U4 = Transform.Usinc o TRANSFORM. U4 = sin conexión), el equipo calcula la tensión
homopolar mediante las tensiones de línea según su definición
3·U0 = |UL1 + UL2 + UL3|. Con un desplazamiento completo de un triángulo de
tensión en buen estado da entonces como resultado √3 veces la tensión de fases
unidas.
• Si en U4 está conectada otra tensión alterna cualquiera, que es utilizada para la
protección de tensión, y esto ha sido ajustado en los datos de planta 1 (sección
2.1.2.1 en el subcapítulo „Conexión de tensión“, TRANSFORM. U4 = Transform.-UX), ésta se utiliza sin ningún factor adicional para este nivel de tensión.
Esta „protección de tensión homopolar“ es por lo tanto realidad una protección de
tensión monofásica para esta tensión en U4. Tenga en cuenta que con un ajuste
sensible, es decir, cercano a los valores de tensión esperados durante el servicio,
no solamente el tiempo de retardo T 3U0> (dirección 3723) debe ser ajustado alto,
sino que también es necesaria una relación de reposición alta 3U0>(>) Rel.Rep
(dirección 3729).
Subtensión fasetierra
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Los niveles de tensión de fase pueden ser activados o desactivados en la dirección
3751 Uf<(<). Además, puede ajustar Sólo aviso, es decir, estos niveles trabajan
y emiten también avisos, pero no se generan órdenes de disparo.
353
2 Funciones
La función de protección de subtensión tiene dos niveles. El nivel Uf< (dirección
3752) actúa con el tiempo ajustado más largo T Uf< (dirección 3753) en subtensiones débiles. Sin embargo, no debe ser ajustado por encima de la subtensión de servicio permitida. En caídas de tensión más fuertes se activa el nivel Uf<< (dirección
3754) con el retardo T Uf<< (dirección 3755).
Los ajustes de los valores de tensión y de tiempo dependen del uso previsto, por lo
que no es posible dar recomendaciones de ajuste generales. Por ejemplo, para una
reducción de carga los valores se orientan normalmente según un plan de escalonamiento de prioridad. En problemas de estabilidad hay que considerar las subtensiones permitidas y su duración. Con máquinas de inducción, las subtensiones influyen
en los momentos permitidos.
Si los transformadores de tensión están dispuestos desde el lado de la línea, faltan
las tensiones de medición cuando la línea esté desconectada o al desconectar la
línea. Para que los niveles de subtensión no se exciten en estos casos, o bien se mantengan excitados, se activa el criterio de corriente Criterio Corr.F (dirección
3758). En transformadores de tensión del lado de las barras colectoras puede ser
desactivado. Sin embargo, en una barra colectora sin tensión la protección de subtensión se excita y se mantendrá en este estado. Por lo tanto, hay que asegurar que en
estos casos pueda ser bloqueada por una entrada binaria.
Subtensión fasefase
Aquí en principio son válidas las mismas consideraciones que en los niveles de
tensión de fase. Los niveles puede utilizarlos en vez de los niveles de tensión de fase
o junto con ellos. Correspondientemente, ajuste la dirección 3761 Uff<(<) a Activar, Desactivar o Sólo aviso.
Como las tensiones en cadena están incluidas, estas son determinantes para los
ajustes Uff< (dirección 3762) y Uff<< (dirección 3764) de los valores fase-fase.
Los retardos correspondientes son T Uff< (dirección 3763) y T Uff<< (dirección
3765).
Si los transformadores de tensión están dispuestos desde el lado de la línea, faltan
las tensiones de medición cuando la línea esté desconectada o al desconectar la
línea. Para que los niveles de subtensión no se exciten en estos casos, o bien se mantengan excitados, se activa el criterio de corriente Criter. Corr.FF (dirección
3768). En transformadores de tensión del lado de las barras colectoras puede ser
desactivado. Sin embargo, en una barra colectora sin tensión la protección de subtensión se excita y se mantendrá en este estado. Por lo tanto, hay que asegurar que en
estos casos pueda ser bloqueada por una entrada binaria.
Subtensión
Sistema de secuencia positiva U1
Usted también puede utilizar los niveles de tensión del sistema de secuencia positiva
en vez de los niveles de subtensión nombrados anteriormente, o junto con ellos. Correspondientemente, ajuste la dirección 3771 U1<(<) a Activar, Desactivar o
Sólo aviso.
Aquí en principio son válidas las mismas consideraciones que en los demás niveles
de subtensión. Especialmente cuando se trata de problemas de estabilización, es
ventajosa la detección del sistema de secuencia positiva ya que el sistema de secuencia positiva es determinante para los límites de la transferencia estable de energía.
Aquí también se logra un doble nivel con el ajuste del nivel U1< (dirección 3772) con
un tiempo de retardo más largo T U1< (dirección 3773) del nivel U1<< (dirección
3774) con un retardo menor T U1<< (dirección 3775).
Tenga en cuenta que el sistema de secuencia positiva es calculado según su ecuación de definición U1 = 1/3·|UL1 + a·UL2 + a2·UL3|. Con tensiones simétricas esto correspondería por tanto a la tensión fase-tierra.
354
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.17 Protección de tensión (opcional)
Si los transformadores de tensión están dispuestos desde el lado de la línea, faltan
las tensiones de medición cuando la línea esté desconectada o al desconectar la
línea. Para que los niveles de subtensión no se exciten en estos casos, o bien se mantengan excitados, se activa el criterio de corriente Criter. Corr.U1 (dirección
3778). En transformadores de tensión del lado de las barras colectoras puede ser
desactivado. Sin embargo, en una barra colectora sin tensión la protección de subtensión se excita y se mantendrá en este estado. Por lo tanto, hay que asegurar que en
estos casos pueda ser bloqueada por una entrada binaria.
2.17.4 Visión general de los parámetros
Las direcciones a las cuales se adjunta una "A", sólo son modificables mediante
DIGSI bajo "Otros parámetros".
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
3701
Uf>(>)
Desactivar
Sólo aviso
Activar
Desactivar
Modo F-T Protección de
sobretensión
3702
Uf>
1.0 .. 170.0 V; ∞
85.0 V
Uf>: Valor de arranque
3703
T Uf>
0.00 .. 100.00 s; ∞
2.00 s
Uf>: Temporización
3704
Uf>>
1.0 .. 170.0 V; ∞
100.0 V
Uf>>: Valor de arranque
3705
T Uf>>
0.00 .. 100.00 s; ∞
1.00 s
Uf>>: Temporización
3709A
Uf>(>) Rel.Repo
0.30 .. 0.98
0.98
Uf(>): Relación de reposición
3711
Uff>(>)
Desactivar
Sólo aviso
Activar
Desactivar
Modo F-F Protección de
sobretensión
3712
Uff>
2.0 .. 220.0 V; ∞
150.0 V
Uff>: Valor de arranque
3713
T Uff>
0.00 .. 100.00 s; ∞
2.00 s
Uff>: Temporización
3714
Uff>>
2.0 .. 220.0 V; ∞
175.0 V
Uff>>: Valor de arranque
3715
T Uff>>
0.00 .. 100.00 s; ∞
1.00 s
Uff>>: Temporización
3719A
Uff>(>) Rel.Rep
0.30 .. 0.98
0.98
Uff(>): Relación de reposición
3721
3U0>(>) or Ux
Desactivar
Sólo aviso
Activar
Desactivar
Modo 3U0 (o Ux) Protecc.de
sobretensión
3722
3U0>
1.0 .. 220.0 V; ∞
30.0 V
3U0>: Valor de arranque (o Ux>)
3723
T 3U0>
0.00 .. 100.00 s; ∞
2.00 s
3U0>: Temporización (o Ux>)
3724
3U0>>
1.0 .. 220.0 V; ∞
50.0 V
3U0>>: Valor de arranque (o
Ux>>)
3725
T 3U0>>
0.00 .. 100.00 s; ∞
1.00 s
3U0>>: Temporización (o Ux>>)
3728A
3U0>(>) Estab.
Activar
Desactivar
Activar
3U0>(>): Estabilización de
medición 3U0
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
355
2 Funciones
Dir.
Parámetro
3729A
3U0>(>) Rel.Rep
0.30 .. 0.98
0.95
3U0>(>): Relación de reposición
(o Ux)
3731
U1>(>)
Desactivar
Sólo aviso
Activar
Desactivar
Modo secuenc. fase pos. Prot.
sobretens.
3732
U1>
2.0 .. 220.0 V; ∞
150.0 V
U1>: Valor de arranque
3733
T U1>
0.00 .. 100.00 s; ∞
2.00 s
U1>: Temporización
3734
U1>>
2.0 .. 220.0 V; ∞
175.0 V
U1>>: Valor de arranque
3735
T U1>>
0.00 .. 100.00 s; ∞
1.00 s
U1>>: Temporización
3736
Comp, U1>
Desactivar
Activar
Desactivar
Medición Compound U1>
3737
Comp, U1>>
Desactivar
Activar
Desactivar
Medición Compound U1>>
3739A
U1>(>) Rel.Rep
0.30 .. 0.98
0.98
U1>(>): Relación de reposición
3741
U2>(>)
Desactivar
Sólo aviso
Activar
Desactivar
Modo secuenc. fase neg. Prot.
sobretens.
3742
U2>
2.0 .. 220.0 V; ∞
30.0 V
U2>: Valor de arranque
3743
T U2>
0.00 .. 100.00 s; ∞
2.00 s
U2>: Temporización
3744
U2>>
2.0 .. 220.0 V; ∞
50.0 V
U2>>: Valor de arranque
3745
T U2>>
0.00 .. 100.00 s; ∞
1.00 s
U2>>: Temporización
3749A
U2>(>) Rel.Rep
0.30 .. 0.98
0.98
U2>(>): Relación de reposición
3751
Uf<(<)
Desactivar
Sólo aviso
Activar
Desactivar
Modo F-T Protección de
subtensión
3752
Uf<
1.0 .. 100.0 V; 0
30.0 V
Uf<: Valor de arranque
3753
T Uf<
0.00 .. 100.00 s; ∞
2.00 s
Uf< Temporización
3754
Uf<<
1.0 .. 100.0 V; 0
10.0 V
Uf<: Valor de arranque
3755
T Uf<<
0.00 .. 100.00 s; ∞
1.00 s
Uf<<: Temporización
3758
Criterio Corr.F
Activar
Desactivar
Activar
Uf<(<): Criterio de corriente
3761
Uff<(<)
Desactivar
Sólo aviso
Activar
Desactivar
Modo F-F Prpotección de
subtensión
3762
Uff<
1.0 .. 175.0 V; 0
50.0 V
Uff<: Valor de arranque
3763
T Uff<
0.00 .. 100.00 s; ∞
2.00 s
Uff<: Temporización
356
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.17 Protección de tensión (opcional)
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
3764
Uff<<
1.0 .. 175.0 V; 0
17.0 V
Uff<<: Valor de arranque
3765
T Uff<<
0.00 .. 100.00 s; ∞
1.00 s
Uff<<: Temporización
3768
Criter. Corr.FF
Activar
Desactivar
Activar
Uff<(<): Criterio de corriente
3771
U1<(<)
Desactivar
Sólo aviso
Activar
Desactivar
Modo secuenc.fase pos. Prot.
suntensión
3772
U1<
1.0 .. 100.0 V; 0
30.0 V
U1<: Valor de arranque
3773
T U1<
0.00 .. 100.00 s; ∞
2.00 s
U1<: Temporización
3774
U1<<
1.0 .. 100.0 V; 0
10.0 V
U1<<: Valor de arranque
3775
T U1<<
0.00 .. 100.00 s; ∞
1.00 s
U1<<: Temporización
3778
Criter. Corr.U1
Activar
Desactivar
Activar
U1<(<): Criterio de corriente
2.17.5 Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
10201
>Uf>(>) blq
AI
>Bloquear prot. sobretens. fase-tierra
10202
>Uff>(>) blq
AI
>Bloquear prot. sobretens. fase-fase
10203
>3U0>(>) blq
AI
>Bloquear pr. sobretens. sistema homop.
10204
>U1>(>) blq
AI
>Bloquear pr. sobretens. sistem.sec.pos.
10205
>U2>(>) blq
AI
>Bloquear pr. sobretens. sistem.sec.neg.
10206
>Uf<(<) blq
AI
>Bloquear prot. subtensión fase-tierra
10207
>Uff<(<) blq
AI
>Bloquear prot. subtensión fase-fase
10208
>U1<(<) blq
AI
>Bloquear pr. subtensión sistem.sec.pos.
10215
Uf>(>) desc
AS
Protección sobretensión f-t desconectada
10216
Uf>(>) blq
AS
Protección sobretensión f-t bloqueada
10217
Uff>(>) desc
AS
Protección sobretensión f-f desconectada
10218
Uff>(>) blq
AS
Protección sobretensión f-f bloqueada
10219
3U0>(>) desc
AS
Prot.sobretens. sist.homop. desconectada
10220
3U0>(>) blq
AS
Prot. sobretens. sist. homop. bloqueada
10221
U1>(>) desc
AS
Pr.sobretens. sist.sec.pos. desconectada
10222
U1>(>) blq
AS
Prot. sobretens. sist.sec.pos. bloqueada
10223
U2>(>) desc
AS
Pr.sobretens. sist.sec.neg. desconectada
10224
U2>(>) blq
AS
Prot. sobretens. sist.sec.neg. bloqueada
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
357
2 Funciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
10225
Uf<(<) desc
AS
Protección subtensión f-t desconectada
10226
Uf<(<) blq
AS
Protección subtensión f-t bloqueada
10227
Uff<(<) desc
AS
Protección subtensión f-f desconetada
10228
Uff<(<) blq
AS
Protección subtensión f-f bloqueada
10229
U1<(<) desc
AS
Pr.subtensión sist.sec.pos. desconectada
10230
U1<(<) blq
AS
Pr. subtensión sist.sec.pos. bloqueada
10231
U</> activa
AS
Protección sobre-/subtensión activa
10240
Uf> ARR
AS
Uf>: Arranque
10241
Uf>> ARR
AS
Uf>>: Arranque
10242
Uf>(>) ARR L1
AS
Uf>(>): Arranque Fase L1
10243
Uf>(>) ARR L2
AS
Uf>(>): Arranque Fase L2
10244
Uf>(>) ARR L3
AS
Uf>(>): Arranque Fase L3
10245
T Uf> transcur.
AS
Uf>: Tiempo T Uf> transcurrido
10246
T Uf>> transcur
AS
Uf>>: Tiempo T Uf>> transcurrido
10247
Uf>(>) DISP
AS
Uf>(>): Disparo
10255
Uff> ARR
AS
Uff>: Arranque
10256
Uff>> ARR
AS
Uff>>: Arranque
10257
Uff>(>)ARRL12
AS
Uff>(>): Arranque L1-L2
10258
Uff>(>)ARRL23
AS
Uff>(>): Arranque L2-L3
10259
Uff>(>)ARRL31
AS
Uff>(>):Arranque L3-L1
10260
T Uff> transcur
AS
Uff>: Tiempo TUff> transcurrido
10261
T Uff>>transcur
AS
Uff>: Tiempo TUff>> transcurrido
10262
Uff>(>) DISP
AS
Uff>(>):Disparo
10270
3U0> ARR
AS
3U0>: Arranque
10271
3U0>> ARR
AS
3U0>>: Arranque
10272
T 3U0> transcur
AS
3U0>: Tiempo T3U0> transcurrido
10273
T 3U0>> transc.
AS
3U0>>: Tiempo T3U0>> transcurrido
10274
3U0>(>) DISP
AS
3U0>(>): Disparo
10280
U1> ARR
AS
U1>: Arranque
10281
U1>> ARR
AS
U1>>: Arranque
10282
T U1> transcur.
AS
U1>: Tiempo T U1> transcurrido
10283
T U1>> transcur
AS
U1>>: Tiempo T U1>> transcurrido
10284
U1>(>) DISP
AS
U1>(>): Disparo
10290
U2> ARR
AS
U2>: Arranque
10291
U2>> ARR
AS
U2>>: Arranque
358
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.17 Protección de tensión (opcional)
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
10292
T U2> transcur.
AS
U2>: Tiempo T U2> transcurrido
10293
T U2>> transcur
AS
U2>>: Tiempo T U2>> transcurrido
10294
U2>(>) DISP
AS
U2>(>): Disparo
10300
U1< ARR
AS
U1<: Arranque
10301
U1<< ARR
AS
U1<<: Arranque
10302
T U1< transcur.
AS
U1<: Tiempo T U1< transcurrido
10303
T U1<< transcur
AS
U1<<: Tiempo T U1<< transcurrido
10304
U1<(<) DISP
AS
U1<(<): Arranque
10310
Uf< ARR
AS
Uf<: Arranque
10311
Uf<< ARR
AS
Uf<<: Arranque
10312
Uf<(<) ARRL1
AS
Uf<(<): Arranque Fase L1
10313
Uf<(<) ARRL2
AS
Uf<(<): Arranque Fase L2
10314
Uf<(<) ARRL3
AS
Uf<(<): Arranque Fase L3
10315
T Uf< transcur.
AS
Uf<: Tiempo T Uf< transcurrido
10316
T Uf<<transcur.
AS
Uf<<: Tiempo T Uf<< transcurrido
10317
Uf<(<) DISP
AS
Uf<(<): Disparo
10325
Uff< ARR
AS
Uff<: Arranque
10326
Uff<< ARR
AS
Uff<<: Arranque
10327
Uff<(<)ARRL12
AS
Uff<(<): Arranque L1-L2
10328
Uff<(<)ARRL23
AS
Uff<(<): Arranque L2-L3
10329
Uff<(<)ARRL31
AS
Uff<(<): Arranque L3-L1
10330
T Uff< transcur
AS
Uff<: Tiempo T Uff< transcurrido
10331
T Uff<<transcur
AS
Uff<<: Tiempo T Uff<< transcurrido
10332
Uff<(<) DISP
AS
Uff<(<): Disparo
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
359
2 Funciones
2.18
Protección de frecuencia (opcional)
La protección de frecuencia tiene como misión detectar sobrefrecuencias y subfrecuencias en la red o en generadores. Si la frecuencia se encuentra fuera del rango
permitido, se efectúan las operaciones de conmutación correspondientes, como p.ej.
reducción de carga o separación del generador de la red.
Una subfrecuencia se forma debido a un aumento de la demanda de potencia activa
de los consumidores o debido a una disminución de la potencia generada, por
ejemplo en una separación de la red, una avería de generador o un mal funcionamiento de la regulación de potencia o frecuencia. La protección contra subfrecuencia
también tiene aplicación en los generadores que trabajan (temporalmente) en redes
aisladas, ya que, aquí, la protección de retorno de potencia deja de trabajar debido a
la pérdida de la potencia de accionamiento. El generador puede ser entonces desconectado de la red con la protección contra subfrecuencia. Una subfrecuencia puede
resultar también del aumento de la demanda de potencia reactiva de consumidores
inductivos.
La sobrefrecuencia se origina por ejemplo por desconexión de cargas, una separación de red o por comportamiento incorrecto de la regulación de potencia o frecuencia. Aquí se corre también el riesgo de una autoexcitación de las máquinas que trabajan con líneas largas en vacío.
2.18.1 Descripción del funcionamiento
Niveles de
frecuencia
La protección de frecuencia dispone de cuatro niveles de frecuencia, de f1 a f4. Cada
nivel puede ser ajustado como sobrefrecuencia (f>) o como subfrecuencia (f<) con
valores límites y retardos individuales. Con ello se logra una adaptación variable al
uso previsto en cada situación.
• Si un nivel es ajustado a un valor superior a la frecuencia nominal, éste es interpretado automáticamente como nivel de sobrefrecuencia f>.
• Si un nivel es ajustado a un valor inferior a la frecuencia nominal, éste es interpretado automáticamente como nivel de subfrecuencia f<.
• Si un nivel es ajustado exactamente a la frecuencia nominal ésta será ineficaz.
Cada nivel puede ser bloqueado individualmente a través de una entrada binaria,
además, también es posible bloquear la protección de frecuencias completamente.
Medición de frecuencia
Para la determinación de la frecuencia se utiliza la mayor de las tres tensiones fasetierra. Estas deberán presentar al menos un valor mínimo de 6 V aprox. (secundario).
Con un valor más bajo no se efectúa ninguna medición de frecuencia.
Mediante filtros numéricos se calcula un valor de frecuencia proporcional basándose
en la tensión medida, que en el rango especificado (fN ± 10 %), es prácticamente
lineal. Mediante las funciones de filtro y la repetición de mediciones, la medición prácticamente no es afectada por las oscilaciones armónicas ni por los saltos de fase.
Para lograr una medición lo más fiel posible de una forma rápida, se considera
también la variación de frecuencia. Al modificar la frecuencia nominal, se mantiene
igual el signo de los cocientes ∆f/dt durante varias repeticiones de medición. Sin embargo, si debido a un salto de fase en la tensión de medida se produce una aparente
desviación momentánea de la frecuencia, entonces el signo de ∆f/dt se invierte a continuación. Esto conduce a un rechazo rápido del resultado falsamente calculado
debido al salto de fase.
360
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.18 Protección de frecuencia (opcional)
El valor de reposición de cada nivel de frecuencia es de aproximadamente 20 mHz
por debajo (para f>) o por encima (para f<) del valor de respuesta.
Rango de operación
La medición de frecuencia requiere una magnitud de medida utilizable. Esto significa
que debe estar presente al menos una tensión suficientemente alta y que la frecuencia de esta tensión debe encontrarse en el campo de trabajo de la protección de frecuencia.
La protección de frecuencia selecciona automáticamente la mayor de las tensiones
fase-tierra. Si las tres tensiones se encuentran por debajo del campo de trabajo de
6 V (secundario), no se puede determinar la frecuencia. Si la tensión baja tras la excitación de un nivel de frecuencia por debajo de este valor, la excitación vuelve a caer.
De esto se deduce también que todos los niveles de frecuencia vuelven a caer tras la
desconexión de una línea (con transformadores de tensión situados por el lado de la
línea).
Al conectar una tensión de medida con una frecuencia fuera del límite marcado en un
nivel de frecuencia, la protección de frecuencia está inmediatamente lista para funcionar. Pero como los filtros de la medición de frecuencia deben estar cebados previamente, el tiempo de disparo puede aumentar mínimamente (aprox. 1 período), porque
para la excitación de un nivel de frecuencia debe ser reconocida en 5 mediciones seguidas una frecuencia fuera del límite ajustado.
La gama de frecuencia va de 25 Hz a 70 Hz. Si la frecuencia sale fuera del campo de
trabajo, los niveles de frecuencia vuelven a caer. Si la frecuencia vuelve a encontrarse
en el rango de operación, se puede efectuar de nuevo la medición siempre y cuando
la tensión de medida se encuentre también en el rango de operación. Si por el contrario se desconecta la tensión de medida, la excitación volverá a caer inmediatamente después.
Oscilaciones de
potencia
Las desviaciones de frecuencia en redes de interconexión también pueden aparecer
debido a oscilaciones de potencia. Dependiendo de la frecuencia de oscilación, el emplazamiento del equipo y el ajuste del nivel de frecuencia, las oscilaciones pueden
conducir a una excitación de la protección de frecuencia y también a un disparo. En
estos casos, para evitar los disparos por oscilación no basta con activar la protección
de distancia con el bloqueo de sobreoscilación (véase también sección 2.6). Resulta
más efectivo bloquear la protección de frecuencia de la oscilación pendular reconocida. Esto puede realizarse a través de entradas y salidas binarias o a través de los correspondientes vínculos mediante la lógica (CFC) definida por el usuario. Sin embargo, si las frecuencias de oscilación pendular son conocidas, se puede evitar el disparo
mediante la protección de frecuencias adaptando correspondientemente los tiempos
de retardo de la protección de frecuencia.
Excitación/Disparo
La Figura 2-139 muestra el diagrama lógico de la protección de frecuencia.
Tan pronto como la frecuencia sea detectada de forma fiable fuera de los límites ajustados de un nivel (por encima del valor de ajuste para el nivel f> o por debajo para el
nivel f<), se generará la señal de excitación del nivel correspondiente. La detección
se considera fiable si en 5 mediciones en intervalos de 1/2 períodos, da como resultado una frecuencia fuera de los límites ajustados.
Después de una excitación puede iniciarse un tiempo de retardo en cada nivel. Una
vez transcurrido este tiempo se genera una orden de disparo. La reposición de una
excitación se efectúa cuando las condiciones de excitación, también después de 5
mediciones, ya no existan, la tensión de medición haya sido desconectada o la frecuencia salga del campo de trabajo. Tras la reposición de excitación también se
repone la señal de disparo del nivel de frecuencia correspondiente, sin embargo, la
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
361
2 Funciones
orden de disparo se mantiene al menos durante el tiempo mínimo de orden; ajustado
para todas las funciones de disparo del equipo.
Cada uno de los cuatro niveles de frecuencia puede ser bloqueado individualmente
mediante entradas binarias. El bloqueo actúa inmediatamente. Además, también es
posible, a través de entrada binaria, un bloqueo completo de la protección de frecuencia.
Figura 2-139
362
Diagrama lógico Protección de frecuencia
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.18 Protección de frecuencia (opcional)
2.18.2 Indicaciones de ajuste
Generalidades
La protección de frecuencia puede solamente ser eficaz y es solamente accesible, si
fue ajustada bajo la dirección136 PROT. FRECUENC. = disponible al realizar la
proyección. Si no se precisa esta función, se ajusta no disponible.
La protección de frecuencia dispone de cuatro niveles de frecuencia de f1 a f4. Cada
uno de estos niveles puede actuar independientemente como nivel de sobrefrecuencia o nivel de subfrecuencia respectivamente. Es posible activar o desactivar por separado cada uno de los niveles. Eso se realiza bajo las direcciones:
• 3601 PROT.FREC. f1 para el nivel de frecuencia f1,
• 3611 PROT.FREC. f2 para el nivel de frecuencia f2,
• 3621 PROT.FREC. f3 para el nivel de frecuencia f3,
• 3631 PROT.FREC. f4 para el nivel de frecuencia f4,
Para ello, se dispone de tres posibilidades respectivamente:
• Nivel Desactivar: El nivel es ineficaz;
• Nivel Conec: con DISP: El nivel es eficaz y envía, después de una desviación
de frecuencia inadmisible, un mensaje y un mando de disparo (después del transcurso de un tiempo);
• Nivel Conec:sólo avis: El nivel es eficaz y avisa desviaciones de frecuencia inadmisibles, sin emitir un mando de disparo.
Valores de reacción, período de
retardo
El valor de reacción ajustado determina si un nivel de frecuencia debe reaccionar ante
una sobrefrecuencia o ante una subfrecuencia.
• Si se ajusta un nivel en un valor superior a la frecuencia nominal, este nivel será
automáticamente interpretado como nivel de sobrefrecuencia f>.
• Si se ajusta un nivel en un valor inferior a la frecuencia nominal, este nivel será automáticamente interpretado como nivel de subfrecuencia f<.
• Si se ajusta un nivel exactamente en el valor de la frecuencia nominal, este nivel
será ineficaz.
Es posible ajustar un valor de reacción para cada uno de los niveles según reglas predefinidas. En este caso, las direcciones y las gamas de ajuste posibles se orientan
según la frecuencia nominal, tal como se ha ajustado bajo los datos de la planta 1 (capítulo 2.1.2.1) bajo FRECUENCIA NOM. (dirección 230).
Sírvase cuidar de que no se ajuste a ninguno de los niveles de frecuencia en menos
de 30 mHz por encima de la frecuencia nominal (para f>) y en menos de 30 mHz por
debajo de la frecuencia nominal (para f<) respectivamente. Como los niveles de frecuencia disponen de una histéresis de alrededor de 20 mHz, existe de lo contrario el
peligro de que el nivel no vuelva a su posición inicial, al regresar a la frecuencia nominal.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
363
2 Funciones
Se tiene en cada caso solamente acceso a aquellas direcciones, que armonizan con
la frecuencia nominal ajustada. Para cada nivel se puede ajustar una función de
retardo de disparo:
• Dirección 3602 Escalón f1 Valor de reacción para el nivel de frecuencia f1 con
fN = 50 Hz,
Dirección 3603 Escalón f1 Valor de reacción para el nivel de frecuencia f1 con
fN = 60 Hz,
Dirección 3604 T f1 Función de retardo de disparo para el nivel de frecuencia f1;
• Dirección 3612 Escalón f2 Valor de reacción para el nivel de frecuencia f2 con
fN = 50 Hz,
Dirección 3613 Escalón f2 Valor de reacción para el nivel de frecuencia f2 con
fN = 60 Hz,
Dirección 3614 T f2 Función de retardo de disparo para el nivel de frecuencia f2;
• Dirección 3622 Escalón f3 Valor de reacción para el nivel de frecuencia f3 con
fN = 50 Hz,
Dirección 3623 Escalón
fN = 60 Hz,
f3 Valor de reacción para el nivel de frecuencia f3 con
Dirección 3624 T f3 Función de retardo de disparo para el nivel de frecuencia f3;
• Dirección 3632 Escalón f4 Valor de reacción para el nivel de frecuencia f4 con
fN = 50 Hz,
Dirección 3633 Escalón f4 Valor de reacción para el nivel de frecuencia f4 con
fN = 60 Hz,
Dirección 3634 T f4 Función de retardo de disparo para el nivel de frecuencia f4.
Los tiempos ajustados son tiempos de retardo adicionales, que no incluyen los
tiempos propios (tiempo de medición, tiempo de reposición) de la función de protección.
Si se utiliza la protección de frecuencia para las tareas de desacoplamiento de redes
y de deslastre de carga, los valores de ajuste dependen de las condiciones de la red
concretas. En la mayoría de los casos, se procura, en el caso de una reducción de
carga, obtener un escalonamiento de la frecuencia / un escalonamiento del tiempo
según la importancia de los consumidores o según la importancia de los grupos de
consumidores.
En las redes de interconexión, las desviaciones de frecuencia pueden ser provocadas
también a causa de oscilaciones de potencia. Dependiendo de la frecuencia de oscilación, del lugar de montaje del equipo y del ajuste de los niveles de frecuencia, hace
sentido bloquear la protección de frecuencia o niveles individuales en caso de una oscilación registrada. En este caso, es preciso coordinar los tiempos de retardo de tal
forma que se puede registrar una oscilación antes de que se produzca el disparo de
la protección de frecuencia.
Existen más casos de aplicación en el campo de las centrales eléctricas. Por regla
general, los valores de frecuencia, que deben ser ajustados, se orientan en los
valores por defecto dados por el operador de redes y por el operador de centrales
eléctricas. La protección de subfrecuencia tiene también la función de asegurar el
consumo propio de la central eléctrica por medio de una separación a tiempo de la
red. A continuación, el turboregulador regula el conjunto de la máquina hasta un
número de revoluciones nominal así que el consumo propio puede seguir siendo alimentado con la frecuencia nominal.
Como el umbral de reposición queda 20 mHz por debajo y por encima de la frecuencia
de disparo respectivamente, resulta de esta manera una frecuencia de disparo „mínima“ de 30 mHz por encima y por debajo de la frecuencia nominal respectivamente.
364
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.18 Protección de frecuencia (opcional)
La elevación de la frecuencia puede ocurrir por ejemplo en caso de una reducción de
carga o en caso de un comportamiento erróneo de la regulación del número de revoluciones (por ejemplo en el caso de una red aislada). De esta manera, la protección
de frecuencia se deja, por ejemplo, utilizar como protección contra un exceso del
número de revoluciones.
2.18.3 Visión general de los parámetros
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
3601
PROT.FREC. f1
Conec:sólo avis
Conec: con DISP
Desactivar
Conec:sólo avis
Protección de frecuencia Escalón
f1
3602
Escalón f1
45.50 .. 54.50 Hz
49.50 Hz
Valor de ajuste escalón f1
3603
Escalón f1
55.50 .. 64.50 Hz
59.50 Hz
Valor de ajuste escalón f1
3604
T f1
0.00 .. 600.00 s
60.00 s
Temporización del escalón T f1
3611
PROT.FREC. f2
Conec:sólo avis
Conec: con DISP
Desactivar
Conec:sólo avis
Protección de frecuencia Escalón
f2
3612
Escalón f2
45.50 .. 54.50 Hz
49.00 Hz
Valor de ajuste escalón f2
3613
Escalón f2
55.50 .. 64.50 Hz
57.00 Hz
Valor de ajuste escalón f2
3614
T f2
0.00 .. 600.00 s
30.00 s
Temporización del escalón T f2
3621
PROT.FREC. f3
Conec:sólo avis
Conec: con DISP
Desactivar
Conec:sólo avis
Protección de frecuencia Escalón
f3
3622
Escalón f3
45.50 .. 54.50 Hz
47.50 Hz
Valor de ajuste escalón f3
3623
Escalón f3
55.50 .. 64.50 Hz
59.50 Hz
Valor de ajuste escalón f3
3624
T f3
0.00 .. 600.00 s
3.00 s
Temporización del escalón T f3
3631
PROT.FREC. f4
Conec:sólo avis
Conec: con DISP
Desactivar
Conec:sólo avis
Protección de frecuencia Escalón
f4
3632
Escalón f4
45.50 .. 54.50 Hz
51.00 Hz
Valor de ajuste escalón f4
3633
Escalón f4
55.50 .. 64.50 Hz
62.00 Hz
Valor de ajuste escalón f4
3634
T f4
0.00 .. 600.00 s
30.00 s
Temporización del escalón T f4
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
365
2 Funciones
2.18.4 Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
5203
>BLOQ. FRC
AI
>Bloqueo protección de frecuencia (FRC)
5206
>Bloq. f1
AI
>Prot frecuencia bloquear escalón f1
5207
>Bloq. f2
AI
>Prot frecuencia bloquear escalón f2
5208
>Bloq. f3
AI
>Prot frecuencia bloquear escalón f3
5209
>Bloq. f4
AI
>Prot frecuencia bloquear escalón f4
5211
FRC desactivada
AS
Protección de frecuencia desactivada
5212
FRC bloqu.
AS
Protección de frecuencia bloqueada
5213
FRC activ.
AS
Protección de frecuencia activada
5232
Arranque f1
AS
Prot.de frecuencia arranque escalón f1
5233
Arranque f2
AS
Prot.de frecuencia arranque escalón f2
5234
Arranque f3
AS
Prot.de frecuencia arranque escalón f3
5235
Arranque f4
AS
Prot.de frecuencia arranque escalón f4
5236
DISP f1
AS
Protecc.de frecuencia disparo escalón f1
5237
DISP f2
AS
Protecc.de frecuencia disparo escalón f2
5238
DISP f3
AS
Protecc.de frecuencia disparo escalón f3
5239
DISP f4
AS
Protecc.de frecuencia disparo escalón f4
5240
Temporiz. T f1
AS
Protecc. frecuenc. Temporiz.T escalón f1
5241
Temporiz. T f2
AS
Protecc. frecuenc. Temporiz.T escalón f2
5242
Temporiz. T f3
AS
Protecc. frecuenc. Temporiz.T escalón f3
5243
Temporiz. T f4
AS
Protecc. frecuenc. Temporiz.T escalón f4
366
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.19 Localizador de fallos
2.19
Localizador de fallos
La medida de la distancia al fallo por cortocircuito es un importante complemento a la
función del relé de protección. La disponibilidad de la línea para la transmisión de
energía en la red puede ser elevada mediante la rápida localización del punto del fallo
logrando una eliminación más rápida de perturbaciones.
2.19.1 Descripción del funcionamiento
Generalidades
El localizador de fallos es una función propia e independiente que utiliza los parámetros de la línea y de la instalación. En caso de una avería es activado por las funciones
de protección presentes en el equipo 7SD5. En líneas con dos extremos el 7SD5
ofrece la posibilidad de una localización de fallo bilateral (opción), que es más exacta
en la determinación del lugar de avería, especialmente con una alimentación desde
ambos lados, en fallos con intervención de tierra y con resistencias de fallo altas. Los
dos extremos de la línea intercambian, en caso de fallo, sus valores de medidas
locales (corriente de fase y tensiones fase-tierra) a través de la interface de datos de
protección. El 7SD5 debe disponer para ello en ambos extremos de la línea la opción
„localización de fallo bilateral“. En caso de líneas con más de dos extremos, el fallo
se determina mediante una localización unilateral.
En una localización de fallos bilateral, por cada información del extremo opuesto, el
localizador de fallos unilateral (convencional) es llamado paralelamente si
• el localizador de fallos bilateral está desconectado o bloqueado,
• el valor del extremo opuesto no existe o
• debido a señales de medición fuertemente distorsionadas o errores fuera del objeto
a proteger no es posible una localización.
En la localización bilateral de averías los resultados de la localización de fallos unilateral son emitidos en cualquier caso en avisos adicionales.
El objeto a proteger puede estar formado por una línea no homogénea. La línea
puede ser dividida en varios segmentos para el cálculo, por ejemplo, cable corto
seguido de una línea aérea. Para este tipo de objetos a proteger es posible parametrizar las secciones individualmente. Sin esta información el localizador de fallos
utiliza los datos de línea en general (véase el capítulo 2.1.4).
Para la decisión interna de si se utiliza el método de localización de fallos bilateral, los
errores de medida, la asimetría y la geometría de línea son convertidos a una desigualdad de distancia en función del perfil de tensión conocido. Si esta diferencia de
distancia en relación a la longitud de cada sección de línea es demasiado grande, el
resultado de la localización de fallos bilateral es desechado y la distancia es emitida
basada en un cálculo unilateral. Este índice de calidad calculado es emitido como
aviso en una gama de valores de 0 a 10 según vaya aumentando la precisión.
Fallos dobles con diferentes puntos de base, fallos hacia atrás y fallos presentes más
allá del equipo situado a continuación, sólo son calculados y emitidos con la localización de fallos unilateral
La localización de fallos puede ser iniciada mediante la orden de disparo de la protección contra cortocircuitos o también con cualquier excitación. En este último caso, el
cálculo es también posible cuando un equipo de protección diferente efectúa la desconexión de un cortocircuito.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
367
2 Funciones
La localización de
fallos con el localizador unilateral
El principio de medición del lugar de la avería se apoya principalmente en la protección de distancia. Aquí también son calculadas las impedancias.
Las parejas de valores de intensidad de cortocircuito y tensión de cortocircuito (con
una trama de 1/20 ciclos) registradas en una memoria circulante son "congeladas" inmediatamente después de la orden de disparo donde, incluso con interruptores de potencia muy rápidos, aún no se ha producido un falseamiento del valor de medición
debido al proceso de desconexión. El filtrado de los valores medidos y la cantidad de
los cálculos de impedancias se adaptan automáticamente al número ya estabilizado
de los parejas de valores de medida en la ventana de datos calculada. Si no puede
determinar una ventana de datos suficiente con valores estabilizados para la localización de la avería, se emite el aviso „LOC.falt.invál.“.
La evaluación de los valores medidos ocurre una vez que la falta ha sido eliminada
del bucle de cortocircuito. Como bucle de cortocircuito se consideran aquellas que
han conducido a un disparo. En un disparo de la protección de cortocircuito son evaluados los tres bucles fase-tierra.
Localización de
fallo bilateral
La localización de fallo bilateral tiene también en cuenta las capacitancias y resistencias efectivas de la línea. Adapta el lugar de avería de tal manera que el valor de
tensión calculado en el lugar de avería concuerde lo mejor posible con las magnitudes
medidas en los extremos de la línea. Aquí se presupone que la tensión en la línea no
puede saltar. Entonces, se calcula la tensión en el presunto lugar de avería, una vez
con los valores de medida desde la izquierda y otra con los de la derecha. El lugar de
avería real es entonces en el que la curva de tensión desde la izquierda y desde la
derecha no se diferencie o la diferenciación sea mínima.
El método bilateral de localización de fallos presupone que en una línea sin derivaciones, con corriente y tensión conocidas en las entradas, la tensión de la línea puede
ser calculada en cualquier lugar. Esto es válido para el lado izquierdo y derecho de la
línea. Como la tensión en el lugar de la avería calculada desde los dos lados debe ser
la misma, el lugar de la avería se encuentra allí donde las dos curvas de tensión se
cortan. Las curvas se calculan según la ecuación telegráfica de las corrientes y tensiones locales medidas y las densidades de impedancia de la línea. La figura 2-140
muestra de forma simplificada como se toman las curvas de tensión lineales.
Figura 2-140
368
El desarrollo de las tensiones en una línea defectuosa (simplificado)
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.19 Localizador de fallos
El método bilateral utilizado aquí para la localización de fallos tiene las siguientes ventajas respecto al método unilateral:
• es posible una localización correcta de la avería también con flujo de carga, una
alimentación de ambos lados y altas resistencias de fallo.
• Un ajuste incorrecto del ajuste de impedancia a tierra no influye en la precisión del
lugar de la avería.
• La precisión puede ser aumentada considerando la asimetría de la línea (selección
de la fase central).
Indicación del lugar
de avería
Como resultado de la localización del fallo se emite:
• el bucle de cortocircuito con el que se determinó la reactancia de la avería,
• la reactancia X del bucle de error en W primarios y W secundarios,
• la resistencia R del bucle de error en W primarios y W secundarios
• la distancia al fallo d en km o millas proporcional a la reactancia en la línea, calculada en base al valor parametrizado de reactancia por longitud de la línea.
• La distancia al fallo d en % de la longitud de la línea, calculada en base al valor parametrizado de reactancia por longitud de la línea y la longitud de la línea parametrizada.
Los avisos adicionales representan siempre los resultados de la localización de fallo
unilateral.
• Si se ha parametrizado la localización bilateral de averías, los resultados de la localización de fallos unilateral son emitidos en cualquier caso en avisos adicionales.
– „Rpri u.l. =“ (n.° 1135),
– „Xpri u.l.. =“ (n.° 1136),
– „Rsec u.l. =“ (n.° 1137) y
– „Xsec u.l. =“ (n.° 1138)
• Si la localización bilateral falla, éstos se indicarán como „resultados principales“ en
los avisos
– „Rpri=“ (n.° 1114),
– „Xpri=“ (n.° 1115),
– „Rsec=“ (n.° 1117) y
– „Xsec=“ (n.° 1118)
emitidos.
El lugar de avería en porcentaje también puede ser emitido paralelamente mediante
código BCD (Binary Coded Decimal). La condición previa es que en la configuración
de las funciones de protección se haya considerado en la dirección 138 (sección
2.1.1.3) y que se haya asignado el número correspondiente de salidas binarias.
Se necesitan 10 Relés de salida, dispuestos de la siguiente manera:
• 4 salidas para las unidades (1·20 + 1·21 + 1·22 + 1·23),
• 4 salidas para las decenas (10·20 + 10·21 + 10·22 + 10·23),
• 1 salida para las centenas (100·20),
• 1 salida para el aviso de disponibilidad „d autorización“ (n.° 1152).
Tan pronto como se determine un lugar de avería, las salidas binarias correspondientes serán excitadas. Después, la salida „d autorización“ señaliza que los datos
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
369
2 Funciones
son válidos. La duración puede ser ajustada. Si se produce un nuevo fallo, automáticamente los datos del fallo anterior serán cancelados.
El área de salida va de 0 % a 195 %. La salida „197“ significa que se determinó un
valor negativo. La salida „199“ marca un desbordamiento, es decir, el valor calculado
se encuentra por encima del máximo permitido de 195 %.
Nota
Si no se han ajustado secciones de línea, entonces la indicación de distancia en kilómetros, millas o porcentaje sólo es aplicable en tramos de línea homogéneos. Si la
línea está compuesta de secciones con diferentes valores de reactancia por longitud,
por ejemplo, tramos combinados con líneas aéreas y cables, entonces se puede
evaluar la reactancia determinada por la localización de la avería para un cálculo independiente de la distancia a la avería, o ajustar varias secciones de línea.
Secciones de línea
Con los parámetros de sección de línea se determina el tipo de línea. Si se trata de,
por ejemplo, una disposición de cable y línea aérea, entonces hay que parametrizar
dos tipos diferentes. Aquí se puede diferenciar entre tres tipos diferentes de línea. En
la parametrización de estos datos de línea hay que considerar que sólo aparecen dos
o tres páginas de ajuste si previamente se hizo una parametrización del número de
secciones de línea.
Simetría de línea
(sólo para localización de fallo bilateral)
Para conseguir una mayor precisión en la localización de la avería bilateral, se puede
tomar en consideración la asimetría de la línea. La asimetría se calcula con base en
la disposición de la línea. Hay que ajustar la fase central. Si no desea un cálculo de
la asimetría, ésta puede ser desconectada. Se presupone que se trata de líneas con
un alto grado de simetría en lo que se refiere a la fase central, en especial, en la disposición de un nivel. La figura 2-141 muestra posibles disposiciones de fase.
Figura 2-141
370
Disposición de un nivel con fase central
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.19 Localizador de fallos
Corrección de
valores de medición en líneas paralelas (localización
de fallo unilateral)
En faltas a tierra en líneas dobles, los valores determinados para el cálculo de impedancia son influenciados por el acoplamiento de las impedancias de tierra de los dos
sistemas de línea. Por esto, se producen errores de medición si no se toman medidas
especiales en el cálculo de la impedancia. Por ello, el equipo está equipado con una
compensación de línea paralela. Esta compensación tiene en cuenta la corriente de
tierra de la línea paralela en la ecuación de la línea y compensa con ello la influencia
de acoplamiento, de forma parecida a como ya se ha descrito en la determinación de
distancia en la protección de distancia (véase sección 2.5.1 bajo „Corrección de
valores de medición en líneas paralelas“). La corriente de tierra de la línea paralela
debe estar naturalmente conectada al equipo y en Datos de la planta (sección
2.1.2.1 bajo „Conexión de corriente“) la corriente de entrada I4 debe estar parametrizada correctamente.
La compensación de línea paralela sólo es válida para fallos en la línea a proteger. En
averías externas inclusive aquellas que ocurran en la línea paralela no es posible
efectuar una compensación.
Corrección de
valores medidos
con corriente de
carga en líneas alimentadas por
ambos lados (localización de fallo unilateral).
En fallos en líneas con alimentación bilateral y transporte de carga (figura 2-142) la
tensión de fallo UF1 no sólo es influenciada por la tensión de origen E1, sino también
por la tensión de origen E2 cuando ambas fuentes de tensión alimentan comúnmente
la resistencia de fallo RF. Si aquí no se toman ciertas medidas especiales se producirán errores de medición al calcular la impedancia ya que la componente de corriente
IF2 no puede ser detectada en el punto de mención M. En líneas largas con alta capacidad de carga este error de medición (determinante para el cálculo de la distancia)
en la componente X de la impedancia de error puede ser considerable.
La localización de fallos unilateral en 7SD5 dispone de una compensación de carga
que corrige en gran parte estos errores de medición en cortocircuitos monofásicos.
Para la componente R de la impedancia de error no es posible una corrección, sin embargo, aquí un error de medición no es relevante ya que la componente X es determinante para la distancia de la avería.
La compensación de carga actúa en fallos monofásicos. Para ello se evalúan los sistemas de secuencia positiva y homopolar de los componentes simétricos para su corrección.
La compensación de carga puede ser activada o desactivada. Para probar la protección, por ejemplo, es práctico desconectarla para que no haya una influencia de las
magnitudes de medida.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
371
2 Funciones
Figura 2-142
Corrientes y tensiones de falta en línea con alimentación por ambos lados
M.
: Punto de medición
E1, E2.
: Tensión de origen (FEM)
IF1, IF2.
: Corrientes de falta parciales
IF1 + IF2.
: Corriente de falta total
UF1.
: Tensión de falta en el punto de medición
DEF.
: Resistencia de fallo común
ZF1, ZF2.
: Impedancias de fallo
ZF1E, ZF2E.
: Impedancias de faltas a tierra
ZS1, ZS2.
: Impedancias previas
ZS1E, ZS2E.
: Impedancias previas a tierra
2.19.2 Indicaciones de ajuste
Información
General
La localización de fallo sólo es efectiva, si ésta ha sido parametrizada en la configuración a disponible (capítulo 2.1.1.3, dirección 138).
Bajo la dirección 160 SECT.Lín.LOC.F, usted puede indicar el número de las secciones de línea. Si se ajusta el número en 2 Secciones o en 3 Secciones, aparecen también otras hojas de ajuste bajo DIGSI. En este caso, el preajuste por defecto
viene a ser 1 Sección y, de esta manera, los parámetros de línea bajo las direcciones 1116, 1117, 1120 y 1121 adquieren relevancia (véase al respecto también
capítulo 2.1.4).
Para inicializar un cálculo de un lugar de perturbación junto con el mando de disparo
de la función de protección, sírvase ajustar la siguiente dirección 3802 ACTIV.LOC.FALTA = Disparo. En este caso, se indicará un lugar de perturbación solamente si el equipo ha disparado. Sin embargo, es también posible inicializar el
cálculo del lugar de perturbación con cada excitación del equipo (bajo la dirección
3802 ACTIV.LOC.FALTA = Arranque). En este caso se calcula un lugar de perturbación también, si por ejemplo otra función de protección elimina la perturbación. En
caso de una perturbación fuera de la línea, que se debe proteger, la indicación del
lugar de perturbación puede ser efectuada solamente desde un lado.
Para calcular la distancia de la perturbación en kilómetros o en millas, el equipo
precisa el valor de reactancia en Ω/kilómetro o en Ω/milla y el valor de capacidad en
caso de una detección desde ambos lados en µF/kilómetro o en µF/milla. Para una
indicación correcta de la distancia de la perturbación de la longitud de línea en %, es
preciso indicar también correctamente la longitud de línea. Para la detección desde
ambos lados, esta indicación es obligatoria. Estos parámetros ya han sido ajustados
bajo los datos de la planta 2 (capítulo 2.1.4.1) bajo el punto „datos de línea generales“.
372
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.19 Localizador de fallos
La condición previa para una indicación del lugar de perturbación correcta sigue
siendo que también los otros parámetros, que influyen en el cálculo del lugar de perturbación, estén correctamente ajustados.
Si se ha ajustado solamente una sección de la línea (bajo la dirección 160 = 1 Sección), los parámetros vienen a ser los siguientes:
• 1116 RE/RL(Z1),
• 1117 XE/XL(Z1) o
• 1120 K0 (Z1),
• 1121 PHI (K0(Z1)).
Si se han ajustado varias secciones de la línea (bajo la dirección 160 = 2 Secciones
o 3 Secciones), es preciso ajustar los siguientes parámetros:
Para la sección de la línea 1 vienen a ser las siguientes direcciones:
• 6009 A1: XE/XL,
• 6010 A1: RE/RL o
• 6011 A1: K0,
• 6012 A1: PHI (K0).
Para la sección de la línea 2 vienen a ser las siguientes direcciones:
• 6029 A2: XE/XL,
• 6030 A2: RE/RL o
• 6031 A2: K0,
• 6032 A2: PHI (K0).
Para la sección de la línea 3 vienen a ser las siguientes direcciones:
• 6049 A2: XE/XL,
• 6050 A3: RE/RL o
• 6051 A3: K0,
• 6052 A3: PHI (K0).
Nota
Para la detección del lugar de perturbaciones desde los dos lados, los equipos tienen
que estar parametrizados en los extremos con los mismos datos, es decir si existe
más de una sección de línea, los valores para el equipo B tienen que ser parametrizados de forma reflejada en relación a los datos del equipo A. En el caso de dos tipos
de línea significa eso que la sección de línea 1 y 2 del equipo A parametrizada tiene
que coincidir con la sección de línea 2 y 1 del equipo B.
Si los equipos están correctamente parametrizados, entonces se emitirá el mensaje
número 1111 „LOC act.“ como mensaje entrante.
Si se ha ajustado bajo dirección 160 = 2 Secciones o 3 Secciones, entonces será
preciso parametrizar para la primera sección de línea el ángulo de la impedancia de
línea bajo la dirección 6001A1: PHI LIN., el valor de reactancia bajo la dirección
6002 A1:Reac/long x' y el valor de capacidad de la línea bajo la dirección 6003
A1: Cap/long C'. Bajo la dirección 6004 A1: LONG.LÍNEA, usted indicará la longitud de su sección de línea. Todos los valores se refieren a la unidad kilómetro. En
caso de que usted deseara la unidad milla como medida de referencia, entonces adquirirán para usted las direcciones 6002, 6003 y 6004 relevancia.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
373
2 Funciones
El conductor central de su disposición del mástil es asignado en la dirección 6008
A1: CONDUC.CENT. Seleccionando el ajuste 6008 = desconoc./sim., usted
optará por una disposición simétrica.
Para tener en cuenta tanto la segunda sección de línea (A2) como la tercera sección
de línea (A3), usted deberá proceder tal como se ha descrito en el apartado anterior.
Sírvase deducir los parámetros correspondientes de la tabla 2-15.
Tabla 2-15
Direcció
n
Parámetros de secciones de línea adicionales
Parámetro
6001
A1: PHI LIN.
6002
A1:Reac/long x'
6003
6004
A1: Cap/long C'
C
Posibilidades de ajuste
30-89 °; ohne 0
Preajuste por
defecto
85 °
Explicación
A1: Ángulo de la
impedancia de línea
1A
0.0010-1.9000 Ω/Km; ohne 0.0300 Ω/Km
0
5A
0.0050-9.5000 Ω/kilómetro; 0.1500 Ω/kilómetro
sin 0
1A
0.0010-3.0000 Ω/Mi; ohne
0
5A
0.00500.2420 Ω/mi
15,0000 Ω/kilómetro; sin 0
1A
0.000-500.000 µF/km; 0
0.050 µF/km
5A
0.000100.000 µF/kilómetro; 0
0.010 µF/kilómetro
1A
0.000-800.000 µF/mi; 0
0.080 µF/mi
5A
0.000-160.000 µF/mi; 0
0.016 µF/mi
0.1-1000.0 km; ohne 0
100.0 km
A1: Longitud de la línea en
kilómetros
0.1-650.0 MILLA; ohne 0
62.1 MILLA
A1: Longitud de la línea en
millas
A1: LONG.LÍNEA
0.0484 Ω/Mi
A1: Valor de reactancia de
la línea: x' en Ω/kilómetro
A1: Valor de reactancia de
la línea: x' en Ω/kilómetro
A1: Valor de capacidad C'
en µF/kilómetro
A1: Valor de capacidad C'
en µF/milla
6008
A1: CONDUC.CENT
desconoc./sim.
Fase 1
Fase 2
Fase 3
desconoc./sim.
A1: Conductor central
6021
A2: PHI LIN.
30-89 °; ohne 0
85 °
A2: Ángulo de la
impedancia de línea
6022
A2:Reac/long x'
374
1A
0.0010-1.9000 Ω/Km; ohne 0.0300 Ω/Km
0
5A
0.0050-9.5000 Ω/kilómetro; 0.1500 Ω/kilómetro
sin 0
1A
0.0010-3.0000 Ω/Mi; ohne
0
5A
0.00500.2420 Ω/mi
15,0000 Ω/kilómetro; sin 0
0.0484 Ω/Mi
A2: Valor de reactancia de
la línea: x' en Ω/kilómetro
A2: Valor de reactancia de
la línea: x' en Ω/kilómetro
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.19 Localizador de fallos
Direcció
n
6023
6024
Parámetro
A2: Cap/long C'
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste por
defecto
Explicación
1A
0.000-500.000 µF/km; 0
0.050 µF/km
5A
0.000100.000 µF/kilómetro; 0
0.010 µF/kilómetro
1A
0.000-800.000 µF/mi; 0
0.080 µF/mi
5A
0.000-160.000 µF/mi; 0
0.016 µF/mi
0.1-1000.0 km; ohne 0
100.0 km
A2: Longitud de la línea en
kilómetros
0.1-650.0 MILLA; ohne 0
62.1 MILLA
A2: Longitud de la línea en
millas
A2: LONG.LÍNEA
A2: Valor de capacidad C'
en µF/kilómetro
A2: Valor de capacidad C'
en µF/milla
6028
A2: CONDUC.CENT
desconoc./sim.
Fase 1
Fase 2
Fase 3
desconoc./sim.
A2: Conductor central
6041
A3: PHI LIN.
30-89 °; ohne 0
85 °
A3: Ángulo de la
impedancia de línea
6042
A3:Reac/long x'
6043
6044
6048
A3: Cap/long C'
A3: LONG.LÍNEA
A3: CONDUC.CENT
1A
0.0010-1.9000 Ω/Km; ohne 0.0300 Ω/Km
0
5A
0.0050-9.5000 Ω/kilómetro; 0.1500 Ω/kilómetro
sin 0
1A
0.0010-3.0000 Ω/Mi; ohne
0
5A
0.00500.2420 Ω/mi
15,0000 Ω/kilómetro; sin 0
1A
0.000-500.000 µF/km; 0
0.050 µF/km
5A
0.000100.000 µF/kilómetro; 0
0.010 µF/kilómetro
1A
0.000-800.000 µF/mi; 0
0.080 µF/mi
5A
0.000-160.000 µF/mi; 0
0.016 µF/mi
0.1-1000.0 km; ohne 0
100.0 km
A3: Longitud de la línea en
kilómetros
0.1-650.0 MILLA; ohne 0
62.1 MILLA
A3: Longitud de la línea en
millas
desconoc./sim.
Fase 1
Fase 2
Fase 3
desconoc./sim.
A3: Conductor central
0.0484 Ω/Mi
A3: Valor de reactancia de
la línea: x' en Ω/kilómetro
A3: Valor de reactancia de
la línea: x' en Ω/kilómetro
A3: Valor de capacidad C'
en µF/kilómetro
A3: Valor de capacidad C'
en µF/milla
Si en líneas dobles es necesario utilizar la compensación de línea paralela, ajuste la
dirección 3805 COMPENS.LÍN.PAR a Si (preajuste para equipos como compensación de línea paralela). También es necesario que
• la corriente de tierra de la línea paralela esté conectada con la polaridad correcta
en la cuarta entrada de intensidad I4 y
• que en los datos de planta 1 (capítulo 2.1.2.1 en „Conexión de corriente“) haya sido
ajustada correctamente la relación de transformador de intensidad TRANSFORM.I4/If (dirección 221) y que
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
375
2 Funciones
• en los datos de planta 1 (capítulo 2.1.2.1 en „Conexión de corriente“) haya sido
ajustado el parámetro para la cuarta entrada de intensidad TRANSFORM. I4 a
Línea paralela (dirección 220) y también que
• en los datos generales de la protección (datos de planta 2, capítulo 2.1.4.1) hayan
sido ajustadas correctamente las resistencias de acoplamiento RM/RL y XM/XL (dirección 1126 y 1127).
Si en redes puestas a tierra es necesario utilizar la compensación de carga en fallos
monofásicos en líneas alimentadas por ambos lados, ajuste la dirección 3806 COMP.
DE CARGA a Si. Si se cuenta con resistencias de paso altas en fallos monofásicos,
por ejemplo, en líneas aéreas sin conductor de protección o con condiciones de
puesta a tierra desfavorables de los postes, esto aumenta la exactitud del cálculo de
la distancia.
Si usted no desea ninguna detección de perturbaciones desde los dos lados, entonces usted tiene que seleccionar la dirección 3807 Loc.por 2 Lados = Desactivar. El preajuste por defecto es Activar.
Si el lugar de la avería debe ser emitido a través de salidas binarias en código BCD,
ajuste en 3811 T.SALID.BCD MAX, cuanto tiempo como máximo deben estar disponibles en las salidas los datos válidos. En caso de un nuevo fallo, los datos son inmediatamente cancelados aunque este tiempo aún no haya finalizado. Si desea un
periodo más largo para la salida, configure el relé de salida correspondiente como registrado. Los datos se mantienen entonces después de un fallo hasta que la memoria
sea reseteada o se registre un nuevo fallo.
2.19.3 Visión general de los parámetros
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
3802
ACTIV.LOC.FALTA
Arranque
Disparo
Arranque
Activar localizador de fallo
3805
COMPENS.LÍN.PAR
No
Si
Si
Compensación de línea paralela
3806
COMP. DE CARGA
No
Si
No
Compensación de carga
3807
Loc.por 2 Lados
Activar
Desactivar
Activar
Localización de fallo por dos
lados
3811
T.SALID.BCD MAX
0.10 .. 180.00 s
0.30 s
T. salida máx. p. distancia/fallo
(BCD)
2.19.4 Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
1111
LOC act.
AS
Localizador de fallos activo
1113
Calidad=
AV
Calidad de la localización de fallos
1114
Rpri=
AV
Resistencia de fallo primaria =
376
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.19 Localizador de fallos
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
1115
Xpri=
AV
Reactancia de fallo primaria =
1117
Rsec=
AV
Resistencia de fallo secundaria =
1118
Xsec=
AV
Reactancia de fallo secundaría =
1119
d
AV
Distancia de fallo =
1120
d[%] =
AV
Distancia de fallo en % longitud línea =
1122
d
AV
Distancia de fallo =
1123
LOC. lazo L1E
AS_P
Lazo L1E
1124
LOC. lazo L2E
AS_P
Lazo L2E
1125
LOC. lazo L3E
AS_P
Lazo L3E
1126
LOC. lazo L12
AS_P
Lazo L12
1127
LOC. lazo L23
AS_P
Lazo L23
1128
LOC. lazo L31
AS_P
Lazo L31
1131
Imp.falta pri.=
AV
Impedancia de fallo primaria =
1132
LOC.falt.invál.
AS
LOC. fallos no puede calcular valores
1133
LOC falt.K0(Z1)
AS
LOC. fallos err. ajuste K0(Z1),PHI K0(Z1)
1134
LOC dos lados
AS_P
LOC. fallos por dos lados
1135
Rpri u.l. =
AV
R (primaria, un lado)
1136
Xpri u.l.. =
AV
X (primaria, un lado)
1137
Rsec u.l. =
AV
R (secundaria, un lado)
1138
Xsec u.l. =
AV
X (secundaria, un lado)
1143
d [1%]
AS
Posición de fallo en BCD (1%)
1144
d [2%]
AS
Posición de fallo en BCD (2%)
1145
d [4%]
AS
Posición de fallo en BCD (4%)
1146
d [8%]
AS
Posición de fallo en BCD (8%)
1147
d [10%]
AS
Posición de fallo en BCD (10%)
1148
d [20%]
AS
Posición de fallo en BCD (20%)
1149
d [40%]
AS
Posición de fallo en BCD (40%)
1150
d [80%]
AS
Posición de fallo en BCD (80%)
1151
d [100%]
AS
Posición de fallo en BCD (100%)
1152
d autorización
AS
Posición de fallo en BCD autorización
=
=
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
377
2 Funciones
2.20
Protección fallo del interruptor
La protección contra fallo del interruptor de potencia sirve para la desconexión rápida
de reserva si en el caso de una orden de disparo procedente de una función de protección fallo el interruptor de potencia local.
2.20.1 Descripción del funcionamiento
Generalidades
Si por ejemplo, la protección contra cortocircuitos de una derivación envía una orden
de disparo al interruptor de potencia, esto se comunica al mismo tiempo a la protección contra fallo del interruptor de potencia (figura 2-143). En este caso, se inicia una
etapa de tiempo FALLO T. Esta etapa de tiempo funciona mientras esté presente una
orden de disparo de la protección y pase corriente a través del interruptor de potencia.
Figura 2-143
Diagrama de funcionamiento simplificado de la protección contra fallo del interruptor de potencia con supervisión del flujo de corriente.
Durante el funcionamiento sin perturbaciones, el interruptor de potencia desconectará
la corriente de fallo y por lo tanto interrumpirá el flujo de corriente. El nivel de valor
límite de intensidad recae rápidamente (normalmente 10 ms) e impide el posterior desarrollo del nivel de tiempo FALLO T.
Si no se ejecuta la orden de disparo de la protección (en el caso de fallo del interruptor
de potencia), la corriente sigue pasando y la etapa de tiempo llega hasta el final.
Ahora es la protección contra fallo del interruptor de potencia la que emite por su parte
una orden de disparo que provoca que los interruptores de potencia circundantes desconecten la corriente de fallo.
El tiempo de liberación de la protección de la derivación no es relevante debido a que
la supervisión de flujo de corriente de la protección de fallo del interruptor de potencia
detecta por sí misma la interrupción de la corriente.
En aquellos relés de protección cuyos criterios de disparo no estén relacionados con
el flujo de la corriente que se pueda determinar (p. ej. relé de Buchholz), el flujo de
corriente no constituye una característica fiable para el correcto funcionamiento del
interruptor de potencia. Para esos casos, la posición del interruptor de potencia puede
ser comunicada por los contactos auxiliares del interruptor de potencia. En este caso
se consulta por lo tanto los contactos auxiliares del interruptor de potencia en lugar
del flujo de corriente (figura 2-144). Para ello es preciso que la posición de los contac-
378
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.20 Protección fallo del interruptor
tos auxiliares del interruptor de potencia esté conectada al equipo a través de entradas binarias (véase también el capítulo 2.23.1).
Figura 2-144
Supervisión del
flujo de corriente
Diagrama de función simplificado de la protección contra fallo del interruptor de
potencia, con control por el contacto auxiliar del interruptor de potencia.
Cada una de las corrientes de fase y una corriente de verificación (véase más abajo)
se filtran por medio de filtros numéricos de tal manera que solamente se evalúe la frecuencia fundamental.
Se han tomado medidas especiales para la detección del instante de desconexión.
Con corrientes sinusoidales, la interrupción de corriente se detecta después de 10 ms
aproximadamente. En el caso de elementos de corriente continua aperiódicos en la
corriente de cortocircuito y después de desconectar (p. ej. en el caso de interruptores
de medida de intensidad con núcleo linealizado), o si los transformadores de medida
de intensidad se llegan a saturar debido al elemento de corriente continua en la corriente de cortocircuito, puede durar un período completo hasta que se detecte con
seguridad la desaparición de la corriente primaria.
Las corrientes se supervisan y se comparan con el valor límite que está ajustado.
Además de las tres corrientes de fase están previstos otros dos umbrales de intensidad que permiten la plausibilidad (véase figura 2-145).
Como corriente de plausibilidad se emplea preferentemente la corriente de tierra IE
(3·I0). Si la corriente a tierra está conectada al equipo desde el neutro del conjunto de
transformadores de intensidad, entonces se utiliza ésta. En los demás casos, la
calcula el equipo a partir de las intensidades de fase:
3·I0 = IL1 + IL2 + IL3
Como corriente de plausibilidad se sigue utilizando la corriente triple del sistema
opuesto calculada por el 7SD5, 3·I2. Ésta se calcula de acuerdo con la ecuación que
la define
3·I2 = IL1 + a2·IL2 + a·IL3
siendo
a = ej120°.
Aunque las corrientes de plausibilidad no influyen en la función básica de la protección contra fallo del interruptor de potencia, permiten controlar que en un fallo es
preciso que se rebasen por lo menos dos umbrales de intensidad antes de que pueda
iniciarse un tiempo de retardo.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
379
2 Funciones
Figura 2-145
Supervisión del flujo de corriente con las corrientes de plausibilidad 3·I0 y 3·I2
Supervisión de los
contactos auxiliares del interruptor
de potencia
La posición del interruptor del potencia es comunicada a la protección contra fallo del
interruptor desde el control central del equipo (véase el capítulo 2.23.1). La evaluación de los contactos auxiliares solamente tiene lugar en la función contra fallo del interruptor de potencia si no pasa ninguna corriente superior al valor ajustado para la
supervisión del flujo de corriente. Si al producirse el disparo de protección ha respondido el criterio de flujo de corriente, este flujo se interpreta exclusivamente como apertura del interruptor de potencia, aunque desde el contacto auxiliar (todavía) no se
haya comunicado que está abierto el interruptor de potencia (figura 2-146). Esto da
preferencia al criterio de flujo de corriente por su mayor fiabilidad y evita una operación en falso causada por un defecto, por ejemplo, en el mecanismo de los contactos
auxiliares. Este bloqueo es válido tanto para cada fase individual como para el disparo
tripolar.
También existe la posibilidad de renunciar al criterio del contacto auxiliar. Si el conmutador de parámetros CRIT.COaux (figura 2-148 arriba) se pone en No, solamente
puede iniciarse la protección contra fallo del interruptor si se detecta paso de corriente. La posición de los contactos auxiliares, por lo tanto no será consultada aunque los
contactos auxiliares estén conectados al equipo mediante entradas binarias.
Figura 2-146
380
Bloqueo del criterio de contactos auxiliares — Ejemplo para la fase L1
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.20 Protección fallo del interruptor
Por otra parte, sólo se puede controlar la reacción del interruptor de potencia en fallos
de baja intensidad, que no den lugar a la respuesta de la supervisión del flujo de corriente (p. ej. en caso de disparo por relé Buchholz), exclusivamente por medio de las
informaciones relativas a la posición de sus contactos auxiliares. Para esto se utiliza
la entrada binaria „>P.FALLini sinI“ n.° 1439 (figura 2-148 izquierda). Esta inicia
la protección contra fallo del interruptor, incluso si no se cumple ningún criterio de intensidad.
Arranque común a
las fases
El arranque común a las fases se emplea en redes que tengan exclusivamente
disparo tripolar, en derivaciones de transformador o en el caso de disparo debido a
una protección de barras colectoras. En el 7SD5 es la única clase de arranque, si el
equipo está disponible en la variante exclusivamente para disparo tripolar.
Si la protección contra fallo del interruptor es arrancada por otros dispositivos de protección externos, el arranque sólo se debe efectuar por motivos de seguridad si están
activadas por lo menos dos entradas binarias: Por ese motivo se recomienda que
además de la orden de disparo de la protección exterior a la entrada binaria „>FALLO
IPini.3p“ n.° 1415 se conecte también la excitación general a la entrada binaria
„>FALLO IP autor“ Nr 1432. En el relé Buchholz también se recomienda conectar
ambas entradas a través de pares de hilos independientes.
Si en casos excepcionales no se dispone de señal de autorización independiente, el
arranque desde el exterior también puede efectuarse en un solo canal. En ese caso
no se debe configurar la señal „>FALLO IP autor“ (n.° 1432).
El esquema de funcionalidad se muestra en la Figura 2-148. Si aparece una orden de
disparo de una función de protección interna o externa y existe por lo menos un criterio de intensidad según la figura 2-145, se produce el arranque y con ello el comienzo
del tiempo(s) de retardo correspondiente(s).
Si no se cumple el criterio de intensidad para ninguna de las fases, se puede consultar
el contacto auxiliar del interruptor de potencia de acuerdo con la figura 2-147. En el
caso de que haya posibilidad de control monopolar, es determinante la conexión en
serie de los contactos abridores de los contactos auxiliares (los tres abridores cerrados cuando están abiertos los tres polos). Y es que después de una orden de disparo
tripolar, el interruptor de potencia solamente habrá trabajado de forma regular si no
pasa ya corriente a través de ninguno de los polos o si están cerrados los tres contactos abridores de los contactos auxiliares.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
381
2 Funciones
Figura 2-147
Formación de la señal „LS-Hiko ≥1p cerrado“
Si dispara una función de protección o un dispositivo de protección exterior, cuya
forma de trabajo no esté relacionada necesariamente con un flujo de corriente, esto
pasa internamente a través de la entrada „inicio interno sin I“ o bien, desde una protección exterior, a través de la entrada binaria „>P.FALLini sinI“. En este caso,
el arranque se mantiene hasta que el criterio de los contactos auxiliares del interruptor
de potencia indique su apertura.
El arranque puede ser bloqueado a través de una entrada binaria „>FALLO IP
bloq.“ (por ejemplo, durante una verificación de la protección de la derivación).
Figura 2-148
382
Protección contra fallo del interruptor con arranque de fase común
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.20 Protección fallo del interruptor
Arranque con fases
separadas
El arranque con fases separadas se necesita siempre que los polos del interruptor se
activen individualmente, es decir, cuando se utilice un disparo monopolar con reenganche. Para ello es preciso que el equipo sea adecuado para disparo monopolar.
Si la protección contra fallo del interruptor es arrancada por otros dispositivos de protección externos, este arranque sólo debe realizarse por motivos de seguridad si
están activadas por lo menos 2 entradas binarias. Por eso se recomienda conectar,
además de las tres órdenes de disparo de la protección terna en las entradas binarias
„>P.FALLini.L1“, „>P.FALLini.L2“ y „>P.FALLini.L3“, también, por ejemplo, la excitación general en la entrada binaria „>FALLO IP autor“. La figura 2-149
muestra esta conexión.
Si en casos excepcionales no se dispone de señal de autorización independiente, el
arranque desde el exterior también puede efectuarse en un solo canal. La señal
„>FALLO IP autor“ no debe por tanto ser entonces configurada.
Si el equipo de protección exterior no dispone de señal de excitación general, en su
lugar se puede utilizar también una señal de disparo general o la conexión en paralelo
de un segundo conjunto de contactos de disparo (véase la figura 2-150).
La lógica de las condiciones de arranque para los tiempos de retardo está estructurada en principio igual que para el arranque de fase común, solo que esta lógica tiene
una estructura independiente para cada fase (figura 2-151). De este modo se determinan la intensidad de corriente y las condiciones de arranque para cada uno de los
polos del interruptor; también durante una interrupción breve monopolar se vigila de
manera fiable la interrupción de corriente, pero únicamente el polo del interruptor que
ha disparado.
Figura 2-149
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Protección contra fallo del interruptor con arranque separado por fases —
Ejemplo de arranque desde equipo de protección externo con autorización mediante excitación general
383
2 Funciones
Figura 2-150
Protección contra fallo del interruptor con arranque de fase segregada —
Ejemplo de arranque desde equipo de protección externo con autorización mediante un conjunto independiente de contactos de disparo
La lógica de las condiciones de arranque para los tiempos de retardo está estructurada en principio igual que para el arranque de fase común, solo que esta lógica tiene
una estructura independiente para cada fase (figura 2-151). De este modo se determinan la intensidad de corriente y las condiciones de arranque para cada uno de los
polos del interruptor; también durante una interrupción breve monopolar se vigila de
manera fiable la interrupción de corriente, pero únicamente el polo del interruptor que
ha disparado.
El criterio de contacto auxiliar también se procesa individualmente por cada polo. Si
no están disponibles los contactos auxiliares por cada polo del interruptor, una orden
de disparo monopolar solamente se considera ejecutada si está interrumpido el circuito en serie de los cerradores de los contactos auxiliares. Esto lo comunica el
control central de funciones (véase también el capítulo 2.23.1).
Si aparecen señales de arranque de más de una fase se utiliza el arranque común a
las fases „Inicio L123“. Éste bloquea las señales de arranque para las fases individuales. Del mismo modo trabaja el arranque sin flujo de corriente (p. ej. del relé Buchholz), sólo en modalidad trifásica. Esta función es en principio igual que para el arranque
en fase común.
La señal adicional de liberación „>FALLO IP autor“ (si ha sido configurada) afecta
a todas las condiciones externas de arranque. El arranque puede ser bloqueado a
través de una entrada binaria „>FALLO IP bloq.“ (por ejemplo, durante una verificación de la protección de la derivación).
384
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.20 Protección fallo del interruptor
Figura 2-151
Condiciones de arranque en caso de orden de disparo monopolar
Temporizaciones
Si se cumplen las condiciones de arranque se inician los tiempos de retardo asignados, dentro de los cuales deberá haber abierto el interruptor de potencia.
Pueden haber tiempos de retardo distintos para arranque monopolar y tripolar. Otro
tiempo de retardo se puede utilizar para una protección en dos etapas.
En el caso de protección contra fallo del interruptor de una etapa, la orden de disparo
se pasa a los interruptores circundantes, para que éstos interrumpan la corriente de
fallo (figura 2-143, o bien, 2-144). Los interruptores circundantes son los de las barras
colectoras o del tramo de barras colectoras al cual está conectada la ramificación considerada. Las posibles condiciones de arranque son las tratadas anteriormente.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
385
2 Funciones
Según las posibilidades de la protección de la derivación puede haber condiciones de
arranque comunes a las fases o independientes por fase. El disparo producido por la
protección contra fallo del interruptor es siempre tripolar.
En el caso más sencillo se emplea el tiempo de retardo T2 (figura 2-152). Las señales
de arranque correctas por fase se omiten cuando las funciones de protección que producen el arranque solamente pueden producir disparo tripolar, o si los polos del interruptor no se pueden controlar individualmente.
Si durante el disparo monopolar y el disparo tripolar de las funciones de protección
causantes del arranque se obtuvieran tiempos de retardo diferentes, se emplearán los
tiempos de retardo T1 1POL y T1 3POL según la figura 2-153.
Figura 2-152
Protección contra fallo del interruptor de una sola etapa con arranque común a
las fases
Figura 2-153
Protección contra fallo del interruptor de una sola etapa con tiempos de retardo
diferentes
En el caso de protección contra fallo del interruptor de dos etapas se repiten normalmente las órdenes de disparo de la protección de la derivación, en un primer nivel de
la protección contra fallo del interruptor, al interruptor de potencia de la derivación,
generalmente a un segundo juego de bobinas de disparo. Solamente si el interruptor
no reacciona ante esta repetición del disparo se disparan en una segunda etapa los
interruptores de potencia circundantes.
En el caso de disparo monopolar por parte de la protección causante del arranque se
puede ajustar para el primer nivel un retardo diferente T1 1POL que para el disparo
tripolar. Además, se puede determinar por medio de ajuste (parámetro DISP
1POL(T1)), si una vez concluido el primer nivel debe efectuarse un disparo monopolar por fase por parte de la protección contra fallo del interruptor, o siempre un disparo
tripolar.
386
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.20 Protección fallo del interruptor
Figura 2-154
Si no está operativo
el interruptor de potencia
Protección contra fallo del interruptor de dos etapas, con arranque separado
por fases
Cabe imaginar casos en los que resulta obvio que el interruptor de potencia asignado
para la protección de la derivación no está en condiciones de resolver el cortocircuito,
p. ej., si falta la tensión de disparo o la energía de disparo.
En este caso no es necesario esperar a la reacción del interruptor de potencia. Si se
dispone de un criterio que indique que el interruptor de potencia está fuera de servicio
(por ejemplo, supervisor de tensión, controlador de presión), éste puede ser conducido a la entrada binaria „>IP Fallo“ del 7SD5. Si en este caso aparece una condición de inicio, se activa el nivel de tiempo T3 FALLO IP (véase la figura 2-155), que
normalmente se ajusta a cero. De esta manera, al estar averiado el interruptor de potencia se disparan inmediatamente los interruptores de potencia circundantes.
Figura 2-155
Disparo del interruptor de potencia
en el extremo
opuesto
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Interruptor de potencia no operativo
En un fallo del interruptor de potencia de la derivación local se debería provocar
también a menudo la desconexión del interruptor de potencia en el extremo opuesto
de la línea. Para ello es necesario transmitir la orden.
En el 7SD5 se aplica la orden correspondiente, generalmente aquella que provoca el
disparo de los interruptores de potencia circundantes, a la entrada binaria para el
arrastre. Esto puede conseguirse mediante un cableado externo: La salida de la
387
2 Funciones
orden se conecta con la entrada de arrastre „>Teleprot. 3pol“ (n.° 3504) a la
estación opuesta (véase también el capítulo 2.4). Resulta más sencillo acoplar la
orden a la entrada de arrastre a través de la lógica definible por el usuario (CFC).
Protección contra
fallo de terminal
Se entiende por fallo de terminal un cortocircuito situado en un extremo de una línea
o de un objeto de protección, que haya surgido entre el interruptor de potencia y el
transformador de medida de intensidad.
Esta situación se muestra en la figura 2-156. El fallo está situado, visto desde el transformador de medida de intensidad (= punto de medida) por el lado de las barras colectoras y por lo tanto, no es reconocido por la protección de la derivación como fallo
en la derivación. Por lo tanto sólo puede ser reconocido por la protección de barras
colectoras. Sin embargo, una orden de disparo para el interruptor de potencia de la
derivación no resuelve el fallo, puesto que sigue estando alimentado desde el extremo
opuesto. La corriente de fallo, por lo tanto, no deja de pasar pese a que el interruptor
de potencia de la derivación ha ejecutado correctamente la orden de disparo que le
ha sido dada.
Figura 2-156
Fallo del terminal entre el interruptor de potencia y el transformador de intensidad.
El objetivo de la protección de fallo de terminal consiste en detectar esta situación y
enviar una orden de disparo al extremo opuesto de la línea. Para esto sirve la orden
„F.IP DISP F.fin“ (Nr 1495), que se transmite a la entrada de arrastre de la protección diferencial, eventualmente junto con otras señales para el disparo en el
extremo opuesto. Esto puede conseguirse mediante un cableado externo o por medio
de la lógica definible por el usuario (CFC).
El fallo de terminal es detectado por la protección de fallo de terminal, porque se registra un flujo de corriente, a pesar de que los contactos auxiliares del interruptor de
potencia comunican que el interruptor de potencia está abierto. Como criterio adicional se evalúa el arranque de la protección de fallo del interruptor. La figura 2-157
muestra el principio de funcionamiento. Si ha arrancado la protección contra fallo del
interruptor y se registra paso de corriente (criterios de corriente „L*> Criterio de corriente“ según la figura2-145), pero no está cerrado ningún polo del interruptor de potencia (no está presente el criterio de contactos auxiliares „ ≥ 1 polo cerrado“),
empieza a contar un tiempo T FALTA FINAL al cabo del cual, se transmite una orden
de disparo al extremo opuesto.
388
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.20 Protección fallo del interruptor
Figura 2-157
Verificación de la
discrepancia polar
Esquema de funcionamiento de la protección de fallo de terminal
Esta función supervisa el sincronismo de los tres polos del interruptor de potencia. En
régimen de servicio estacionario, los tres polos tienen que estar o bien todos abiertos
o todos cerrados. Únicamente después de una desconexión monopolar previa a un
reenganche automático, puede estar abierto un solo polo durante un breve tiempo.
La figura 2-158 muestra el esquema de funcionamiento. Las señales tratadas ya se
utilizaron para la protección contra fallo del interruptor de potencia. La condición para
la falta de sincronismo de los polos del interruptor es que esté cerrado por lo menos
uno de los polos („≥1 polo cerrado“) y que no estén cerrados los tres polos
(„≥1 polo abierto“).
Adicionalmente se consultan también los criterios de flujo de corriente (figura 2-145).
La supervisión de sincronismo solamente entra en acción si no pasa corriente por los
tres polos, es decir, sólo por uno o dos de los polos del interruptor. En el caso de las
tres corrientes es preciso que estén cerrados los tres polos, aunque los contactos
auxiliares comuniquen otra cosa.
La detección de la falta de sincronismo de los polos del interruptor se comunica de
modo selectivo por fase como „excitación“. Con ello se identifica el polo que estaba
abierto antes de la orden de disparo mediante la supervisión de sincronismo.
Figura 2-158
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Esquema de funcionamiento de la supervisión de sincronismo de los polos del
interruptor
389
2 Funciones
2.20.2 Indicaciones de ajuste
Generalidades
La protección contra fallo del interruptor de potencia, incluido sus funciones adicionales (la protección contra un fallo final, la función de supervisión del flujo sincrónico)
puede solamente trabajar si fue ajustado, al proyectar la capacidad funcional del
equipo (bajo la dirección 139 PROT. FALLO) como disponible o como respectivamente.
Protección contra
fallo del interruptor
Bajo la dirección 3901 FALLO INTERRUPT, la protección es activada Activar o
desactivada Desactivar respectivamente.
El ajuste del umbral de reacción de intensidad I> Superv.Flujo (bajo la dirección
3902) tiene que ser seleccionado de tal manera que la función de supervisión del flujo
de corriente reaccione todavía ante la mínima corriente de cortocircuito con la cual
hay que contar. Para tal fin, se debería ajustar el valor por lo menos un 10% por
debajo de la corriente de cortocircuito mínima. Sin embargo, el valor de reacción seleccionado no debería tampoco ser inferior al valor requerido.
La protección contra fallo del interruptor evalúa normalmente tanto el criterio de flujo
de corriente como también la posición de los contactos auxiliares del interruptor. Si no
se dispone de contactos auxiliares del interruptor de potencia, éstos no pueden
tampoco ser evaluados. En este caso, sírvase ajustar la dirección 3909 CRIT.COaux
en No.
Protección contra
fallo del interruptor
de dos etapas
En caso de un servicio en dos etapas, el mando de disparo es repetido, después de
transcurrir el tiempo de espera T1, sobre el interruptor de potencia de derivación local,
normalmente en un juego independiente de bobinas de disparo del interruptor de la
derivación. En caso de un disparo monopolar a causa de una función de protección,
esta repetición de disparo puede ser monopolar, siempre y cuando el equipo y la
función de protección, que provoca el arranque, sean adecuados para un disparo monopolar. Ajuste la dirección 3903 DISP 1POL(T1) en Si si la primera etapa debe
disparar de forma unipolar, de lo contrario ajuste la dirección en No.
Si el interruptor de potencia no reacciona ante la repetición del disparo, se disparan
los interruptores de potencia circundantes después de transcurrir el tiempo T2, es
decir los interruptores de la barra colectora o del tramo de la barra colectora afectado
y, eventualmente, también el interruptor de potencia en el extremo opuesto, si es que
todavía no se ha eliminado el fallo.
Los períodos de retardo pueden ser ajustados de forma independiente
• para una repetición del disparo con un polo o con tres polos sobre el interruptor
local, después de un mando de disparo monopolar de la protección de derivación
T1 1POL (bajo la dirección 3904),
• para una repetición del disparo tripolar sobre el interruptor local, después de un
mando de disparo tripolar de la protección de derivación T1 3POL (bajo la dirección 3905),
• para el disparo de los interruptores de potencia circundantes (barra colectora y
eventualmente también extremo opuesto) T2 (bajo la dirección 3906).
Los períodos de retardo, que se deben ajustar, vienen dados por el tiempo de desconexión máximo del interruptor de potencia, el tiempo de reposición de la detección del
flujo de corriente así como de un margen de seguridad, que tiene también en cuenta
la dispersión en el tiempo de desarrollo. La figura 2-159 muestra las secuencias de
tiempo por medio de un ejemplo. En el caso de corrientes senoidales, se puede contar
con un tiempo de reposición de ≤15 ms. Si hay que contar con una saturación del
390
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.20 Protección fallo del interruptor
transformador de medición de intensidad, es, sin embargo, recomendable calcular
con 25 ms.
Figura 2-159
Protección contra
fallo del interruptor
de una sola etapa
Ejemplo para el desarrollo de tiempo en caso de una resolución de perturbación
normal y en caso de fallo del interruptor de potencia con una protección contra
fallo del interruptor de dos etapas
En la protección contra fallo del interruptor de una sola etapa, se disparan los interruptores de potencia circundantes después de transcurrir un tiempo de espera T2 (bajo
la dirección 3906), es decir los interruptores de potencia de la barra colectora o del
tramo de la barra colectora afectado y, eventualmente, también el interruptor de potencia en el extremo opuesto.
Los tiempos T1 1POL (bajo la dirección 3904) y T1 3POL (bajo la dirección 3905)
serán ajustados en ∞, ya que no se necesitan.
Usted puede utilizar también la primera etapa como etapa única, si usted desea utilizar los diferentes períodos de retardo, después de un disparo unipolar y un disparo
tripolar por medio de la protección de derivación. En este caso, sírvase ajustar por separado T1 1POL (bajo la dirección 3904) y T1 3POL (bajo la dirección 3905), pero
ajuste la dirección 3903 DISP 1POL(T1) en No para que la barra colectora no reciba
ningún mando de disparo unipolar. Sírvase ajustar T2 (bajo la dirección 3906) en ∞ o
igual a T1 3POL (bajo la dirección 3905). Asegúrese de que los mandos correctos
(avisos de salida para el disparo) estén conmutados.
El período de retardo, que hay que ajustar, viene dado por el tiempo de desconexión
máximo del interruptor de potencia, del tiempo de reposición de la detección del flujo
de corriente así como del margen de seguridad, que tiene también en cuenta la dispersión en el tiempo de desarrollo. La figura 2-160 muestra las secuencias de tiempo
por medio de un ejemplo. En el caso de corrientes senoidales, se puede contar con
un tiempo de reposición de ≤15 ms. Si hay que contar con una saturación del transformador de medición de intensidad, es, sin embargo, recomendable calcular con
25 ms.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
391
2 Funciones
Figura 2-160
Perturbación del interruptor de potencia local
Ejemplo para el desarrollo de tiempo en caso de una resolución de perturbación
normal y en un fallo del interruptor de potencia con una protección contra fallo
del interruptor de una sola etapa
En caso de una perturbación en el circuito de mando del interruptor de potencia local
(por ejemplo en caso de que el aire comprimido o la tensión del resorte faltaran), no
se precisan los períodos de retardo, ya que queda de antemano claro que el interruptor de potencia local no está en condiciones de ejecutar el mando de disparo. Si se
comunica al equipo la perturbación (a través de una entrada binaria „>IP Fallo“),
se disparan en este caso los interruptores de potencia circundantes (barra colectora
y, eventualmente, también el extremo opuesto) con T3 FALLO IP (bajo la dirección
3907), que es normalmente ajustado en 0.
Por medio de la dirección 3908 FALLO IP, usted determina a cual de las salidas el
mando es dirigido, en caso de una perturbación del interruptor. Por regla general,
usted seleccionará la etapa de tiempo cuya salida está destinada para la emisión del
mando a los interruptores de potencia circundantes.
Protección contra
fallo final
Bajo la dirección 3921 PROT.TRAMO FIN., la protección contra un fallo final puede
ser independientemente activada Activar o desactivada Desactivar. Se entiende
por fallo final un cortocircuito producido entre el interruptor de potencia y el transformador de medición de intensidad de la derivación. Una condición previa para el funcionamiento de la protección contra un fallo final es que el equipo esté informado
sobre la posición del interruptor de potencia a través de entradas binarias.
En caso de que se disparara el interruptor de potencia desde el nivel reverso de una
protección de derivación o desde la protección de la barra colectora (visto desde los
transformadores de medición de intensidad, la perturbación pertenece a la barra colectora), la corriente de cortocircuito sigue fluyendo puesto que se alimenta desde el
extremo opuesto.
La etapa de tiempo T FALTA FINAL (bajo la dirección 3922) es inicializada, si
durante el mando de disparo de una función de protección de derivación, los contactos auxiliares del interruptor de potencia, un interruptor de potencia se encuentra en
posición abierta, y si fluye al mismo tiempo corriente (bajo la dirección 3902). El
mando de disparo de la protección contra un fallo final está previsto para la transmisión al extremo opuesto.
Por lo tanto, el tiempo es ajustado de tal forma que no llegue a transcurrir en el caso
de un cumplimiento transiente de las condiciones de arranque, al conmutar el interruptor.
392
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.20 Protección fallo del interruptor
Supervisión de
sincronismo del interruptor de potencia
Bajo la dirección 3931 DISCREP. POLOS (sincronismo forzado), la supervisión de
sincronismo para los polos del interruptor puede ser independientemente conectada
Activar o desconectada Desactivar. La supervisión de sincronismo sólo tiene
sentido si los polos del interruptor de potencia pueden ser individualmente controlados. La supervisión de sincronismo debe evitar que se encuentran solamente uno o
dos polos del interruptor de potencia estacionariamente abiertos. Para ello, es preciso
o que los contactos auxiliares de cada uno de los polos o que la conexión en serie de
los contactos auxiliares del cerrador y que la conexión en serie de los contactos auxiliares del abridor sean conectados con entradas binarias del equipo. Si no se cumplen
estas condiciones, usted tiene que desconectar la dirección 3931 Desactivar.
El tiempo T DISCREP.POLOS (bajo la dirección 3932) indica cuánto tiempo puede
durar un estado asimétrico, es decir con uno o con dos polos abiertos, antes de que
comience a actuar el sincronismo forzado, es decir antes de que se emita un mando
de disparo tripolar. Este período tiene que ser seleccionado mucho más largo que la
duración de un ciclo de interrupción monopolar en un reenganche automático. El valor
máximo del período puede ser limitado por la duración admisible de la carga desequilibrada provocada por la posición de los polos del interruptor asimétrica Los valores
usuales son de 2 s a 5 s.
2.20.3 Visión general de los parámetros
En la tabla se incluyen preajustes orientados a la demanda comercial. La columna C
(Configuración) indica la relación a la intensidad nominal de transformador correspondiente.
Dir.
Parámetro
3901
FALLO INTERRUPT
3902
I> Superv.Flujo
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
Activar
Desactivar
Activar
Protección contra fallo del
interruptor
1A
0.05 .. 20.00 A
0.10 A
Valor reacción supervis.
flujo intens.
5A
0.25 .. 100.00 A
0.50 A
3903
DISP 1POL(T1)
No
Si
Si
Disparo monop. después
de transcurrir T1
3904
T1 1POL
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.00 s
Temporización T1 para
arranque monopolar
3905
T1 3POL
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.00 s
Temporización T1 para
arranque tripolar
3906
T2
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.15 s
Temporización T2
3907
T3 FALLO IP
0.00 .. 30.00 s; ∞
0.00 s
Temporiz.con fallo del
interrup. de pot.
3908
FALLO IP
No
DISP T1
DISP T2
DISP T1/T2
No
Selecc. de disparo por
fallo del IP
3909
CRIT.COaux
No
Si
Si
Criterio contacto aux. del
interruptor
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
393
2 Funciones
Dir.
Parámetro
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
3921
PROT.TRAMO FIN.
Activar
Desactivar
Desactivar
Prot. falta de tramo final
3922
T FALTA FINAL
0.00 .. 30.00 s; ∞
2.00 s
Temporización para falta
de tramo final
3931
DISCREP. POLOS
Activar
Desactivar
Desactivar
Vigilancia de discrepancia
de polos
3932
T DISCREP.POLOS
0.00 .. 30.00 s; ∞
2.00 s
Temporización por
discrepancia de polos
2.20.4 Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
1401
>FALLO IP con.
AI
>Prot.fallo interruptor de pot. conect.
1402
>FALLO IP desc.
AI
>Prot.fallo interruptor de pot. descon.
1403
>FALLO IP bloq.
AI
>Prot.fallo interrup. de pot.bloqueada
1415
>FALLO IPini.3p
AI
>Prot.fallo IP Inicio tripolar
1432
>FALLO IP autor
AI
>Prot.fallo IP autorización por externo
1435
>P.FALLini.L1
AI
>Prot.fallo interr. inicio L1 por ext.
1436
>P.FALLini.L2
AI
>Prot.fallo interr. inicio L2 por ext.
1437
>P.FALLini.L3
AI
>Prot.fallo interr. inicio L3 por ext.
1439
>P.FALLini sinI
AI
>Pr.F.IP Inicio sin Intens.(Pr.Buchholz)
1440
FALLO IP a/d EB
IntI
Prot. fallo IP act/deasct. por EB
1451
FALLO IP Desact
AS
Prot. fallo interruptor desactivada
1452
FALLO IP bloq.
AS
Prot. fallo interruptor bloqueada
1453
FALLO IP act.
AS
Prot. fallo interruptor activada
1461
F. IP arranque
AS
Prot. fallo interruptor activada
1472
F. IP DISP. L1
AS
Prot. fallo interruptor,disparo por L1
1473
F. IP DISP. L2
AS
Prot. fallo interruptor,disparo por L2
1474
F. IP DISP. L3
AS
Prot. fallo interruptor,disparo por L3
1476
F. IP DISP.L123
AS
Prot. fallo interruptor,disparo tripol.
1493
F.IP DISP IPlín
AS
Pr.fallo IP, DISP con Interr. de línea
1494
F.IP DISP T2
AS
Pr.fallo IP, DISP escalón 2 (barra)
1495
F.IP DISP F.fin
AS
Prot.F. IP, DISP prot. falta tramo final
1496
DISCRP .P. ARR
AS
Arranque Discrepancia de polos
1497
DISCR.P.ARR L1
AS
Arranque Discrep.Polos para L1
1498
DISCR.P.ARR L2
AS
Arranque Discrep.Polos para L2
394
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.20 Protección fallo del interruptor
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
1499
DISCR.P.ARR L3
AS
Arranque Discrep.Polos para L3
1500
DISCR.P. DISP.
AS
Disparo Discrepancia de Polos
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
395
2 Funciones
2.21
Protección de sobrecarga
La protección de sobrecarga térmica impide la sobrecarga térmica del objeto a proteger, especialmente en los transformadores, máquinas rotativas, impedancias de potencia y cables. En el caso de líneas aéreas por lo general no se precisa, puesto que
no tiene sentido calcular un exceso de temperatura debido a las fuertes variaciones
de las condiciones del ambiente (temperatura, vientos). En este caso, sin embargo,
un nivel de alarma dependiente de la corriente puede advertir sobre una sobrecarga
inminente.
2.21.1 Descripción del funcionamiento
El equipo calcula el exceso de temperatura de acuerdo con un modelo térmico de estructura simple basado en la siguiente ecuación diferencial térmica.
siendo
Θ
– Sobretemperatura actual en relación a la temperatura final con
la intensidad de fase máxima admisible k·IN
τ th
– Constante de tiempo térmica del calentamiento
I
– Intensidad actual efectiva
k
– Factor k, que determina la intensidad máxima
permanentemente permitida, en relación a la intensidad
nominal del transformador de intensidad
IN
– Intensidad nominal del transformador de intensidad
La solución de esta ecuación es en caso estacionario una función exponencial cuya
asíntota representa la sobretemperatura final Θfinal. Después de alcanzar un primer
umbral de sobretemperatura ajustable Θalarma, que está por debajo de la sobretemperatura final, se emite un aviso de advertencia, p. ej., para provocar una reducción de
carga preventiva. Si se alcanza el segundo límite de exceso de temperatura, el
exceso de temperatura final = exceso de temperatura de disparo, se aísla de la red el
objeto a proteger. Sin embargo, la protección de sobrecarga también se puede ajustar
a Sólo aviso. En este caso solamente se emite un aviso incluso al alcanzar la temperatura final.
El cálculo del exceso de temperatura se realiza para cada una de las fases en una
reproducción térmica a partir del cuadrado de la correspondiente corriente de fase.
Esta garantiza una medición efectiva y también tiene en cuenta la influencia de armónicos. Para la evaluación en los niveles de valor límites se puede recurrir opcionalmente a la máxima de las tres sobretemperaturas de línea calculadas, su valor medio,
o la sobretemperatura calculada a partir de la mayor de las intensidades de línea.
La intensidad permanente máxima admisible térmicamente Imax se describe como un
múltiplo de la intensidad de corriente nominal IN:
Imax = k·IN
Además de indicar este factor k se debe introducir la constante de tiempo térmica τth
así como la sobretemperatura de advertencia Θalarma.
396
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.21 Protección de sobrecarga
La protección de sobrecarga dispone no solo de la etapa de advertencia térmica sino
también de una dependiente de la intensidad Ialarma. Éste puede realizar un aviso
precoz de una corriente de sobrecarga, incluso si el exceso de temperatura todavía
no ha alcanzado el exceso de temperatura de advertencia o de disparo.
La protección de sobrecarga se puede bloquear a través de una entrada binaria. En
ese caso también se ponen a cero las reproducciones térmicas.
Figura 2-161
Diagrama lógico de la protección de sobrecarga térmica
2.21.2 Indicaciones de ajuste
Generalidades
La condición previa para la utilización de la protección contra una sobrecarga térmica
es que se ha proyectado bajo la dirección142 SOBRECARGA = disponible al proyectar la capacidad funcional del equipo. Bajo la dirección 4201 SOBRECARGA es
posible activarla Activar o Desactivar desactivarla respectivamente. Además,
existe la posibilidad del ajuste Sólo aviso. En el último caso, la función de protección está activada, pero emite solamente un mensaje al alcanzar la temperatura de
disparo, es decir la función de emisión „DISPARO SBRCA“ no está activada.
Factor k
Como intensidad de base para la determinación de la sobrecarga se toma la intensidad nominal del equipo como referencia. El factor de ajuste k se ajusta bajo la dirección 4202 FACTOR-K. Este factor viene determinado por la relación entre la intensidad, que es desde el punto de vista térmico permanentemente admisible, y esta
intensidad nominal:
La intensidad permanente admisible es al mismo tiempo aquella intensidad, en la cual
la función exponencial de la sobretemperatura tiene su asíntota. No es preciso deter-
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
397
2 Funciones
minar una sobretemperatura de disparo, ya que viene dada automáticamente por la
sobretemperatura final para k · IN. En el caso de las máquinas eléctricas, la intensidad
permanente admisible es, por regla general, indicada por el fabricante. Si no se
dispone de datos, se elige para el factor k 1,1 veces la intensidad nominal del objeto,
que se debe proteger. En los cables, este factor depende de la sección, del material
de aislamiento, del tipo de construcción así como del tipo de tendido, y puede ser deducido de las tablas correspondientes.
Sírvase tener en cuenta que las indicaciones relativas a la sobrecarga de medios de
servicio se refieren a su intensidad primaria. Si ésta difiere de la intensidad nominal
de los transformadores de medición de intensidad, es preciso tenerlo en cuenta.
Ejemplo:
Cable multipolar trenzado de 150 mm para 10 kV2
Intensidad permanente admisible Imax = 322 A
Transformador de medición de intensidad 400 A/5 A
Valor de ajuste FACTOR-K = 0,80
Constante de
tiempo τ
Se ajusta la constante del tiempo de calentamiento τth bajo la dirección 4203
CONST.TIEMPO. Esta constante tiene que ser también indicada por el fabricante.
Sírvase tener en cuenta que es preciso ajustar la constante de tiempo en minutos.
Con frecuencia existen indicaciones diferentes de las cuales se deja determinar la
constante de tiempo:
Intensidad 1-s
Intensidad admisible para un período de actuación distinto a 1s, por ejemplo para 0,5s
Tiempo t6; Este es el tiempo en segundos durante el cual puede pasar una intensidad
6 veces mayor que la intensidad nominal del objeto, que se debe proteger.
Ejemplo:
Cable tal como se ha descrito arriba con
una intensidad de 1 segundo admisible 13,5kA
Valor de ajuste CONST.TIEMPO = 29,4 min
Niveles de alarma
398
Seleccionando un nivel de alarma térmico ALARMA Θ (bajo la dirección 4204), se
puede emitir un aviso de alarma antes de alcanzar la sobretemperatura de disparo
evitando, de esta manera, una desconexión por medio de una reducción de carga a
tiempo o por medio de una conmutación. El porcentaje se refiere a la sobretemperatura de disparo.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.21 Protección de sobrecarga
El nivel de alarma relativo a la intensidad ALARMA I (dirección 4205) debe indicarse
como factor de la intensidad nominal del equipo y debería ser igual o algo inferior a la
intensidad permanente admisible k · IN. El nivel de alarma relativo a la intensidad
puede ser utilizado también en lugar del nivel de alarma térmico. En este caso, el nivel
de alarma térmico se ajusta a un 100% por lo cual resulta prácticamente inactivo.
Cálculo de la sobretemperatura
El cálculo de la reproducción térmica se realiza por separado para cada fase. La dirección 4206 MODO CÁLCULO determina si la temperatura máxima de las tres sobretemperaturas calculadas (Θ máx.) o si su media aritmética (Θ medio) o si la sobretemperatura calculada de la intensidad del conductor máxima (Θ con Imáx.) viene
a ser determinante para el nivel de alarma y para el nivel de disparo térmico.
Como la sobrecarga viene a ser, por regla general, un proceso simétrico, este ajuste
juega un papel secundario. Cuando hay que contar con sobrecargas asimétricas,
estas posibilidades conducen, sin embargo, a resultados diferentes.
La formación del valor medio debería usted utilizar solamente si también en el objeto
a proteger tiene lugar una compensación térmica rápida, por ejemplo en el caso de
los cables multipolares trenzados. Pero si las tres líneas están más o menos desacopladas térmicamente, tal como sucede en el caso de los cables monofilares o en el
caso de las líneas aéreas, se debería seleccionar definitivamente un valor máximo.
2.21.3 Visión general de los parámetros
En la tabla se incluyen preajustes orientados a la demanda comercial. La columna C
(Configuración) indica la relación a la intensidad nominal de transformador correspondiente.
Dir.
Parámetro
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
4201
SOBRECARGA
Desactivar
Activar
Sólo aviso
Desactivar
Protección sobrecarga
4202
FACTOR-K
0.10 .. 4.00
1.10
Ajuste del factor K
4203
CONST.TIEMPO
1.0 .. 999.9 mín
100.0 mín
Constante térmica de
tiempo
4204
ALARMA Θ
50 .. 100 %
90 %
Alarma térmica de
sobrecarga
4205
ALARMA I
1A
0.10 .. 4.00 A
1.00 A
Alarma sobrecarga de
intensidad
5A
0.50 .. 20.00 A
5.00 A
Θ máx.
Θ medio
Θ con Imáx.
Θ máx.
4206
MODO CÁLCULO
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Modo de calculo de la
sobretemperatura
399
2 Funciones
2.21.4 Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
1503
>P.SOBRCAbloq
AI
>Bloqueo de la protección de sobrecarga
1511
Pr.SBRCA.desact
AS
Protección sobrecarga desactivada
1512
Pr.SBRCA.blo
AS
Protección de sobrecarga bloqueada
1513
Pr.SBRCA.act.
AS
Protección de sobrecarga activa
1515
SBRCA.alarm.I
AS
Protecc. sobrecarga escal.de alarma I>
1516
SBRCA.alarm.Θ
AS
Protecc. sobrecarga escal.alarma theta
1517
P.SBRCA.arrΘ
AS
Prot. sobrecarga arranque escal.disparo
1521
DISPARO SBRCA
AS
Orden de disparo por sobrecarga
400
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.22 Funciones de supervisión
2.22
Funciones de supervisión
El equipo contiene una extensa gama de funciones de monitoreo tanto para el hardware propio como para el software; las mediciones también son continuamente supervisadas para asegurar su plausibilidad; los circuitos secundarios de los transformadores de intensidad y de tensión son por lo tanto substancialmente cubiertos por estas
funciones de monitoreo. Es por lo tanto también posible implementar el monitoreo del
circuito de disparo, aplicando las entradas binarias apropiadas de acuerdo a la disponibilidad.
2.22.1 Control de valores de medida
2.22.1.1 Supervisiones de hardware
El equipo se vigila desde las entradas de medida hasta los relés de mando. Unos circuitos de supervisión y el procesador comprueban el hardware en cuanto a averías e
inadmisibilidades.
Tensiones
auxiliares y de
referencia
El hardware supervisa la tensión de 5 V del procesador, ya que por debajo de este
valor mínimo el procesador ya no está en condiciones de funcionamiento. El equipo
quedaría fuera de servicio con un valor inferior. Al volver la tensión, se reinicializa el
sistema procesador.
Un corte de corriente o la desconexión de la tensión de alimentación pone fuera de
servicio al equipo; la comunicación se realiza a través de un contacto de reposo. Las
caídas de tensión auxiliar de corta duración, de hasta 50 ms, no perturban la disponibilidad del equipo (véase también el capítulo en las características técnicas).
El procesador supervisa la tensión de referencia del Offset y del convertidor A/D (analógico-digital). En el caso de desviaciones inaceptables, se bloquea la protección; los
fallos permanentes se comunican.
Batería de memoria
Cíclicamente se comprueba el estado de carga de la batería de memoria, que en un
fallo de la tensión auxiliar asegura la continuidad del reloj interno y del almacenamiento de contadores y avisos. Si no se alcanza la tensión mínima admisible se emite el
aviso „Fallo batería“ (n.° 177) .
Si el equipo está aislado de la tensión auxiliar durante 1ó 2 días, el reloj interno se
desconecta automáticamente, es decir, se pierde la hora exacta. En cambio se sigue
manteniendo la memoria de avisos y datos de los valores de fallo.
Módulos de
memoria
Las memorias de trabajo (RAM) se verifican cuando arranca el sistema. Si se presenta un fallo, se cancela la inicialización, Error LED y LED 1 se encienden y los demás
LEDs parpadean al mismo compás. Durante el funcionamiento se controlan las memorias mediante su suma de comprobación.
La suma de comprobación se genera cíclicamente para la memoria del programa
(EPROM) y es comparada con la información de referencia almacenada.
La suma de comprobación se genera cíclicamente para la memoria de parámetros
(FLASH-EPROM) y es comparada con la suma de referencia determinada en cada
nuevo procesamiento de parámetro.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
401
2 Funciones
Si surge un fallo, se reinicializa el sistema del procesador.
Frecuencia de
muestreo
La frecuencia de muestreo y el sincronismo entre los ADU (convertidores analógicodigitales) se supervisa constantemente. Si hay eventuales desviaciones que no se
pueden corregir mediante una nueva sincronización, el equipo se pone fuera de servicio y se ilumina el LED rojo „ERROR“. El relé de disponibilidad abre y comunica la
avería mediante su „Contacto Vivo“.
Valores de medida
intensidades
En la vía de corriente hay cuatro entradas de medición. Si las tres corrientes de fase
y la corriente de tierra del neutro del transformador de intensidad, o de un transformador de corriente de tierra independiente de la línea que se trata de proteger, están conectadas al equipo, es preciso que la suma de las cuatro corrientes digitalizadas sea
0. También se reconocen fallos en los circuitos de corriente, si
IF = |IL1 + IL2 + IL3 + kI·IE| > SUMA I LÍM·IN + SUMA I FACT.·Σ | I |
En este caso, kI (parámetro TRANSFORM.I4/If) tiene en cuenta una posible diferencia con respecto a la multiplicación de un transformador de intensidad IE independiente (p. ej. convertidor de arnés de cables); SUMA I LÍM y SUMA I FACT. son parámetros de ajuste. El componente SUMA I FACT.·Σ | I | tiene en cuenta los errores
de relación de transmisión proporcionales a la intensidad admisibles en los transformadores de entrada, que pueden aparecer especialmente en el caso de intensidades
de cortocircuito elevadas (figura 2-162). Σ | I | es la suma de todas las corrientes:
Σ | I | = |IL1| + |IL2| + |IL3| + |kI·IE|
En cuanto se detecta un error en la corriente suma fuera de un fallo de la red, se
bloquea la protección diferencial. Este fallo se comunica con „Fallo ΣI“ (n.° 289).
Durante un fallo en la red no está activada esta supervisión, para que no dé lugar a
un bloqueo debido a errores en la relación de transmisión de los transformadores de
medida (saturación), en el caso de corrientes de cortocircuito altas.
Nota
La supervisión de la suma de corrientes puede operar únicamente cuando la corriente
residual de la línea conectada se alimenta por la cuarta entrada de corriente (I4) del
dispositivo. El transformador I4 tiene que estar parametrizado por medio del parámetro TRANSFORM. I4 (220) como Línea propia. Además, la cuarta entrada de medición de intensidades tiene que estar concebida como transformador I4 normal. Con
un tipo de transformador sensible, la supervisión de la suma de corriente no se activa.
402
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.22 Funciones de supervisión
Figura 2-162
Valores de medida
Tensiones
Supervisión de la suma de corrientes
En la vía de tensión hay cuatro entradas de medición, tres para tensiones fase-tierra
y una entrada para la tensión de desplazamiento (tensión e-n del arrollamiento en
triángulo abierto) o una tensión de barra colectora. Si la tensión de desplazamiento
está conectada al equipo, la suma de las tres tensiones de fase digitalizadas debe ser
idéntica a tres veces la tensión homopolar. También se reconocen fallos en los circuitos de tensión, si
UF = |UL1 + UL2 + UL3 + kU·UEN| > 25 V.
Aquí el factor kU tiene en cuenta diferentes relaciones de transmisión entre la entrada
de tensión de desplazamiento y las entradas de tensión de fase (parámetro Uf/Uen
Transfor).
Este fallo se señaliza con „Fallo ΣUf-t“.
Nota
La supervisión de suma de tensión sólo es eficaz cuando en la entrada de medición
de la tensión de desplazamiento está conectada una tensión de desplazamiento
formada en el exterior.
La supervisión de sumas de tensión sólo puede funcionar correctamente cuando el
factor de adaptación Uf/Uen Transfor en la dirección 211 haya sido parametrizado correctamente (véase sección 2.1.2.1).
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
403
2 Funciones
Figura 2-163
Supervisión de sumas de tensión
2.22.1.2 Supervisiones de software
Watchdog
Para la supervisión continua del desarrollo de los programas se ha previsto una supervisión de tiempo en el hardware (watchdog para hardware) que se desarrolla en
un caso de un fallo del procesador o de que algún programa haya perdido el sincronismo, disparando el rearme del sistema del procesador con un reinicio completo.
Una función adicional de watchdog para software detecta irregularidades en el procesamiento de programas. Éste también provoca el reinicio del procesador.
Si una avería de esta clase no quedara corregida al producirse el reinicio se lleva a
cabo un nuevo intento de reinicio. Después de tres intentos de reinicio sin éxito dentro
de un período de 30 s, la protección se pone automáticamente fuera de servicio y se
ilumina el LED rojo „ERROR“. El relé de disposición abre y con su contacto de reposo
(„Contacto Vivo“) comunica la avería del equipo.
2.22.1.3 Supervisión de los circuitos de medición
Las interrupciones o cortocircuitos en los circuitos secundarios de los transformadores de intensidad y de tensión, así como los errores de conexión (importante en las
puestas en marcha) son reconocidas ampliamente y señalizadas por el equipo. Para
ello se comprueban cíclicamente las magnitudes de medida en un segundo plano, en
tanto no exista una situación de avería.
Simetría de
intensidades
Mientras la red esté funcionando sin fallos se puede suponer que hay una cierta simetría entre las intensidades. Esta simetría se comprueba en el equipo mediante una
supervisión de los valores. Para ello se establece la relación entre la intensidad de
fase menor y la mayor. La simetría se detecta cuando
|Imin| / |Imax| < SIM.I FACT. siempre que Imax / IN > SIM.I LÍM. / IN
En este caso Imáx es la mayor de las tres corrientes de fase, e Imín la más pequeña. El
factor de simetría SIM.I FACT. es la medida para la asimetría de las intensidades
de fase, el valor límite SIM.I LÍM. es el límite inferior del campo de trabajo de esta
404
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.22 Funciones de supervisión
supervisión (véase la figura 2-164). Estos dos parámetros son ajustables. La relación
de reposición es de aprox. un 97%.
La avería es señalizada después de un tiempo ajustable (5-100 s) con „Fallo
Isim.“ (n.° 163).
Figura 2-164
Simetría de tensión
Supervisión de la simetría de intensidades
Mientras la red esté funcionando sin fallos se puede suponer que hay una cierta simetría entre las tensiones. Esta simetría se comprueba en el equipo mediante una
supervisión de los valores. Se establece la relación entre la menor y la mayor de las
tensiones entre fases. La simetría se detecta cuando
|Umin| / |Umax| < SIM.U FACT. si |Umax| > SIM.U LÍM.
Aquí es Umáx la mayor de las tres tensiones interconectadas y Umín la menor. El factor
de simetría SIM.U FACT. da la medida de la asimetría de las tensiones, y el valor
límite SIM.U LÍM. es el límite inferior del campo de trabajo de esta supervisión
(véase la figura 2-165). Estos dos parámetros son ajustables. La relación de reposición es de aprox. un 97%.
Este fallo se comunica con „Fallo U sim“ (n.° 167) después de transcurrir un
tiempo ajustable.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
405
2 Funciones
Figura 2-165
Supervisión de
rotura de hilo
Supervisión de la simetría de tensiones
Durante el funcionamiento estacionario, la supervisión de rotura de hilos debe detectar las interrupciones en el circuito secundario de los transformadores de medida de
intensidad. Además del peligro que suponen en el circuito secundario a causa de altas
tensiones, estas interrupciones simulan para la protección diferencial corrientes diferenciales tales como las que aparecen también por cortocircuitos en el objeto de protección.
La supervisión de rotura de hilos vigila la intensidad de corriente de cada fase y responde cuando ésta salta bruscamente a cero (de >0,1·IN), sin que al mismo tiempo
aparezca también el correspondiente salto en la corriente a tierra. La protección diferencial se bloquea inmediatamente en la fase relevante. Este bloqueo afecta a todos
los extremos del objeto protegido. El equipo emite además el aviso „rotura de hilo“ con
indicación de la fase.
El bloqueo se vuelve a cancelar en cuanto en el equipo afectado se vuelva a registrar
paso de corriente en la fase afectada. También se cancela si el otro equipo del
sistema de protección diferencial detecta una intensidad de cortocircuito alta.
Es preciso tener en cuenta que los sistemas de comprobación electrónicos no tienen
el mismo comportamiento que un interruptor de potencia, de manera que en este caso
puede llegar a producirse una excitación.
Nota
La supervisión de hilo roto sólo opera si se alimenta una corriente de tierra con un
transformador de corriente de tierra separado de la línea protegida conectado en la
cuarta entrada de corriente (I4) del dispositivo, o si la corriente de tierra no está conectada.
406
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.22 Funciones de supervisión
Secuencia de fases
de tensión
La verificación de fase y la preferencia de fase, la medición direccional y la polarización con tensiones ajenas al cortocircuito presuponen normalmente una secuencia de
fases a la derecha de las magnitudes de medida. El sentido de giro de las magnitudes
de medida se comprueba mediante el control de la secuencia de fases de las tensiones
UL1 antes de UL2 antes de UL3
. Este control tiene lugar cuando cada tensión de medida alcanza un valor mínimo de
|UL1|, |UL2|, |UL3| > 40 V/√3
. En caso de una secuencia de fases a la izquierda, se emite el aviso „Fall.sec.fas“ (n.° 171).
Corte de tensión de
medida asimétrico
"Fuse-FailureMonitor".
En la pérdida de una tensión de medida por cortocircuito o ruptura del conductor en
el sistema secundario del transformador de tensión, pueden ser simulados algunos
circuitos de medida con una tensión homopolar, lo que podría conducir a una excitación errónea mediante las corrientes de carga.
Si no se dispone de un interruptor de protección con contactos auxiliares correspondientemente ajustados, sino, por ejemplo, fusibles, entonces puede actuar la supervisión de la tensión de medida („Fuse-Failure-Monitor“). Naturalmente, se pueden utilizar al mismo tiempo relés automáticos para transformadores de tensión y „Fuse–
Failure–Monitor“.
La caída de tensión de medida asimétrica está caracterizada por la asimetría de las
tensiones con al mismo tiempo una simetría de las corrientes. La figura 2-166 muestra
el diagrama lógico del „Fuse-Failure-Monitors“ con una caída de tensión de medida
asimétrica.
Si existe una gran asimetría de tensión en las magnitudes sin que al mismo tiempo se
registre una asimetría de corriente, esto permite deducir que hay una avería asimétrica en el circuito secundario del transformador de medida de tensión.
La asimetría de tensión se detecta cuando o bien la tensión homopolar o la tensión
de sistema de secuencia negativa sobrepasa un valor ajustable FFM U>. La corriente
se considera suficientemente simétrica cuando tanto la corriente homopolar como
también la corriente del sistema de secuencia negativa se encuentran por debajo de
un valor ajustable FFM I<.
En redes sin puesta tierra las magnitudes de sistema homopolar no son un criterio
fiable ya que con un simple cortocircuito se produce una tensión homopolar considerable, sin que por ello tenga que estar presente una corriente homopolar digna de
mención. Por lo tanto, en estas redes no se evalúa la tensión homopolar, sino sólo la
tensión de sistema de secuencia negativa (parámetro PTO.ESTRELL.RED).
En cuanto esto se detecta, la protección de distancia y las demás funciones, que trabajan con base en la subtensión (p. ej., disparo con alimentación débil) son bloqueadas. Un bloqueo inmediato presupone que al menos fluya una corriente de fase. La
protección de distancia puede ser conmutada a protección diferencial y/o servicio de
emergencia I, siempre y cuando las funciones estén correspondientemente parametrizadas (pese también el párrafo 2.3 en 2.14).
No se debe producir un bloqueo rápido mientras que una fase esté sin tensión debido
a una interrupción breve monopolar, ya que la magnitud de medida asimétrica que se
produce procede de la fase y no de la avería en el circuito secundario. Si la línea es
desconectada en un polo, se anula el bloqueo rápido (información interna „1pol.
Pausa“ en el diagrama lógico).
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
407
2 Funciones
Si en un plazo de 10 segundos después de detectar el criterio aparece una corriente
de sistema homopolar o invertido, entonces se deduce que hay un cortocircuito y se
suspende el bloqueo mediante el „Fuse-Failure-Monitor“ mientras dure la avería. Si
por el contrario existen criterios de caída detención durante más de 10 s, entonces el
bloqueo se mantiene (autoenclavamiento de los criterios de tensión tras 10 s). Sólo
10 segundos después de que los criterios de tensión hayan desaparecido por la eliminación del fallo en el circuito secundario, el bloqueo se levantará automáticamente;
con ello se liberarán de nuevo las funciones de protección bloqueadas.
Figura 2-166
408
Diagrama lógico del „Fuse-Failure-Monitors“ con sistema homopolar y sistema de secuencia negativa
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.22 Funciones de supervisión
Corte de tensión de
medida trifásico
"Fuse-Failure-Monitor".
Un corte trifásico de las tensiones de medida secundarias se puede diferenciar de una
avería en la red real en que las corrientes en un corte de tensión de medida secundaria apenas son afectadas. Por ello, los valores de corriente son llevados a una memoria, de tal manera que formando la diferencia entre los valores actuales y los memorizados se pueda determinar la magnitud de salto de las corrientes (criterio de
diferencia de corriente). Un corte de tensión de red tripolar se detecta cuando
• las tres tensiones fase-tierra saltan a un valor que es inferior a un valor umbral FFM
UMED<,
• en las tres fases la diferencia de corriente es menor que un valor umbral FFM IDIF
y
• las tres amplitudes de corriente de fase son mayores que la corriente mínima If>
para la medición de impedancia de la protección de distancia.
Si (aún) no han sido memorizados valores de corriente, entonces se utiliza el criterio
de magnitudes de corriente. Un corte de tensión tripolar se detecta cuando:
• las tres tensiones fase-tierra saltan a un valor que es inferior a un valor umbral FFM
UMED<,
• las tres amplitudes de corriente de fase son menores que la corriente mínima If>
para la medición de impedancia de la protección de distancia y
• las tres amplitudes de corriente de fase son mayores que un límite de ruido (40 mA)
ajustado.
Al detectar una caída de tensión de este tipo, las funciones de protección, cuyo principio de medición se basen en la subtensión, es decir, sobre todo la protección de distancia, se bloquean hasta que se elimine el corte de tensión, después automáticamente el bloqueo finalizará. La protección diferencial y la función de emergencia I
pueden seguir activas durante el corte de tensión si la protección diferencial, o bien la
protección temporizada contra sobreintensidad, está correspondientemente parametrizada (véase también párrafo 2.3 y 2.14).
Supervisiones
adicionales de
corte de tensión de
medida
Si en el momento de puesta en funcionamiento del equipo no está disponible una
tensión de medida (por ejemplo, ningún convertidor conectado), la falta de tensión
puede ser detectada y señalizada por una función de supervisión adicional. Si se utilizan los contactos auxiliares del interruptor de potencia, entonces estos deben
también ser utilizados para la supervisión. La figura 2-167 muestra el diagrama lógico
de la supervisión de corte de tensión de medida. Se detecta la pérdida de la tensión
de medición cuando se cumplen al mismo tiempo las siguientes condiciones:
• las tres tensiones fase-tierra son menores que FFM UMED<,
• al menos una corriente de fase es mayor que I-RESIDUAL o al menos un polo del
interruptor de potencia está cerrado (ajustable),
• no hay ninguna excitación de una función de protección,
• este estado es válido un tiempo parametrizable T U Supervis. (preajuste: 3 s).
Este tiempo T U Supervis. es necesario para evitar una respuesta de la supervisión antes de que haya excitación.
Con la reacción de esta supervisión se emite el aviso „Fallo U med“ (n.° 168) y se
conmuta al régimen de emergencia (véase sección 2.14).
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
409
2 Funciones
Figura 2-167
Diagrama lógico de la supervisión de corte de tensión de medida auxiliar
2.22.1.4 Reacciones de fallo
Según la avería detectada, se emite un aviso, se comienza un reinicio del sistema
procesador o se pone el equipo fuera de servicio. Después de tres intentos de reinicio
infructuoso el equipo es puesto también fuera de servicio. El relé de disposición abre
y con su abridor („Contacto Vivo“) comunica que el equipo está averiado. Además, se
ilumina el LED rojo „ERROR“ en la tapa frontal, si está presente la tensión auxiliar interna, y se apaga el LED verde „RUN“. Si falla también la tensión auxiliar interna se
apagan todos los LEDs. La tabla 2-16 muestra un resumen de las funciones de supervisión y las reacciones ante fallos del equipo
410
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.22 Funciones de supervisión
Tabla 2-16
Resumen de las reacciones de fallo del equipo
Supervisión
Posibles causas
Reacción ante un fallo
Aviso (No.)
Salida
Falta de tensión auxiliar externa (tensión auxiliar)
interna (convertidor)
Equipo fuera de
servicio o aviso
todos los LED
apagados
„Fallo 5V“ (144)
GOK2) caída
Determinación de los
valores de medida
interna (convertidor o
tensión de referencia)
Protección fuera de
operación, alarma
LED „ERROR“
„Fall.detecc.val“
(181)
GOK2) caída
Batería de memoria
interna (batería de
memoria)
Aviso
„Fallo batería“ (177) tal como está
configurado
Watchdog de hardware interno (fallo del
procesador)
Equipo fuera de
servicio
LED „ERROR“
GOK2) caída
Watchdog de software
interno (desarrollo del
programa)
Intento de reinicio1)
LED „ERROR“
GOK2) caída
Memoria de trabajo
interna (RAM)
Intento de reinicio 1),
cancelación del
arranque
Equipo fuera de
servicio
LED parpadea
GOK2) caída
Memoria de programa
interna (EPROM)
Intento de reinicio 1)
LED „ERROR“
GOK2) caída
Memoria de parámetros interna (EPROM Flash o
RAM)
Intento de reinicio 1)
LED „ERROR“
GOK2) caída
Frecuencia de
exploración
interna (reloj)
Intento de reinicio 1)
LED „ERROR“
GOK2) caída
1 A/5 A–ajustes
Posición del puente 1/5 A
errónea
Alarmas:
Protección fuera de
servicio
„IN (1/5A)falso“
(192)
„Fall.detecc.val“
(181)
LED „ERROR“
GOK2) caída
Datos de calibrado
interna (EEPROM or RAM) Aviso:
Utilización de valores
por defecto
„Err.val.reglaje“
(193)
tal como está
configurado
Transformador de
corriente de tierra
sensible/insensible
I/O-BG no corresponde al
MLFB del equipo
Alarmas:
Protección fuera de
servicio
„Transf.IE falso“
GOK2) caída
(194)„Fall.detecc.va
l“ (181)
LED „ERROR“
Módulos
El módulo no se
corresponde con la
numeración ordenada
Alarmas:
Protección fuera de
servicio
„Avería BG1...7“ (Nr GOK2) caída
183 ... 189)
y
„Fall.detecc.val“.
(181)
Suma de intensidad
interna (determinación de
valor de medida)
Aviso
La protección
diferencial está
bloqueada
completamente
„Fallo ΣI“ (289)
tal como está
configurado
Simetría de
intensidades
externa (instalación o
transformador de
intensidad)
Aviso
„Fallo Isim.“ (163)
tal como está
configurado
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
411
2 Funciones
Supervisión
Posibles causas
Reacción ante un fallo
Aviso (No.)
Salida
rotura de hilo
externa (instalación o
transformador de
intensidad)
Aviso
La protección
diferencial está
bloqueada
selectivamente por fase
„Rot.alambre IL1“
tal como está
(290), „Rot.alambre configurado
IL2“ (291),
„Rot.alambre IL3“
(292)
Sumatoria de tensión
interna (determinación de
valor de medida)
Aviso
„Fallo ΣUf-t“ (165)
tal como está
configurado
Simetría de tensiones
externa (instalación o
transformador de tensión)
Aviso
„Fallo U sim“ (167)
tal como está
configurado
Secuencia de fases de externa (instalación o
tensión
conexión)
Aviso
„Fall.sec.fas“ (171)
tal como está
configurado
Corte de tensión, trifási- externa (instalación o
co „Fuse-Failure-Moni- conexión)
tor“
Aviso
„Fall.Fusible“ (169), tal como está
Protección de distancia „Fall.F-F inm“ (170) configurado
bloqueada,
Prot.de subtensión
bloqueada,
Disparo con
alimentación débil,
Protección de
frecuencia bloqueada y
Determinación
direccional bloqueada
con protección contra
cortocircuito a tierra
Corte de tensión, mo- externa (transformador de
nofásico/bifásico „Fuse- tensión)
Failure-Monitor“
Aviso
„Fall.Fusible“ (169), tal como está
Protección de distancia „Fall.F-F inm“ (170) configurado
bloqueada
Prot.de subtensión
bloqueada,
Disparo con
alimentación débil,
Protección de
frecuencia bloqueada y
Determinación
direccional bloqueada
con protección contra
cortocircuito a tierra
Corte de tensión,
trifásico
Aviso
„Fallo U med“ (168) tal como está
Protección de distancia
configurado
bloqueada,
Prot.de subtensión
bloqueada,
Disparo con
alimentación débil,
Protección de
frecuencia bloqueada y
Determinación
direccional bloqueada
con protección contra
cortocircuito a tierra
externa (instalación o
conexión)
Supervisión del circuito Externa (circuito de disparo Aviso
de disparo
o tensión de accionamiento)
412
„SCD fallo“ (6865)
tal como está
configurado
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.22 Funciones de supervisión
1)
2)
Después de tres reinicios sin éxito se pone el equipo fuera de servicio
GOK = „Equipo Ok“ = Abridor del relé de disposición = Contacto Vivo
2.22.1.5 Indicaciones de ajuste
Generalidades
La sensibilidad de la supervisión de los valores de medida se puede modificar. De
fábrica vienen ya preajustados valores de experiencia, que en la mayoría de los casos
son suficientes. Si hay que contar con unas asimetrías de intensidades y/o tensiones
especialmente altas durante el funcionamiento, o si durante el funcionamiento resulta
que una u otra supervisión reacciona esporádicamente, se debería ajustar a una sensibilidad menor.
En la dirección 2901 SUPERVI VAL.MED se puede activar o desactivar la supervisión
de valores de medida.
Supervisiones de
simetría
La dirección 2902 SIM.U LÍM. determina la tensión límite (fase a fase), por encima
de la cual está activa la supervisión de la simetría de tensiones. La dirección 2903
SIM.U FACT. es el factor de simetría correspondiente, es decir, la pendiente de la
curva característica de simetría. El aviso „Fallo U sim“ (n.° 167) se puede retardar en la dirección 2908 T SIM.U lím. Estos ajustes sólo pueden ser modificados
mediante DIGSI en Otros parámetros.
La dirección 2904 SIM.I LÍM. determina la intensidad de corriente límite por
encima de la cual está activa la supervisión de la simetría de intensidades. La dirección 2905 SIM.I FACT. es el factor de simetría correspondiente, es decir, la pendiente de la curva característica de simetría. El aviso „Fallo Isim.“ (Nr 163) se
puede retardar en la dirección 2909 T SIM.I lím. Estos ajustes sólo pueden ser
modificados mediante DIGSI en Otros parámetros.
Supervisión de
sumas de corriente
La dirección 2906 SUMA I LÍM determina la intensidad de corriente límite por encima
de la cual se activa la supervisión de la suma de corriente (componente absoluto, referido únicamente a IN). La componente relativa (referida a la intensidad de corriente
máxima de la línea) para la activación de la supervisión de la corriente suma se ajusta
en la dirección 2907 SUMA I FACT.. Estos ajustes sólo pueden ser modificados mediante DIGSI en Otros parámetros.
Nota
La función de supervisión de la suma de intensidades es solamente eficaz si la corriente a tierra está conectada en la cuarta entrada de medición de intensidades (I4)
para la corriente a tierra de la línea, que hay que proteger. El transformador I4 tiene
que estar parametrizado por medio del parámetro TRANSFORM. I4 (220) como
Línea propia. Además, la cuarta entrada de medición de intensidades tiene que
estar concebida como transformador I4 normal. En caso de un transformador sensible, la función de supervisión de la suma de intensidades no será activada.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
413
2 Funciones
Corte de tensión de
medida asimétrico
"Fuse-Failure-Monitor".
Los valores de ajuste para „Fuse–Failure–Monitor“ para cortes de tensión de medida
asimétricos deben ser elegidos de tal manera que, por un lado, una tensión de fase
reaccione de forma segura con el fallo (dirección 2911 FFM U>), y por otro lado, no
reaccione erróneamente con faltas a tierra en una red con puesta a tierra. La dirección
2912 FFM I< se debe ajustar correspondientemente a la sensibilidad ( por debajo
de la menor corriente de fallo en cortocircuitos a tierra). Estos ajustes sólo pueden ser
modificados mediante DIGSI en Otros parámetros.
En la dirección 2910 FUSE FAIL se puede desconectar „Fuse-Failure-Monitor“, por
ejemplo, para verificaciones asimétricas.
Corte de tensión de
medida trifásico
"Fuse-Failure-Monitor".
En la dirección 2913 FFM UMED< se ajusta la tensión es mínima por debajo de la cual
se detecta un corte de tensión de medida trifásico, siempre que no se produzca un
salto de corriente al mismo tiempo, que sobrepase el límite según la dirección 2914
FFM IDIF y al mismo tiempo las tres corrientes de fase son mayores que la corriente
mínima necesaria para la medición de impedancia de la protección de distancia según
la dirección 1502 If>. Estos ajustes sólo pueden ser modificados mediante DIGSI en
Otros parámetros.
En la dirección 2910 FUSE FAIL se puede desconectar „Fuse-Failure-Monitor“, por
ejemplo, para verificaciones asimétricas.
Supervisión de
cortes de tensión
de medida
La supervisión de cortes de tensión de medida puede ser activada o desactivada en
la dirección 2915 U Supervisión con Crit.Intens. En la dirección 2916 T U
Supervis. se ajusta el tiempo de espera de la supervisión de corte de tensión de
medida. Este ajuste sólo puede ser modificado mediante DIGSI en otros parámetros.
Interruptor de protección del transformador de
tensión
Si se ha instalado un interruptor de protección del transformador de tensión en el lado
secundario de los transformadores de tensión, es preciso informarle al equipo sobre
su posición a través de una entrada binaria. Al disparar el interruptor de protección
provocando un cortocircuito en el circuito secundario, es preciso bloquear inmediatamente la función de protección a distancia, ya que, de lo contrario, el interruptor de
protección dispararía equivocadamente a causa de una tensión de medición ausente
en caso de una corriente de carga, que fluye. Este bloqueo tiene que ser más rápido
que el primer nivel de la protección a distancia. Eso supone un tiempo de reacción del
interruptor de protección extremamente corto (≤ 4 ms con 50 Hz, ≤ 3 ms con 60 Hz
frecuencia nominal). En caso de que el contacto auxiliar del interruptor de protección
no cumpliera estas exigencias, es preciso ajustar el tiempo de reacción bajo la dirección 2921 T U-TT lo que provoca, en cambio, un retardo de reacción de la función
de protección.
2.22.1.6 Visión general de los parámetros
Las direcciones a las cuales se adjunta una "A", sólo son modificables mediante
DIGSI bajo "Otros parámetros".
En la tabla se incluyen preajustes orientados a la demanda comercial. La columna C
(Configuración) indica la relación a la intensidad nominal de transformador correspondiente.
414
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.22 Funciones de supervisión
Dir.
Parámetro
C
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
2901
SUPERVI VAL.MED
Activar
Desactivar
Activar
Supervisión de valores de
medida,
2902A
SIM.U LÍM.
10 .. 100 V
50 V
Simetría U: Valor de
reacción
2903A
SIM.U FACT.
0.58 .. 0.95
0.75
Simetría U: Pendiente lín.
caract.
2904A
SIM.I LÍM.
1A
0.10 .. 1.00 A
0.50 A
Simetría I fases: Valor de
reacción
5A
0.50 .. 5.00 A
2.50 A
0.10 .. 0.95
0.50
Simetría I fases:
Pendiente lín. caract.
1A
0.10 .. 2.00 A
0.25 A
Suma I fases: Valor
reacción
5A
0.50 .. 10.00 A
1.25 A
2905A
SIM.I FACT.
2906A
SUMA I LÍM
2907A
SUMA I FACT.
0.00 .. 0.95
0.50
Suma I fases: Pendiente
lín.característ.
2908A
T SIM.U lím
5 .. 100 s
5s
Simetría U fase: Temporiz.
de arranque
2909A
T SIM.I lím
5 .. 100 s
5s
Simetría I fase: Temporiz.
de arranque
2910
FUSE FAIL
Activar
Desactivar
Activar
Modos para Fuse Failure
Monitor FFM
2911A
FFM U>
10 .. 100 V
30 V
U> para detección FFM
2912A
FFM I<
1A
0.10 .. 1.00 A
0.10 A
I< para detección de FFM
5A
0.50 .. 5.00 A
0.50 A
2 .. 100 V
5V
U medida< para fallo de
tensión tripolar
1A
0.05 .. 1.00 A
0.10 A
U dif< para fallo de
tensión tripolar
5A
0.25 .. 5.00 A
0.50 A
2913A
FFM UMED<
2914A
FFM IDIF
2915
U Supervisión
con Crit.Intens
con I & AUX-IP
Desactivar
con Crit.Intens
Supervisión de fallo de
tensión
2916A
T U Supervis.
0.00 .. 30.00 s
3.00 s
T.espera supervisión de
fallo de tensión
2921
T U-TT
0 .. 30 ms
0 ms
T. de reacc. interruptor
autom. del TT
2931
ROTURA ALAMBRE
Activar
Desactivar
Desactivar
Supervisión de rotura de
alambre
2933
SUPERVIS. Σ i
Activar
Desactivar
Activar
Supervisión suma I
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
415
2 Funciones
2.22.1.7 Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
161
Contrl.Val.I
AS
Control de valores I, aviso central
163
Fallo Isim.
AS
Fallo simetría de intensidad
164
Control U
AS
Control de valores U, aviso central
165
Fallo ΣUf-t
AS
Fallo, suma de valores U (fase-tierra)
167
Fallo U sim
AS
Fallo, simetría de valores de tensión
168
Fallo U med
AS
Fallo, valor de tensión Umed
169
Fall.Fusible
AS
Fallo, valor med. "fallo-fusible"(>10s)
170
Fall.F-F inm
AS
Fallo, detecc. valor fallo-f.(inmediato
171
Fall.sec.fas
AS
Fallo, valor de secuencia de fase
196
FFM desconect.
AS
Fuse Failure Monitor (FFM) desconectado
197
Sup.Val.med.des
AS
Supervisión valores medida desactivada
289
Fallo ΣI
AS
Fallo valor de medida Suma I
290
Rot.alambre IL1
AS
Rotura alambre IL1
291
Rot.alambre IL2
AS
Rotura alambre IL2
292
Rot.alambre IL3
AS
Rotura alambre IL3
295
Sup.rot.al.desc
AS
Supervisión de Rotura de alambre descon.
296
Sup. ΣI desc.
AS
Supervisión Suma I descon.
2.22.2 Supervisión del circuito de disparo
La protección de línea 7SD5 dispone de una supervisión integrada del circuito de disparo. Según la cantidad de entradas binarias todavía disponibles no arraigadas se
puede elegir entre la supervisión con una o con dos entradas binarias. En caso de que
la conmutación de las entradas binarias, que se necesitan para ello, no correspondiera al modo de supervisión preseleccionado, entonces se emitirá un mensaje al respecto („AKU Rang Feh ...“ indicando el número del circuito de supervisión defectuoso)
Si se utilizan dos entradas binarias se pueden reconocer fallos en el circuito de
disparo en cada estado de conmutación, con una sola entrada binaria no se pueden
reconocer fallos en el mismo interruptor de potencia. Si hay posibilidad de un disparo
monopolar, se puede realizar una supervisión del circuito de disparo en cada uno de
los polos del interruptor de potencia, siempre y cuando estén disponibles las entradas
binarias necesarias.
416
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.22 Funciones de supervisión
2.22.2.1 Descripción del funcionamiento
Supervisión con
dos entradas
binarias
Si se utilizan dos entradas binarias, éstas se conectan de acuerdo con la figura 2-168,
por una parte en paralelo al correspondiente contacto del relé de mando de la protección, y por otra en paralelo con el contacto auxiliar del interruptor de potencia.
La condición necesaria para poder utilizar la supervisión del circuito de disparo es que
la tensión de accionamiento para el interruptor de potencia sea mayor que la suma de
las caídas de tensión mínimas en las dos entradas binarias (UCtrl > 2·UEBmín). Se requieren 19 V como mínimo en cada entrada binaria, la supervisión sólo puede utilizarse con un voltaje de control más alto que 38 V.
Figura 2-168
CTO.
IP.
BIP.
Principio de la supervisión del circuito de disparo con dos entradas binarias
Contacto de relé de mando
Interruptor de potencia
Bobina del interruptor de potencia
Aux1.
Interruptor de potencia-contacto auxiliar (cerrador)
Aux2.
Interruptor de potencia-contacto auxiliar (abridor)
U-Ctrl.
Tensión de mando (tensión de disparo) .
U-EB1.
Tensión de entrada para la 1. entrada binaria
U-EB2.
Tensión de entrada para la 2. entrada binaria
La supervisión con dos entradas binarias no solamente reconoce las interrupciones
en el circuito de disparo y el fallo de la tensión de activación, también supervisa la reacción del interruptor de potencia según la posición de los contactos auxiliares del interruptor.
Dependiendo del estado de conmutación del relé de mando y del interruptor de potencia, se activan las entradas binarias (estado lógico „H“ en la tabla siguiente) o se
ponen en cortocircuito (estado lógico „L“).
La situación en la que ambas entradas binarias están sin excitar („L“), solamente es
posible en el caso de circuitos de disparo intactos durante una breve fase de transición (el contacto del relé de comando está cerrado pero el interruptor de potencia
todavía no ha abierto).
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
417
2 Funciones
Si este estado permanece, entonces se trata de un cortocircuito o de una interrupción
en el circuito de disparo, como también es presumible la pérdida de la tensión de
batería o un fallo en el mecanismo del interruptor. Este estado sirve como criterio de
fallo y es supervisado.
Tabla 2-17
Tabla de estados de las entradas binarias dependiendo de RD y IP
Nº
Relé de disparo
Interruptor de
potencia
Aux. 1
Aux. 2
EB 1 EB 2
Estado
Estado
dinámico estático
1
abierto
ON
cerrado
abierto
H
L
Servicio normal con
interruptor de
potencia cerrado
2
abierto
OFF
abierto
cerrado
H
H
Servicio normal con
interruptor de
potencia abierto
3
cerrado
ON
cerrado
abierto
L
L
Transición
o avería
4
cerrado
OFF
abierto
cerrado
L
H
RD ha controlado con
éxito el interruptor de
potencia
Avería
Periódicamente se consultan los estados de las dos entradas binarias. Cada consulta
se realiza aproximadamente cada 500 ms. Únicamente si 3 de tales consultas de
estado consecutivas detectan un fallo, se emite un aviso de fallo (véase la figura
2-169). Mediante estas repeticiones de las mediciones se determina el tiempo de
retardo del aviso de avería, y de esta manera se evita que se produzca un aviso de
avería si las fases de transición son de corta duración. Después de eliminar la avería
en el circuito de disparo, el aviso de fallo desaparece automáticamente al cabo del
mismo tiempo.
Figura 2-169
Supervisión con
una entrada binaria
Diagrama lógico de la supervisión del circuito de disparo con 2 entradas
binarias
La entrada binaria se conecta de acuerdo con la figura 2-170 en paralelo con el correspondiente contacto del relé de mando del equipo de protección. El contacto auxiliar del interruptor de potencia está puenteado mediante una resistencia equivalente
R de alta resistencia.
La tensión de accionamiento para el interruptor de potencia debería ser aproximadamente el doble de la caída de tensión mínima en la entrada binaria (UCtrl > 2·UEBmín).
Ya que para la entrada binaria son necesarios al menos 19 V, esta supervisión puede
ser utilizada con un voltaje de control más alto que 38 V del lado de la instalación.
Las instrucciones para el cálculo de la resistencia equivalente R figuran en las indicaciones de configuración en el capítulo „montaje y conexión“ en el subtítulo
„Supervisión del circuito de disparo“.
418
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.22 Funciones de supervisión
Figura 2-170
Principio de la supervisión del circuito de disparo con una entrada binaria
CTO
Contacto de relé de mando
IP
Interruptor de potencia
BIP
Bobina del interruptor de potencia
Aux1
Interruptor de potencia-contacto auxiliar (cerrador)
Aux2
Interruptor de potencia-contacto auxiliar (abridor)
U-Ctrl
Tensión de mando (tensión de disparo) .
U-EB
Tensión de entrada para la entrada binaria
R.
Resistencia equivalente
UR.
Tensión en la resistencia equivalente
Durante el funcionamiento normal y estando abierto el contacto del relé de mando e
intacto el circuito de disparo, la entrada binaria está activada (estado lógico „H“), ya
que el circuito de supervisión está cerrado por el contacto auxiliar (con interruptor de
potencia cerrado) o por la resistencia equivalente R. La entrada binaria solamente
está cortocircuitada y por lo tanto, desactivada, (estado lógico „L“), mientras está
cerrado el relé de mando.
Si la entrada binaria está permanentemente desexcitada durante el funcionamiento,
esto permite deducir que hay una interrupción en el circuito de disparo o que hay un
fallo de la tensión de accionamiento (de disparo).
Dado que la supervisión del circuito de disparo no trabaja durante un caso de avería,
el contacto de mando cerrado no da lugar a un aviso de avería. Pero si también trabajan en paralelo sobre el circuito de disparo los contactos de mando de otros equipos, hay que retardar el aviso de avería con T.RET.AVISO CCD (véase también la
figura 2-171). Después de eliminar la avería en el circuito de disparo, el aviso de fallo
desaparece automáticamente al cabo del mismo tiempo.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
419
2 Funciones
Figura 2-171
Diagrama lógico de la supervisión del circuito de disparo con una entrada
binaria
2.22.2.2 Indicaciones de ajuste
Al proyectar, se ha ajustado bajo la dirección 140 SUPER.CIRC.DISP
(capítulo2.1.1.3) el número de circuitos, que deben ser controlados. En caso de que
la función de supervisión del circuito de disparo no debe ser utilizada de ninguna
manera, es preciso ajustar allí no disponible.
Generalidades
La función de supervisión del circuito de disparo puede ser conectada o desconectada
bajo la dirección 4001 CTRL.CIRC.DISP. Activar o Desactivar respectivamente. Bajo la dirección 4002 No.ENTRADAS BIN se ajusta el número de las entradas
binarias por cada circuito de supervisión. En caso de que la conmutación de las entradas binarias, que se necesitan para ello, no correspondiera al modo de supervisión
preseleccionado, entonces se emitirá un mensaje al respecto („Error de configuración CCD...“ indicando el número del circuito de supervisión defectuoso)
Supervisión con
una entrada binaria
Mientras que el mensaje de perturbación en caso de una supervisión con dos entradas binarias tiene un retardo fijo de alrededor de 1 segundo a 2 segundos, es posible
ajustar el período de retardo de aviso bajo la dirección 4003 T.RET.AVISO CCD en
caso de una supervisión por medio de una entrada binaria. En caso de que solamente
el equipo 7SD5 trabajara sobre los circuitos de disparo, alcanzarán 1 segundo a 2 segundos ya que la función de supervisión del circuito de disparo no trabaja durante un
caso de perturbación. En caso de que trabajaran, sin embargo, también contactos de
mando de otros equipos paralelamente sobre el circuito de disparo, es preciso retardar el aviso de perturbación de tal manera que se logre puentear con seguridad el
tiempo de duración más largo de un mando de disparo.
2.22.2.3 Visión general de los parámetros
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
4001
CTRL.CIRC.DISP.
Activar
Desactivar
Desactivar
Control de circuito de disparo
4002
No.ENTRADAS BIN
1 .. 2
2
No. entradas bin. por circuito
disparo
4003
T.RET.AVISO CCD
1 .. 30 s
2s
Tiempo retardo de aviso
420
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.22 Funciones de supervisión
2.22.2.4 Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
6854
>CCD circuito 1
AI
>CCD: Supervis. relé circuito disparo 1
6855
>CCD AUX IP 1
AI
>CCD: Ctrl. contacto aux. IP circ. 1
6856
>CCD circuito 2
AI
>CCD: Ctrl. relé circuito disparo 2
6857
>CCD AUX IP 2
AI
>CCD: Ctr. contacto aux. IP circ. 2
6858
>CCD circuito 3
AI
>CCD: Ctrl. relé circuito disparo 3
6859
>CCD AUX IP 3
AI
>CCD: Ctrl. contacto aux. IP circ. 3
6861
CCD desactivada
AS
Superv. circuito de disparo desactivada.
6865
CCD fallo
AS
Superv. de circuito de disparo: Fallo
6866
CCD err.ord. 1
AS
CCD: Error de ordenación, ctrl. circ.1
6867
CCD err.ord. 2
AS
CCD: Error de ordenación, ctrl. circ.2
6868
CCD err.ord. 3
AS
CCD: Error de ordenación, ctrl. circ.3
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
421
2 Funciones
2.23
Control de funciones y prueba del interruptor de potencia
2.23.1 Control de funciones
El control de funciones es la central de control del equipo. Éste coordina el desarrollo
de las funciones de protección y complementarias, procesa sus decisiones y las informaciones que proceden de la instalación.
Casos de
aplicación
• Identificación del estado,
• Identificación del estado de la(s) posición(es) del interruptor de potencia,
• Detección de polos abiertos,
• Lógica de excitación,
• Lógica de disparo.
2.23.1.1 Identificación de cierre
Al conectar un objeto de protección pueden ser necesarias o deseables diversas medidas. Al efectuar la conexión manual sobre un cortocircuito se desea normalmente
una desconexión inmediata. Esto sucede, por ejemplo, en la protección temporizada
de sobreintensidad por el hecho de que se soslaya el retardo de un nivel de intensidad. Para cada función de cortocircuito que se puede retardar, se puede elegir por lo
menos un nivel que actúe sin retardo en caso de conexión manual, tal como se menciona en los capítulos correspondientes. Véase también a este respecto el capítulo
2.1.4.1 en el subtítulo „Estado del interruptor de potencia“.
La orden de supervisión manual se tiene que comunicar al equipo a través de una
entrada binaria. Para ser independientes de un accionamiento manual individual, se
llega en el equipo a una longitud definida (que puede ajustarse bajo la dirección 1150
T.act.CIER.MAN.). La figura 2-172 muestra el diagrama lógico.
422
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.23 Control de funciones y prueba del interruptor de potencia
Figura 2-172
Diagrama lógico del tratamiento de la CONEXIÓN manual
También la conexión a través de las funciones de control integradas — control local,
control a través de DIGSI, control a través de interface serial — pueden actuar en este
aspecto como una conexión manual, véase Parámetro 1152.
Si el equipo dispone de un automatismo de reenganche integrado, la lógica de conexión manual integrada del 7SD5 distingue automáticamente entre una orden de
control externa a través de la entrada binaria y un reenganche automático debido al
automatismo de reenganche interno, de manera que la entrada binaria „>Conex.
manual“ se puede conectar directamente al circuito de control de la bobina de conexión del interruptor de potencia (figura 2-173). Para esto se interpreta cualquier conexión que no esté provocada por el automatismo de reenganche interno como conexión manual, es decir, también la que se efectúe mediante orden de mando desde
el propio equipo.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
423
2 Funciones
Figura 2-173
Conexión manual con automatismo de reenganche interno
IP
Interruptor de potencia
CIERRE
Interruptor de potencia - bobina de atracción
Aux - IP
Contacto auxiliar del interruptor de potencia
Sin embargo, si hay posibilidad de instrucciones de conexión externas que no deban
activar la función de conexión manual (p. ej. equipo de reenganche exterior), es necesario que la entrada binaria „>Conex. manual“ sea excitada por un contacto independiente del interruptor de confirmación de mando (figura 2-174).
Si en este último caso también se puede dar una instrucción de conexión manual mediante una orden de mando interna del equipo, ésta hay que interconectarla con la
función de conexión manual, mediante el parámetro 1152 Imp-C.M.tras Op
(figura 2-172).
Figura 2-174
Cierre manual con automatismo de reenganche externo
IP
Interruptor de potencia
CIERRE
Interruptor de potencia - bobina de atracción
Aux - IP
Contacto auxiliar del interruptor de potencia
Además de la detección de conexión manual, el equipo registra también cada conexión de la línea a través del detector de conexión integrado. Este detector procesa
tanto los cambios de estado de las magnitudes de medida como la posición de los
contactos auxiliares del interruptor de potencia. El estado actual del interruptor de potencia es detectado como se describe en la sección siguiente „Identificación del
estado del interruptor de potencia“. Los criterios para la detección de conexión se
424
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.23 Control de funciones y prueba del interruptor de potencia
basan en las condiciones locales de los puntos de medición y en los ajustes de la dirección 1134 DETECC. CIERRE del parámetro (véase sección 2.1.4 subtítulo
„Estado del interruptor de potencia“).
Las corrientes de fase y las tensiones fase-tierra están a disposición como magnitudes de medida. Si la corriente fluye, esto implica que el interruptor no está abierto (excepción: cortocircuito entre el transformador de corriente y el interruptor de potencia).
Sin embargo, si la corriente no fluye puede haber un interruptor cerrado. Las tensiones sólo pueden ser tomadas en consideración como criterio de línea desconectada,
cuando el transformador de tensión esté instalado del lado de la derivación. Por ello,
el equipo sólo evalúa las magnitudes de medición que según la dirección 1134 permitan aclarar el estado de la línea.
Por otro lado, un cambio de estado, como la modificación de una tensión homopolar
a un valor considerable dirección 1131 RESIDUAL U) o la presencia de una corriente
considerable (dirección 1130 RESIDUAL I), permite deducir de forma segura una conexión de la línea, sin que al mismo tiempo aparezca la tensión de la línea. Esto
sucede porque este cambio no puede producirse en un servicio normal ni tampoco si
ocurre un cortocircuito.
La posición de los contactos auxiliares del interruptor de potencia indica la inminente
posición del interruptor de potencia. Con un control monopolar del interruptor de potencia, se considera conexión cuando al menos un polo pasa de un estado abierto a
un estado cerrado.
La conexión detectada es señalizada mediante el aviso “Conexión” (n.° 590). Para ser
independientes de un accionamiento manual individual, se lleva la señal del equipo a
una longitud definida (que puede ajustarse bajo la dirección 1132 T.DETECC.CIERRE). La figura 2-175 muestra el diagrama lógico.
Figura 2-175
Generación de la señal Conexión
La detección de conexión permite a las funciones de protección de distancia, contra
cortocircuito, contra sobreintensidad y de desconexión rápida de alta intensidad, disparar sin retardo tras la detección de la conexión de la línea propia.
En la protección de distancia, dependiendo de la parametrización, con cada excitación o con una excitación en la zona Z1B se genera una orden de disparo sin retardo
al conectar. Los niveles de la protección contra faltas a tierra y de la protección tem-
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
425
2 Funciones
porizada de sobreintensidad generan una orden de disparo sin retardo si esto fue previamente parametrizado. Cuando se detecta la conexión, la desconexión rápida es liberada selectiva por fase, y la conexión manual de forma tripolar. Para poder generar
lo más rápidamente posible una orden de disparo en una conexión, la desconexión
rápida es liberada aún con la línea abierta de forma selectiva por fase.
Para evitar una detección errónea de una conexión, el estado “línea abierta” que
precede a cada conexión, debe mantenerse un tiempo mínimo de 250 ms.
2.23.1.2 Detección del estado del interruptor de potencia
para efectos de protección
Diversas funciones de protección y auxiliares necesitan informaciones relativas a la
posición del interruptor de potencia para poder funcionar óptimamente. Esto es útil
por ejemplo para:
• La función de eco en los procedimientos comparativos con protección de distancia
(véase sección 2.7),
• la función de eco en la protección direccional comparativa contra faltas a tierra
(véase sección 2.9),
• disparo con alimentación débil (véase sección 2.10.2),
• la desconexión rápida de alta intensidad (véase sección 2.13),
• el protector contra fallo del interruptor de potencia (véase sección 2.20),
• la verificación de la condición de recuperamiento para la orden de disparo (véase
en subtítulo „Desactivación de la orden de disparo“).
El equipo está equipado con una lógica de posición del interruptor de potencia (Figura
2-176), que permite diferentes opciones dependiendo de los contactos auxiliares del
interruptor de potencia disponibles y de cómo están conectados al equipo.
En la mayoría de los casos basta con comunicar al equipo la posición del interruptor
de potencia desde su contacto auxiliar a través de una entrada binaria. Esto sucede
en todos aquellos casos en que el interruptor siempre opera en los tres polos. Entonces se conecta el cerrador del contacto auxiliar a una entrada binaria que se deberá
configurar para la función de entrada „>IP Pos.Cierr3p“ (n.° 379). En ese caso,
las restantes entradas no están asignadas y la lógica se limita en principio a retransmitir esta información de entrada.
Si los polos del interruptor se pueden operar individualmente y sólo se dispone, p. ej.,
de un circuito serie de los abridores auxiliares de los polos, se configura la correspondiente entrada binaria para la función „>IP Pos.DISP 3p“ (n.° 380). En ese caso,
las restantes entradas no están asignadas.
Si los polos del interruptor se pueden accionar individualmente y los contactos auxiliares están accesibles individualmente, se debería utilizar una entrada binaria propia
para cada contacto auxiliar siempre que sea posible y en la medida en que el equipo
pueda realizar un disparo monopolar. Con esta conexión el equipo puede tratar la cantidad máxima de informaciones. Para ello se precisan tres entradas binarias:
• „>INT.P.aux.L1“ (n.° 351) para el contacto auxiliar del polo L1,
• „>INT.P.aux.L2“ (n.° 352) para el contacto auxiliar del polo L2,
• „>INT.P.aux.L3“ (n.° 353) para el contacto auxiliar del polo L3,
En este caso no se utilizan las entradas n.° 379 y n.° 380.
Si los polos del interruptor pueden operar individualmente, basta con dos entradas binarias, si están disponibles no solo la conexión en serie de los cerradores sino
también la conexión en serie de los abridores de los contactos auxiliares de los tres
426
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.23 Control de funciones y prueba del interruptor de potencia
polos. En este caso se configura la conexión en serie de los cerradores para la función
de introducción „>IP Pos.Cierr3p“ (n.° 379) y la conexión en serie de los abridores para la función de introducción „>IP Pos.DISP 3p“ (n.° 380).
Es preciso tener en cuenta que la figura 2-176 muestra la lógica de todas las posibilidades de conexión. En cada caso concreto se emplea siempre sólo una parte de las
entradas, tal como se ha descrito anteriormente.
Las 8 señales de salida de la lógica de la posición del interruptor pueden ser procesadas por las distintas funciones de protección y adicionales. Las señales de salida
están bloqueadas si las señales suministradas por el interruptor de potencia no son
plausibles: por ejemplo, el interruptor no puede estar al mismo tiempo abierto y cerrado. Tampoco puede pasar ninguna corriente a través de un polo de interruptor abierto.
La evaluación de las magnitudes de medida se adapta a las circunstancias locales de
los puntos de medición (véase sección 2.1.4.1, subtítulo „Estado del interruptor de potencia“).
Como magnitudes de medida se dispone de las corrientes de fase. Si la corriente
fluye, esto implica que el interruptor no está abierto (excepción: cortocircuito entre el
transformador de corriente y el interruptor de potencia). Sin embargo, si la corriente
no fluye puede haber un interruptor cerrado. Para la evaluación de las magnitudes de
medida el ajuste I-RESIDUAL (Dirección 1130) es determinante para la disponibilidad de las corrientes.
La posición de los polos del interruptor de potencia detectada por un equipo se transmite en el 7SD5 también al equipo en el extremo opuesto, en caso de un objeto a proteger con más de dos extremos, a todos los demás equipos. De esta manera se
conocen las posiciones de los interruptores de todos los extremos en todos los extremos. Esto lo aprovecha, p. ej., la desconexión rápida de alta intensidad (capítulo
2.13).
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
427
2 Funciones
Figura 2-176
Lógica de posición - interruptor de potencia
Para el reenganche
automático y la
comprobación del
interruptor
Para el automatismo de reenganche y la comprobación del interruptor están a disposición entradas binarias independientes con información sobre la posición del interruptor de potencia. Esto es importante para
• la verificación de plausibilidad previa al reenganche automático (véase el capítulo
2.15),
• la comprobación de los circuitos de disparo mediante un ciclo de prueba DES-CON
(véase el capítulo 2.23.2).
Con una asignación de 11/2 ó 2 interruptores de potencia por derivación, el automatismo de reenganche y la comprobación del interruptor se refieren a un interruptor.
Los retroavisos de este interruptor pueden ser conducidos al equipo separadamente.
428
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.23 Control de funciones y prueba del interruptor de potencia
Para ello están disponibles unas entradas binarias independientes que se tratan de
igual manera y que en caso de necesidad se deberán configurar adicionalmente.
Éstas tienen un significado análogo a las introducciones antes descritas para aplicaciones de protección y para distinguirlas llevan la designación „IP1 ...“, es decir:
• „>IP1 Pos.Cier3p“ (n.° 410) para la conexión en serie de los cerradores de los
contactos auxiliares,
• „>IP1 Pos.DISP3p“ (n.° 411) para la conexión en serie de los abridores de los
contactos auxiliares,
• „>IP1 L1 cerrado“ (n.° 366) para el contacto auxiliar del polo L1,
• „>IP1 L2 cerrado“ (n.° 367) para el contacto auxiliar del polo L2,
• „>IP1 L3 cerrado“ (n.° 368) para el contacto auxiliar del polo L3,
2.23.1.3 Detector de Polo-Abierto
Mediante el Detector de Polo-Abierto es posible detectar y reportar pausas monopolares. Las funciones de supervisión y protección correspondientes pueden reaccionar.
La
siguiente figura muestra la lógica de un Detector de Polo-Abierto.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
429
2 Funciones
Figura 2-177
Lógica del Detector de Polo-Abierto
Pausa monopolar
En una pausa monopolar la corriente de carga que fluye en las dos fases en buen
estado provoca un paso de corriente a tierra, lo que puede provocar una excitación
no deseada. También la tensión homopolar que se forma temporalmente puede conducir a una reacción de protección no deseada.
Los avisos „1pol Pausa L1“ (n.° 591), „1pol Pausa L2“ (n.° 592) y „1pol
Pausa L3“ (n.° 593) se generan cuando se detecta a través del Detector de PoloAbierto que en una fase falta corriente y tensión, pero en las otras fases tampoco fluye
corriente. En este caso se mantiene uno de los avisos sólo el tiempo necesario hasta
que se cumpla la condición. Con ello es posible detectar una interrupción breve monopolar en una línea sin carga.
2.23.1.4 Lógica de excitación del dispositivo completo
Excitación separada por fases
430
La lógica de excitación enlaza las señales de excitación de todas las funciones de protección. En aquellas funciones de protección que permitan una excitación independiente por fases, se emite la excitación adecuadamente por fases. Si una función de
protección detecta una falta a tierra, ésta también se emite como aviso colectivo del
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.23 Control de funciones y prueba del interruptor de potencia
equipo. De este modo están disponibles los avisos „ARR gen. L1“, „ARR gen.
L2“, „ARR gen. L3“ y „ARR gen. E“.
Los avisos anteriores se pueden configurar para LED o relé de salida. Para la presentación local de los avisos de avería y para la transmisión de los avisos a un ordenador
personal o a una central de control, están disponibles también para algunas funciones
de protección las fases que han sido excitadas como aviso colectivo, por ejemplo,
„Dif Arr L12E“ o „DIS.ARR L12E“ para una excitación L1-L2-E, de las cuales
aparece en cada caso solamente una, que representa entonces a la totalidad del
cuadro de excitación.
Excitación general
Las señales de excitación se vinculan mediante OR y dan lugar a la excitación general
del equipo. Se comunica mediante „Arranque Relé“. Cuando dejan de estar excitadas las funciones de protección del equipo, se reinicializa „Arranque Relé“
(aviso „Go“).
La excitación de arranque general es condición necesaria para una serie de funciones
secundarias internas y externas. Entre las funciones internas que son controladas por
la excitación general se encuentran:
• Inicio de un caso de avería: Desde del comienzo de la excitación general hasta la
reposición, se anotan todos los avisos de casos de avería en el protocolo de casos
de avería.
• Inicialización de la memoria de casos de avería: La memorización y facilitación de
valores de avería puede hacerse depender adicionalmente de que se produzca
una orden de disparo.
• Generación de avisos espontáneos: Determinados avisos de casos de avería
pueden presentarse en la pantalla del equipo como avisos espontáneos (véase
abajo „Avisos espontáneos“). Esta presentación se puede hacer depender además
de la presencia de una orden de disparo.
• Inicio del tiempo de actuación del automatismo de reenganche (si existe y se utiliza).
Las funciones externas se pueden controlar con este aviso a través de un contacto de
salida. Los ejemplos son:
• Equipos de reenganche,
• amplificación de canal en una transmisión de señal mediante ondas portadoras en
líneas de alta tensión,
• arranque de otros equipos adicionales o similares
Avisos
espontáneos
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Los avisos espontáneos son avisos de casos de avería que aparecen automáticamente en la pantalla después de la excitación general del equipo o de una orden de
disparo debida al equipo. En 7SD5 se trata de:
„Excit. Protec.“:.
la función de protección que ha sido excitada;
„Protec DISP“:.
la función de protección que ha disparado (sólo
equipos con una pantalla gráfica);
„T-Arr=“:.
duración entre la excitación general y la recuperación
del equipo, con indicación del tiempo en ms;
„T-Disp=“:.
la duración entre la excitación general y la primera
orden de disparo del equipo, con indicación del tiempo
en ms;
„d
la distancia al fallo en kilómetros o millas, calculada
desde el lugar del fallo (si es posible).
=“:.
431
2 Funciones
2.23.1.5 Lógica de disparo del dispositivo completo
Disparo tripolar
En general, el equipo produce un disparo tripolar en caso de fallo. Según la variante
del pedido (véase sección A.1, „Datos del pedido“), cabe también la posibilidad de un
disparo monopolar. Si en general no es posible o no se desea un disparo monopolar,
se emplea la función de salida „DISP.gen Relé 123“ para el envío de la instrucción al interruptor de potencia. En estos casos no son procedentes los capítulos siguientes relativos al disparo monopolar.
Disparo monopolar
El disparo monopolar solamente tiene sentido en líneas aéreas en las que se vayan
a hacer interrupciones breves y cuyos interruptores de potencia de ambos extremos
sean adecuados para disparo monopolar. Entonces, en caso de un fallo monofásico
se puede efectuar un disparo unipolar en la fase del fallo, seguido de reenganche; en
el caso de fallos bifásicos y trifásicos con o sin contacto a tierra se realiza en general
un disparo tripolar.
Las condiciones necesarias para disparo separado por polos son, por parte del
equipo,
• que el equipo esté previsto para disparo separado por polos (según la clave del pedido),
• que la función de protección que provoca el disparo esté prevista para un disparo
independiente por polos (por tanto, p. ej., no para protección de frecuencia, de
tensión o contra sobrecarga),
• que esté configurada y activada la entrada binaria „>DISP monopol“ o que el
automatismo de reenganche interno esté dispuesto para el reenganche después
de un disparo monopolar.
En todos los demás casos se efectúa siempre el disparo tripolar. La entrada binaria
„>DISP monopol“ es la inversión lógica de un acoplamiento tripolar, y es activada
por un automatismo de reenganche externo, siempre y cuando está éste preparada
para un ciclo de interrupción breve monopolar.
Con el 7SD5, el acoplamiento tripolar del comando de disparo es también posible si
el disparo afecta sólo una fase, pero han sido excitadas más de una fase. Este puede
ser el caso, por ejemplo, si aparecen simultáneamente dos cortocircuitos en puntos
diferentes, de los cuales solamente uno está dentro del alcance de la protección diferencial, o en la protección de distancia, sólo uno se encuentra en la zona rápida (Z1
o Z1B). Esto se consigue mediante el parámetro de ajuste ACOPL. TRIPOL. (dirección 1155), que se puede ajustar para con ARR (toda excitación polifásica da lugar
a un disparo tripolar), o con orden DISP (en el caso de orden de disparo multipolar,
el disparo es siempre tripolar).
La lógica de disparo enlaza las señales de disparo de todas las funciones de
protección. En aquellas funciones de protección que permiten el disparo monopolar
el disparo se activa correctamente por fase. Los avisos correspondientes son „DISP
gen. L1“, „DISP gen. L2“ und „DISP gen. L3“.
Estos avisos se pueden configurar para LED o para relé de salida. En el caso de
disparo tripolar aparecen los tres avisos.
Para las presentaciones locales de avisos de casos de fallo y para la transmisión de
los avisos a un ordenador personal o a una central de control, también está disponible
para las funciones de protección, y en la medida en que sea posible, el disparo monopolar, también el disparo como aviso colectivo, por ejemplo, para disparo monopolar por medio de la protección diferencial „Dif:DISP 1polL1“, „Dif:DISP
1polL2“, „Dif:DISP 1polL3“, o por la protección de distancia „DI.DISP L1
1p“, „DI.DISP L2 1p“, „DI.DISP L3 1p“ así como „Dif:DISP L123“ o
432
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.23 Control de funciones y prueba del interruptor de potencia
„DIS.DISP L123“ para disparo tripolar, de los cuales aparece solamente uno en
cada caso. Estos avisos se utilizan también para el envío de instrucciones para el interruptor de potencia.
Disparo monopolar
en fallos bifásicos
El disparo monopolar en fallos bifásicos constituye un caso especial. Si en la red con
tomas de tierra aparece un cortocircuito fase-fase sin contacto a tierra, existe la posibilidad de resolver el fallo mediante una breve interrupción monopolar en una de las
fases, ya que así se interrumpe ya el trayecto del cortocircuito. La fase que se elija
deberá ser la misma en ambos extremos de la línea (y debería serlo en toda la red).
Con el parámetro de ajuste DISP.2pol FALTA (dirección 1156) se puede seleccionar si este disparo se ha de realizar 1p.fase adelan., es decir monopolar en la
fase adelantada, o 1p.fase atrasa., es decir monopolar en la fase retrasada. El
ajuste normal es disparo Tripolar en fallos bifásicos (preajuste).
Tabla 2-18
Disparo monopolar y tripolar, dependiendo del tipo de fallo
Tipo de fallo
Parámetro
(de la función de
protección)
DISP.2pol
FALTA
DISP1pol L1
(cualquiera)
X
L1
L2
(cualquiera)
L3
L1
L2
L3
E
(cualquiera)
E
(cualquiera)
E
(cualquiera)
L2
Tripolar
L1
L2
1p.fase adelan.
L1
L2
1p.fase atrasa.
L2
L3
Tripolar
L2
L3
1p.fase adelan.
L2
L3
1p.fase atrasa.
L1
L3
Tripolar
L1
L3
1p.fase adelan.
L1
L3
1p.fase atrasa.
L2
L2
L1
DISP1pol L2
DISP1pol L3
DISP L123
X
(cualquiera)
L1
L1
Señales de salida para el disparo
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
E
(cualquiera)
X
L3
E
(cualquiera)
X
L3
E
(cualquiera)
X
(cualquiera)
X
E
(cualquiera)
X
E
(cualquiera)
X
L1
L2
L3
L1
L2
L3
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
433
2 Funciones
Disparo general
Todas las señales de disparo de las funciones de protección se vinculan con OR y dan
lugar al aviso „DISP.gen Relé“. Este se puede configurar para LED o para relé de
salida.
Desactivación de la
orden de disparo
Una vez que el comando de disparo se activa, es almacenado de manera independiente para cada polo o cada uno de los tres polos después de disparo tripolar, (ver
Figura 2-178). Al mismo tiempo, se inicia un tiempo de orden de disparo mínimoTMin.Orden Disp. Éste trata de asegurar que la orden se emite al interruptor de potencia durante un tiempo suficientemente largo, incluso si la función de protección que
la activa se repone muy rápidamente. Después de que la última función de protección
se haya recuperado (ninguna función más excitada) y la duración mínima de orden de
disparo haya transcurrido, se puede desactivar la orden de disparo.
Otra condición para la desactivación de la orden de disparo es que haya abierto el
interruptor de potencia, en el caso de disparo monopolar, el polo afectado del interruptor de potencia. Esto se controla en el control de funciones del equipo en función de
los retroavisos de posición del interruptor de potencia (sección „Identificación del
estado del interruptor de potencia“) y del flujo de corriente. En la dirección 1130 se
ajusta la corriente residual I-RESIDUAL, que no se alcanza con seguridad cuando
está abierto el polo del interruptor de potencia. La dirección 1135 RESET DISPARO
determina con qué criterios se repone una orden de disparo impartida. Con el ajuste
sólo I< la orden de disparo se repone al desaparecer la corriente. Aquí es determinante que quede por debajo del valor ajustado en la dirección 1130 I-RESIDUAL (ver
más arriba). Con el ajuste Aux. IP y I<, además, debe ser informado por el contacto auxiliar del interruptor de potencia que el interruptor está abierto. Este ajuste
presupone que la posición del contacto auxiliar esté configurado a través de una
entrada binaria.
Figura 2-178
434
Almacenamiento y desactivación de la orden de disparo
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.23 Control de funciones y prueba del interruptor de potencia
Bloqueo de
reenganche
Una vez que el interruptor de potencia ha sido disparado debido a una función de protección se trata frecuentemente de evitar que se vuelva a conectar, hasta que se haya
aclarado la causa del disparo de protección. El 7SD5 por lo tanto integra la función de
bloqueo de reenganche.
El estado de bloqueo („LOCKOUT“) se realiza mediante una memoria RS protegida
contra fallo de tensión auxiliar (figura 2-179). La memoria se realiza a través de una
entrada binaria „>Poner LOCKOUT“ (n.° 385). Mediante el aviso de salida „LOCKOUT“ (n.° 530), y por medio de la correspondiente interconexión, se puede bloquear
el reenganche del interruptor de potencia (por ejemplo, para reenganche automático,
conexión manual, sincronización, conexión a través del control). Solamente cuando
se haya aclarado la causa de la avería se debe suprimir el bloqueo por medio de un
rearme manual a través de la entrada binaria „>Repon. LOCKOUT“ (n.° 386).
Figura 2-179
Bloqueo de reenganche
Las condiciones que dan lugar al bloqueo de reenganche así como las instrucciones
de mando que se deben bloquear se pueden establecer libremente de forma individual. Las dos entradas y la salida se pueden cablear exteriormente a través de entradas y salidas binarias debidamente configuradas, o se pueden vincular por medio de
funciones lógicas definibles por el usuario (CFC).
Si se desea, p. ej., que todo disparo de protección dé lugar a un bloqueo de enganche,
se enlazará la orden de disparo del equipo „DISP.gen Relé“ (n.° 511) con la
entrada de bloqueo „>Poner LOCKOUT“. Si se utiliza el automatismo de reenganche, sin embargo, sólo un disparo de protección definitivo debe dar lugar al bloqueo
de enganche. Tenga en cuenta que el aviso „DISP definitivo“ (n.° 536) sólo se
mantiene 500 ms. Conecte el aviso de salida „DISP definitivo“ (n.° 536) con la
entrada de bloqueo „>Poner LOCKOUT“, de manera que el bloqueo no se active si
todavía se espera un reenganche automático.
En el caso más sencillo, el aviso de salida „LOCKOUT“ (n.° 530) se puede configurar
sin más enlaces para la misma salida que acciona al disparador del interruptor de potencia. Entonces se mantiene la orden de disparo hasta que se haya restablecido el
bloqueo a través de la entrada de rearme. Para ello naturalmente es condición necesaria que la bobina de conexión del interruptor de potencia esté bloqueada—tal como
es usual—cuando está presente la orden de disparo.
También se puede interconectar el aviso de salida „LOCKOUT“ de manera selectiva
para el bloqueo de determinadas instrucciones de conexión (externamente o a través
de CFC), p. ej., aplicando sobre la entrada binaria „>BLOQU.CONEX.“ (n.° 357), o la
une a través de un inversor con el bloqueo de campo de la ramificación.
La entrada de rearme „>Repon. LOCKOUT“ (n.° 386) sirve para cancelar el estado
de bloqueo. Por lo tanto se controla desde una fuente exterior que esté protegida para
impedir su accionamiento no autorizado o voluntario. También se puede controlar mediante CFC desde fuentes internas, por ejemplo tecla de función, maniobra del equipo
o maniobra desde el PC mediante DIGSI.
En todos los casos es preciso tener en cuenta que se deben considerar los correspondientes vínculos lógicos, medidas de seguridad, etc. durante la configuración de
las entradas y salidas binarias y eventualmente durante la creación de las funciones
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
435
2 Funciones
lógicas definibles por el usuario. Véase también la descripción del sistema
SIPROTEC 4.
Supresión de la
Alarma de Disparo
del Interruptor
Mientras que en una derivación sin reenganche automatico, toda orden de disparo por
una función de protección es definitiva, cuando se utiliza un reenganche automático
es preferible que el avisador de movimientos del interruptor de potencia (contacto
transitorio en el interruptor) sólo transmita una alarma si el disparo del interruptor es
definitivo (Figura 2-180).
Para ello, la señal del interruptor de potencia puede ser enviada en bucle a través de
un contacto de salida del 7SD5 (aviso de salida „Supr.Avis IP“, n.° 563) correspondientemente configurado. En estado de reposo y cuando el equipo está apagado,
este contacto está siempre cerrado. Por lo tanto aquí debe ser configurado un contacto de salida con abridor. Las posibilidades dependen de la versión del equipo. Véanse
las vistas de conjunto en el anexo.
Antes de una orden de disparo, con el reenganche automatico interno listo, se abre el
contacto, por lo que no se emite ninguna señal del disparo del interruptor de potencia.
Esto sólo es válido cuando el equipo esté equipado también con un automatismo de
reenganche interno y haya sido considerado en la configuración de las funciones de
protección (dirección 133).
También al conectar el interruptor a través de la entrada binaria „>Conex. manual“
(n.° 356) o a través del reenganche automatico integrado, el contacto es abierto, por
lo que aquí tampoco puede ser transmitida una señal de alarma del interruptor.
Si es posible efectuar otras órdenes de conexión, que no vayan a través del equipo,
esto naturalmente no podrá ser considerado. Las órdenes de conexión del control
pueden ser vinculadas a la supresión de la alarma a través de las funciones lógicas
definidas por el usuario (CFC).
Figura 2-180
Supresión de la Alarma de Disparo del Interruptor
Si el equipo efectúa una orden de disparo final, el contacto permanece cerrado. Este
es el caso, durante el último período de bloqueo del reenganche automatico, cuando
el reenganche automatico está bloqueado o desconectado, o debido a otras razones
no esta listo para un reenganche automatico (por ejemplo, disparo después del
tiempo de acción expirado).
La figura 2-181 muestra ejemplos de diagramas de tiempo para conexión y desconexión manual, así como un disparo de cortocircuito con un único reenganche infructuoso.
436
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.23 Control de funciones y prueba del interruptor de potencia
Figura 2-181
Supresión de la alarma del disparo del interruptor — ejemplo de secuencia
2.23.2 Pruebas
La protección de línea 7SD5 permite realizar de manera sencilla una comprobación
de los circuitos de disparo y de los interruptores de potencia.
2.23.2.1 Descripción del funcionamiento
Para la prueba están disponibles los programas de prueba según la tabla 2-19. Las
pruebas monopolares naturalmente sólo están disponibles si con el equipo existente
hay posibilidad de realizar órdenes de disparo monopolares.
Al efectuar la configuración, los avisos de salida indicados deben estar aplicados a
los relés de mando correspondientes que se utilicen para el control de las bobinas del
interruptor de potencia.
El inicio de la prueba se efectúa a través del panel de mandos en el frente del equipo
o desde el PC a través de DIGSI. El modo de proceder se aclara detalladamente en
el manual de sistema de SIPROTEC 4 . La figura 2-182 muestra el desarrollo en el
tiempo de un ciclo de prueba DES-CON. Los tiempos ajustados son aquellos establecidos en la sección 2.1.2.1 para „Duración de la orden“ y „Prueba del interruptor de
potencia“.
Allí donde los contactos auxiliares del interruptor de potencia indican el estado del interruptor de potencia o de sus polos al equipo a través de las entradas binarias, el
ciclo de prueba solamente puede ser iniciado si el interruptor de circuito esta cerrado.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
437
2 Funciones
La información relativa a la posición del interruptor no es adoptada automáticamente
durante la prueba del interruptor de potencia por la lógica de posición según el capítulo anterior. Para la prueba del interruptor de potencia existen más bien unas interrupciones binarias independientes para los retroavisos de posición, que se deberán
tener en cuenta al configurar las entradas binarias, tal como se menciona en el capítulo anterior.
El equipo muestra el estado respectivo del desarrollo de la prueba por medio de los
correspondientes avisos.
Tabla 2-19
Programa de prueba del interruptor de potencia
Pos. Nº
Programas de prueba
Interrupt
or
Avisos de salida (Nr )
1
Ciclo CON/DES monopolar fase L1
PR IP1 DISP1pL1 (7325)
2
Ciclo CON/DES monopolar fase L2
PR IP1 DISP1pL2 (7326)
3
Ciclo CON/DES monopolar fase L3
4
Ciclo tripolar CON/DES
PR IP1 DISP123 (7328)
Instrucción de conexión
correspondiente
PR IP1 Orden CIERRE
(7329)
Figura 2-182
LS 1
PR IP1 DISP1pL3 (7327)
Ciclo de prueba DESC-CON
2.23.2.2 Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
-
Prb.IP1 L1
-
Prueba IP CIERRE/DISP: IP1, monopol. L1
-
Prb.IP1 L2
-
Prueba IP CIERRE/DISP: IP1, monopol. L2
-
Prb.IP1 L3
-
Prueba IP CIERRE/DISP: IP1, monopol. L3
-
Prb.IP1 3P
-
Prueba IP CIERRE/DISP: IP1, tripolar
7325
Pr.IP1 DISP1pL1
AS
Prueba IP: orden disp. IP1 1pol. L1
7326
Pr.IP1 DISP1pL2
AS
Prueba IP: orden disp. IP1 1pol. L2
7327
Pr.IP1 DISP1pL3
AS
Prueba IP: orden disp. IP1 1pol. L3
7328
Pr.IP1 DISPL123
AS
Prueba IP: orden disp. IP1 tripolar
7329
Pr.IP1 or.CIERR
AS
Prueba IP: orden cierre IP1
7345
Pr.IP en proces
AS
Prueba IP en proceso
7346
Pr.IP Perturb.
AS_P
Prueba IP interrupción por perturbación
7347
Pr.IP abierto
AS_P
Prueba IP interrupción, causa IP abierto
438
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.23 Control de funciones y prueba del interruptor de potencia
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
7348
Pr.IP no dispon
AS_P
Prueba IP interrupc., causa IP no dispon
7349
Pr.IP aún cerr.
AS_P
Prueba IP interrupción, causa IP no abre
7350
Pr.IP con éxito
AS_P
Prueba IP finalizada con éxito
2.23.3 Equipo
El equipo requiere algunos datos generales. Aquí se encuentran, por ejemplo, la
forma de señalizar los avisos en caso de una avería en la red.
2.23.3.1 Avisos dependientes de la orden
El almacenamiento de avisos que estén configurados para los LED locales así como
la disponibilidad de avisos espontáneos se pueden hacer depender de que el equipo
haya emitido una orden de disparo. Estas informaciones no se emiten si en un caso
de averías se han excitado una o varias funciones de protección pero no ha llegado
a producirse un disparo por 7SD5, porque la avería ha sido resuelta por otro equipo,
(por ejemplo, en otra línea). Por lo tanto estas informaciones se limitan a fallos en la
línea que se trata de proteger.
La figura siguiente muestra como se genera la orden de reposición de los avisos memorizados. En el momento de la reposición del equipo, las condiciones estacionarias
(señalización de fallo con arranque/ con disparo) deciden si el evento de fallo nuevo
deberá ser memorizado o reseteado.
Figura 2-183
Formación de la orden de reinicio para la memoria de mensajes de LED y LCD
2.23.3.2 Avisos espontáneos en el display
Ud. podrá optar, si después de una perturbación los datos más importantes del evento
de fallo deberán ser visualizados automáticamente en el display o no (ver también la
subsección „Avisos de perturbación“ en la sección 2.24.2 „Procesamiento de avisos“).
2.23.3.3 Estadística de conmutaciones
Se cuenta el número de desconexiones que han sido provocadas por el equipo 7SD5.
Si el equipo está previsto para disparo monopolar se cuenta por separado la cantidad
para cada uno de los polos del interruptor.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
439
2 Funciones
Además, para cada orden de disparo se determina la corriente desconectada para
cada polo, se emite en los avisos de los casos de avería y se va sumando en una memoria. También se mantiene disponible la intensidad de corriente máxima que ha sido
desconectada.
Si el equipo está equipado con el automatismo de reenganche integrado, se cuentan
también las órdenes de enganche automático, y esto por separado de los reenganches después de desconexión monopolar, después de desconexión tripolar así como
por separado para el primer ciclo de reenganche y los restantes ciclos de reenganche.
Los niveles de los contadores y de las memorias están protegidos contra fallo de
tensión auxiliar. Se pueden poner a cero o a cualquier valor inicial. Encontrará más
detalles en la descripción del sistema SIPROTEC 4.
2.23.3.4 Indicaciones de ajuste
Visualizaciones de
perturbación
Generalmente, un nuevo arranque de protección borra todos avisos luminosos para
que sólo sea visualizado el último caso de perturbación. Para esto, se puede seleccionar, si las señalizaciones LED almacenadas y, en caso dado, los avisos espontáneos de perturbación deben aparecer en el display a causa del nuevo arranque o sólo
después de una orden de disparo. Para introducir el modo de visualización deseado,
seleccione en el menú PARÁMETROS el submenú Equipo. Bajo la dirección 610 SEÑALIZA. ERROR se ofrecen las dos alternativas Con arranque así como Con
disparo („No trip - no flag“).
En los equipos con pantalla gráfica se puede seleccionar con el parámetro 615 INDICAC.ESPONT. si deberá aparecer automáticamente en el display una señalización
espontánea de la perturbación (Si) o no (No). En los equipos con display de texto
estos avisos aparecen, de todas maneras, después de un fallo en la red.
Después del arranque de un equipo con un display de cuatro líneas, los valores de
medición serán visualizados. Mediante las teclas de fecha en la parte frontal del
equipo, es posible seleccionar diferentes modos de visualización de los valores de
medición para la así llamada imagen básica. La página inicial de la imagen básica,
que es visualizada por estándar después de un arranque del equipo, puede ser seleccionada mediante el parámetro 640 Hoja inicial FB. En el anexo figuran las visualizaciones de los valores de medición, que pueden ser seleccionadas.
2.23.3.5 Visión general de los parámetros
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
610
SEÑALIZA. ERROR
Con arranque
Con disparo
Con arranque
Señalización de error en
LED/LCD
615
INDICAC.ESPONT.
No
Si
No
Indicación espontánea de datos
de falta
640
Hoja inicial FB
Imagen 1
Imagen 2
Imagen 3
Imagen 4
Imagen 5
Imagen 6
Imagen 1
Hoja inicial Figura básica
440
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.23 Control de funciones y prueba del interruptor de potencia
2.23.3.6 Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
-
Modo Prueb
IntI
Modo de prueba
-
Blq.AyV
IntI
Bloqueo transmisión de avis./ valores
-
Desblq.AyV
IntI
Desbloqueo transm. avis./ valores vía EB
-
Sinc. hora
IntI_P
Sincronización de hora
-
>Luz encen
AI
>Luz encendida (Display del equipo)
-
ModoTestHW
IntI
Modo test de Hardware
-
Fallo FMS1
AS
Fallo FMS Fibras opt.1
-
Fallo FMS2
AS
Fallo FMS Fibras opt.2
-
Camb posIP
IntI
Cambio de estado del interruptor
-
Lín.a tier
IntI
Línea puesta a tierra
3
>Sincr.tiempo
AI
>Sincronización de tiempo
5
>Reposic.LED
AI
>Reposición de señales LED
11
>Aviso 1
AI
>Aviso definible por usuario 1
12
>Aviso 2
AI
>Aviso definible por usuario 2
13
>Aviso 3
AI
>Aviso definible por usuario 3
14
>Aviso 4
AI
>Aviso definible por usuario 4
15
>Modo Test
AI
>Modo de test por interface de sistema
16
>Blq.AyV
AI
>Bloquear transmisión de avis./ valores
51
Equipo operati.
AS
Equipo operativo ("Contacto-Live")
52
Prot.act.
IntI
Al menos una función está activada
55
Progr.Inicio
AS
Progr.Inicio
56
Prog.inicial
AS
Programa de primera instalación
60
Reposic.LED
AS_P
Reposición de señales ópticas LED
67
Reinicio
AS
Reinicio
68
Fallo reloj
AS
Fallo en función reloj
69
Horario verano
AS
Horario de verano
70
Cargar parámet.
AS
Cargar parámetros nuevos
71
Test parámetros
AS
Test de parámetros
72
Parám. level 2
AS
Cambio parámetro level 2
73
Parametri.local
AS
Parametrización local
110
Pérdi. señales.
AS_P
Pérdida de señales
113
MarcaTemp perd.
AS
Marcas temporales perdidas
125
Blq.intermit.ac
AS
Bloqueo de aviso intermitente activo
126
PR.a/d IEC
IntI
Protecc. activar/desact.(IEC60870-5-103)
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
441
2 Funciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
128
Dis.señc/d
IntI
Dispos. señal con/desc ( ICE60870-5-103)
140
AvisCent.Pert
AS
Aviso central de perturbación
144
Fallo 5V
AS
Fallo, tensión de alimentación 5V
160
Alarm.central
AS
Aviso central de alarma
177
Fallo batería
AS
Fallo, batería
181
Fall.detecc.val
AS
Fallo HW Detección de valores
182
Fall.func.relog
AS
Fallo HW Función reloj
183
Fallo módulo 1
AS
Fallo módulo 1
184
Fallo módulo 2
AS
Fallo módulo 2
185
Fallo módulo 3
AS
Fallo módulo 3
186
Fallo módulo 4
AS
Fallo módulo 4
187
Fallo módulo 5
AS
Fallo módulo 5
188
Fallo módulo 6
AS
Fallo módulo 6
189
Fallo módulo 7
AS
Fallo módulo 7
190
Fallo módulo 0
AS
Fallo módulo 0
191
Error Offset
AS
Error HW: Offset
192
IN (1/5A)falso
AS
Error HW: Puente IN diferente a Parám.IN
193
Err.val.reglaje
AS
Error HW: Valores de reglaje inválidos
194
Transf.IE falso
AS
Error HW: Transform. IE diferente a MLFB
2054
Pro.EMERGENC.
AS
Función emergencia en proceso
4051
DIS TRANSMcon
IntI
Prot.dist.transmis. de señal conectada
442
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.24 Funciones adicionales
2.24
Funciones adicionales
A las funciones adicionales de la protección de línea 7SD5 pertenecen
• Las ayudas para la puesta en marcha,
• Tratamiento de avisos,
• Mediciones de servicio,
• Memorización de los datos de cortocircuito para la determinación de los valores de
avería.
2.24.1 Herramienta de puesta en marcha
2.24.1.1 Descripción del funcionamiento
Para la verificación de la comunicación y del sistema completo de la función de protección diferencial el equipo dispone de una amplia herramienta de puesta en marcha
y supervisión, la ayuda online para esta herramienta se encuentra en el CD-ROM con
DIGSI o a través de Internet en la dirección www.siprotec.com.
Para la comunicación del equipo con el navegador del PC son necesarias ciertas condiciones previas. Además de la coincidencia de velocidad de transmisión es preciso
asignar una dirección IP para que el equipo pueda ser identificado por el navegador.
Mediante „IBS-Tools“ se tiene también la posibilidad de maniobrar el equipo desde el
PC. En la pantalla del PC aparece la vista frontal del equipo con su teclado de maniobra. Con el cursor del ratón se puede simular ahora la maniobra del equipo. Esta posibilidad se puede desconectar.
Herramienta IBS
La „Herramienta IBS“ es una herramienta con muchas funciones para la puesta en
marcha y observación. Mediante un ordenador personal con navegador de red
permite una representación clara de los datos de medida más importantes de la protección diferencial. Los valores de medida y las magnitudes derivadas de ellas se representan gráficamente como diagramas vectoriales. Además, se pueden ver diagramas de disparo, con las magnitudes escalares representadas en forma numérica.
Encontrarán más detalles al respecto en la ayuda en línea correspondiente a „Herramienta IBS“.
Con ayuda de esta herramienta se pueden representar gráficamente en un PC, p. ej.,
las intensidades, tensiones (en la medida en que estén conectadas) y sus ángulos de
fase para todos los equipos de un sistema de protección diferencial. Además de los
diagramas vectoriales de los valores de medida figuran también los valores numéricos así como la frecuencia y las direcciones de los equipos. La figura 2-184 muestra
un ejemplo.
También se puede representar la magnitud de las corrientes diferenciales y de estabilización así como su posición con respecto a la curva característica de disparo que
esté ajustada.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
443
2 Funciones
Figura 2-184
Valores de medida locales - Ejemplo de tensiones e intensidades
2.24.1.2 Indicaciones de ajuste
Usted puede ajustar por separado los parámetros para la „herramienta IBS“ para la
interface de operador frontal y para la interface de servicio trasera. Importante son las
direcciones, que corresponden a la interfaz por medio de la cual se debe comunicar
con el ORDENADOR PERSONAL y con „la herramienta IBS“.
Las direcciones 4401 hasta 4406 son válidas para la interface frontal. La dirección IP
válida de 12 carácteres tiene el formato ***.***.***.***. Se introduce un bloque de tres
dígitos de la dirección IP en cada una de las siguientes direcciones de ajuste:
4401IP-A (A.x.x.x), 4402 IP-B (x.B.x.x), 4403 IP-C (x.x.C.x) y 4404
IP-D (x.x.x.D).
Por medio de la dirección 4405 BLOQ. TECLADO usted determina si los equipos de
un sistema de protección diferencial pueden ser operados desde el ORDENADOR
PERSONAL. Al preajustar por medio de los parámetros Si, el accionamiento del
teclado de los equipos está bloqueado a causa del simulacro en la pantalla. Eso viene
a ser el caso normal durante el servicio. Durante la puesta en marcha, usted puede
conseguir por medio del ajuste no que los parámetros de todos los equipos pueden
ser modificados.
Bajo la dirección 4406 LCP/NCP usted indicará si su interfaz del ORDENADOR PERSONAL apoya LCP (Link Control Protocol) o NCP (Network Control Protocol) respectivamente. En un enlace punto-a-punto es preciso que el ajuste sea Si (preajuste por
defecto) para facilitar un enlace DFÜ (Transmisión remota de datos). Al utilizar un acoplador en estrella, se realiza únicamente en uno de los equipos (en el equipo maestro)
el ajuste Si y en los demás el ajuste No.
Para la interfaz posterior se aplicarán análogamente las direcciones 4411 IP-A
(A.x.x.x), 4412 IP-B (x.B.x.x), 4413 IP-C (x.x.C.x), 4414 IP-D
(x.x.x.D), 4415 BLOQ. TECLADO y 4416 LCP/NCP.
444
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.24 Funciones adicionales
2.24.1.3 Visión general de los parámetros
Dir.
Parámetro
Posibilidades de ajuste
Preajuste
Explicación
4401
IP-A (A.x.x.x)
0 .. 255
141
Direcc. IP
***.xxx.xxx.xxx(Posición 1-3)
4402
IP-B (x.B.x.x)
0 .. 255
142
Direcc. IP
xxx.***.xxx.xxx(Posición 4-6)
4403
IP-C (x.x.C.x)
0 .. 255
255
Direcc. IP
xxx.xxx.***.xxx(Posición 7-9)
4404
IP-D (x.x.x.D)
0 .. 255
150
Direcc. IP xxx.xxx.xxx.***(Pos.
10-12)
4405
BLOQ. TECLADO
Si
No
Si
Bloqueo de teclado
4406
LCP/NCP
No
Si
Si
Interface de soporte para
LCP/NCP
4411
IP-A (A.x.x.x)
0 .. 255
141
Direcc. IP
***.xxx.xxx.xxx(Posición 1-3)
4412
IP-B (x.B.x.x)
0 .. 255
142
Direcc. IP
xxx.***.xxx.xxx(Posición 4-6)
4413
IP-C (x.x.C.x)
0 .. 255
255
Direcc. IP
xxx.xxx.***.xxx(Posición 7-9)
4414
IP-D (x.x.x.D)
0 .. 255
160
Direcc. IP xxx.xxx.xxx.***(Pos.
10-12)
4415
BLOQ. TECLADO
Si
No
Si
Bloqueo de teclado
4416
LCP/NCP
No
Si
Si
Interface de soporte para
LCP/NCP
2.24.2 Tratamiento avisos
Para los detalles análisis del fallo, la información con respecto al arranque del equipo
de protección y los valores medidos después de un fallo del sistema son de interés.
Para este fin, el equipo dispone de una función de tratamiento de avisos, que opera
de manera triple:
2.24.2.1 Descripción del funcionamiento
Indicadores y
salidas binarias
(relés de salida)
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
Los eventos y estados importantes se visualizan en la tapa frontal mediante indicadores ópticos (LED). El equipo contiene además relés de salida para la señalización
remota. La mayoría de los avisos y visualizaciones se pueden configurar, es decir,
asignar de manera distinta a la preajustada en el suministro (configuración de suministro véase anexo). En la descripción de sistema SIPROTEC 4 se muestran en
detalle los procedimientos para la configuración.
445
2 Funciones
Los relés de salida y los LEDs pueden trabajar con memoria o sin memoria (pudiendo
parametrizarse individualmente cada uno).
Las memorias están protegidas contra fallo de la tensión auxiliar. Se reinicializan:
• local, accionando la tecla LED en el equipo,
• a distancia, a través de una entrada binaria configurada correspondientemente,
• a través de uno de los interfaces seriales,
• automáticamente al comienzo de una nueva excitación.
Los avisos de estado no se deberían memorizar. Tampoco se pueden reinicializar
hasta que haya desaparecido el criterio que se ha de comunicar. Esto se refiere, p.
ej., a avisos de funciones de supervisión o similares.
Un LED verde indica disposición de servicio („RUN“); no se puede reinicializar. Se
apaga cuando el autocontrol del microprocesador detecta un fallo o si falla la tensión
auxiliar.
Estando presente la tensión auxiliar pero habiendo una avería interna en el equipo se
ilumina el LED rojo („ERROR“) y se bloquea el equipo.
Con DIGSI se puede controlar individualmente de forma selectiva los relés de salida
y diodos luminosos del equipo, controlando con ello (p. ej., durante la fase de puesta
en marcha) las conexiones correctas con la instalación. En un cuadro de diálogo se
puede activar individualmente, p.ej., cada relé de salida y chequear así el cableado
entre el 7SD5 y la instalación, sin necesidad de generar avisos configurados.
Informaciones
relativas a la
pantalla o al
ordenador
personal
Los sucesos y estados se pueden leer en la pantalla, en la tapa frontal del equipo. A
través de la interface operacional frontal o de la interface de servicio se puede conectar también, p. ej., un ordenador personal al cual se envían entonces las informaciones.
En el estado de reposo, es decir, mientras no se presente una falta, el LCD puede
mostrar en la pantalla inicial información selectiva operacional (vista general de los
valores de servicio medidos). En el evento de fallo de sistema, la información con respecto al fallo, los denominados mensajes espontáneos, son desplegados al instante.
Después de confirmar los avisos de los casos de avería vuelven a visualizarse las informaciones de reposo. La confirmación es equivalente a la confirmación de los indicadores luminosos (véase más arriba).
La figura 2-185 muestra la pantalla inicial preajustada en el display de 4 líneas. En el
display gráfico es posible configurar la pantalla inicial. Encontrará más información en
la descripción del sistema SIPROTEC 4 y en el manual Display Editor.
Es posible seleccionar entre varias pantallas iniciales con las teclas de fecha. Con el
parámetro 640 es posible modificar el preajuste de la página de pantalla inicial que
es mostrada en el estado de reposo. A continuación, 2 ejemplos de posibles pantallas
iniciales.
Figura 2-185
Valores de medición de servicio en la figura básica
En la pantalla inicial 3 están representados los valores de medida UL1-L2 y IL2.
446
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.24 Funciones adicionales
Figura 2-186
Valores de medición de servicio en la figura básica
El equipo dispone además de varias memorias intermedias de eventos, p. ej., para
avisos de servicio, avisos de casos de avería, estadística de conmutaciones, etc. que
están protegidos mediante batería de memoria contra fallo de tensión auxiliar. Estos
avisos se pueden llevar en todo momento al panel indicador por medio del teclado de
maniobra, o se pueden transmitir al ordenador personal a través de la interface de servicio serial. La lectura de avisos se describe detalladamente en la descripción de
sistema SIPROTEC 4.
Siguiendo con un fallo de sistema, por ejemplo, es posible la recuperación de información importante con respecto a la secuencia de eventos, como lo es el arranque y
el disparo. El comienzo de la avería está señalado con el tiempo absoluto del reloj
interno del sistema. El desarrollo de la avería se emite con un tiempo relativo, referido
al momento de la excitación, de manera que se pueda reconocer también la duración
hasta el disparo y hasta la recuperación de la instrucción de disparo. La resolución de
la información de tiempo es de 1ms.
Con el ordenador personal y el programa de tratamiento de datos de protección DIGSI
también se pueden leer los sucesos, con la comodidad de visualizarlos en pantalla y
con desarrollo conducido por menú. Al mismo tiempo, los datos se pueden documentar opcionalmente en una impresora que esté conectada o se pueden memorizar y
evaluar en otro lugar.
Informaciones a
una central
En la medida en que el equipo disponga de una interface de sistema serial, las informaciones memorizadas se pueden transmitir adicionalmente a través de éste a una
unidad de control y memoria central. Varios protocolos de comunicación están disponibles para la transmisión de esta información.
Con DIGSI se puede comprobar si los avisos se transmiten correctamente.
También se puede influir en las informaciones que se transmiten al centro de control,
durante el funcionamiento o durante las pruebas. El protocolo ICE 60870-5-103
permite que, mientras se está comprobando el equipo en el sitio, se marquen con la
nota „Modo de prueba“ todos los avisos y valores de medida que se transmitan al
centro de control, como causa del aviso de forma que se pueda reconocer que no se
trata de avisos de auténticas averías. Alternativamente se puede determinar que
durante la prueba no se transmita ningún aviso a través de la interface del sistema
(„Bloqueo de transmisión“).
Para influir en las informaciones en la interface del sistema durante el régimen de
prueba („Modo de prueba“ y „Bloqueo de transmisión“), es preciso un enlace a través
de CFC, que sin embargo está realizado en el estado de suministro del equipo (véase
anexo).
La forma de activar o desactivar el modo de prueba y el bloqueo de transmisión, se
muestra en detalle en la descripción de sistema SIPROTEC 4.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
447
2 Funciones
Subdivisión de
avisos
Los avisos están estructurados de la siguiente manera:
• Avisos de operación; se trata de avisos que pueden surgir durante el funcionamiento del equipo: Informaciones relativas al estado de las funciones del equipo, datos
de medida, datos de la planta, protocolización de órdenes de mando y similares.
• Avisos de avería; se trata de avisos de las últimas 8 averías de la red que hayan
sido tratadas por el equipo.
• Avisos relativos a la Estadística de conmutación; se trata de contadores para las
maniobras de conmutación de los interruptores de potencia ordenadas por el
equipo así como valores de las intensidades de corriente desconectadas y corrientes de cortocircuito acumuladas.
Una lista completa de todas las funciones generables de avisos y salida del equipo en
su capacidad máxima de funciones, con el número de información asociado n.°., se
encuentra en el apéndice. Allí se indica también para cada aviso hacia donde se
puede comunicar. Si en una versión no disponible menos completa no están presentes algunas funciones, o si han sido configuradas como no presentes, entonces
naturalmente no pueden aparecer sus avisos.
Avisos de servicio
Los avisos de servicio son aquellas informaciones que el equipo genera durante el
funcionamiento y relativas al trabajo.
En el equipo se registran por orden cronológico hasta 200 avisos de servicio. Cuando
se generan avisos de servicio nuevos, entonces se van añadiendo. Una vez que se
haya agotado la capacidad máxima de la memoria se va perdiendo cada vez el aviso
más antiguo.
Los avisos de servicio entran automáticamente y se pueden recuperar en todo
momento en la pantalla del equipo o sobre la pantalla de un PC que esté conectado.
Los cortocircuitos detectados en la red solamente se indican con una „Avería en la
red“ y el número correlativo de avería. Las indicaciones detalladas relativas al desarrollo de las averías de red figuran en los avisos de los casos de avería.
Avisos de caso de
avería
Después de una avería se pueden leer, p. ej., informaciones importantes relativas a
su desarrollo, tales como excitación y disparo. El comienzo de la avería está señalado
con el tiempo absoluto del reloj interno del sistema. El desarrollo de la avería se emite
con un tiempo relativo, referido al momento de la excitación, de manera que se pueda
reconocer también la duración hasta el disparo y hasta la recuperación de la instrucción de disparo. La resolución de la información de tiempo es de 1ms.
Una avería en la red comienza con la identificación de un fallo por la excitación de
cualquiera de las funciones de protección, y termina con la reposición de la excitación
de la última función de protección. Si una avería da lugar a que se activen varias funciones de protección, se considera como un solo caso de avería todo aquello que
sucede entre la excitación de la primera función de protección y la reposición de la
última función de protección.
Si se efectúa un reenganche, la avería en la red termina una vez transcurrido el último
tiempo de bloqueo, es decir, después de un reenganche con o sin éxito. De esta
manera, todo el proceso de supresión de la avería, incluido el ciclo de reenganche (o
todos los ciclos de reenganche), ocupa sólo un protocolo de avería. Dentro de una
avería de la red pueden aparecer varios casos de avería (desde la primera excitación
de una función de protección hasta la anulación de la última excitación). Sin reenganche cada perturbación es un fallo de red.
448
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.24 Funciones adicionales
Presentaciones
espontáneas
Después de un caso de avería aparecen automáticamente en la pantalla los datos
más importantes de la avería después de la excitación general del equipo, siguiendo
el orden indicado en la figura.
Figura 2-187
Opciones de
localización de fallo
Presentaciones espontáneas de averías en pantalla
Especialmente para la localización de fallos, además de la visualización en la pantalla
del equipo en DIGSI existen otras posibilidades de indicación dependiendo de la
versión de equipo, de su configuración y de su parametrización:
• Si el equipo dispone de una salida BCD para la localización de fallos, significan las
cifras transmitidas:
0 a 195: el lugar de avería calculado en % de longitud de línea (más de 100 % significa que la avería está más allá de la línea que debe ser protegida en dirección
más adelante);
197: lugar de avería negativo (avería en dirección hacia atrás);
199: desbordamiento.
Llamada de avisos
Se pueden llamar y leer los avisos de los ocho últimos casos de avería. En total
pueden ser memorizados hasta 600 avisos. Si se producen más avisos de avería se
van borrando de la memoria las más antiguas siguiendo un orden consecutivo.
Avisos
espontáneos
Los avisos espontáneos representan la protocolización paralela de los avisos actuales entrantes. Cada nuevo aviso entrante aparece inmediatamente sin que sea necesario esperar a la actualización o activar ésta. Esto resulta útil durante la maniobra,
prueba y puesta en marcha.
Los avisos espontáneos se pueden leer mediante DIGSI. Encontrará más detalles en
la descripción del sistema SIPROTEC 4.
Consulta general
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
La consulta general a través de DIGSI ofrece la posibilidad de averiguar el estado
actual del equipo SIPROTEC 4. Todos los avisos de consulta general obligatorios se
visualizan con su valor actual.
449
2 Funciones
2.24.3 Estadística
2.24.3.1 Descripción del funcionamiento
Estadística de
conmutaciones
Los avisos relativos a la estadística de conmutaciones son contadores de las operaciones de conmutación activadas por 7SD5 de los interruptores de potencia, así como
para los valores de las corrientes de cortocircuito acumuladas durante las desconexiones activadas por las funciones de protección del equipo, así como las intensidades de corriente máximas desconectadas. Los valores de medida indicados son
valores primarios.
Se pueden recuperar en el frente del equipo y se pueden leer a través de la interface
de maniobra o de servicio mediante ordenador personal empleando el programa
DIGSI.
Los contadores y memorias de la estadística de conmutación se almacenan protegidos en el equipo. De esta manera, no se pierden en un fallo de la tensión auxiliar. Sin
embargo, los contadores se pueden poner a cero o en un valor cualquiera dentro de
sus límites de ajuste.
Para leer el estado de los contadores y memorias no es preciso introducir códigos de
acceso, pero sí para borrarlos. Encontrará más detalles en la descripción del sistema
SIPROTEC 4.
Estadística de
transmisión
En el 7SD5 se llevan las estadísticas relativas a la comunicación de protección. Los
tiempos de transmisión de las informaciones entre los equipos a través de interfaces
de datos de protección son medidos continuamente y mostrados en los valores de estadística. Igualmente, se muestra la disponibilidad de los medios de transmisión. Para
ello, se representa la disponibilidad en %/mín. y %/h. Esto permite evaluar la calidad
de la transmisión.
Si está configurada la sincronización GPS, entonces se determinan y visualizan
independientemente los dos tiempos de transmisión (ida y vuelta); mientras el GPS
trabaje sin fallos.
2.24.3.2 Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
1000
No.DISP. =
AV
Número de órdenes de disparo =
1001
No.DISP.L1=
AV
Número de disparos de la fase L1
1002
No.DISP.L2=
AV
Número de disparos de la fase L2
1003
No.DISP.L3=
AV
Número de disparos de la fase L3
1027
ΣIL1=
AV
Suma corrientes desconec. prim. fase L1
1028
ΣIL2=
AV
Suma corrientes desconec. prim. fase L2
1029
ΣIL3=
AV
Suma corrientes desconec. prim. fase L3
1030
MÁX IL1
AV
Corriente máx. desconectada en fase L1
1031
MÁX IL2
AV
Corriente máx. desconectada en fase L2
1032
MÁX IL3
AV
Corriente máx. desconectada en fase L3
450
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.24 Funciones adicionales
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
2895
RE: 1pol,1°cic.
AV
RE: Orden de cierre trás ciclo monopolar
2896
RE: 3pol,1°cic.
AV
RE: Orden de cierre trás ciclo tripolar
2897
RE 1p,>=2°cic=
AV
RE: Orden cierre a partir 2° ciclo 1pol.
2898
RE 3p,>=2°cic=
AV
RE: Orden cierre a partir 3° ciclo 1pol.
7751
INT1 DUR
VM
INT1 DUR. (duración de señal)
7752
INT2 DUR
VM
INT2 DUR. (duración de señal)
7753
IN1D/m
VM
INT1 Dispon./m (disponibilidad)
7754
IN1D/h
VM
INT1 Dispon./h (disponibilidad)
7755
IN2D/m
VM
INT2 Dispon./m (disponibilidad)
7756
IN2D/m
VM
INT2 Dispon./h (disponibilidad)
7875
IN1DUR R
VM
INT1 DUR recepc. (duración de señal)
7876
IN1DUR T
VM
INT1 DUR transm. (duración de señal)
7877
IN2DUR R
VM
INT2 DUR recepc. (duración de señal)
7878
IN2DUR T
VM
INT2 DUR transm. (duración de señal)
2.24.4 Valores de medida
2.24.4.1 Descripción del funcionamiento
Para observar localmente o para la transmisión de datos se dispone de una serie de
valores de medida y de los valores determinados por cálculo.
La condición necesaria para una visualización correcta de los valores primarios y porcentuales es la introducción íntegra y correcta de los valores nominales de los transformadores de medida y del sistema de potencia así como de las relaciones de transmisión de los transformadores de medida y de intensidad y tensión en las vías a tierra.
Indicación y transmisión de valores
de medida
Los valores de medida operacional y de los contadores son determinados por el
sistema procesador en un segundo plano. Se pueden llamar en la cara frontal del
equipo, también se pueden leer mediante la interface operacional con un ordenador
personal con el programa DIGSI, o eventualmente se pueden transmitir a una estación central de control a través de la interface del sistema.
Dependiendo de la variante de pedido, la conexión del equipo, y la configuración de
las funciones de protección, estarán disponibles sólo una parte de los valores operacionales medidos listados en la tabla 2-20. De los valores de intensidad IEE, IY y IP
sólo puede ser correcto uno, el conectado a la entrada de corriente I4. Las tensiones
fase-tierra sólo pueden ser medidas cuando las entradas de tensión fase-tierra estén
conectadas. La tensión de desplazamiento 3U0 es la tensión e-n multiplicada por √3
— cuando Uen está conectada — o calculada de las tensiones fase-tierra
3U0 = |UL1 + UL2 + UL3|. Para esto es preciso que estén conectadas las tres entradas
de tensión fase-tierra.
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
451
2 Funciones
Si se encuentran varios equipos interconectados mediante interfaces de datos de protección, se forma un valor de frecuencia sobre la constelación (frecuencia de constelación). Este valor se muestra como „frecuencia“ de medición de trabajo. Con esto,
los equipos que no puedan medir una frecuencia localmente, pueden mostrar también
una frecuencia. La frecuencia de constelación también es utilizada por la protección
diferencial para la sincronización de valores de medida. Las funciones que trabajan
localmente, como por ejemplo la protección de frecuencia, siempre utilizan la frecuencia local medida.
Si el equipo se encuentra en un modo local (el equipo está dado de baja, en modo de
prueba o no hay una conexión vía interface de datos de protección) se muestra la frecuencia local medida.
Para la protección de sobrecarga térmica las sobretemperaturas calculadas se
indican como temperatura de desconexión. Los valores de medida de temperatura
sólo pueden ser visualizados si está configurada la protección contra sobrecarga
disponible.
Si el equipo dispone de los controles de sincronización y conexión y estos han sido
considerados en la configuración del volumen del equipo (dirección135) como disponible y el parámetro TRANSFORM. U4 (dirección 210) ha sido ajustado a Transform.Usinc, usted podrá leer los valores característicos (tensiones, frecuencias, diferencias).
Los componentes de potencia P, Q son positivos si en el objeto a proteger fluye potencia activa o potencia reactiva inductiva.
El signo del factor de potencia cos ϕ corresponde al de la potencia activa.
El cálculo de los valores de medida operacionales se efectúa también mientras esté
en curso un caso de avería, a intervalos de aprox. 0,5 s.
452
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.24 Funciones adicionales
Tabla 2-20
Valores de medición de trabajo del equipo local
Valores de medida
primario secundari
o
% referido a
IL1, IL2, IL3
Intensidades de fase
A
A
Intensidad nominal de servicio 1)
IEE
Corriente de tierra sensible
A
mA
Intensidad nominal de servicio 3)1)
3I0
Corriente de tierra
A
A
Intensidad nominal de servicio 1)
ϕ(IL1-IL2), ϕ(IL2-IL3),
ϕ(IL3-IL1)
Ángulo de fase entre las corrientes de
fase
°
–
–
I1, I2
Componente directa e inversa de las
intensidades
A
A
Intensidad nominal de servicio 1)
IY, IP
Intensidad del neutro de
transformador o corriente de tierra de
la línea paralela
A
A
Intensidad nominal de servicio 3)1)
UL1-L2, UL2-L3, UL3-L1
Tensiones fase-fase
kV
V
Tensión nominal de servicio 2)
UL1-E, UL2-E, UL3-E
Tensión fase-tierra
kV
V
Tensión nominal de servicio / √3 2)
3U0; U0
Tensión de desplazamiento
kV
V
Tensión nominal de servicio / √3 2)
ϕ(UL1-UL2), ϕ(UL2-UL3), Ángulo de fase entre las tensiones de
fase
ϕ(UL3-UL1)
°
–
–
ϕ(UL1-IL1), ϕ(UL2-IL2),
ϕ(UL3-IL3)
Ángulos de fase entre las tensiones
de fase respecto a las intensidades de
fase
°
–
–
U1, U2
Componentes directa e inversa de las
tensiones
kV
V
Tensión nominal de servicio / √3 2)
UX; UEN
Tensión en la entrada de medición U4
–
V
–
U1 en compound
Componente directa de la tensión en
el extremo opuesto (con un devanado
en compound en la protección de
tensión)
kV
V
Tensión nominal de servicio / √3 2)
RL1-E, RL2-E,
RL3-E, RL1-L2,
RL1-L2, RL3-L1
Resistencia efectiva de servicio de
todos los bucles de fase
Ω
Ω
–
XL1-E, XL2-E,
XL3-E, XL1-L2,
XL2-L3, XL3-L1
Reactancia de servicio de todos los
bucles de fase
Ω
Ω
–
S, P, Q
Potencia aparente, activa, reactiva
MVA,
MW,
MVAR
–
√3·UN·IN magnitudes nominales
de servicio 1)2)
cos ϕ
Factor de potencia
(abs)
(abs)
–
f
Frecuencia (frecuencia de
constelación)
Hz
Hz
Frecuencia Nominal
ΘL1/ΘDIS, ΘL2/ΘDIS,
ΘL3/ΘDIS
Valor térmico de cada fase,
referido al valor de disparo
%
–
Sobretemperatura de disparo
Θ/ΘDIS
Valor térmico resultante,
referido al valor de disparo, calculado
de acuerdo al método parametrizado
%
–
Sobretemperatura de disparo
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
453
2 Funciones
Valores de medida
primario secundari
o
% referido a
ULín, Ubarra, Udif
Tensión de línea, tensión de barra
colectora y diferencia de valor (para el
control de sincronización)
kV
–
–
fLín, fbarra, fdif
Frecuencia de línea, frecuencia de
barra colectora y diferencia de valor
(para el control de sincronización)
Hz
–
–
ϕdif
Valor de la diferencia de ángulo de
fase en entre la línea y la barra correctora (para el control de sincronización)
°
–
–
1)
2)
3)
Según dirección 1104
Según dirección 1103
considerando el factor 221 TRANSFORM.I4/If
2.24.4.2 Lista de informaciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
601
IL1 =
VM
Valor de medida IL1
602
IL2 =
VM
Valor de medida IL2
603
IL3 =
VM
Valor de medida IL3
610
3I0 =
VM
Valor de medida 3I0
611
IEE =
VM
Valor med. IEE (corr.a tierra alta sens)
612
IY =
VM
Valor med. IY (pto estrella transfrom.)
613
IP =
VM
Valor med. IP (línea paralela)
619
I1 =
VM
Valor de medida I1 (secuencia positiva)
620
I2 =
VM
Valor de medida I2 (secuencia positiva)
621
UL1E=
VM
Valor med. UL1E
622
UL2E=
VM
Valor med. UL2E
623
UL3E=
VM
Valor med. UL3E
624
UL12=
VM
Valor med. UL12
625
UL23=
VM
Valor med. UL23
626
UL31=
VM
Valor med. UL31
627
Uen =
VM
Tensión UE =
631
3U0 =
VM
Valor med. 3U0
632
Usin=
VM
Valor med. Usin (tensión de barras)
633
UX =
VM
Valor med. UX
634
U1 =
VM
Valor med. U1 (secuencia positiva)
635
U2 =
VM
Valor med. U1 (secuencia negativa)
454
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
2.24 Funciones adicionales
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
636
Udif=
VM
Valor med. U diferencia (Línea-Barra)
637
Ulín=
VM
Valor med. U línea
638
Ubarra
VM
Valor med. U barra colectora
641
P =
VM
Valor med. P (potencia activa)
642
Q =
VM
Valor med. Q (potencia reactiva)
643
cos =
VM
Valor med. cosPHI (factor de potencia)
644
f =
VM
Valor med. f (frecuencia)
645
S =
VM
Valor med. S (potencia aparente)
646
fbarra =
VM
Valor med. f Barra colectora
647
fdif=
VM
Valor med. Diferencia f
648
ϕdif=
VM
Valor med. Diferencia Phi
649
flínea=
VM
Valor med. f Línea
679
U1ko=
VM
Valor U1ko (Sistema sec.pos.Compound)
684
U0 =
VM
Valor U0 (tensión homopolar)
801
Θ/Θdisp=
VM
Temperatura operacional
802
Θ/Θ disp L1=
VM
Valor de medida por sobrecarga L1
803
Θ/Θ disp L2=
VM
Valor de medida por sobrecarga L2
804
Θ/Θ disp L3=
VM
Valor de medida por sobrecarga L3
966
RL1E=
VM
Valor de medida RL1E
967
RL2E=
VM
Valor de medida RL3E
970
RL3E=
VM
Valor de medida RL3E
971
RL12=
VM
Valor de medida RL12
972
RL23=
VM
Valor de medida RL23
973
RL31=
VM
Valor de medida RL31
974
XL1E=
VM
Valor de medida XL1E
975
XL2E=
VM
Valor de medida XL2E
976
XL3E=
VM
Valor de medida XL3E
977
XL12=
VM
Valor de medida XL12
978
XL23=
VM
Valor de medida XL23
979
XL31=
VM
Valor de medida XL31
7731
Φ IL1L2=
VM
Angulo IL1 -> IL2 (medida local)
7732
Φ IL2L3=
VM
Angulo IL2 -> IL3 (medida local)
7733
Φ IL3L1=
VM
Angulo IL3 -> IL1 (medida local)
7734
Φ UL1L2=
VM
Angulo UL1 -> UL2 (medida local)
7735
Φ UL2L3=
VM
Angulo UL2 -> UL3 (medida local)
7SD5 Manual
C53000-G1178-C169-1
455
2 Funciones
No.
Información
Tipo de
Info
Explicación
7736
Φ UL3L1=
VM
Angulo UL3 -> UL1 (medida local)
7737
Φ UIL1=
VM
Ángulo UL1 -> IL1 (medida local)
7738
Φ UIL2=
VM
Ángulo UL2 -> IL2 (medida local)
7739
Φ UIL3=
VM
Ángulo UL3 -> IL3 (medida local)
2.24.5 Valores de medida dif. y de estab.
2.24.5.1 Valores de medida de la protección diferencial
Los valores diferenciales, de estabilización y de corriente de carga de la protección
diferencial, según la siguiente tabla, pueden ser llamados en la cara frontal del equipo,
también se pueden leer mediante la interface operacional con un ordenado